Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• Глава 1. Особенности добычи, производства и траспортировки сжиженного природного газа России
• 1.1 Особенности по добычи природного газа России
• 1.1.1 Географические месторождения газ в России
• 1.1.2 Переработка газа
• 1.2 Процесс производства сжиженного природного газа
• 1.3 Транспортировка газа
• 1.4 Российские проекты по экспорту сжиженного природного газа
• 1.4.1 Проект Сахалин-2
• 1.4.2 Туапсе
• 1.4.3 Калининград
• 1.4.4 Арктические моря
• 1.4.5 Архангельск
• Глава 2. Налогообложения экспорта газа Росиии
• 2.1 Налогообложения экспорта газа за 2011 год
• 2.2 Налогообложения 2011года и первого квартала 2012
• Заключение
• Список использованных источников и литературы
• Введение
• Природный газ является одним из важнейших энергоносителей, такие как нефть и газ и занимает третье место в структуре потребления энергоносителей в России. Первое место нефть а второе уголь.
• Природный газ в основном применяется в промышленности (44%) и производстве электроэнергии (31%). Другой важной сферой потребления газа является коммунально-бытовой сектор и транспорт.
• Сжиженным природный газ (жидкость) имеет ряд преимуществ по сравнению с его натуральным состоянием (газ):
• 1. Сжижение природного газа увеличивает его плотность в 600 раз, что сокращает объем при транспортировке и хранении;
• 2. Появляется возможность создания запасов и их использования по мере необходимости; Нетоксичен, хранится под небольшим избыточным давлением при температуре около 112 К (-161 °C) в емкости с теплоизоляцией;
• 3. Возможность транспортировки на большие расстояния.
• Сжиженный природный газ - криогенная жидкость с содержанием метана не менее 86% об. (ТУ 05-03-03-85) и температурой кипения от минус 162 °С, при регазефикации которой из 1м3 получают около 600 м³ газа при нормальных условиях (760 мм рт. ст., 0°С). Он является перспективным энергоносителем и обеспечивает экономическую и экологическую эффективность по отношению к другим видам топлива.
• В настоящее время наблюдается расширение международной торговли сжиженным природным газом, на его долю приходится свыше 26% мировых внешнеторговых поставок Природного Газа, что составляет 7% его мирового потребления. Ожидается, что к 2020 г. этот показатель удвоится и достигнет 14%. Крупнейшие мощности по производству сжиженного природного газа в настоящее время сосредоточены в Юго-Восточной Азии, однако наиболее динамичное их расширение наблюдается в Африке и на ближнем Востоке.
• Актуальность данной работы является то что основной доход России в современное время является доход от продажи природных ресурсов основном нефти и природного газа.
• Целью данной курсовой работы является узнать особенности транспортировки газа трубопроводным способом, узнать какие есть магистральные пути и особенности налогообложения экспорта газа России в страны СНГ и Европы.
• Задачей курсовой работы заключается в подробном рассказе особенности добычи газа в России. Его обработку. Производства сжиженного газа на специальных заводов. Особенности транспортировки и основные проекты. И определения стоимости налогообложения экспорта газа за 2011 год и сравнения с первым полугодием 2012 года.
• газ транспортировка экспорт
• Глава 1. Особенности добычи, производства и траспортировки сжиженного природного газа России
• 1.1 Особенности по добычи природного газа России
• 1.1.1 Географические месторождения газа в России
• Добыча природного газа ведется в двадцати пяти субъектах на территории Росси. В структуре топливного баланса России на добычу газа приходится около половины всей добычи топлива. В перспективе доля добычи газа может еще более увеличиться. Основные регионы по добыче природного газа сконцентрированы в Сибире, располагающих наиболее крупными и хорошо освоенными месторождениями Гладких Ю.Н., Доброскок В.А., Семенов С.П. Социально-экономическая география. - М., 2000.
• Данные по добыче природного газа в России взяты из учебников Морозова Т.Г. региональная экономика Морозова Т.Г. Региональная экономика. - М.:2005. и экономическая география Морозова Т.Г. и др. Экономическая география России, - М.: 2000. Все данные о добычи приведены ниже.
• В пределах Западно-Сибирской низменности открыты 300 нефтяных и газовых месторождений. На территории Западной Сибири расположены основные запасы природного газа страны. Из них более половины находится на Тюменском Севере, преимущественно в трех газоносных областях Ильичев А.И. Экономика ТЭКа Сибири.- Кемерово.:2002.:
• Березовская газоносная область (расположенная вблизи Урала). Здесь входят следующие месторождения газа - Пунгинское, Игримское, Похромское и другие;
• Васюганская газоносная область (Томская область). В этом регионе самыми крупными месторождениями являются Мыльджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское;
• Тазово-Пурпейская газоносная область (на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе). Наиболее крупные газовые месторождения -- Надымское, Тазовское, Иванковское. А в Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и Медвежьм находится около 80% всех запасов газа. Среди двадцати пяти разведанных месторождений на этой территории своими запасами можно выделить Бованенковское, Арктическое, Крузенштерновское, Новопортовское.
• Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой провинции размещена в относительно неглубоких (800--3300 м) и хорошо изученных геологических комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Запасы газа находятся в основном на территории Республики Коми. Крупные месторождения газа находиться на Вуктылском, Василковском, Войвожском, Джеболском месторождении. Ведутся усиленные геологоразведочные работы в акватории Баренцева моря. Европейский Север относится к перспективным районам, здесь располагаются запасы топливных ресурсов, которые приурочены к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне морей Северного Ледовитого океана. В настоящее время особое внимание уделяется освоению Штокмановского месторождения шельфовой зоны Баренцева моря с запасами, превышающими 3 трлн. куб.м и Ардалинского месторождения Архангельской области.
• Нефтегазоносные области Северного Кавказа находятся на территорию Краснодарского и Ставропольского краев, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана, Адыгеи, Кабардино-Балкарии. На Северном Кавказе выделяются две нефтегазоносные области: Дагестанская и Грозненская. Родионова И.А., Бунакова Т.М. Экономическая география. - М.:2005.
• На Кавказе есть ещё месторождения Малгобекское, Горагорское, Гудермесское. Дагестанская область тянется широкой полосой от побережья Каспийского моря в западном направлении до Минеральных Вод, а в южной части ее границы проходят по предгорьям Большого Кавказа и охватывают территорию Северной Осетии, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана. Важнейшие нефтегазоносные месторождения Дагестана -- Махачкалинское, Ачису, Избербашское. Крупное месторождение газа в республике -- Дагестанские огни.
• В пределах Северо-Западного Кавказа расположены Ставропольская и Краснодарская нефтегазоносные области. В Ставропольском крае крупными месторождениями газа являются Северо-Ставропольское и Пелагиадинское, в Краснодарском крае -- Ленинградское, Майкопское и Березанское.
• На Дальнем Востоке, в бассейне реки Вилюй на территории Республики Саха в Якутии открыты десять газоконденсатных месторождений, из них разрабатываются Усть-Вилюйское, Средне-Вилюйское, Мастахское; и на Сахалине - Оха и Тунгорское месторождения.
• В таблице №1.1.1 показано основные регионы по добычи газа Экономическая и социальная география России. Учебник для вузов. Под ред. Проф. А.Т. Хрущёва. М., 2001.
• Таблица 1.1.1. Процентное соотношение регионов России по добыче газа.

