бухгалтерский учет газа: проводки добыча газа транспортировка экспорт и импорт

Методика управленческого учета формирования финансового результата от оказания услуг по транспортировке и предоставлению природного газа потребителям

в журнале “Управленческий учет” №2 год – 2011

Алимов С.А.,
к. э. н., доцент кафедры «Бухгалтерский учет
и налогообложение», Орловский государственный
технический университет,
alimov_sergei@mail.ru

Система управленческого учета на предприятии представляет собой комплекс мероприятий по организации наблюдения, оценке, регистрации, измерению, обработке, систематизации и передаче информации преимущественно о затратах и результатах хозяйственной деятельности.

Эти мероприятия позволяют сформировать информационную базу для принятия оперативных  (тактических) и прогнозных (стратегических) управленческих решений руководством газораспределительной организации.

Система управленческого учета формирования финансового результата от оказания услуг транспортировки и предоставления природного газа потребителям строится на базе системы финансового учета.

Рассмотрим особенности финансового и управленческого учета на примере организации ОАО «Орелоблгаз» трест «Кромымежрайгаз», оказывающей услуги по транспортировке и предоставлению природного газа (рис. 1).

Представим на рис. 2 алгоритм формирования финансового результата от оказания услуг в управленческом учете исследуемой организации.

Рассмотрим систему управленческого учета себестоимости в исследуемой организации.

Расходы на оказание услуг по транспортировке и предоставлению природного газа потребителям в системе управленческого учета ОАО «Орелоблгаз» трест «Кромымежрайгаз» формируются по элементам
затрат. Представим состав и содержание расходов исследуемой организации

на оказание услуг транспортировки природного газа и его предоставления потребителям по элементам затрат на рис. 3.

В целях управленческого учета в качестве косвенных Межрайонный газовый трест «Кромымежрайгаз» учитывает расходы на управление организацией на счете 26 «Общехозяйственные расходы».

По окончании месяца косвенные расходы распределяются между расходами по обычным видам деятельности пропорционально фонду заработной платы работников, занятых в оказании услуг транспортировки и предоставления природного газа потребителям.

Представим на рис. 4 состав и порядок распределения косвенных расходов в ОАО «Орелоблгаз» трест «Кромымежрайгаз» за исследуемый период по услугам транспортировки и предоставления природного газа потребителям.

ОАО «Орелоблгаз» трест «Кромымежрайгаз» осуществляет управленческий учет прямых расходов на содержание и эксплуатацию автомобильного транспорта организации на счете 23 «Вспомогательное производство». В отличие от финансового учета в управленческом учете данные расходы учитываются не в разрезе видов деятельности, а по всей совокупности в целом.

По окончании месяца расходы вспомогательного производства относятся на расходы по обычным видам деятельности пропорционально фонду заработной платы работников, занятых в оказании услуг транспортировки и предоставления природного газа потребителям. Представим на рис. 5 состав и порядок распределения расходов вспомогательного производства в управленческом учете ОАО «Орелоблгаз» трест «Кромымежрайгаз».

ОАО «Орелоблгаз» трест «Кромымежрайгаз» осуществляет управленческий учет прямых расходов по оказанию услуг транспортировки и предоставления природного газа потребителям на счете 20 «Основное производство» в разрезе следующих видов деятельности: – транспортировка природного газа;

– прочая деятельность.

По услугам транспортировки и предоставления природного газа потребителям в исследуемой организации применяется фактический метод учета затрат и калькулирования себестоимости услуг.

Управленческий учет расходов по транспортировке природного газа в ОАО «Орелоблгаз» трест «Кромымежрайгаз» осуществляется совместно по юридическим лицам и населению.

По окончании месяца сумма произведенных расходов распределяется на себестоимость услуг транспортировки газа юридическим лицам и себестоимость транспортировки газа населению.

В управленческом учете ОАО «Орелоблгаз» трест «Кромымежрайгаз» затраты основного производства по прочим услугам включают: затраты, связанные с оказанием услуг технического обслуживания газопроводов и газового оборудования; затраты, произведенные при оказании прочих услуг.

По окончании месяца сформированная сумма расходов основного производства по прочей деятельности распределяется на себестоимость услуг технического обслуживания и на себестоимость прочих услуг пропорционально выручке по данным видам деятельности.

Представим графически систему формирования себестоимости услуг транспортировки и предоставления природного газа потребителям в управленческом учете исследуемой организации (рис. 6).

Таким образом, система управленческого учета в исследуемой организации позволяет формировать себестоимость в разрезе таких услуг, как: транспортировка природного газа юридическим лицам и населению, техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования, прочие услуги, что позволяет выявлять финансовый результат обособленно по каждому из указанных видов деятельности.

В управленческом учете на счете 90 «Продажи» отражаются выручка, себестоимость и НДС по услугам транспортировки и предоставления природного газа потребителям, а также формируется финансовый результат в разрезе осуществляемых исследуемой организацией видов деятельности. Представим графически схему управленческого учета формирования финансового

результата по услугам транспортировки и предоставления природного газа потребителям (рис. 7).

Данные, представленные на рис. 7, показывают, что в управленческом учете организации за исследуемый период была получена прибыль по транспортировке природного газа юридическим лицам и транспортировке природного газа населению в сумме 533 237 руб. и 2 066 287 руб. соответственно.

