Варианты освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока

Технико-экономические расчеты по определению экономической эффективности разработки крупнейшего газового месторождения природного газа в Восточной Сибири при различных налоговых режимах. Роль государства в формировании газотранспортной системы региона.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 30.04.2011
Размер файла 1,6 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Развитие российского топливно-энергетического комплекса (ТЭК) является на сегодняшний день одной из возможностей решить ряд задач, которые стоят на пути экономического развития России. Как известно, ТЭК является одним из основных источников формирования бюджета, который обеспечивает до 40% бюджетных поступлений.

Сложная экономическая и политическая ситуация, в которой находится Россия после распада СССР, диктует необходимость определения стратегических направлений развития ТЭКа в условиях становления рыночных отношений в стране.

В отличие от Западной Сибири, которая характеризуется значительными запасами нефти и газа и высокой степенью их изученности, Восточная Сибирь и Дальний Восток, являются по сути дела, тем потенциалом, который предстоит задействовать в 21 веке.

Важность развития ТЭКа на Востоке России обусловлена не только необходимостью социально-экономического развития, создания мощной газовой промышленности, но и важностью установления долгосрочных добрососедских связей с странами Азиатско-тихоокеанского региона, в первую очередь с Китаем, Республикой Корея, Японией, Монголией.

Формирование газотранспортной системы на Востоке России является одним из основных вопросов, который активно обсуждается на различных межведомственных совещаниях. Данный вопрос наиболее актуален на сегодняшний день, так как именно направления газовых потоков будут определять развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока.

В данной работе не рассматриваются проблемы освоения месторождений шельфа о. Сахалин и развития ТЭКа Хабаровского, Приморского краев. Амурской и Камчатской областей.

Важно отметить, что освоение крупнейших газовых месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо рассматривать в одном комплексе. Именно такого рода стратегический подход позволит приступить к первому этапу реализации того потенциала топливно-энергетических ресурсов, который скрыт на Востоке России.

Помимо вышеизложенного необходимо отметить, что на сегодняшний день особенно остро стоит вопрос привлечения иностранных инвестиций в развитие топливно-энергетического комплекса для реализации так называемых «pipelin dreams». Понятие инвестиции в топливно-энергетическом комплексе ассоциируется, в первую очередь, с осуществлением крупномасштабных инвестиционных проектов, которые имеют не только огромное социально-экономическое значение для России, но и играют важнейшую геополитическую функцию. Обеспечение возврата вложенных средств и получение дохода на вложенные средства, сведение риска невозврата средств, все это, является основными требованиями, предъявляемыми иностранными инвесторами к России. Рассмотрение механизмов привлечения иностранных инвесторов к различным этапам реализации проекта является на сегодняшний день одной из наиболее актуальных проблем для российского ТЭКа.

На данный момент существует ряд работ, которые ставят своей задачей раскрыть перспективы развития газотранспортной системы на Востоке России, в существующих работах даны концептуальные подходы к формированию газотранспортной системы в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Данные подходы базируются на оценке сырьевой базы России с учетом данных Государственного баланса горючих газов Российской Федерации, топливно-энергетических балансов регионов, перспектив развития газовой промышленности стран АТР.

Однако, следует отметить ряд вопросов, которые являются важнейшими для развития ТЭКа на Востоке России, в частности:

* практически все технико-экономические расчеты по освоению газовых месторождений и строительству системы магистральных газопроводов на Востоке России имеют достаточно условный характер;

* проблемы привлечения инвестиций для реализации крупномасштабных проектов освоения углеводородных месторождений;

* вопросы использования и утилизации гелия при разработке базовых месторождений природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке;

* не в полной мере освещены вопросы существующих мощностей по сжижению природного газа в странах Азиатско-тихоокеанского региона и перспектив их развития;

* роль государства в координации формирования газотранспортной системы на Востоке России.

Целью дипломной работы является определение наиболее приемлемых вариантов освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока с возможностью выхода на энергетический рынок стран Северо-Восточной Азии.

Для достижения указанной цели были поставлены следующие задачи, определившие структуру работы:

*проведение технико-экономических расчетов по определению экономической эффективности разработки крупнейшего газового месторождения природного газа в Восточной Сибири (Ковыктинское газоконденсатное месторождение - КГКМ) при различных налоговых режимах;

*исследование текущего состояния и перспектив развития топливно-энергетического комплекса на Востоке России с учетом выхода на энергетический рынок стран СВА;

*исследование схем привлечения иностранных инвесторов к участию в проекте на различных этапах его реализации, в частности, доразведки месторождений и их разработки на условиях раздела продукции;

*исследование роли государства в формировании газотранспортной системы на Востоке России.

1. Общая ситуация на газовом рынке России

Структура газового рынка не претерпела значительных изменений с момента ее формирования в 1992 году, в ходе акционирования и приватизации предприятий газовой промышленности СССР. Тогда были заложены основы для формирования централизованной структуры газовой отрасли России, основанной на доминировании ОАО «Газпром» - были приняты решения о единстве имущества Единой системы газоснабжения России (Указ Президента Российской Федерации от 1 июня 1992 г. №538 «Об обеспечении деятельности Единой системы газоснабжения страны») и об акционировании концерна «Газпром» и внесении в его уставный капитал основных активов газовой отрасли (Указ Президента Российской Федерации от 5 ноября 1992 г. №1333 «О преобразовании Государственного газового концерна «Газпром» в Российское акционерное общество «Газпром»).

Принятый в 1999 г. Федеральный закон «О газоснабжении» наделил ОАО «Газпром» статусом организации-собственника Единой системы газоснабжения Российской Федерации, обладающей эксклюзивными функциями в газовом секторе России. Строго говоря, закон «О газоснабжении» написан таким образом, что не налагает на организацию-

собственника Единой системы газоснабжения (ОАО «Газпром») каких-либо твердых и существенных обязательств в области надежности газоснабжения российских потребителей. Однако ст. 14 данного закона, устанавливающая принцип неделимости Единой системы газоснабжения (в соответствии с этой статьей, ОАО «Газпром» может быть ликвидировано только на основании федерального закона) и предоставляющая ОАО «Газпром» довольно широкие правомочия по технологическому и диспетчерскому управлению объектами, подсоединенными к Единой системе газоснабжения, независимо от того, в чьей собственности они находятся, ссылается именно на фактор обеспечения надежного газоснабжения как обоснование для введения столь жестких централизованных ограничений на деятельность компаний газового сектора России и возможность изменения его структуры.