	Доля района	Доля субъектов в добыче экономических районов
РФ, всего	100
Северный	0,7	Республика Коми - 0,7
Северо-Кавказский	0,64	Республика Адыгея - 0,03; Республика Дагестан - 0,1; Краснодарский край - 0,4; Ставропольский край - 0,06; Ростовская область - 0,05
Поволжский	2,07	Республика Калмыкия - 0,01; Татарстан - 0,1; Самарская область - 0,05; Волгоградская область - 0,1; Астраханская область - 1,7; Саратовская область - 0,07
Уральский	4,68	Республика Башкортостан - 0,07; Оренбургская область - 4,5, Пермская область - 0,1; Республика Удмуртия - 0,01
Западно-Сибирский	91,2	Тюменская область (Ханты-Мансийский АО - 3,4 и Ямало-Ненецкий АО - 87,9); Томская область - 0,4; Омская область - 0,001
Восточно-Сибирский	0,14	Красноярский край - 0,07; Иркутская область - 0,001

• Исходя из данных таблицы мы видим, что основной регион добычи газа в России это Западная Сибирь, а там в свою очередь добывают в Ямало-Ненецком Автономном Округе.

1.1.2 Переработка газа

После того, как газ добыли его надо транспортировать и это особого внимания заслуживает система транспортировки магистральная составляющая, которой тянется на 150 тысяч километров, а распределительная сеть достигает 359 тыс. км. Давление в ней поддерживается при помощи почти 700 компрессорных станций, суммарная мощность которых превышает 42 млн. киловатт. Функционирование экономики России, которая помимо лидерства в части запасов голубого топлива, является еще и одним из ведущих его потребителей, невозможно без данной отрасли ТЭК Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. - 568 с.. Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в единую систему газоснабжения России. Единая система газоснабжения является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. Эта система обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.