В исследуемом периоде неэффективно оказывались услуги технического обслуживания газопроводов и газового оборудования и прочие услуги, так как по данным видам деятельности был получен убыток в сумме 29 096 руб. и 114 786 руб.

По услугам транспортировки и предоставления природного газа потребителям в организации применяется фактический метод учета затрат и калькулирования себестоимости услуг.

В управленческом учете исследуемой организации расходы основного производства учитываются в разрезе расходов на транспортировку и прочие услуги, которые при формировании себестоимости распределяются пропорционально выручке на транспортировку юридическим лицам и населению, на техническое обслуживание и прочие услуги соответственно.

Литература
1. Друри К. Управленческий и производственный учет : учебник : пер. с англ. – М. : Юнити-Дана, 2008.
2. Кондраков Н.П. Бухгалтерский (финансовый, управленческий) учет : учебник. – М. : Велби: Проспект, 2008.
3. Палий В.Ф.

Управленческий учет издержек и доходов (с элементами финансового учета). – М. : Инфра-М, 2006.
4. Попова Л.В. Учет затрат, калькулирование и бюджетирование в отдельных отраслях производственной сферы : учеб.-метод. пособие / Л.В. Попова, И.А. Маслова, С.А. Алимов, М.М. Коростелкин. – М.

: Дело и Сервис, 2007.

Источник: https://dis.ru/library/701/28016/

III. Транспортировка газа

Развитиесистем транспортировки газа относитсяк числу важнейших факторов, определяющихвозможности увеличения и расширениядобычи и потребления газообразноготоплива.

Транспортировка природногогаза в пределах газопромысла и егоподача конечному потребителю осуществляетсяпри помощи трубопроводов, а переброскаприродного газа на значительныерасстояния – посредством магистральныхгазопроводов или в сжиженном виде наспециальных танкерах.

https://www.youtube.com/watch?v=H3_IyNCNB38

Добываемыйв России природный газ поступает вмагистральные газопроводы, объединенныев Единую систему газоснабжения (ЕСГ)России, которая принадлежит ОАО «Газпром».

ЕСГявляется крупнейшей в мире системойтранспортировки газа и представляетсобой уникальный технологическийкомплекс, включающий в себя объектыдобычи, переработки, транспортировки,хранения и распределения газа. ЕСГобеспечивает непрерывный цикл поставкигаза от скважины до конечного потребителя.

Всостав ЕСГ входят 155 тыс. км магистральныхгазопроводов и отводов, 268 компрессорныхстанций с общей мощностью газоперекачивающихагрегатов в 44,8 млн. кВт, 6 комплексов попереработке газа и газового конденсата,24 объекта подземного хранения газа.

Благодаряцентрализованному управлению, большойразветвленности и наличию параллельныхмаршрутов транспортировки ЕСГ обладаетсущественным запасом надежности испособна обеспечивать бесперебойныепоставки газа даже при пиковых сезонныхнагрузках

Подземныехранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемойчастью Единой системы газоснабженияРоссии и расположены в основных районахпотребления газа.

Использование ПХГпозволяет регулировать сезоннуюнеравномерность потребления газа,снижать пиковые нагрузки в ЕСГ,обеспечивать гибкость и надежностьпоставок газа.

Сеть ПХГ обеспечивает вотопительный период до 20% поставок газароссийским потребителям, а в дни резкихпохолоданий эта величина достигает30%.

Натерритории Российской Федерациирасположены 24 подземных хранилища газа,из которых 7 сооружены в водоносныхструктурах и 17 в истощенных месторождениях.

Расширениемощностей ПХГ – одна из стратегическихзадач «Газпрома». Затраты на созданиемощностей подземного хранения газа длярегулирования сезонной неравномерностив 5-7 раз ниже затрат на созданиесоответствующих резервных мощностейв добыче и транспорте газа.

Ксезону отбора 2006–2007 гг. в ПХГ Россиибыли созданы запасы товарного газа вобъеме 63 млрд. куб. м.

Газпромнаращивает производительность подземныххранилищ, осуществляя ввод новыхмощностей. В 2005 г. активная емкость ПХГувеличена на 1,9 млрд. куб. м.

Натерритории России ведется строительствотрех объектов подземного хранения газа:в водоносной структуре Удмуртскогорезервирующего комплекса, в каменнойсоли Калининградского и ВолгоградскогоПХГ. Волгоградское ПХГ будет крупнейшимв Европе и первым в России подземнымхранилищем в солях с объемом активногогаза 800 млн. куб. м и суточнойпроизводительностью 70 млн. куб. м.

Газпромтакже хранит газ в ПХГ за рубежом.Компания является совладельцем ПХГ«Реден» (Германия), крупнейшего в Европе.

В июле 2005 года подписано лизинговоесоглашение с компанией «Витол» о доступев течение пяти лет к 50% мощностей ПХГ«Хамбли Гроув» на юге Великобритании.

Компания использует также ПХГ на Украине,в Латвии, Австрии, ведет строительствоновых мощностей в Бельгии и Австрии.

Объемтоварного газа в российских ПХГ:

2000год – 57,8 млрд. куб. м

2005год – 62,6 млрд. куб. м

2010год – 82 млрд. куб. м (прогноз)

Благодаряцентрализованному управлению, большойразветвленности и наличию параллельныхмаршрутов транспортировки ЕСГ обладаетсущественным запасом надежности испособна обеспечивать бесперебойныепоставки газа даже при пиковых сезонныхнагрузках.