Принесла ли централизованная модель преимущества российскому газовому сектору?

На самом деле следует отметить, что эффективность деятельности компании «Газпром» в области обеспечения надежного газоснабжения российских потребителей вызывала и вызывает серьезные сомнения. В течение всего периода восстановления российской экономики после кризиса 1998 года ОАО «Газпром», в целом, последовательно наращивал поставки природного газа на экспорт, сокращая поставки газа на внутренний рынок. В частности, из приведенного ниже графика видно, что в 2004 г. поставки газа на экспорт в т.н. «дальнее зарубежье» составили 113,4% к уровню 1999 г. (при том, что уровень добычи газа не достиг уровня 1999 г.), экспорт газа в страны СНГ довольно резко вырос в 2004 г. и вырос на 1% по сравнению с уровнем 1999 г. (после падения в 2001 г. до 84% от уровня 1999 г., которое было обусловлено политикой прежнего менеджмента ОАО «Газпром», уступившего газовый рынок стран СНГ другим компаниям, в частности, группе компаний «Итера»), а поставки газа ОАО «Газпром» на внутренний рынок снизились и составили 96,6% к уровню 1999 г.

На диаграмме 1.2 видно, что разрыв между объемами поставок газа ОАО «Газпром» на внутрироссийский рынок (добыча ОАО «Газпром» минус экспорт в дальнее зарубежье и страны СНГ) и внутренним потреблением газа серьезно увеличился и уже в 2004 году составил 50 млрд. куб. м газа, а в 2005 г., по уточненным прогнозным оценкам, составит около 72 млрд. куб. м.

Фундаментальной причиной, по которой ОАО «Газпром» активно сокращает поставки газа российским потребителям, продолжает оставаться проблема падения газодобычи на крупнейших месторождениях Надым-Пур-Тазовского района - Уренгойском, Ямбургском, Медвежьем.

Диаграмма 1.1. Динамика объемов поставок газа ОАО «Газпром» на экспорт и внутренним потребителям в 1999-2005 гг.

газовый месторождение налоговый сибирь

По прогнозным оценкам, выбытие объемов добычи газа только на Уренгойском и Ямбургском месторождениях в 2007 г. составит свыше 55 млрд. куб. м по сравнению с уровнем 2004 г., в 2010 г. - 113 млрд. куб. м. Это крупнейшие газовые месторождения в России, где доказанные запасы газа, по данным международного аудита, составляют 2,69 и 2,94 трлн. куб. м соответственно. Данные по степени выработанности этих месторождений, приводимые в различных источниках, сильно различаются, однако очевидно, что месторождения находятся в активной стадии истощения. В частности, по данным, в конце 2003 года выработанность Уренгойского месторождения составляла 65,4%, Ямбургского - 54,1%, Медвежьего - 75,6% 4. По другим оценкам, степень выработанности Уренгойского месторождения составляет 75%, Ямбургского - 60%, Медвежьго - 85%.

Падение объемов добычи газа на Уренгойском месторождении уже сегодня является наиболее драматическим - по данным агентства «Ямалинформ», объемы добычи газа «Уренгойгазпромом» снизились за 11 месяцев 2004 года на 7% по сравнению с аналогичным периодом 2003 г.

Диаграмма 1.2. Потребление газа в России и его поставки внутренним потребителям со стороны ОАО «Газпром» в 1999-2005 гг.

Как видно из диаграммы 1.3, в последние годы объемы добычи газа ОАО «Газпром» росли весьма незначительно, даже невзирая на ввод новых месторождений газа - выход Заполярного месторождения на проектную добычную мощность, ввод в действие Еты-Пуровского месторождения и Песцовой площади Уренгойского газоконденсатного месторождения. Прирост добычи газа в 2004 г. по сравнению с минимальным за все постсоветские годы уровнем 2001 г. (512 млрд. куб. м газа в год) был весьма незначительным.

Собственно, и без захвата «Пургаза» «Газпром» до сих пор так и не вышел на уровень добычи газа 1999 года - по данным компании, в 2004 году она добыла 545,1 млрд. куб. м газа, т.е. все равно меньше, чем в 1999 г. (даже невзирая на практически полный выход на проектную мощность последнего крупного месторождения сеноманского газа - Заполярного).

Диаграмма 1.4. Добыча газа на действующих и вводимых в действие месторождениях ОАО «Газпром» в ближайшей перспективе

Перспективы преодоления кризисной ситуации в газодобыче в значительной мере зависят от сроков освоения газовых месторождений полуострова Ямал - крупнейшей новой газовой провинции России. Лицензиями на право разработки основных газовых месторождений полуострова Ямал - Бованенковского и Харасавэйского - также владеет ОАО «Газпром». Суммарные доказанные запасы газа ямальских месторождений, лицензиями на разработку которых владеет «Газпром», по данным международного аудита составляют 4,35 трлн. куб. м газа.

В соответствии с лицензионным соглашением, добыча газа на Бованенковском месторождении должна начаться в 2008 году, на Харасавэйском - в 2012 году, суммарная проектная мощность обеих месторождений составит 145 млрд. куб. м газа в год (115 на Бованенковском и 30 на Харасавэйском). Однако запоздалые сроки подготовки обоснования инвестиций в обустройство Бованенковского месторождения (обоснование, подготовленное ОАО «ВНИПИгаздобыча», лишь начало рассматриваться компанией в 2005 году) по сути не позволяют говорить о том, что месторождение удастся запустить в промышленную эксплуатацию в ранее предусмотренные сроки.

Еще одной проблемой является привлечение инвестиций в требуемых объемах: разработанная в «Газпроме» комплексная программа освоения газовых месторождений полуострова Ямал предполагает вложения в размере около 70 млрд. долл. до 2020 года, причем более половины этих средств (или по 8-9 млрд. долл. В год) должно быть инвестировано уже в ближайшую пятилетку в рамках разработки Бованенковского месторождения.

