Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Организационно-экономические проблемы энергосбережения ...8
1.1. Масштабы и динамика потребления энергоресурсов в мире и в РФ...8
2.1. Обоснование необходимости и динамики энергосбережения 13
3.1. Причины низкого уровня энерго- и газосбережения в РФ 26
4.1. Выводы по 1-й главе 34
Глава II. Организационно-экономические механизмы энергосбережения 36
1 .II. Методические основы построения механизмов поддержки энергосбережения 36
2.II. Потенциал, возможности и условия газосбережения 45
3.II. Экономический механизм оценки эффективности инвестиционного проекта освоения газосберегающей технологии 55
4.II. Организационно-экономические меры поддержки газосбережения 65
5.II. Законодательные инициативы по поддержке технологий газосбережения 72
6.II. Выводы по II-й главе 82
Глава III. Применение организационно-экономических механизмов поддержки освоения технологий сбережения бытового газа 85
1.III. Анализ состояния потребления бытового газа 85
2.III. Обоснование требований к интеллектуальной технологии нового поколения измерения и учета бытового газа 98
3.III. Формирование, анализ и выбор экономически целесообразного варианта разработки инновационного проекта 106
4.III. Сетевая организация производства и оценка эффективности создания бытового электронного счетчика газа 119
5.III. Выводы по III-ей главе 124
Заключение 126
Литература 128
- Обоснование необходимости и динамики энергосбережения
- Экономический механизм оценки эффективности инвестиционного проекта освоения газосберегающей технологии
- Законодательные инициативы по поддержке технологий газосбережения
- Обоснование требований к интеллектуальной технологии нового поколения измерения и учета бытового газа
Обоснование необходимости и динамики энергосбережения
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России находится среди лидеров: 2-е место после США по производству энергетических ресурсов и 3-е по их внутреннему потреблению (после США и Китая) [11,55]. Если производство энергетических ресурсов в целом соответствует промышленному потенциалу России, то внутреннее потребление и особенно показатель энергоэффективности (ВВП/потребляемые энергоресурсы в т.н.э.) значительно отстают от стран-лидеров.
Перспективные и прогнозные запасы природного газа в России оцениваются в 176,0 трлн.куб.м., запасы категории Д3 составляют 77,2 трлн.куб.м. Основные запасы такой категории природного газа сосредоточены в малоизученных и труднодоступных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей [56,61].
Разведанные запасы природного газа составляют 47,2 трлн. куб.м.. Большинство из них (71%) сосредоточены в 24 крупнейших месторождениях с балансовыми запасами в каждом из них не менее 500 млрд.куб.м. Доля малых и средних месторождений составляет лишь 3% разведанных запасов. Основная часть разведанных запасов природного газа (70%) расположена в Урало-Западносибирском регионе.
Запасы природного газа в неоткрытых месторождениях на территории России составляют в среднем 41 трлн.куб.м., и по оценкам находятся в диапазоне от 11 трлн.куб.м. до 83 трлн.куб.м. Распределение запасов по трем категориям в зависимости от степени их разведанности таково, что I группа имеет 17,7 трлн.куб.м., II группа - 27,35, а III - 31,88. С экономической точки зрения удельные капвложения на добычу 1000 куб.м имеют устойчивую тенденцию к повышению, а диапазон изменения затрат находится в пределах от 100 до 400 долл. При этом ожидаемая себестоимость может изменяться от 3-х до 32 долл. за 1000 куб.м. [13,62]. В целом ожидается устойчивая динамика роста себестоимости добычи газа с 15 долл./ 1000 куб.м до 25 долл./1000 куб.м. К 2025 году, а удельные капвложения на добычу газа возрастут примерно в 1,5 раза.
В настоящее время более 80% природного газа, добываемого в Западной Сибири, направляется в западном направлении для внутреннего потребления в Европейской части России и на экспорт. Потребности Европейской части страны обеспечиваются за счет собственных ресурсов всего на 22%. Однако, в перспективе при освоении ресурсов Прикаспийской низменности, Р. Коми и Баренцева моря добыча природного газа в Европейской части возрастет почти в 3 раза [62], что позволит сократить поставки газа из Западной Сибири для внутренних нужд Европейской части.
Одновременно будут расширяться мощности газотранспортной системы в Западном направлении для увеличения экспортных поставок газа в страны ЕС. Новый, газотранспортный поток (до 20 млрд.куб.м) планируется создать в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке к 2025 году.