Переработку газа осуществляют газоперерабатывающие и газодобывающие дочерние общества ОАО «Газпром», а также «Сибур Холдинг» Основными системами газоснабжения России являются: Центральная, Поволжская, Уральская, многониточная система (4 магистрали) Сибирь-Центр. Сеть газопроводов охватывает не только районы европейской части, Урал и Западную Сибирь России, но и территорию республик бывшего Союза (Украины, Белоруссии, Казахстана, республик Закавказья и Средней Азии). Протяженность магистральных газопроводов на территории России - 149 тыс. км, а в границах бывшего СССР -- более 220 тыс. км.

Природный газ не требует большой предварительной переработки для использования, но его необходимо сразу, отправлять к потребителю. Газ -- главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов. Он используется в промышленности (80%) -- электроэнергетика, химия, металлургия, строительство, полиграфия, и в быту. На данный момент в российской Федерации сформировалось несколько регионов переработки газа -- Оренбургский, Астраханский, Сосногорский и Западно-Сибирский. Они разнятся по номенклатуре и количеству выпускаемой продукции, что, прежде всего, объясняется объемом разведанных запасов ближайших месторождений и химическим составом добываемого здесь газа. В номенклатуру продукции газоперерабатывающих заводов входят собственно товарный газ, сера, гелий, пропановая-бутановая смесь, а так же технический углерод, широкие фракции легких углеводородов, сжиженный газ, дизтопливо, различные виды бензинов, этан, этилен и др. Дорохов, Ю. Нехватка мощностей для переработки газа снижает конкурентоспособность уральской экономики. Эксперт Урал. - 2007.-№3-4(267).

1.2 Процесс производства сжиженного природного газа

Теперь расскажем о том, как из природного газа делают сжиженный природный газ, который например можно встретить в болонах.

Сжиженный природный газ не токсичен, химически не активен; удельная теплота сгорания - 12 тыс. ккал/кг, а октановое число (l 05-1 07 единиц) на 13 % - 15 % выше, чем у бензина, однако он почти в 2 раза легче бензина. В продуктах его сгорания содержится в 10 раз меньше окиси углерода и в 2 раза - окислов азота Лазарев Л.Я. Сжиженный природный газ - топливо и энергоноситель. М.: НПКФ “ЭКИП”, 2006 г..

Для перевода из газообразного в жидкое состояние природный газ подвергается осушке и очистке и охлаждается до температуры минус 150-160 °С на специальных установках и на заводах. Перевозка сжиженного природного газа, плотность которого в результате глубокого охлаждения увеличивается в 600-640 раз.

Завод по сжижению природного газа представляет собой крупный промышленный комплекс, состоящий из установок подготовки и сжижения природного газа, резервуаров хранения, оборудования для загрузки и целого ряда вспомогательных хозяйств, призванных удовлетворять потребности завода в электроэнергии и воде для охлаждения.

Преобразование природного газа в жидкое состояние осуществляется в несколько этапов:

1) Первый этап это удаление всех примесей - прежде всего двуокись углерода, а иногда и минимальные остатки соединений серы.

2) Второй этап извлечение воды, которая в противном случае может превратиться в ледяные кристаллы и закупорить установку сжижения.

3) Третий этап удаление большинства тяжелых углеводородов, после чего остаются главным образом метан и этан.

4) Последний четвертый этап это постепенное охлаждение - обычно с помощью двухцикличного процесса охлаждения, до тех пор, пока его температура не достигнет приблизительно минус 160 градусов С. Тогда он и становится жидкостью при атмосферном давлении.

Сжижение природного газа возможно лишь при охлаждении его ниже критической температуры. При более высоких температурах газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Для сжижения природного газа при температуре, равной критической (Т = Ткр), давление его должно быть равным или больше критического, т.е. Р>Р_кт. При сжижении природного газа под давлением ниже критического (Р < Р_кт) температура газа должна быть ниже критической.

Для сжижения природного газа могут быть использованы как принципы внутреннего охлаждения, когда природный газ сам выступает в роли рабочего тела, так и принципы внешнего охлаждения, когда для охлаждения и конденсации природного газа используются вспомогательные криогенные газы с более низкой температурой кипения (например, кислород, азот, гелий). В последнем случае теплообмен между природным газом и вспомогательным криогенным газом происходит через теплообменную поверхность.

При промышленном производстве сжиженного природного газа наиболее эффективными являются циклы сжижения с использованием внешней холодильной установки. Другими словами принцип внешнего охлаждения. Этот принцип работает на углеводородах или азоте, при этом сжижается почти весь природный газ. Широкое распространение получили циклы на смесях хладагентов, где чаще других используется однопоточный каскадный цикл, у которого удельный расход энергии составляет 0,55-0,6 кВт ч/кг газа.