Все это свидетельствует о том, что ввод в действие ямальских газовых месторождений откладывается на более поздний срок, в связи с чем к 2010 году ОАО «Газпром» сможет в лучшем случае стабилизировать добычу газа на уровне 550 куб. м газа в год. Однако, по нашим оценкам, реальный уровень добычи газа «Газпромом» без ввода в действие ямальских газовых месторождений (если, конечно, не учитывать фактора новых поглощений независимых производителей газа) составит 498-500 млрд. куб. м газа.

Если прогнозировать внутренний спрос исходя из среднегодовых темпов его роста в 2002-2004 гг. (или 2,6% в год), то к 2010 г. он может составить 469 млрд. куб. м газа в год.

Кроме этого, необходимо учесть еще и прогнозы дальнейшего прироста экспорта газа по прогнозам ОАО «Газпром», невзирая на вызовы, складывающиеся в сфере поддержания объемов газодобычи, компания прогнозирует наращивание объемов экспорта газа на европейский рынок до уровня не менее 180 млрд. куб. м. к 2010 году. Стратегия по развитию экспорта газа подкреплена финансируемыми в настоящее время проектами, направленными на расширение экспорта, в частности, выводом на проектную мощность газопроводов «Ямал-Европа» и «Голубой поток», а также поэтапного строительства газопровода «Богородчаны-Ужгород». Более того, в случае успешной реализации проекта строительства Североевропейского газопровода, ориентированного на рынок Северо-Западной Европы, начало поставок по которому планируется на 2007 год, а выход на проектную мощность (не менее 20 млрд. куб. м газа в год) - в 2009 году, объем экспорта газа в Европу дополнительно возрастет до 200 млрд. куб. м газа в год.

С учетом этого, даже в самой оптимальной ситуации - если экспорт в страны СНГ расти не будет, а «Газпрому» удастся стабилизировать добычу на уровне 550 млрд. куб. м газа в год - объемы газа, которые ОАО «Газпром» будет в состоянии поставлять российским потребителям, не превысят уровня, примерно соответствующего сегодняшнему - 290 млрд. куб. м газа в год. Это свидетельствует, во-первых, о том, что политика ОАО «Газпром» в области приоритетного развития экспорта газа и результаты его деятельности в сфере развития газодобычи не могут обеспечить достаточного прироста объемов поставок газа на внутренний рынок России с учетом перспектив дальнейшего роста российской экономики. Из приведенной ниже таблицы видно, что совокупный разрыв между потребностями внутреннего рынка газа и поставками со стороны ОАО «Газпром» может составить свыше 230 млрд. куб. м газа в год. Частично (при удачном для России стечении обстоятельств) этот разрыв может быть покрыт поставками газа из Центральной Азии - существуют прогнозы по достижению объемов добычи газа в Туркменистане в этот период 70 млрд. куб. м газа, в Казахстане - 35 млрд. куб. м с учетом роста добычи на Карачаганакском месторождении, освоения Кашаганского месторождения на Каспийском шельфе и росту производства попутного газа на Тенгизе (прогноз внутреннего спроса на 2010 г. - 20 млрд. куб. м), экспорт газа в Узбекистане, по прогнозам, достигнет 20 млрд. куб. м в 2010 г., хотя не очевидно, что эти объемы газа будут поставляться в Россию - центральноазиатские страны активно рассматривают возможность строительства газопроводной инфраструктуры в обход России, и часть этих проектов может быть реализована до 2010 г. Однако сохраняющийся разрыв все равно велик и составит примерно 100-130 млрд. куб. м газа (даже по минимальному сценарию прироста внутреннего спроса на газ в 1,5% в год он все равно составит 97 млрд. куб. м газа в год).

Если же добыча газа на уже разрабатываемых месторождениях «Газпрома» будет падать быстрее (до уровня 498 млрд. куб. м газа в год в 2010 г.), то разрыв будет еще большим - 150-180 млрд. куб. м газа в год в самом оптимальном варианте.

Уже ясно, что такая ситуация - не случайное стечение обстоятельств, а следствие именно системной инвестиционной политики ОАО «Газпром». Текущая стратегия ОАО «Газпром» в секторе добычи газа направлена на замедление снижения объемов добычи газа в Надым-Пур-Тазовском районе Западной Сибири за счет направления капитальных вложений на дообустройство действующих крупных сеноманских месторождений. На протяжении последних 3 лет инвестиции компании в добычу газа устойчиво не превышают 30% от общих объемов капитальных вложений и продолжают снижаться на фоне общего роста объема инвестиционной программы. Так, проект инвестиционной программы ОАО «Газпром» на 2005 год предполагает капитальные вложения в добычу газа на 74% меньше, чем в 2004 году, в размере 1,2 млрд. долл., что составляет менее 20% от общей суммы капитальных вложений ОАО «Газпром». При этом более 60% от всех инвестиций в добычу направлено именно на финансирование мероприятий, нацеленных на поддержание падающей добычи газа на действующих месторождениях. Лишь порядка 10% капитальных вложений предполагается направить в 2005 году на обустройство Ямала (0,87 млрд. долл. при общей стоимости Ямальской программы в размере около 70 млрд. долл.).

В то же время ОАО «Газпром» продолжает активно инвестировать в новые экспортно-ориентированные газотранспортные проекты. Например, проект инвестиционной программы ОАО «Газпром» на 2005 год уже предусматривает инвестиции в объемах около 0,7 млрд. долл. на финансирование затрат, связанных с началом строительства Североевропейского газопровода (оценочная стоимость проекта составляет около 10 млрд. долл.)

Проблемы, препятствующие развитию бизнеса ОАО «Газпром»

Невзирая на громкую риторику по поводу эффективных действий менеджмента «Газпрома» по управлению компанией, ситуация в газовой монополии в течение последних 4 лет очевидно ухудшилась, и ее нынешнее положение вряд ли позволяет говорить о том, что «Газпром» является компанией, способной адекватно реагировать на вызовы газовому рынку

России. Для такого утверждения есть 3 причины:

1) нависшее над компанией долговое бремя, препятствующее привлечению новых ресурсов для освоения ямальских газовых месторождений, а также неадекватная требованиям времени политика заимствований (новые займы привлекаются для бюджетозамещающих целей, а не для финансирования новых инвестиционных проектов в режиме проектного финансирования);

2) непрекращающийся рост операционных издержек, который в 2001-2004 гг. практически свел на нет эффект от сверхблагоприятной конъюнктуры экспортных цен на газ и существенного роста внутренних цен;

3) инвестиционная стратегия компании, сознательно направленная на замораживание инвестиций в новые крупные проекты в области газодобычи.