Единаясистема газоснабжения России принадлежит«Газпрому».

Характернойчертой географии газопроводов являетсясозданиерадиальной сети их, идущейот месторождений Западной Сибири,республики Коми, Поволжья, Урала,Северного Кавказа в центральные районыстраны.

Такимобразом, природный газ подается внаиболее крупные и в то же время самыедефицитные по топливу промышленныерайоны страна. Вместе с тем складываетсяместная внутрирайонная сеть газопроводов,расходящихся из центров добычи газа.

Необходимостьобъединять отдельные газовые сети сцельюманеврирования ресурсами газапривела к кольцеванию, а затем кформированию Единой системы газоснабжениястраны.В настоящий момент продолжаетсястроительство крупных магистралей.

Крупныецентры производства труб, использующихсядля строительствагазопроводов,расположены на Урале (Челябинск,Каменск-Уральский), вПоволжье (Волжский,Волгоград) и в крупных городах ЕвропейскойчастиРоссии (Москва, Санкт-Петербург).

Основные центры переработкиприродного газа расположены наУрале(Оренбург, Шкапово, Альметьевск),в Западной Сибири (Нижневартовск,Сургут),в Поволжье (Саратов) и в других газоносныхпровинциях.

Можноотметить, чтокомбинаты газопереработки тяготеют кисточникам сырья -месторождениям икрупным газопроводам

ИзЗападно-Сибирской нефтегазоноснойпровинции:

Уренгой– Медвежье – Надым – Пунга – Вуктыл -Ухта – Грязовец; далее ветки: на Москву;на направление: Торжок – Псков – Рига;и на направление: Новгород – Санкт-Петербург– Таллинн. От Торжка далее Смоленск –Минск – Брест (Белоруссия).

Газопроводобеспечивает внутренние потребностив газе центральных районов, особенноМосквы и Санкт-Петербурга, а также понему экспортируется газ в Прибалтийскиестраны и Белоруссию.

Кроме того, Москваи Санкт-Петербург – крупные производителитруб для газопроводов.

Уренгой– Сургут – Тобольск – Тюмень – Челябинск– Самара – Сызрань – Ужгород (Украина),далее в Европу.

Уренгой– Ижевск (крупный потребитель чернойметаллургии и металлообработки) –Помары – Елец – Курск – Жмеринка (Украина)– Ивано-Франковск (Украина) – Ужгород(Украина), далее в Европу. Крупнейшийэкспортный газопровод в Европу.

Онпоставляет газ в Германию, Францию,Австрию, Италию, Швейцарию. Строительствоэтого газопровода велось на компенсационнойоснове в соответствии с крупнейшей вмеждународной истории торгово-промышленныхотношений сделкой.

Соглашение, в которомучаствовали ФРГ, Франция и ряд другихстран, позволяет улучшитьтопливно-энергетический баланс этихгосударств, обеспечить работой многиетысячи трудящихся, производством ипоставками в Россию труб большегодиаметра, а также технологическогооборудования для трубопроводноготранспорта в обмен на сибирский газ.

Уренгой– Медвежье – Пермь – Ижевск – Казань– Нижний Новгород – Владимир – Москва.Газопровод позволил существенно улучшитьобеспеченность дешевым топливом иуглеводородным сырьем промышленностьряда европейских районов России.

Уренгой– Сургут – Нижневартовск (центрыпереработки газа) – Томск – Юрга –Новосибирск – Кемерово – Новокузнецк.

Перекачиваемый по этому газопроводугаз поступает в Томск, крупныеиндустриальные центры Кузбасса (Кемерово,Новокузнецк и др.), в Новосибирск.

Ониспользуется в различных отрасляхпромышленности – химической инефтехимической, в металлургической,в энергетике, а также в комунально-бытовомхозяйстве.

Уренгой– Медвежье – Нижняя Тура – Нижний Тагил– Екатеринбург – Челябинск. Газопроводспособствует улучшению топливно-энергетическогобаланса Урала.

ИзПоволжского экономического района:

Саратов– Рязань – Москва;

Саратов– Пенза – Нижний Новгород (с ответвлениемна Владимир и Москву) – Иванове –Ярославль – Череповец.

Этигазопроводы имеют только внутреннеезначение и идут из старых месторождений.

ИзУральского экономического района:

Газопровод”Союз”: Оренбург – Уральск -Алесандров-Гай – Кременчуг – Ужгород(Украина), далее в Европу. Основнымипотребителями газа являются страныВосточной Европы, такие как Болгария,Венгрия, Польша, Чехия, Словакия, Румыния,Югославия.

Кроме того, проложены отОренбургского газоконденсатногоместорождения газопроводы в Башкортостан,Татарстан, Самарскую, Саратовскуюобласти, что способствовало возникновениюздесь промышленных предприятий.

Наоренбургском газе работает ЗаинскаяГРЭС (Татарстан).

ИзСевера-Кавказского экономическогорайона:

Ставрополь– Аксай – Новопсков – Елец – Тула –Серпухов (Московское кольцо) – Тверь –Новогород – Санкт-Петербург;

Ставрополь– Майкоп – Краснодар – Новороссийск.

ИзУзбекистана:

Газли(Узбекистан) – Ташауз (Туркмения) –Москва.

Этоимпортный газопровод из Средней Азиидля обеспечения Европейской частиРоссии. Зарубежная Европа не в состоянииполностью обеспечивать свои потребностив природном газе за счет собственныхисточников.