В установках сжижения небольшой производительности в качестве холодильного агента используется тяжеложижаемый природный газ, в этом случае применяют более простые циклы: с дроселированием, детандиром, вихревой трубой и др. В таких установках коэффициент сжижения составляет 5-20 %, а природный газ необходимо предварительно поместить в компрессор.

Сжижение природного газа на основе внутреннего охлаждения может достигаться следующими двумя способами:

1) изаэнтальпийным расширением сжатого газа (энтальпия i = const), т.е. дроселированием, другими словами это эффекта Томсона; при дроселировании поток газа не производит какой либо работы;

2) изаэнтропийным расширением сжатого газа (энтропия S-const) с отдачей внешней работы; при этом получают дополнительное количество холода, помимо ранее упомянутого эффектом Томсона используется и другие. После чего работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии.

Чаще всего, изаэнталпийное расширение сжатого газа используется только в аппаратах сжижения малой и средней производительности, в которых можно пренебречь некоторым перерасходом энергии. Изоэнтропийное расширение сжатого газа используется в аппаратах большой производительности а именно в промышленных масштабах.

Сжижение природного газа на основе внешнего охлаждения может достигаться следующими тремя способами:

1) Первый способ это когда используются криогениратор Стирлинга, то есть рабочим телом криогениратора является гелий, а так же водород, что позволяет при совершении замкнутого термодинамического цикла достигать температуры на стенке теплообменника ниже температуры кипения природного газа;

2) Второй способ это, когда используют криогенные жидкости с температурой кипения ниже, чем у природного газа, а именно с жидкостью газа азота или кислорода.;

3) Третий способ это, когда используют каскадный цикл с помощью веществ с низкой температурой, таких как пропан, аммиак, метан. Когда используют каскадный цикле - газ легко поддается сжижению путем комбинирования. При испарении создает холодный воздух, необходимый для понижения температуры другого трудносжижаемого газа.

Прежде чем пустить сжиженный природный газ в употребление, его вновь приводят в газовое состояние на станции регазифекации. После этой процедуры природный газ используется в транспортировки по газопроводам.

1.3 Транспортировка газа

Основные месторождения газа в России расположены в Сибири, а основные потребители в Европе. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Например, при расходе газа 90 млн.нм³/ сут. по трубе 1400 мм давление убывает с 7,6 до5,3 МПа на участке L= 110 км. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния, только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции, которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100 - 150 км Саперов, Н.В. Областные газораспределительные компании - потенциал «последней мили» - М., 2006. Н. Саперов Н.В. Маркетинговое исследование Sovlink. - М., 2006..

Перед подачей газа в магистральные газопроводы газ необходимо подготовить к транспортировки в перерабатывающих заводов. Они расположены около газовых месторождений. Переработка газа заключается в его очистке от механических примесей, осушки в газовом конденсате, и в удаление побочных продуктов, таких как сероводороды, углекислоты.

При падении пластового давления, около газовых месторождений строят дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на магистральные газопроводы поднимают до уровня 5,5 -- 7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей.

Транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности России и её экономики страны в целом за счет пополнения денежных средств за счет уплаты таможенных пошлин и НДС.

На газопроводах в качестве энергоносителя компрессные станции используются газотурбинные установки, электродвигатели и газовые компрессоры - комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.

Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяет пропускную способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия, и малые расходы используются газовые компрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа «Солар», которые могут обеспечить заданную степень сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

Режим работы современного газопровода характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов, пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа. Именно поэтому количество поставленного газа фиксируется в последний календарный день рассматриваемого периода, будто это месяц, квартал, год

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через компрессорные станции, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов, изменением частоты вращения силовой турбины у газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных элементов при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода затрат на электроэнергию на поставку газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с летним периодом, отдельные компрессорные станции могут быть временно остановлены.

Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД.

Расход газа, млн. нм³/сут., через трубопровод длиной L км, определяется следующей формулой (при давлении 0,1013 МПа и 20°С):

(1) Q=105,1*10,2*10^-6*D^2,5*,

где D - внутренний диаметр газопровода, мм;

Р_н и Р_к - давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа;

л= 0,009 - коэффициент гидравлического сопротивления;

Д- относительная плотность газа по воздуху;

T_ср - средняя температура по длине газопровода, К;

Z_ср - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа;

L - длина участка газопровода, км.

На основании этой формулы можно вычислить пропускную способность газопровода на участке между двумя компрессорными станциями.

Затраты мощности компрессорных станций можно определить по формуле:

(2) ,

где к - показатель адиабаты;

з_н- адиабатический КПД нагнетателя;

Т_вх. - температура газа на входе в нагнетатель, К.