Что касается долгового бремени, то его прирост в 2001-2004 гг. был крайне серьезным.

Долг перед внешними кредиторами (включая поручительства по долгам третьих лиц, надежность обязательств которых вызывает сомнения) с 1 января 2001 г. по 30 сентября 2004 г. вырос с 15 до 22,3 млрд. долл. (по рыночному курсу соответствующих периодов), или на 49%.

Ясно, что активно тиражируемая менеджментом компании легенда о том, что политика менеджмента «Газпрома» якобы направлена на «совершенствование структуры долгового портфеля» в пользу долгосрочных займов, является попросту прикрытием массовой эмиссии долга как источника финансирования текущей деятельности, затраты на которую непомерно растут.

Диаграмма 1.5. Прирост долга внешним кредиторам и операционного долга ОАО «Газпром» в 2001-2004 гг.

Т.е. на деле компания не столько «улучшает структуру долгового портфеля», сколько просто эмитирует все новые и новые долги, но теперь в основном долгосрочные, при этом сокращение доли краткосрочных займов не меняет бюджетозамещающего характера заимствований, направленного на финансирование все новых и новых расходов. Например, в 2001-2003 гг. 16 прирост операционных издержек компании составил 4,8 млрд. долл. в год, а прирост долга перед внешними кредиторами - 6,2 млрд. долл. Из этого можно сделать вывод, что 77% новых заимствований компании были, по сути, предназначены для финансирования непомерно растущих операционных издержек. В целом прирост операционных издержек в 2001-2004 гг. был довольно устойчивым (см. диаграммы 1.7-1.8) и более чем в 2 раза превысил рост прибыли до налогообложения в период с 31 декабря 2000 г. по 31 декабря 2003 г. (4,8 млрд. долл. прироста издержек против 2,24 млрд. долл. Прироста прибыли до налогообложения). Если учесть, что прирост выручки компании за период с 31 декабря 2000 г. по 31 декабря 2003 г. составил 7,5 млрд. долл., то очевидно, что прирост издержек оказался равным почти 65% от дополнительных доходов компании.

Диаграмма 1.6. Рост издержек ОАО «Газпром» в 2001-2004 гг. уничтожает эффект от роста выручки за проданный газ

Диаграмма 1.7. Прирост выручки от продаж газа, издержек и прибыли ОАО «Газпром» (по состоянию на 31 декабря 2003 г. к уровню на 31 декабря 2000 г.)

Что касается международных сопоставлений показателей эффективности деятельности «Газпрома» и других международных, а также российских нефтегазовых компаний, то на диаграмме 1.9 показано, что доходность совокупных активов «Газпрома» существенно ниже международных и даже российских аналогов, и единственным конкурентом среди международных компаний остается мексиканская государственная нефтегазовая корпорация Pemex, славящаяся своей производственной и управленческой неэффективностью. (Сопоставление по стоимости добычи углеводородов на скважине - lifting costs - является некорректным, т. к. в рамках «Газпрома» ценообразование на покупку газа у добывающих организаций является трансфертным, значительная часть доходов и расходов, относящихся к деятельности газодобывающих компаний, распределяется непосредственно через централизованный бюджет ОАО «Газпром», и точным образом отделить lifting costs от других издержек компании не представляется возможным).

Кстати, из графика видно, что независимые производители газа России (компании «Новатэк», Нортгаз») по показателям доходности совокупных активов находятся не только существенно впереди «Газпрома», но и на весьма высоком уровне в сравнении с международными нефтегазовыми компаниями (невзирая на то, что они, в отличие от «Газпрома», не имеют доступа к продажам газа на экспорт и, соответственно, дополнительной прибыли от реализации газа в Европе по чрезвычайно высоким ценам).

По итогам периода 2001-2004 годов, таким образом, можно сделать ряд основополагающих выводов о системной неэффективности централизованной модели функционирования газового управления газовым хозяйством в России: в отсутствие конкуренции эта система генерирует ускоряющийся рост производственных издержек, причем на всех стадиях административно-производственного цикла, превышающий в последние годы инфляцию и составивший почти 65% прироста выручки компании от продаж газа по высоким экспортным и растущим внутренним ценам на газ в период с 31 декабря 2000 г. по 31 декабря 2003 г. Для обеспечения наполнения доходной части бюджета компания вынуждена проводить масштабную эмиссию нового долга (маскируемую под «совершенствование структуры долгового портфеля»), предназначение которой, по сути, состоит в финансировании растущих издержек компании, а не в финансировании новых инвестиционных проектов. Прирост долга перед внешними кредиторами за последние неполные 4 года составил 49%. Существенны и темпы роста операционного долга компании (кредиторская задолженность, долги перед бюджетом и т.п.) - за последние неполные 3 года операционный долг увеличился в 2,2 раза, с 6,5 млрд. долл. 17 по состояния на 31 декабря 2002 г. до 14,4 млрд. долл. по состоянию на 30 сентября 2004 г. Это свидетельствует о том, что ввиду растущих издержек компании с большим трудом удается балансировать свой бюджет, в основном за счет привлечения все новых займов.

Долговое бремя, в свою очередь, приводит к высокому уровню расходов на долговыевыплаты - в 2003 г. они составили 6,8 млрд. долл. по обменному курсу 2003 г., причем ростобъема долгосрочных займов растягивает проблему долговых выплат на годы вперед.

В описанной выше ситуации трудно предполагать, что централизованная система управления «Газпромом» в состоянии адекватно решать стоящие перед компанией масштабные инвестиционные задачи, связанные с освоением новых крупных газовых месторождений в целях предотвращения перспективного снижения добычи газа. Скорее всего, основное внимание в деятельности менеджмента «Газпрома» будет уделяться решению все более усложняющейся задачи балансирования бюджета компании, обеспечению привлечения новых займов и своевременных долговых выплат, т. к. вся система финансово-экономического менеджмента в компании выстроена не на основе стратегического долгосрочного планирования, а на основе текущего балансирования доходов и расходов (даже ежегодный бюджет компании утверждается в виде платежного баланса, т.е. фактически отчета о движении денежных средств, куда включается большое количество приходов и расходов денежных средств, которые в нормальной ситуации не должны были бы являться частью бюджета.