Впоследнее время специалисты газовойотрасли проявляют неподдельный интереск новым направлениям в транспортировкеи переработке газа.

Прежде всего следуетотметить такие сферы, как экспортсжиженного природного газа и производствосинтетического жидкого топлива. Вперспективе оно может серьезно потеснитьна рынке дизельное топливо нефтяногопроисхождения.

Строительство заводовпо сжижению газа и вывоз СПГ танкерами- это решение рассматривается какальтернатива трубопроводу.

ПреимуществаСПГ ощутимы на больших расстояниях допотребителя и при наличии условий длятанкерного судоходства, а морскойтранспорт — самый дешевый в мире.

Крометого, конкурентоспособность СПГувеличивается благодаря высокимэкологическим показателям. В процессесжижения природный газ практическиполностью очищается от всех вредных ибалластных компонентов (углекислота,сернистые соединения, азот и др.). Главныйже недостаток – это технологическаясложность процесса.

Какобеспечивается надежность работыгазопроводов?Структура магистральных газопроводовпо сроку службы

Приформировании газотранспортной системы«Газпрома» в 70–80-х гг. прошлого века внее был заложен значительный запаспрочности.

Стабильность функционированиягазовых магистралей обеспечиваетсяблагодаря внедрению прогрессивныхметодов диагностики, проведениюпланово-предупредительных и ремонтныхработ.

В2010 г. «Газпром» направил на реконструкциюи техническое перевооружение ГТС около39,6 млрд руб. В результате ремонтагазопроводов и улучшения их технологическогосостояния число отказов по сравнениюс 2002 г.

(32 отказа) уменьшилось более чемв четыре раза — до 7.

Снижение аварийностиявляется прямым следствием использованияпрогрессивных методов диагностики ГТСи планово-предупредительных работ,которые позволяют эффективно выявлятьизношенные участки и устаревшееоборудование.

Каковапропускная способность ЕСГ? Насколькоее нужно увеличить?

Единаясистема газоснабжения загруженапрактически полностью. «Газпром» добылв 2010 г. 508,6 млрд куб. м природного газа.С учетом газа независимых производителейи производителей из государств СреднейАзии в ЕСГ поступило всего 661,2 млрд куб.м.

Внастоящее время на газовом рынкенаблюдается восстановление спроса, асогласно существующим прогнозампотребление газа на мировых рынкахбудет только увеличиваться.

Например,Энергетической стратегией России до2030 года предусмотрено, что к 2020 г. вРоссии будет добываться 803–837 млрд куб.м газа, а к 2030 году — 885–940 млрд куб. мгаза.

Поэтому пропускную способностьЕСГ необходимо наращивать.

Это позволитудовлетворить платежеспособный спросроссийских потребителей, выполнитьмеждународные обязательства России попоставкам природного газа, но, с другойстороны, значительно увеличит нагрузкуна газотранспортную систему.

Объемытранспортировки газа независимыхпроизводителей по газотранспортнойсистеме «Газпрома»

***

Основной стратегией на долгосрочную перспективуразвития страны является дальнейшее наращивание добычи природного газа с повышение его доли в энергобалансе страны с тем, чтобы во время т. н.

«газовой паузы» решить проблемы перевода народного хозяйства на энергосберегающий путь развития,провести модернизацию отраслей ТЭК,решить вопросы развития атомной энергетики на базе реакторов повышенной безопасности нового поколения,разработать и подготовить к широкому тиражированию экологически приемлемые технологии сжигания угля и т.д.

Таким образом,несомненным «фаворитом» сейчас и на перспективу является природный газ.Именно он – то звено, за которое можно вытащить весь груз проблем, накопившихся в топливно-энергетическом хозяйстве России.

Thebasic strategy on long-term prospect of development of the country isthe further escalating of extraction of natural gas about increase ofits share in a country power balance so that during so-called «a gaspause» to solve problems of transfer of a national economy on powersaving up way of development, to spend modernization of branches ofthermal power station, to solve questions of development of atomicengineering on the basis of reactors of the raised safety of newgeneration, to develop and prepare for wide duplicating ecologicallycomprehensible technologies of burning of coal etc.

Thus,doubtless “favourite” now and on prospect is natural gas.It – that link for which it is possible to pull out all burden,collected in a fuel and energy economy of Russia.

Источник: https://StudFiles.net/preview/5336163/page:6/

Бухучет при транспортировке нефти нефтепроводами (Алексеева Т.А., 2010)

Трубопроводная транспортировка жидкостей и газов давно уже стала мощной и самостоятельной отраслью промышленного производства.

Магистральные трубопроводы, по которым перекачиваются миллионы тонн нефти, нефтепродуктов, газа, а также других видов углеводородного сырья, протянулись на тысячи километров от мест добычи нефти и газа к потребителям внутри страны и за рубежами.

Трубопроводная транспортировка нефти имеет ряд преимуществ, по сравнению с использованием водного и железнодорожного транспорта:

– максимальная дальность транспортировки;

– ритмичность работ поставщиков и потребителей;

– наименьшие потери;

– наибольшая автоматизация технологических процессов.

Документальное оформление транспортировки нефти

Транспортировка нефти по трубопроводам транспортом является сложным процессом, включающим в себя несколько видов операций:

– перекачку нефти по магистральному трубопроводу;

– выполнение заказа и диспетчеризацию поставок нефти;

– перевалку, слив/налив, прием/сдачу нефти [2].