Одним из ключевых факторов стабильного развития экономики России является энергосбережение [14]. В прогнозных расчетах ожидается снижение к 2025 году сокращение энергоемкости ВВП на 55-65%. Это соответствует среднегодовому темпу сокращения энергоемкости в пределах 2,7-3,3%). Если удастся выдержать эти темпы, то к 2025 году разрыв в энергоемкости ВВП в сравнении с развитыми странами сократится до 2,5-3,0 — кратного отставания против 4-5 кратного в 2009 году. Одновременно ожидается рост среднедушевого потребления первичных энергоресурсов с 4,2 т н.э./чел. до 6,7-8,2 т н.э./чел. к 2025 году [14].
Оптимистические оценки роста энергоэффективности базируются на различных вариантах стратегии инновационного развития экономики и диверсификации структуры выпускаемой продукции с высокой добавленной стоимостью [14,62]. К числу возможных направлений повышения энергоэффективности российской экономики относятся следующие:
1) Повышение стоимости выпускаемой продукции за счет роста доли объемов производства технологий высоких переделов особенно в ресурсодобывающих и перерабатывающих отраслях, а также рост объемов производства наукоемкой продукции и машиностроения; 2) Модернизация действующих технологий с целью повышения их энергоэффективности (объема выпускаемой продукции на единицу потребляемой энергии); 3) Введение нормативных методов управления энергоэффективностыо основных производственных объектов, регулирующих к.п.д. машин и оборудования в нефтегазовом комплексе, в электроэнергетике, ЖКХ, в нефтехимической и химической промышленности, включая не только штрафы, но и запрет эксплуатации; 4) Широкое использование косвенных (поощрительных) методов энергосбережения путем прямых субсидий и льготных кредитов на выпуск энергосберегающего оборудования; 5) Создание разнообразных фондов поддержки энергосбережения на федеральном, региональном и корпоративных уровнях; 6) Разработка федеральных и региональных программ поддержки разработки и производства энергосберегающего оборудования. Развитие топливно-энергетического комплекса (ТЭК) как стратегической основы развития всей национальной экономики осуществляется в рамках энергетических стратегий. В 2003 году была утверждена энергетическая стратегия России на период до 2020 года (ЭС-2020), а в 2008-2009 гг. подготовлена ЭС-2030. Необходимость досрочной разработки нового варианта ЭС обусловлена необходимостью корректировки основных параметров 2020 и формирования новых ориентиров развития ТЭК с учетом произошедших перемен, включая, начавшийся в 2008 году мировой финансовый кризис. В целом энергетическая стратегия представляет собой долгосрочный индикативный прогноз развития ТЭК многие разделы которого согласованы между собой и содержат целевые установки (но не целевые задания) достижения определенных значений показателей. Основные положения ЭС-2030 должны быть использованы при разработке и корректировке стратегий и федеральных программ социально-экономического развития, а также энергетических стратегий и программ социально-экономического развития регионов.
За время реализации ЭС-2020 ТЭК России развивался в основном в рамках основных прогнозных тенденций, учитываемых в стратегии, хотя при этом наблюдались существенные отклонения в значениях базовых экономических индикаторов развития страны и в сценарных условиях развития мирового рынка энергоресурсов. Так, мировые цены на нефть с 27 долл. за баррель повысились до 94 долл. в 2008 году, а фактический объем экспорта топливно-энергетических ресурсов за тот же период вырос в 1,6 раза. Также были превышены почти на 300% оценки стоимости природного газа, поставляемого на экспорт. При этом объемы добычи нефти и природного газа практически совпали с прогнозируемыми (добыча нефти — 102,4%), добыча газа 104,0). Внутреннее потребление топливно-энергетических ресурсов выросло в 2008 году всего на 10% к уровню 2000 года при индикативной оценке прироста потребления в 15%.
Экономический механизм оценки эффективности инвестиционного проекта освоения газосберегающей технологии
Предельные минимальный и максимальный уровни оптовой цены на газ на 2007 год с разбивкой по регионам определены приказом ФСТ России от 06.07.2007 г. № 158-э.. В отношении конечных потребителей, приобретающих газ сверх объемов, зафиксированных в договорах поставки газа на 2007 год, без учета дополнительных объемов газа, предусмотренных дополнительными соглашениями к указанным договорам может применяться порядок ценообразования, предусмотренный пунктами 151-153 «Основных положений», начиная с момента вступления в силу постановления Правительства Российской Федерации от 28.05.2007 г. № 333 - с 10 июня 2007 года. В соответствии с п.З указанного постановления Правительства Российской Федерации ФСТ России приказами от 5 июля 2007 года № 155-э и № 156-э утвердило положения «Об особенностях определения объемов газа и состава конечных потребителей, в отношении которых применяются принципы регулирования, предусмотренные пунктами 151-153 Основных положений формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации», утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021, и «Об определении формулы оптовой цены на газ» (зарегистрированы Минюстом России 26.07.2007 г. № 9908, № 9912), Данные положения вступают в силу с 16.08.2007 и с 23.08.2007 соответственно.