Инвестиционная стратегия ОАО «Газпром» никогда не была направлена на приоритетное развитие газодобычи. Приоритетом инвестиционной политики всегда было строительство новых газопроводов, в первую очередь экспортных, тогда как капитальные вложения в добычу газа носят характер второстепенной, периферийной сферы инвестиций.

Проблема недоинвестирования в добычу газа носит системный характер. Например, проблема необъяснимого затягивания масштабных инвестиций в освоение ямальских газовых месторождений (на освоение которых в 2005 году предполагается направить лишь порядка 10% капитальных вложений - 0,87 млрд. долл.), имеет вполне давнюю историю: еще в конце 2000 г. «Газпром» направил в Минприроды России письмо с просьбой переоформить лицензии, выданные компании на разработку крупнейших ямальских газовых месторождений, поскольку по многим из них все сроки начала работ, предусмотренные лицензионными соглашениями, давно истекли. По первоначально выданным лицензиям,

добыча газа из Харасавэйского месторождения должна была начаться в 1995 году, Бованенковского - в 1997 г., а Новопортовского - в 1999 году. «Газпром» предложил тогда сдвинуть сроки освоения этих месторождений, соответственно, на 2010, 2004, 2007 годы, а для Новопортовского - вообще на неопределенный срок. В начале 2001 года эти предложения были отклонены, однако с приходом в «Газпром» менеджмента, близкого к Президенту В.В. Путину, лицензии были продлены. Тем не менее, «Газпром» до сих пор не разработал даже обоснования инвестиций для освоения ямальских газовых месторождений, и оно явно сдвигается на период после 2010 года. Это подтверждают и выводы экспертов.

Перспективы финансового кризиса в «Газпроме»

Насколько вероятен финансовый кризис в «Газпроме» и что он может означать для внутреннего рынка газа? Для этого необходим анализ нынешнего финансового состояния компании. В укрупненном виде расходы бюджета «Газпрома» на 2005 год можно сгруппировать по 5 категориям расходов: издержки, налоги, погашение и обслуживание долга, дивиденды, инвестиции. При этом бюджет «Газпрома» на 2005 г. составлен с нулевым сальдо доходов и расходов, т.е. снижение доходов компании против запланированных приведет к необходимости снижения расходов либо дефициту бюджета.

В какой степени расходная часть бюджета компании может пострадать, если существенно упадут доходы от экспорта газа - вследствие ухудшения конъюнктуры экспортных цен? Экспортные цены по действующим долгосрочным контрактам по поставкам природного газа в Европу привязаны к колебаниям стоимости корзины энергетических продуктов, основу которых составляет сырая нефть (с определенным временным лагом, составляющим по разным контрактам 6-9 месяцев). По оценкам аналитиков, корреляция изменений цен экспорта 1000 куб. м газа в дальнее зарубежье к мировой цене 1 барр. нефти составляет 4,5:1, в ближнее зарубежье - 2,25:118. Таким образом, приведенный ниже расчет позволяет оценить уровень выпадающих доходов, которые могут образоваться в результате снижения экспортных цен газа против сегодняшнего уровня, заложенного в бюджет-2005 (145 долл./1000 куб. м, или 32,4 долл. за баррель нефти Urals).

Что будет делать компания в ситуации возможного столь резкого падения цен?

Существуют, в целом, 4 варианта действий: сокращение выплат по долгу, сокращение производственных расходов, сокращение налоговых выплат и сокращение инвестиций.

Ясно, что первый сценарий чреват дефолтом компании, досрочным предъявлением обязательств к погашению, безакцептным списанием 100% экспортной выручки по первоклассным экспортным контрактам или всего около 70% экспортной выручки (эта выручка заложена в качестве обеспечения по привлекаемым кредитам). Прекращение поступлений составит примерно 350 млрд. руб. в год. Поэтому от такого сценария, скорее всего, откажутся.

Сокращение производственных расходов в определенной степени возможно, однако не в виде секвестирования соответствующих расходов, а в виде роста кредиторской задолженности компании перед поставщиками и подрядчиками (в качестве способа решения проблемы оборотных средств). Такого рода сокращение расходов вряд ли может рассматриваться как способ решения проблемы дефицита средств, скорее это растягивание проблем на более длительный период.

Скорее всего, наиболее вероятным вариантом развития событий является придание долговым выплатам статуса «защищенной» статьи расходов (во избежание дефолта), сокращение налоговых выплат (в первую очередь в виде роста задолженности по налогам), а также сокращение инвестиционной программы (что в первую очередь ударит по инвестициям в освоение ямальских месторождений, усугубляя описанный выше производственный кризис

- проекты строительства новых экспортных газопроводов связаны инвестиционными обязательствами и вряд ли будут брошены). Риски финансового кризиса в «Газпроме», таким образом, скорее всего, будут переложены на бюджетную систему и внутренних потребителей газа будущих поколений.

Следует отметить, что вообще балансировка бюджета «Газпрома» при предположении о столь высоких экспортных ценах означает по сути прикрытие глубокого дефицита бюджета компании. Начиная с 1988 г., такая высокая экспортная цена газа, которая заложена в проект бюджета «Газпрома» на 2005 год, была зафиксирована лишь дважды - в 2001 и 2003 годах (аутентичных средних данных за 2004 год пока нет). При этом по закону о федеральном бюджете на 2005 г. расходы федерального бюджета в этом году соответствуют доходам при 25 долларах за баррель, а с учетом дополнительных расходов на компенсацию социальных последствий «монетизации льгот» бюджет оказывается сбалансированным при цене на нефть 27 долларов за баррель (бюджет «Газпрома», как уже отмечалось, сбалансирован при цене 32,4 долл. за баррель). Если сопоставить сценарные условия разработки бюджета «Газпрома» со сценарными условиями разработки федерального бюджета на 2005 год (даже с учетом дополнительных расходов на компенсацию социальных последствий «монетизации льгот»), реальный дефицит бюджета «Газпрома» составляет примерно 100 млрд. руб.

В декабре 2002 года Правительство в очередной раз будет рассматривать вопросы развития и реформирования газовой отрасли. Честно признаемся, что не можем сказать, какой документ выйдет в итоге из правительственных коридоров, и выйдет ли вообще.