На сегодняшний день в России единственной фирмой, осуществляющей транспортировку нефти трубопроводами, является государственная компания ОАО «АК «Транснефть».

Транспортировка нефти по системе магистральных нефтепроводов (далее – СМНП) осуществляется в соответствии с договорами, заключаемыми с данной корпорацией, либо ее дочерними предприятиями. 

Процессу транспортировки нефти предшествует определенная работа по оформлению всех необходимых документов, указанных в договоре.

Перечень данных документов, а также последовательность их оформления представлены на рис. (см. ниже).

Рис. Документы, оформляемые в целях транспортировки нефти
трубопроводным транспортом

После оформления всех необходимых документов продавец (грузоотправитель) осуществляет сдачу нефти на приемо-сдаточном пункте для транспортировки.

Прием нефти грузоотправителя осуществляется «Транснефтью» по акту приемо-сдачи и паспорту качества ежесуточно равными частями от количества нефти, указанной в месячной заявке.

Показатели качества нефти при приеме и сдаче должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть.

Общие технические условия» – при транспортировке нефти на НПЗ России и ближнего зарубежья и ТУ 39-1623-93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта» – при транспортировке в дальнее зарубежье [1].

Система магистральных нефтепроводов

Следует отметить одну особенность транспортировки нефти.

Попадая в систему нефтепроводов, нефть грузоотправителя смешивается с нефтью других грузоотправителей и, таким образом, теряет свою индивидуализацию (обезличивается).

В силу этого в пункте назначения грузополучателю в действительности выдается не сданная грузоотправителем нефть, а нефть, схожая с нефтью грузоотправителя лишь по количеству и качеству. 

Кроме того, нефть в СМНП перемещается в общем потоке, и выделить нефть конкретного грузоотправителя невозможно.

Фактически это означает, что «Транснефть» не может точно проследить и определить, достигла ли нефть грузоотправителя пункта назначения или нет.

Таким образом, перемещение нефти конкретного грузоотправителя является лишь предположением, фикцией.

Теоретически «Транснефть» может выполнить свои обязательства по сдаче нефти в пункте назначения, вообще не осуществляя какого-либо перемещения нефти грузоотправителя. Обязанность же «Транснефти» обеспечить перемещение и сдачу конкретной партии нефти в большинстве случаев является технически невыполнимой.

В соответствии с положением о приеме и движении нефти в СМНП, «предприятия нефтепроводного транспорта производят взаимопередачу соответствующих количеств нефти, указанных в маршрутных телеграммах, начиная с производственного объединения магистральных нефтепроводов, принимающего нефть от производителя (грузоотправителя), в порядке очередности их поступления».

Следовательно, действия «Транснефти» заключаются не в перемещении конкретного груза, а в обеспечении функционирования всей СМНП или определенных ее частей с тем, чтобы к определенному сроку обеспечить наличие заданного количества нефти в пункте назначения.

Расходы, связанные с реализацией продукции

Сдача нефти грузополучателя в пункте назначения осуществляется «Транснефтью» на основании маршрутного поручения, после подтверждения факта ее приема в пункте отправления. При этом при сдаче нефти оформляются паспорта качества и акты приемо-сдачи нефти.

Грузоотправитель нефти обязан обеспечить ее прием в пункте назначения:

– при транспортировке нефти на нефтеперерабатывающий завод (далее – НПЗ) России – путем своевременного приема партии нефти грузополучателя в течение календарного месяца, указанного в маршрутном поручении;

– при транспортировке нефти на экспорт через морские порты – путем своевременного подхода танкера в сроки, предусмотренные графиком подачи и расстановки тоннажа в порту;

– при сдаче нефти на экспорт и на НПЗ России на железнодорожных эстакадах – путем своевременной подачи железнодорожных цистерн в сроки, предусмотренные маршрутным поручением.

Для организаций, основной деятельностью которых является реализация нефти, расходы на ее транспортировку трубопроводами являются расходами, связанными с реализацией продукции, то есть признаются расходами по обычным видам деятельности.

Согласно ст. 9 Федерального закона «О бухгалтерском учете» все хозяйственные операции должны оформляться оправдательными документами.

Такими оправдательными документами при транспортировке нефти трубопроводами являются акт об оказании услуг, счет-фактура.

При этом акт об оказании услуг «Транснефтью» содержит в себе следующую информацию:

– дату и номер заказа;

– дату и номер маршрутного поручения;

– наименование грузоотправителя;

– маршрут;

– объем нефти;

– стоимость услуг и др.

Отдельными строками в акте выделены стоимость услуг по перекачке нефти и стоимость услуг по ее диспетчеризации.

Стоимость услуг за транспортировку нефти трубопроводом определяется как произведение тарифа по маршруту транспортировки на количество заявленной к транспортировке партии нефти в начале маршрута по массенетто, увеличенную на сумму НДС по ставке, предусмотренной налоговым законодательством.

Произведенные расходы на транспортировку нефти трубопроводом организации отражают в бухгалтерском учете на счете 44 «Расходы на продажу» на основании полученных первичных документов.

Следует отметить, что оплата услуг «Транснефти» за транспортировку нефти производится в предварительном порядке до выпуска маршрутного поручения на основании задания на платеж.

В свою очередь задание на платеж выдается грузоотправителю (продавцу) при наличии определенного пакета документов (месячной заявки на транспортировку, заказа на транспортировку партии нефти и проч.)