На объемы газа, реализуемого на электронной торговой площадке в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 02.09.2006 г. № 534, государственное регулирование цен, в том числе осуществляемое на базе новых принципов ценообразования, предусмотренных постановлением Правительства Российской Федерации от 28.05.2007 г. № 333, не распространяется.
Постановление Правительства РФ № 333 устанавливает следующие основные нововведения в ценовом регулировании в газовой отрасли: введение с 2011 г. цен для продаваемого ОАО «Газпром» газа по уровню, обеспечивающему равнодоходность с поставками газа на экспорт; ежеквартальная публикация индикативных уровней цен равнодоходности. Разрешение ОАО «Газпром» поставлять газ для определяемых ФСТ групп потребителей и объемов потребления по ценам, лежащим в пределах между максимальными и минимальными уровнями, причем для этих уровней обозначены повышенные коэффициенты ежегодной индексации. Выполняя это решение, ФСТ России опубликовало индикативные уровни цен, лежащие для различных ценовых зон в пределах (в эквиваленте) от 100 (в районах Западной Сибири) до 170 долл./тыс.куб.м (в западных и южных регионах) и превосходящие текущий уровень цен примерно в 3,5 раза. Этот уровень значительно превосходит средний уровень цен примерно до 120 долл./тыс.куб.м., заявленный ранее Правительством РФ, а также цен, формируемых в договорах с независимыми производителями газа и на электронной торговой площадке. ФСТ России определило также, что повышенные ценовые коэффициенты могут применяться к объемам газа, поставляемым сверх ранее заключенных договоров на 2007 г. Решения ФСТ направлены на информирование руководителей всех предприятий и государственных структур о повышении цен и тарифов для построения планов перехода на энергосберегающие технологии в перспективе. Предшествующие прогнозы уровня цен, после которого потребители начнут активно экономить газ, не подтверждались на практике — ни 20, ни 39, ни 50 долл./тыс.куб.м газа на внутреннем рынке не стали порогом активного газосбережения для отечественной экономики. Корреляционный анализ показал, что в последние 6-7 лет в России сложилась практически линейная зависимость между производством первичных энергоносителей и ВВП, что указывает на то, что промышленность просто «переложила» возросшие энергозатраты на потребителя. Из этого следует, что регулировать потребление газа только через цену невозможно. Требуется усиление роли государства в разработке стратегических ориентиров в управлении, ценовом и неценовом регулировании и контроле за ходом реализации проектов энерго- и газосбережения, усилив при этом противодействия возможности использования хозяйствующими субъектами затратных механизмов в их финансово-экономической деятельности. Следует отметить, что дальнейшие решения хозяйствующих субъектов, направленные на реализацию 333-го Постановления, вызвали неоднозначную реакцию в деловом мире. Во второй половине 2007 г. структуры ОАО «Газпром» направили потребителям проекты договоров для поставок газа, согласно требованиям 333-го Постановления по фиксированной цене, превышающей уровень регулируемых цен на 60%, т.е. на максимальном уровне повышения цен, согласно Постановлению № 333. Эти уровни также значительно превышают сложившиеся в настоящее время цены на свободном секторе рынка газа, а их перспективная динамика опережает темпы роста цен на газ за последние три года. Переход к полномасштабному газосбережению в бытовом секторе сдерживается по следующим причинам: Поставки газа в сложившейся практике распределения и поставки бытового газа осуществляются на основе одних нормативов, а оплата газа осуществляется на базе нормативов, сформированных на других принципах. Оплата расхода газа происходит в основном в соответствии с количеством прописанных жильцов и кв.м. (либо куб.м) отапливаемого помещения. В нормативах поставок и распределения газа учитываются перспективный фактор газосбережения, а также статистика о потребленном газе в предыдущие годы.
Реальная экономия никак не стимулируется, а фактическое регулирование потребления бытового газа населением осуществляется в примитивном виде: открытием форточек и окон в отапливаемых помещениях, в зависимости от складывающихся природно-климатических условий, что ведет к перерасходу потребляемого газа. Поэтому никакой экономии реально нет. Как правило, обычно имеет место только перерасход бытового газа, который возмещает ОАО «Газпром». Годовой резерв для компенсации перебора газа населением составляет от 4-х до 6 млрд.куб.м, что даже при цене газа 25 долл./тыс.куб.м составляет более 3-х млрд.руб.