При zR=46 кг*м/кг*К,

к=1,31, Т_вх = 293 К, L=100 км, з_н= 0,82, Д= 0,6; 1,36*10^-4 - переводной коэффициент, с использованием соотношений (1) и (2) получаем зависимость изменения мощности от производительности.

Расчеты показывают, что для прокачки Q = 90 млн. нм³/ сутки, на участке трубопровода Ш1400 мм, L = 100 км необходимо затратить мощность = 50 МВт. При увеличении производительности на 30 % от проектной, мощность необходимо увеличивать в два с лишним раза при сохранении конечного давления.

С ростом пропускной способности газопроводов за счет увеличения диаметра трубы и рабочего давления растет температура газа, протекающего по трубопроводу. Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе в каждую компрессорную станцию установить аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы.

Важным фактором по снижению затрат на электроэнергию на транспортировку газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости газопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние газопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости газопровода. Создание высокоэффективных очистных устройств позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать на электроэнергию и на транспортировку природного газа примерно на10-15%.

Для уменьшения затрат мощности на компрессорных станциях на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа, всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в газопроводе, уменьшать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на компрессорных станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости газопровода Акимова И.Ю. Экспорт российского природного газа: Проблемы и перспективы. М.: Олимп-Бизнес, 2005 г..

1.4 Российские проекты по экспорту сжиженного природного газа

В газовой стратегии России можно выделить в числе приоритетных задач освоение газовых ресурсов на востоке страны, внедрение технологий сжижения природного газа, выход и укрепление своих позиций на Североамериканском и Азиатско-Тихоокеанского рынков Касаткин Р.Г. Система морской транспортировки сжиженного природного газа из Арктики. М.: Издательство ЛКИ, 2008 г..

Существует несколько проектов по строительству заводов по сжижению газа и экспортных терминалов на территории России для продажи газа за рубеж:

1. Первый проект это строительство завода и терминала в Усть-Луге для экспорта газа, который будет поступать по Северо-Европейскому газопроводу;

2. Второй проект это строительство завода и терминала для экспорта газа в Штокманавскому месторождению;

3. Третий проект это строительство завода и терминала для экспорта газа в Харасавэйскому месторождению;

4. Четвертый проект это строительства терминала в Архагельске для экспорта западносибирского газа, который будет поступать по уже существующему газопроводу Нюксеница-Архангельск;

5. Пятый проект это завода и терминала в районе Приморска.

При определении экономически выгодного места расположения нового терминала и завода по сжижению газа на территории Российской Федерации необходимо принимать во внимание следующие факторы:

а) расположение месторождений с запасами природного газа, достаточными для обеспечения сырьем производства;

б) наличие необходимой инфраструктуры, а именно газопроводов компрессорных станций;

Далее подробнее рассмотрим существующие проекты по строительству заводов и терминалов на территории России, а также их преимущества и недостатки.

1.4.1 Проект Сахалин-2

Проект Сахалин-2 представляет собой один из самых крупных проектов на основе иностранных инвестиций, реализуемый в России в настоящее время.

Соглашение о разделе Продукции (СРП) по проекту Сахалин-2 стало первым из подписанных в России соглашений такого рода и первым реально работающим.

Этот проект предусматривает разработку двух месторождений: Астраханского и Лужского. Суммарные промышленные запасы углеводородов обоих месторождений составляют более 1 миллиарда баррелей (150 миллионов тонн) нефти и более 500 миллиардов кубических метров природного газа. Строительство завода и терминала уже завершено.

Оператор проекта - компания Sakhalin Епеrgу (Shell Sakhalin Holdings - 55 %, Mitsyi Sakhalin Holdings - 25 % и Diamond Gas Sakhalin - 20 %).

Состав сооружений:

1. две технологические линии производительностью по 4,8 млн. тонн в год;

2. резервуарный парк объемом 200 000 м³, состоящий из двух резервуаров объемом по 100 тыс. м^З;

3. причал длиной 850 метров с возможностью приема танкеров от 18 000 м^З до 145000 м³.

1.4.2 Туапсе

Значительным преимуществом расположения терминала в районе Туапсе являются климатические условия, позволяющие использовать обычные суда для транспорта природного газа. Наличие в районе будущего терминала магистрального газопровода позволяет обеспечить сырьем будущий завод.

Однако, необходимо учесть наличие ограничений при транспортировки опасных грузов через проливы Босфор и Дарданеллы, что потребует дополнительных расходов на транспортировку.

Преимущества расположения терминала в районе Туапсе:

1. близость магистрального газопровода;

2. отсутствие льда и использования обычных судов.