Синтетический и аналитический учет

Для управления и контроля расходов на транспортировку нефти внутренним пользователям требуется бухгалтерская информация различной степени обобщенности – сводная и более подробная (детализированная). В этих целях в организациях торговли нефтью наряду с синтетическим бухгалтерским учетом ведется аналитический учет.

Согласно инструкции по применению плана счетов бухгалтерского учета аналитический учет по счету 44 «Расходы на продажу» ведется по видам и статьям расходов.

Принимая во внимание особенности транспортировки нефти трубопроводами и требования законодательства Российской Федерации, предлагается организовать аналитический учет следующим образом:

– открыть субсчет первого порядка к счету 44 «Расходы на продажу» – «Транспортировка нефти»;

– открыть субсчета второго порядка к счету 44 «Расходы на продажу» – «Пере качка нефти», «Диспетчеризация нефти»;

– на счете 44 «Расходы на продажу» ввести аналитику «№ партии»;

– ввести на счетах учета расчетов с контрагентами аналитику «№ задания на платеж».

Исходя из вышеуказанных аналитик, счет 44 «Расходы на продажу» мог бы выглядеть следующим образом:

44 00 0 0 0, 

где:

– первые два знака – номер счета синтетического учета;

– третий и четвертый знаки – вид затрат (транспортировка);

– пятый знак – детализация вида затрат (перекачка; диспетчеризация);

– шестой знак – направление реализации (Россия; экспорт);

– седьмой знак – номер партии.

Организованный таким образом аналитический учет расходов на транспортировку нефти трубопроводами позволит заинтересованным пользователям получать:

– точную информацию о сумме расходов на транспортировку конкретной партии нефти конкретным трубопроводом;

– информацию по стадиям транспортировки (перекачка, диспетчеризация) и направлениям реализации.

Источник: https://creativeconomy.ru/lib/6345

Состояние газовой отрасли в Мире

Роль газа в современном обществе трудно переоценить. Объ­ем природного газа в мировом энергетическом балансе составляет 25%, а по прогнозам к 2050 году вырастет до 30%.

В этом кратком обзоре современного состояния газовой отрас­ли мы хотим обозначить только цифры и факты, не пытаясь давать собственный анализ, и таким образом хотим заинтересовать общество и дать возможность делать анализ и выводы самим.

Скачать статью Современное состояние газовой отрасли в мире

Запасы газа

Таблица 1. Запасы газа по регионам, в трлн м3

Ближний Восток76,0
Евразия63,0
Азиатско-Тихоокеанский регион16,0
Африка15,0
Северная Америка9,0
Южная и Центральная Америка8,0

Таблица 2. Распределение подтвержденных запасов газа по странам мира,%

Примечание: в России – 47,6 трлн м3, Иране – 26,6, Катаре -25,8, Саудовской Аравии – 6,7, ОАЭ – 6,0, США – 5,4, Нигерии – 5,0, Алжире – 4,6, Венесуэле – 4,3.

Запасы традиционного природного газа в мире составляют око­ло 174 трлн м3. Основные запасы газа в России сосредоточены в районе полу­острова Ямал и составляет 16 трлн м3.

Перспективные и прогнози­руемые запасы добавляют еще 22 трлн м3. Запасы газа в Сибирском, Дальневосточном округах еще пред­стоит осваивать, хотя сахалинский уже несколько лет поступает в Японию.
 

Добыча газа

В настоящее время добыча газа в мире составляет 3,3 трлн м3 в год. На прежнем уровне остается добыча газа в странах ЕС, даже намечается некоторое снижение.

Иран увеличил добычу, Катар с 14 места по добыче переместил­ся на шестое. Вверх в рейтинге переместились Китай и Индия. До­быча газа в США выросла за счет газа, добываемого из сланцевых пород («сланцевого газа»).

Таблица 3. стран по добыче газа (млрд м3)

США611
Россия610
Канада152,3
Иран138,5
Катар116,7
Норвегия106,3
Китай94,4
Голландия88,5
Алжир85,1
Саудовская Аравия81,9
Индонезия82,8

Всего в рейтинге представлены 92 добывающие страны. Замы­кают список Греция и Грузия, по 10 млн м3 за год.

Добыча газа в России осуществляется несколькими компаниями (в  млрд м3):

  • ОАО «Газпром» – 510,
  • ОАО «НОВАТЭК» – 25,
  • ОАО «ЛУКОЙЛ» – 14,
  • ОАО «Сургутнефтегаз» – 12,
  • НК «Роснефть» – 12.

Экспорт газа

Основными странами-экспортерами газа являются:

  • Россия (150 млрд м3),
  • Норвегия (98),
  • Канада (92),
  • Катар (68),
  • Алжир (52),
  • Нидерланды (46),
  • Индонезия (36).

Основным экспортером газа в мире является Россия. В количе­ство экспортируемого газа входит газ, транспортируемый по трубопроводным системам и в виде СПГ.

Таблица 4. Динамика поставок российского газа в Европу

Объем реализации природного газа в дальнее зарубежье (млрд м3)
197319751980199020020102011
всего6,819,354,8110130,3138,6150,0

Всего с 1973 года в страны Европы поставлено более 3,5 трлн м3 природного газа, 70% поставок газа из России приходится на стра­ны Западной Европы, 30% – на центрально-европейские государства.
 