Но, возможно, что это и не столь важно - будет ли «декабрьская концепция» сделана качественно и оригинально или, наоборот, банальна и практически бесполезна. Дело в том, что, во-первых, «декабрьский вариант» наверняка будет сильно отличаться от конечного программного документа, а, во-вторых, опыт реформ РАО ЕЭС, равно как и зарубежный опыт реформ в газовой отрасли, показывает, что реальный ход реформ будет в свою очередь несколько расходиться с тем, что было выбито на скрижалях.

С сожалением следует констатировать, что ни один из регулирующих органов - ни ФЭК, ни Минэкономразвития, ни Минэнерго - не имеют достаточного объема достоверной информации для оценки реального экономико-управленческого состояния ОАО «Газпром». Впрочем, судя по всему, менеджмент самого «Газпрома» находится в ненамного лучшем положении. А поэтому сегодня большинство их оценок и выводов - это вопрос веры, а не результаты анализа. Разговоры о «Газпроме» - это разговоры «по понятиям», а не на основе фактографического материала.

Но если мы не можем разобраться даже в настоящем, то о каком обоснованном планировании реформ может идти речь? Разрабатывать стратегию в обстановке абсолютной неясности и непонимания исходной ситуации - занятие совершенно бесполезное.

Остается только подойти к делу системным образом и опереться на незыблемые, фундаментальные вещи. И тогда оказывается, что альтернатив у нас не так уж и много. А еще точнее - всего три основных варианта дальнейшего развития ситуации в газовой отрасли и ОАО «Газпром».

Существует всего три «чистых» бизнес-модели:

1 государственно-регулируемая.

2 нерегулируемая монополия.

3 конкурентный рынок.

Остается только присмотреться к этим бизнес-моделям поподробнее и сравнить их плюсы и минусы, оценить возможность их реализации, как в ближайшее время, так и их «степень выживаемости» на долгосрочный период.

Следует также заметить, что существует всего два критерия для оценки результатов функционирования бизнес-моделей, правда критериев очень емких и многогранных: БЕЗОПАСНОСТЬ и ЭФФЕКТИВНОСТЬ. Под «эффективностью» понимается экономическая эффективность деятельности - максимум отдачи на вложенные ресурсы. «Безопасность» - это стабильность поставок необходимых объемов газа по приемлемым ценам, т.е. у нее две составляющие - объем и цена.

Государственно-регулируемая модель

Собственно говоря, это та модель, которая существует в данный момент и которая близка сердцу всякого «государственника»:

Итак, безопасность складывается из двух составляющих - объема газа и его цены. Выбранная модель («госрегулирование») определяет то, что цены у нас - регулируемые государством. Отсюда минимальная рентабельность бизнеса и постоянная недостаточность инвестиций. Недостаточность инвестиций, в свою очередь, ограничивает объем добываемого газа. А так как спрос на дешевый газ внутри Российской Федерации значительно превосходит возможный объем добычи газа в стране, то, во-первых, этот недостаток газа «давит» на экспортные контракты по поставке газа, а, во-вторых, возникает потребность в закупках импортного газа (казахского, туркменского, etc). Зависимость от импорта естественным образом оказывает негативное влияние на энергетическую безопасность России. Кроме того, импорт газа усиливает «транзитные проблемы». Логичным поведением для страны-импортера будет требования пропустить ее газ и дальше - в Европу, где газ из Средней Азии будет конкурировать с российским и постепенно вытеснять его с рынка из-за более низкой себестоимости.

Основные «плюсы»

Дешевизна газа для энергетики и промышленности - повышает их конкурентоспособность

Минимум социальных проблем

Основные «минусы»

Невысокая эффективность газовой отрасли

Невозможно насытить практически неограниченный внутренний спрос на дешевый газ

Отсутствие стимулов к газоэнергосбережению

Диспропорции в балансе энергоносителей и ценовое давление на уголь и т.д.

Постоянный недостаток инвестиций в газовую отрасль

Снижение поступлений в бюджет России

При дальнейшем развитии по этому пути возможно повышение зависимости от импорта газа и снижение энергобезопасности России

Проблемы взаимодействия с либерализованным рынком газа в Европе

Бизнес-модель «Нерегулируемая монополия» отражает концепцию «либерализации» цен ОАО «Газпром» и тот вариант, к которому сегодня склоняется Минэкономразвития. Упрощенно, концепция сводится к элементарному тезису - монополию не трогать, а цены отпустить. Очевидно, что рост цен действительно решает вопросы оперативной стабилизации финансового состояния ОАО «Газпром» на интервале год-полтора. Но проблемы стратегического характера будут накапливаться и по прошествии этого времени ударят с новой силой, так как борьба идет со следствиями, а не с причинами.

Модель «нерегулируемой монополии» - это «либерализация» цен на газ. Рост свободно-монопольных цены окажет давление на покупательную способность потребителей газа (эластичность спроса). Снижение спроса на газ из-за его дороговизны вызывает высвобождение объемов газа с внутреннего рынка и снижение объемов необходимой добычи. Рост цен на газ и меньшее потребление газа, которое смогут позволить себе потребители - палка о двух концах. С одной стороны, это стимулирует газоэнергосбережение, а с другой - вызывает проблемы социального характера и «давит» газопотребляющие отрасли российской промышленности.

Главная цель договора о совместной деятельности состоит в том, чтобы сервисная компания получила право на реальную продукцию, а не на гипотетические запасы. Дополнительная выгода - не нужно решать вопрос о переоформлении лицензии, что позволит избежать конкурса. Экономический механизм соглашения типа «фармоут» - полный риск, но взамен получение прав на долю продукции, которая произведена из приращенных запасов, т.е. «фьючерсный контракт на раздел продукции». Условиями, при которых наступает право на раздел продукции, могут быть:

1) поставка приращенных запасов на государственный баланс;

2) извлечение продукции на поверхность.

Размер доли определяется соглашением. Источник доли приращенные запасы. Затраты на доразведку могут быть возмещены еще до раздела продукции.