Недостатки расположения терминала в районе Туапсе:

1. наличие конкурирующего газопровода «Голубой поток» в 70 км от Туапсе, в настоящее время заполненного на 30 % из-за малого числа заказчиков;

2. ограничения при прохождении турецких проливов;

3. возможность увеличения тарифа за проход турецких проливов;

4. возможность эффективных поставок сжиженного природного газа только на европейский рынок, из-за наличия сильной конкуренции.

5. высокие транспортные расходы при поставках на американский рынок;

6. необходимость проведения дноуглубительных работ.

В совокупности перечисленные недостатки делают нецелесообразным рассмотрение этого региона в качестве места расположения терминала.

1.4.3 Калининград

При расположении терминала в районе Калининграда значительным преимуществом является то, что Калининградская область имеет статус свободной экономической зоны, что дает возможность снизить налоговые выплаты, а также она имеет благоприятную ледовую обстановку, позволяющая использовать обычные суда.

Преимущества расположения терминала в районе Калининграда:

1. близость магистрального газопровода;

2. статус свободной экономической зоны и налоговые льготы;

3. отсутствие льда, возможность использования обычные суда;

4. достаточная глубина для использования большегрузных Судов.

Недостатки расположения терминала в районе Калининграда.

1. присвоение Балтийскому региону статуса особо охраняемой природной зоны;

2. противодействие со стороны правительств и природоохранных органов сопредельных государств при строительстве опасных объектов в регионе;

3. возможное установление ограничений при прохождении датских проливов;

4. необходимость транзита сырья через сопредельные государства (по газопроводу Минск - Вильнюс - Каунас - Калининград).

В совокупности эти причины также делают нецелесообразным рассмотрение этого региона в качестве места расположения терминала.

1.4.4 Арктические моря

Наиболее перспективным маршрутом транспортировки сжиженного природного газа с территории России в Европу является так называемый Северный Поток, берущий свое начало в арктических морях.

В рамках этого региона рассматриваются следующие варианты размещения терминалов: в районе городов Архангельск и Мурманск, а также на полуострове Ямал.

При расположении терминала в районе Мурманска протяженность подводящего газопровода будет значительно больше, чем при расположении терминала в Архангельске.

При сравнении вариантов расположения терминала в районе Архангельска и существующих проектов его размещения на п-ове Ямал выявлены существенные преимущества ледовой обстановки Белого моря в районе Архангельска по сравнению с обстановкой Карского моря:

В качестве наиболее целесообразного места строительства завода по сжижению газа в районе Архангельска выбран о. Мудьюг.

Согласно произведенным оценкам, стоимость строительства комплекса сжижения природного газа и терминала для экспорта сжиженного природного газа на о. Мудьюг производительностью 3,5 млн. тонн в год составит $ 1,4 млрд.

Удельная стоимость перевозки сжиженного природного газа будет снижаться при увеличении объемов перевозимого груза. До проведения работ по реализации проекта строительства завода и терминала необходимо определить приемный терминал и потенциальных потребителей экспортируемого газа с целью заключения с ними долгосрочных контрактов на поставку газа.

1.4.5 Архангельск

Из множества рассмотренных вариантов размещения терминала и завода по сжижению природного газа вблизи Архангельска наиболее приемлемой зоной принят остров Мудьюг, расположенный вблизи г. Архангельск.

Преимущества указанного местоположения завода и терминала следующие:

1. возможность использования существующей инфраструктуры и ресурсов г. Архангельск;

2. расположение объектов вне жилой зоны;

3. возможность компактного размещения завода и терминала;

4. близость проходного фарватера с глубинами 9-10 метров;

5. минимальная протяженность газопровода от города Архангельск до острова Мудьюг;

6. действующее навигационное обеспечение;

7. наличие в Архангельском морском пароходстве ледокольного флота для обеспечения про водки метанавозов;

8. в районе терминала устанавливается припайный лед, что благоприятно для работы судов из-за отсутствия сжатия одного из самых опасных явлений во льдах;

9. отсутствие волновых явлений, влияющих на работу судов в районе терминала в летний период.

Реализация проекта транспортировки возможна как в варианте интенсивного развития кредитования, так и путём обоснования создания специализированного акционерного общества с участием российских и зарубежных инвесторов, начинающего производство с минимальным кредитом и обеспечивающего дальнейшее развитие проекта из средств самофинансирования.

Для экспорта 3,5 млн. тонн сжиженного природного газа в год необходимо 4 метанавоза грузовместимостью 135 000 м³ (грузоподъемностью 70 000 тонн).

Работа указанных метанавозов во льдах Белого моря может сопровождаться существующим составом ледоколов порта Архангельск.