Таблица 5. Поставки природного газа в 2011 году:

в страны Западной Европы (млрд м3)
Германия34,02
Турция26,0
Италия17,08
Франция9,53
Великобритания8,16
Австрия5,43
Нидерланды4,37
Финляндия4,19
Греция2,90
Швейцария0,31
Дания0,04
в страны Центральной и Восточной Европы (млрд м3)
Польша10,25
Чехия7,59
Венгрия6,26
Словакия5,89
Румыния2,82
Болгария2,81
Сербия1,39
Босния и Герцеговина0,28
Македония0,13
в страны бывшего Советского Союза (млрд м3)
Украина35,5
Белоруссия21,8
Казахстан3,4
Литва0,7
Армения1,4
Латвия0,7
Эстония0,4
Грузия0,2

Импорт газа

Стран-импортеров природного газа в мире насчитывается 67, замыкает список Макао – 154 млн м3.

В число импортеров вхо­дят США – потребность в газе в США превосходит собственную добычу.

Россия импортирует газ для дальнейшей транспортировки по своим сетям, хотя запасы и экспорт газа не должны заставлять импортировать газ, но России это выгодно.

Таблица 6. Страны-импортеры газа (млрд м3)

США105,8
Германия99,63
Япония98,01
Италия75,35
Великобритания53,63
Франция46,2
Корея, Юг43,58
Россия38,2
Турция38,04
Испания36,71
Украина26,7
Нидерланды25,77
Канада22,53
Бельгия19,32
Белоруссия17,25

Потребление газа

Потребление энергетических ресурсов, в том числе газа, характеризует экономические развитие страны.

В краткосрочных колебаниях причина­ми повышения (понижения) потребления газа могут являться потепление или похолодание климата, кризисы, форс-мажорные обстоятельства.

Но в долгосрочной перспективе потре­бление газа будет увеличиваться.

Для России газ является основным топливом, его доля в потреблении первичной энергии составляет 55,2%.

Таблица 7. Крупнейшие страны-потребители природного газа, млрд м3

Страна2009Доля в мировом потреблениив 2009г., %
США646,622,0
Россия389,713,3
Иран131,74,5
Канада94,73,2
Япония87,43,0
Китая88,73,0
Великобритания86,52,9
Германия78,02,7
Саудовская Аравия77,52,6
Италия71,62,4
Мексика69,62,4
ОАЭ59,12,0
Узбекистан48,71,7
Украина47,01,6
Аргентина43,11,5
Франция42, 61,4

Транспортировка газа

Сегодня мы знаем три способа транспортировки газа: сухопут­ными трубопроводными системами, подводными газопроводами и перевозкой сжиженного природного газа (СПГ) в основном мор­ским транспортом.

Говорить о мировых трубопроводных системах (магистральных газопроводах) нет смысла – это необъятная тема. Очевидно, никто не знает и общей протяженности этой системы.

Поэтому мы поговорим о газотранспортной системе России, тем более что из этой системы газ поступает в большинство стран Европы. Протяженность системы России 160 тыс. км. Мы также кратко коснемся транспорта СПГ.

Основными поставщиками газа в России в настоящее время являются крупнейшие месторождения (Ямбург, Уренгой, Медвежье) сосредоточенные в Надым-Пур-Тазовском районе на севере запад­ной Сибири и дающие 92% всей добычи газа России. Бованенковское месторождение на Ямале начало давать газ в октябре 2012 года. 

Транснациональный газопровод «Ямал-Европа» проходит по территории четырех стран; его проектная мощность 32 млрд м3 в год; протяженность более 2 тыс. км.

Украинский газотранспортный коридор включает газопровод «Уренгой-Помары-Ужгород». В Словакии газопровод разделяется. По одной ветви газ идет в Австрию и далее к северу Европы. Вторая ветвь газ идет в южную Европу. Объем транзита газа 30,5 млрд м3 в год.

Трубопровод «Северный поток» напрямую связывает Россию и Германию по дну моря. Его протяженность около 1200 км, пропуск­ная способность 55 млрд м3 в год.

Газопровод «Голубой поток» предназначен для прямых поста­вок газа в Турцию через акваторию Черного моря. Протяженность газопровода 1213 км, проектная мощность 16 млрд м3 в год.

Проект газопровода «Южный поток» призван увеличить экс­порт газа в Европу. Морской участок газопровода примерно 900 км. Проектная мощность – 63 млрд м3в год.

Из простроенных в последнее время газопроводов следует отме­тить: Бованенковское месторождение (Ямал) – Ухта. Сахалин-Хаба­ровск – Владивосток (36 млрд м3 в год). Проектируются газопро­воды Якутия-Хабаровск-Владивосток (25 млрд м3 в год) и другие.

С целью бесперебойных поставок газа в периоды повышенного спроса развиваются системы подземных хранилищ газа (ПХГ).

Мощность ПХГ в Европе, принадлежащих России, около 3,0 млрд м3, суточная производительность – 35,7 млн м3 (проекти­руется увеличить мощность ПХГ к 2015 году до 5,0 млрд м3).
 

2ая часть статьи “Состояние газовой отрасли в мире”:
Сжиженный природный газ (СПГ) и нетрадиционные газы

Статью подготовил: 
Шенявский Юрий Львович,
президент Газового клуба Санкт-Петербурга

Источник: http://hortek.ru/paper/sostoyanie-gazovoy-otrasli-v-mire

Газовозы и газопроводы — союзники или конкуренты? – ТЭК 360

Порой перевозку сжиженного природного газа и прокачку его по трубопроводам противопоставляют.