Другие выгоды договора о совместной деятельности: возможность досрочного получения своей доли из газа, добываемого на месторождении; солидарная ответственность перед государством за процесс недропользования. В случае, если разработка месторождения будет производиться на условиях СРП, условия договора о совместной деятельности и положение о сервисной компании могут быть включены в СРП, а за сервисной компанией может быть закреплен статус сервисной компании. На случай неприемлемости условий СРП для сервисной компании можно оговорить условия возврата средств и утерянной выгоды. Источником возврата может быть прибыль недропользователя. В этих же целях можно создать резервный фонд или просто застраховать риск невыполнения обязательств.

Данная схема предоставляет возможность начать работу уже в действующем лицензионном режиме, не усложняя отношения вопросом о передаче лицензии (что практически по российскому законодательству невозможно), и применить правила раздела продукции еще до СРП. Безусловно, одним из важнейших моментов при реализации данной схемы является четкое определение юридических механизмов получения своей доли продукции.

Правовой основой таких взаимоотношений является Гражданский кодекс России (гл. 5, ст. 1043-1047) и право недропользователя привлекать подрядные компании на договорных условиях.

Сама возможность раздела продукции, кроме Закона о СРП, оговаривается в ст. 12 Закона «О недрах», где говорится о разделе продукции между государством и недропользователем. При этом недропользователь может самостоятельно распоряжаться своей долей продукции. СРП особо оговаривает лишь распределение долей и налоговый режим. В данном случае речь идет о расчетах между двумя субъектами предпринимательской деятельности, которые Гражданский кодекс позволяет, а закон «О недрах» не запрещает. Поэтому сервисная компания получает возмещение по принципам СРП, но не в условиях СРП. Комбинация прав и обязанностей будет зависеть от обязательств сторон: в части прав на сервисные работы - в соответствии с законом «О недрах», в части распределения продукции - в соответствии с договором.

Разделу подлежит продукция, произведенная из промышленных скважин. Процедура подтверждения промышленных запасов выглядит следующим образом. Сначала подается заявка недропользователя на постановку на государственный баланс в Территориальную комиссию по запасам и Центральную комиссию по запасам. Эти организации назначают государственную экспертизу и, если по ее результатам запасы признаются пригодными для промышленной эксплуатации, их ставят на государственный баланс. Если запасы не признаны промышленными, то добыча не начинается и затраты сервисной компании не компенсируются, это ее риск.

Время начала добычи газа определяется проектом технологической разработки месторождения, который утверждается в ЦКЗ. Еще до начала эксплуатации участка, доразведанного сервисной компанией, ее затраты могут быть компенсированы из средств, полученных от реализации газа, добытого на других участках, т. к. проект технологической разработки уже разведанных участков будет утвержден раньше. Однако реализация газа с этих участков может начаться только при наличии трубопровода. Поэтому важно одновременно с доразведкой месторождения вести работу по трубопроводной части проекта.

В целом, варианты работы по вышеуказанной схеме выглядят так:

Вариант 1

· обнаружение приращенных запасов;

· гос. экспертиза и постановка на государственный баланс;

· промышленная добыча параллельно с возмещением затрат из добытого газа.

Вариант 2

· обнаружение приращенных запасов;

· гос. экспертиза и постановка на государственный баланс;

· возмещение затрат по «фармоутному» участку независимо от начала разработки участка (например, в случае, если не утверждается проект технологической разработки).

Возможно также включение процентов по коммерческим кредитам в сумму затрат, если процент не будет превышать средний уровень для такого рода кредитов.

Изучение возможных схем заключения Соглашения о разделе продукции при реализации проектов с участием иностранных партнеров

Как показывает практика, ключевым моментом для участия иностранных партнеров в проекте является получение определенных гарантий по участию в разработке месторождения на условиях раздела продукции. Разработка месторождений на условиях раздела продукции, не только существенным образом повышает экономическую эффективность инвестиций, но и позволяет исключить применение к проекту возможных изменений в налоговом законодательстве страны, а также появляется реальная возможность по определению условий финансирования проекта. Существует также ряд других обстоятельств, которые делают применение СРП при разработке месторождений крайне привлекательным для иностранных инвесторов.

Далее будут рассмотрены несколько возможных схем заключения соглашения о разделе продукции с учетом возможности их применения для обеспечения гарантий участия в проекте иностранных инвесторов.

Федеральный закон «О соглашениях о разделе продукции» в части 2 статьи 6 «Порядок заключения соглашения» предусматривает возможность заключения соглашения о разделе продукции без проведения конкурса или аукциона по совместному решению Правительства Российской Федерации и органа исполнительной власти соответствующего субъекта Федерации при условии, если «инвестор на день вступления настоящего Федерального закона в силу является пользователем недр для разведки и добычи полезных ископаемых на иных, предусмотренных законодательством Российской Федерации условиях, отличных от условий соглашения. В этом случае соглашение может быть заключено с указанным пользователем недр либо с другим юридическим лицом или объединением юридических лиц, созданных с участием этого пользователя.

В указанных случаях соглашения заключаются в сроки, согласованные сторонами, но не позднее, чем через год после принятия Правительством Российской Федерации и органом исполнительной власти с соответствующего субъекта Российской Федерации совместного решения».

Заключение соглашения о разделе продукции без проведения конкурса

Подготовка и заключение соглашения о разделе продукции могут быть произведены после принятия Государственной Думой федерального закона «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции». Для этого необходимо органу государственной власти субъекта РФ, на территории которого расположен данный участок, и Правительству Российской Федерации выйти с законодательной инициативой в Государственную Думу Федерального Собрания РФ.

Вместе с тем, в настоящее время складывается практика подготовки данного законопроекта по решению Комиссии Правительства РФ по координации деятельности федеральных органов исполнительной власти и органов государственной власти субъектов РФ по реализации соглашений о разделе продукции (далее Комиссия Правительства РФ по СРП).

Представительный орган государственной власти Субъекта РФ в порядке законодательной инициативы направляет в Государственную Думу Федерального собрания проект Федерального Закона «О праве пользования участком недр Ковыктинского газоконденсатного месторождения на условиях раздела продукции» и направляет его копию в Комиссию Правительства РФ по СРП. Также в Комиссию Правительства РФ по СРП может быть направлено обращение субъекта РФ и компании «РУСИА Петролеум» (как держателя лицензии) о намерениях перевода разработки КГКМ на условия раздела продукции без проведения конкурса.

На основании поручения Комиссии Правительства РФ по СРП МПР России и Минтопэнерго России готовят законопроект и направляют его в Правительство РФ, Правительство РФ вносит проект ФЗ в Государственную Думу.