При реализации проекта ориентировочная стоимость транспортной схемы составит:

a) завод сжижения и отгрузочный терминал - 700 млн. $,

b) резервуарный парк объемом 120 000 м³ - 72,6 млн. $,

c) 4 метанавоза ледового класса по 154,5 млн. $ каждый,

d) вспомогательный флот в составе трех буксиров- 59 млн. $.

Всего затраты на строительство терминала и завода по сжижению 3,5 млн. $, а стоимость природного газа в год составляет 1,45 млрд. $.

8 ноября 2012 года началась поставка сжиженного природного газа в Европу.

Глава 2. Налогообложения экспорта газа Росиии

2.1 Налогообложения экспорта газа за 2011 год

Из данных взятых с официального сайта ЦБРФ http://www.cbr.ru/statistics/credit_statistics/print.asp?file=gas.htm экспорт газа России за 2011 год составил 64290,1 млн. $. США. В таблице 2.1.1 приведены расчеты по кварталам.

Таблица 2.1.1 Основные показатели

Год	Всего:	в том числе:
		в страны дальнего зарубежья	в страны СНГ
	количество, млрд. куб. м	стоимость, млн. $. США	количество, млрд. куб. м	количество, млрд. куб. м
I квартал 2011 г	57,6	16553,3	29,5	28,1
II квартал 2011 г	47,6	15839,3	31,3	16,4
III квартал 2011 г	34,8	12407,9	23,1	11,7
IV квартал 2011 г	49,7	19489,6	33,4	16,3
2011 г.	189,7	64290,1	117,2	72,5
I квартал 2012 г.	53,7	18853,7	34,7	19,0
II квартал 2012 г.	39,1	13743,9	24,9	14,1

На рисунке 2.1 графически изображено поставки газа по кварталам общая и разбитая на СНГ и другие страны.



Рисунок 2.1 График поставок по кварталам

На графике хорошо видно, что экспорт газа наиболее интенсивен в 1 квартале 2011 года.

При расчете налогообложения экспорта газа надо рассчитать следующие показатели:

1) Вывозная пошлина (акцизы)

2) НДС

Вывозная пошлина на газ с территории российской федерации составляет 30% от стоимости вывозимого газа.

Вывозная пошлина =64290,1*0.30=19287 млн. $. США

С 1 января 2005 года согласно статье №164 НКРФ налоговая ставка НДС=0% установлена при реализации услуг по организации транспортировки трубопроводным транспортом природного газа, вывозимого за пределы территории РФ. Данная статья действует для стран СНГ, а для всех остальных НДС = 20%.

Стоимость за 1 тыс. куб.м = 64290.1/189.7=338.9$

Стоимость в страны СНГ = 338.9*72.5=24570.1 млн. $. США

Стоимость в другие страны = 338.9*117.2=39720 млн. $. США

НДС=39720*0.20=7944 млн. $. США

Итого=19287.03+7944=27231 млн. $. США

И так в 2011 году российский бюджет получил за счет экспорта газа за рубеж 27231 млн. $. США.

В таблице 2.2 можно увидеть долю пошлины и НДС по кварталам в 2011 году

Таблица 2.2 Доля пошлины и НДС по кварталам

Отчетный период	Стоимость	Пошлина	НДС
	Всего	СНГ	Другие страны	Стоимость	Доля %	Стоимость	Доля %
I квартал	16553,3	9523,1	9989,3	4966	25,7	1997,9	25,1
II квартал	15839,3	5558	10598,8	4751,8	24,6	2119,8	26,7
III квартал	12407,9	3965,1	7822,1	3722,4	19,3	1564,4	19,7
IV квартал	19489,6	5524,1	11309,8	5846,9	30,3	2262	28,5
2011 г.	64290,1	24570.1	39720	19287	100	7944	100

Исходя из данный взятых их таблицы 2, можно видеть, что российский бюджет в 2011 году наибольший доход от экспорта газа получил в 4 квартале 2011 года, точнее от вывозной пошлины 5846.9 млн. $. США, что в процентах 30.3, а НДС 2262 млн. $. США, что в процентах 28.5.

На рисунке 2.2 можно увидеть процентное соотношение пошлины в 2011, а на рисунке 2.3 можно увидеть процентное соотношение НДС в 2011 году.