Однако мировой, в том числе и российский, опыт показывает — трубопроводы и транспортировка СПГ не конкуренты, а партнеры. Только нужно четко понимать, где какой метод наиболее приемлем и экономически выгоден.

Сжиженный природный газ занимает объем в 600 раз меньший, чем газообразный, при атмосферном давлении. Эта жидкость в два раза легче воды.

Но, чтобы природный газ перевести из газообразного состояния в жидкое, его надо охладить до минус 160 градусов. Разумеется, перед этим его нужно очистить от примесей.

Охлаждение газа до такой температуры требует больших затрат энергии — технология сжижения связана с последовательным сжатием и резким расширением газа, в результате чего его температура понижается и он не начнет выпадать в виде росы. Таким образом, на этот процесс уходит примерно 25% всей энергии, заключенной в газе, то есть, если у нас есть 1000 кубометров газа при нормальном давлении, то 250 кубов мы потратим на то, чтобы оставшиеся 750 сделать жидкими.

Это означает, что СПГ в любом случае стоит примерно на четверть дороже, чем газ, который идет по трубам.

Да, перекачка тоже стоит денег, но денег стоит и превращение СПГ обратно в газообразную форму, чтобы отправить его потребителям.

К тому же надо учесть потери при хранении и транспортировке, чего нет при трубопроводной передаче.

Но почему тогда существует и развивается такой сложный способ транспортировки? Дело в том, что месторождения газа далеко не всегда располагаются достаточно близко к потребителям. Пример Нидерландов, где расположено очень крупное газовое месторождение Гронинген, — скорее тот самый случай, когда исключения подтверждают общее правило.

Например, одним из крупнейших поставщиков СПГ является Катар, а потребителями его газа — Китай, Япония, Индия, страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Япония сегодня на сто процентов зависит от сжиженного газа. Можно ли представить себе трубопровод от Катара до Японии? Очень сложно.

Специалисты считают, что чем дальше находится источник газа, тем больше уравниваются транспортировка по трубам и в сжиженном виде.

Современные газовозы на маршрутах длиной 2,5–3 тысячи км могут конкурировать с доставкой газа по трубам.

Тем более что в мире есть маршруты, где прокладка трубопроводов крайне опасна в связи с возможностью их умышленного повреждения.

Но газовозы — это доставка газа по морю. А потребители могут жить в отдалении от берегов, также в отдалении могут находиться и месторождения газа.

А это значит, что выстраивается транспортная цепочка: месторождение — магистральный трубопровод — СПГ-танкеры (магистральный и местный трубопроводы) — потребитель.

И здесь уже нет никакой конкуренции — каждый элемент цепочки важен и должен быть оптимизирован под возможности соседнего звена.

Здесь нужно учесть, что СПГ-танкер может принять жидкий газ только на специальном терминале, и выгрузить его он тоже может только на специальном терминале, который произведет регазификацию полученного СПГ. Это ограничивает возможности СПГ-перевозки, и этим она кардинально отличается от перевозки нефти.

Примером такого комплексного решения, объединяющего плюсы каждого из типов транспортировки является газотранспортная система на острове Сахалин.

Месторождения газа находятся на шельфе острова в его северной части.

Инженерно-геологические условия там далеко не самые лучшие, чтобы строить завод по сжижению природного газа, да и место для терминала СПГ далеко не самое удобное.

Поэтому север острова связан магистральным газопроводом с его югом, где в Анивском заливе стоит и завод по сжижению газа и СПГ-терминал. Кстати, для СПГ-танкера, идущего из Японии, путь сокращается более чем на 1000 километров.

Аналогичная система существует и в Европе: такие страны, как Испания, Португалия, Франция, Италия и Греция, имеют развитую систему приема СПГ.

При этом Испания имеет магистральные газопроводы, связывающие ее с Францией.

И хотя испанцы получают 60% газа в виде СПГ, они имеют также и трубопроводы из Алжира, который является для Испании важным поставщиком газа.

В России уместно взглянуть на проект газопровода «Сила Сибири», который по плану должен доставлять природный газ из месторождений севернее Байкала в Приамурье, откуда он пойдет на экспорт в Китай.

Далее газопровод сольется с магистралью Сахалин — Приморье, где во Владивостоке будет работать СПГ-завод, откуда сжиженный газ пойдет потребителям Японии и, возможно, в другие страны АТР.

Это пример диверсификации потребителей, которая очень важна поставщикам, не в меньшей степени, чем потребителям важна диверсификация поставщиков.

Например, в то время как Евросоюз ищет все новые пути поставок газа, Россия планирует строительство новых СПГ-заводов: в Ленинградской области, а также у полуострова Ямал.

Они также будут своего рода продолжением уже существующих или строящихся магистральных газопроводов.

Продажа сжиженного газа позволит выйти на новые рынки в Европе и за ее пределами.

Таким образом, магистральные трубопроводы и транспорт СПГ могут быть необходимыми элементами одной системы добычи и доставки потребителям природного газа. В конечном счете гармонизация доставки приведет к снижению цены для потребителей и соответственно к росту популярности этого энергоносителя.

Источник: http://tek360.rbc.ru/articles/68/

Бухгалтерия
Добавить комментарий