Отсутствуют эффективные средства контроля и измерения у потребителей бытового газа, а также расхода газа на сетях среднего давления. Измерение расхода осуществляется морально устаревшими механическими счетчиками газа, имеющими погреяшость (+ 3%), а их фактическая погрешность составляет (+5%). За счет износа механических частей в счетчиках газа по мере эксплуатации растет систематическая погрешность, занижающая фактический расход газа, в результате чего поставщики газа начинают поставлять дополнительный газ, потребляемый, но не учитываемый конечными потребителями.
Что же лучше: перейти к экономическому стимулированию реального потребления газа либо постоянно оплачивать его перерасход и тем самым стимулировать сохранение примитивных технологий потребления и устаревших систем измерения и учета газа? Выбор, конечно же, за Государством, имеющим контрольный пакет в ОАО «Газпром» и за самой компанией.
Законодательные инициативы по поддержке технологий газосбережения
В силу многих причин (недостаток финансовых ресурсов, отсутствие отечественных газосберегающих технологий и др.) переход к газосбережению в период низких цен не состоялся, при этом потенциал газосбережения продолжал расти. В существующей практике распределения газа в бытовом секторе сформировались три «узких места»: 1) отсутствуют эффективные приборы измерения и учета поставок газа; 2) отсутствуют эффективное отечественное оборудование для обогревания помещений, приготовления пищи и получения горячей воды; 3) отсутствуют экономические механизмы содействия использованию газосберегающих технологий как для потребителей, так и поставщиков природного газа. Устранение каждого из существующих «узких мест» в отдельности, по одиночке не приведет к существенной экономии газа. Поэтому следует переходить к созданию и использованию новых газосберегающих технологий, где узкие места устраняются, по возможности, одновременно и комплексно.
Для расчета потребления газа в бытовых целях достаточно счетчика газа. Для измерения больших объемов газа в коммунальном хозяйстве и промышленности требуются, кроме счетчиков газа, газовые корректоры, включающие в себя датчики давления, температуры, электронные вычислители и другие устройства, позволяющие передавать и анализировать информацию. Поэтому на рынке оказались востребованы как индивидуальные счетчики, так и узлы коммерческого учета газа (УКУГ).
К узлам коммерческого учета газа предъявляются повышенные требования по надежности и точности, и это связано в первую очередь с суммарной стоимостью газа, который проходит через него. Так, например, энергетическая установка средней мощности в год потребляет газа в среднем на 5 млн. руб., а каждый процент погрешности в измерении объема газа соответствует 50 тыс.руб. Надежная работа узла учета — один из важных параметров. В случае его поломки потребление газа берется по максимальной мощности, а это, как правило, на 40-50% больше номинала. Несложные расчеты показывают, что в случае работы указанной выше энергетической установки средней мощности без узла учета дополнительная плата составит 6-7 тыс.руб. ежедневно. Вот по этим причинам поставщики и потребители газа стремятся использовать для учета газа надежную, безопасную, высокоточную газоизмерительную технику.
В связи с этим на рынке газоизмерительного оборудования в последние годы появился широкий спектр приборов, существенно отличающийся по точности измерений. Это в первую очередь относится к счетчикам газа различных типов с диапазоном погрешности от 1 до 4% и датчиками давления с диапазоном погрешности от 0,2 до 3%. Известно, что ошибка в измерении даже на 1% дает большие потери при расчетах за газ. Так, например, для котельной средней мощности рабочий расход составляет 550 тыс. куб.м./ч, абсолютное давление 6 кг/кв.см. При стоимости газа даже в размере 400 руб./тыс.куб.м (цены 2000 года) ошибка измерений в 1% приводит к недоучету газа на сумму 220000 руб. в год. В последние годы стоимость ошибки измерения возросла многократно.