Рисунок 2.2 Доля пошлины в 2011 году



Рисунок 2.3 Доля НДС в 2011 году

2.2 Налогообложения 2011года и первого квартала 2012

Исходя из предыдущих таблиц, построим таблицу 2.3, в которой будет взят уже первое полугодие 2012 года

Таблица 2.3 Итоги экспорта газа за полугодия

полугодие	количество	Стоимость	Пошлина	НДС
	Всего	СНГ	Другие страны	Всего	СНГ	Другие страны
I полугодие 2011	105,2	44,5	60,8	32392,6	15081,1	20588,1	9717,8	4117,6
II полугодие 2011	84,5	28	56,5	31897,5	9489,2	19132	9569,3	3826,4
I полугодие 2012	92,8	33,1	59,6	32597,6	11628,0	20937,5	9779,3	4187,5

Стоимость за 1 тыс. куб. м в 2012 году=32597.6/92.8=351.3

На рисунке 2.4 можно увидеть стоимость пошлины по кварталам, а на рисунке 2.5 можно увидеть стоимость НДС по кварталам.



Рисунок 2.4 Стоимость пошлины за кварталы

Рисунок 2.5 Стоимость НДС за кварталы

Исходя из данных не смотря на то что поставки газа уменьшались по сравнению с 2011 годом, но из-за того что цена на газ увеличилась, то и поступлению в бюджет на немного увеличились по сравнению с 2011 годом.

Заключение

Природный газ проходит долгий путь, начиная с его добычи, затем переработки и хранения в подземных хранилищах. И тока после этого его поставляют на газораспределительные станции, который в свою очередь поступает потребителям. Весь путь у него одинаковый и все равно куда он поставляется, будто это нужды Россиян или нужды других стран куда Россия продает свой газ.

Налогообложение газа происходит в два этапа. Это обложение его экспортной пошлиной и НДС, но НДС не облагается газ поставляемый в страны СНГ.

В 2011 году экспортная пошлина природного газа России составило 19287 млн. $. США, а НДС 7944 млн. $. США

А за первое полугодие 2012 года экспортная пошлина природного газа России составило 9779,3 млн. $. США, а НДС 4187,5 млн. $. США.

Росси живет на эти средства. Так как почти все другие товары она импортирует, а природный газ и нефть она экспортирует.

В связи с тем, что 8 октября 2012 года был построен газопровод под названием Северный Поток, то большая часть экспортного газа России пойдет по нему в обход стран СНГ, тем самый возрастет количество газа, который облагается НДС, тем самым увеличиться денежный поток в бюджет государства.

Список использованных источников и литературы

1. Ананенков А.А. Экономика и ТЭК сегодня. - М., 2000

2. Гладких Ю.Н., Доброскок В.А., Семенов С.П. Социально-экономическая география.- М., 2000

3. Гайдук, И. Газовая пауза. Нефтегазовая вертикаль - М, 2007г.

4. Дорохов, Ю. Нехватка мощностей для переработки газа снижает конкурентоспособность уральской экономики. Эксперт Урал. - 2007.-№3-4(267)

5. Ильичев А.И. Экономика ТЭКа Сибири.- Кемерово.:2002.

6. Козлов А.Л. Природное топливо России.- М.:2005.

7. Кот А.Д. Проблемы и тенденции эффективного развития газовой промышленности - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004

8. Морозова Т.Г. и др. Экономическая география России, - М.: 2000

9. Морозова Т.Г. Региональная экономика. - М.:2005.

10. Саввиди С.М. Проблемы формирования российского рынка газа

11. Саввиди С.М. Сборник статей.- Краснодар: Изд-во Кубан. гос. ун-та, 2006

12. Саперов, Н.В. Областные газораспределительные компании - потенциал «последней мили» - М., 2006. Н. Саперов Н.В. Маркетинговое исследование Sovlink. - М., 2006.

13. Середа, М.Л., Зубарева, В.Д. Особенности современного состояния газовой промышленности РФ на примере ОАО «Газпром» - М., 2008.

14. Родионова И.А., Бунакова Т.М. Экономическая география. - М.:2005.

15. Экономическая и социальная география России. Учебник для вузов. Под ред. Проф. А.Т. Хрущёва. М., 2001

16. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. - 568 с.: ил.

17. Акимова И.Ю. Экспорт российского природного газа: Проблемы и перспективы. М.: Олимп-Бизнес, 2005 г.

18. Касаткин Р.Г. Система морской транспортировки сжиженного природного газа из Арктики. М.: Издательство ЛКИ, 2008 г.

19. Лазарев Л.Я. Сжиженный природный газ - топливо и энергоноситель. М.: НПКФ “ЭКИП”, 2006 г.

20. Перспективы и опыт применения сжиженного природного газа на объектах народного хозяйства. М.: ИРЦ Газпром, 2004 г.

21. Ходорков И.Л. Сжиженный природный газ в России. М.: НПКФ “ЭКИП”, 2007 г.

Размещено на Allbest.ru

...