Государственная Дума принимает Федеральный Закон «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции».

Правительство РФ по согласованию с органом исполнительной власти субъекта РФ создает комиссию по разработке условий пользования недрами и подготовке проекта соглашения.

Готовится и принимается совместно решение Правительства РФ и органа исполнительной власти субъекта РФ о возможности заключения соглашения о разделе продукции без проведения конкурса или аукциона. С этого момента начинается отчет года, в течение которого должно быть заключено соглашение.

Уполномоченные делегации сторон проводят переговоры по согласованию условий соглашения.

Подписание соглашения о разделе продукции. Утверждение соглашения Государственной Думой.

Лицензия выдается через 30 дней после заключения соглашения.

Необходимо также отметить, что согласно статье 17 ФЗ «О СРП» пункту 1 «Стабильность условий соглашения» «изменения в условии соглашений, внесенные по согласованию сторон, вводятся в том же порядке, что и исходные соглашения, за исключением конкурса», то есть, в данном случае, изменения в условиях соглашения также должны утверждаться Государственной Думой.

Заключение соглашения с проведением конкурса

Согласно ФЗ «О СРП» общий порядок заключения соглашения состоит в проведении конкурса на право заключения СРП.

Порядок подготовки заключения соглашения выглядит следующим образом:

1. Проведение конкурса и заключение соглашения о разделе продукции может быть произведены после принятия Государственной Думой Федерального закона «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции». Для этого необходимо органу государственной власти субъекта РФ, на территории которого расположен данный участок, и Правительству РФ выйти с законодательной инициативой в Государственную Думу.

2. Правительство РФ совместно с представительным органом субъекта РФ вносят проект ФЗ в Государственную Думу.

3. Государственная Дума принимает ФЗ «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции».

4. Правительство РФ по согласованию с органом исполнительной власти субъекта РФ создает комиссию по разработке условий пользования недрами и подготовке проекта соглашения (переговорную комиссию).

5. МПР России по поручению правительства РФ по согласованию с органом исполнительной власти субъект РФ создает конкурсную комиссию на право заключения СРП, которая проводит конкурс или аукцион и объявляет его результат.

6. Уполномоченные делегации сторон проводят переговоры, в результате которых должны быть согласованы все необходимые условия соглашения, не являющиеся обязательными условиями конкурса или аукциона.

7. По завершении переговоров в согласованный сторонами срок осуществляется подписание соглашения. Необходимо отметить, что соглашение должно быть заключено в сроки, согласованные сторонами, но не позднее чем через год со дня объявления результатов конкурса или аукциона.

Президент России Владимир Путин подписал закон «О внесении дополнения в часть вторую НК РФ, внесение изменений и дополнений в некоторые другие законодательные акты РФ и признании утратившими силу некоторых законодательных актов РФ», принятый Госдумой 21 мая и одобренный Советом Федерации 28 мая 2003 года.

Закон предусматривает установление специального налогового режима, при котором уплата совокупности налогов и сборов заменяется разделом произведенной продукции. В отличие от действующего порядка, налоговая база при добыче нефти и газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений на условиях СРП определена не как стоимость, а как количество добытых полезных ископаемых. Налоговая ставка при добыче этих видов углеводородного сырья установлена не в процентном отношении, а в твердой сумме - 340 руб. за одну т.


Подобные документы

  • Запасы топливных ресурсов региона и основные проблемы их использования. Динамика и перспективы развития топливно-энергетического комплекса Дальневосточного региона за 2000-2010 гг. Освоение углеводородных богатств Восточной Сибири и Дальнего Востока.

    реферат [722,2 K], добавлен 14.11.2012

  • Состав газового комплекса страны. Место Российской Федерации в мировых запасах природного газа. Перспективы развития газового комплекса государства по программе "Энергетическая стратегия до 2020 г". Проблемы газификации и использование попутного газа.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 14.03.2015

  • История становления гидроэнергетики в России. Общая характеристика гидроэнергетики Сибири. Огромные потенциальные запасы водной энергии Ангаро-Енисейского каскада ГЭС. Описание наиболее крупных ГЭС Сибири. Программа развития гидроэнергетики России.

    реферат [30,5 K], добавлен 25.07.2010

  • Расчеты газового потока в камере ракетного двигателя на сверхзвуковых и дозвуковых режимах, со скачками и без скачков уплотнения. Определение значений сил взаимодействия потока со стенками камеры и тяги двигателя. Расчет скоростей газового потока.

    курсовая работа [616,3 K], добавлен 27.02.2015

  • Определение расчетных характеристик используемого природного газа. Выбор системы газоснабжения города. Пример гидравлического расчета распределительных городских газовых сетей среднего давления. Определение расчетных расходов газа жилыми зданиями.

    курсовая работа [134,4 K], добавлен 19.04.2014

  • Газогидродинамические методы исследования газоконденсатных скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Обработка индикаторных линий с учетом реальных свойств газа. Оборудование для газогидродинамических исследований газовых скважин.

    курсовая работа [251,6 K], добавлен 02.03.2015

  • Физические свойства природного газа. Описание газопотребляющих приборов. Определение расчетных расходов газа. Гидравлический расчет газораспределительной сети низкого давления. Принцип работы газорегуляторных пунктов и регуляторов газового давления.

    курсовая работа [222,5 K], добавлен 04.07.2014

  • Скорости газовых молекул. Обзор опыта Штерна. Вероятность события. Понятие о распределении молекул газа по скоростям. Закон распределения Максвелла-Больцмана. Исследование зависимости функции распределения Максвелла от массы молекул и температуры газа.

    презентация [1,2 M], добавлен 27.10.2013

  • Расчетная схема газового тракта. Данные из теплогидравлического расчета котла-утилизатора. Состав сухого природного газа, его характеристики. Расчет объемов воздуха, продуктов сгорания и приведенной плотности газов. Определение сопротивлений по участкам.

    контрольная работа [281,3 K], добавлен 14.02.2015

  • Скорости газовых молекул. Понятие о распределении молекул газа по скоростям. Функция распределения Максвелла. Расчет среднеквадратичной скорости. Математическое определение вероятности. Распределение молекул идеального газа. Абсолютное значение скорости.

    презентация [1,1 M], добавлен 13.02.2016

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.