В «Правилах учета газа» изложены основные организационные и технические требования к учету газа во всех сферах экономики Российской Федерации. Они предназначены для специалистов и персонала, занятых проектированием, созданием, наладкой и эксплуатацией систем газоснабжения, а также узлов учета, включая разработку средств измерений расхода газа, его количества и параметров. Природный, нефтяной (попутный) и отбензиненный (сухой) газ - все виды газа, добываемые и собираемые газонефтедобывающими организациями и вырабатываемые газонефтеперерабатывающими заводами, будем называть далее просто — газ. Приведем определения, используемые в газовой отрасли и необходимые для дальнейшего исследования проблемы учета газа. Поставщики газа: газонефтедобывающие, газонефтеперерабатывающие и газотранспортные предприятия и организации, обеспечивающие поставку газа газораспределительным организациям или непосредственно потребителям. Газораспределительная организация, покупающая газ по договору для потребителей, является для них поставщиком. Газораспределительные организации (ГРО) — республиканские, краевые, областные, городские, межрайонные, сельские предприятия газового хозяйства, являющиеся специализированными организациями по эксплуатации газовых сетей в городах и населенных пунктах. Потребители газа — юридические и физические лица, использующие газ в качестве топлива или сырья. Приборы учета - средства измерений и другие технические средства, которые выполняют одну или несколько функций: измерение, накопление, хранение, отображение информации о расходе (объеме), температуре, давлении газа и времени работы приборов. Расход газа - объем газа, прошедшего через поперечное сечение трубопровода за единицу времени, приведенный к стандартным условиям. Вычислитель расхода - средства измерений, осуществляющие обработку, хранение и отображение информации о расходе газа, приведенного к нормальным условиям. Узел учета газа — комплекс автоматизированных средств измерений и устройств, обеспечивающий учет количества газа (как у поставщиков, так и у потребителя), а также контроль и регистрацию его параметров. «Правила учета газа» (в дальнейшем Правила) разработаны в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 2 ноября 1995 года № 1087 «О неотложных мерах по энергосбережению» специалистами Госгазинспекции Минтопэнерго России и ее территориальных органов. Правила определяют требования к организации учета количества газа, контроля его параметров, а также общие технические требования к узлам учета газа. Они действуют на территории РФ и обязательны для исполнения юридическими лицами независимо от их ведомственной подчиненности и организационно-правовых форм, а также населением при отпуске ему газа, проектировании газопотребляющих объектов, выполнении монтажных, ремонтных, наладочных работ на узлах учета газа, эксплуатации газоиспользующего оборудования и узлов учета газа, изготовлении и выпуске оборудования, входящего в состав узлов учета. Учет газа организуется с целями: осуществления взаимных финансовых расчетов между поставщиком, газораспределительной организацией и потребителем газа; " контроля за расходными и гидравлическими режимами систем газоснабжения; ? составления баланса приема и отпуска газа; ? контроля за рациональным и эффективным использованием газа.
Обоснование требований к интеллектуальной технологии нового поколения измерения и учета бытового газа
Обеспечение устойчивого социально-экономического развития, выдвинутого рыночной экономикой в качестве стратегической цели развития человечества, для многих представляется как естественное свойство промышлеппо развитых стран. Действительно созданные механизмы государственного регулирования в сочетании со свободой предпринимательства, механизмами финансового и инвестиционного регулирования позволяют прогнозировать и предпринимать эффективные меры по борьбе с масштабными кризисами, а также быстро преодолевать временные спады в экономическом развитии. Созданные механизмы во многом базируются на акцентированном росте эффективности и согласованном управлении инновациями и инвестициями.
Эффективность многокритериальна, векторна в смысле самостоятельности, независимости отдельных показателей деятельности хозяйствующих субъектов. Построение обобщенных показателей эффективности субъективно и базируется на принятии ряда гипотез о взаимосвязях отдельных показателей эффективности. Главным является то, что на современном этапе развития инвестиции без инноваций малоэффективны.
Если анализировать опыт внедрения инновационных технологий в нефтегазовом комплексе в 1990-х гг., можно заметить, что перспективу в компаниях ТЭК получали лишь те из инновационных проектов и технологий, для которых создавалась своя схема их финансирования, включающая в себя следующие основные компоненты: источник финансирования - инвестор или кредитор, предоставляющий средства на более выгодных условиях (сроки, проценты), чем предоставляет их традиционный банковский рынок или же IPO и в целом, рынок ценных бумаг; наличие новой эффективной технологии, доведенной до стадии промышленного освоения предприятиями, поставляющими оборудование, материалы и реагенты, инструмент и иные звенья данной технологии, а также устойчивого канала продажи новых технологий или оборудования, включая весь комплекс маркетинговых услуг, включая информирование потенциальных потребителей новой технологии среди предприятий и компаний ТЭК; наличие у потенциального покупателя технологий - предприятия ТЭК -гарантий возврата ранее привлеченных средств, причем эти гарантии должны превосходить риски, наиболее типичные для отрасли при фактически сложившемся в ней на данный момент и на определенную перспективу деловом климате; в данном случае, у российских компаний такой гарантией могут быть экспортные поставки, а дополнительной мерой гарантирования исполнения обязательств перед зарубежными инвесторами и кредиторами - доступ к трубопроводам в соответствии с приоритетом, определенным для международных договоров о поставках энергоносителей; наличие четкой, очевидной для всех участников проекта, взаимосвязи между результатами использования технологии, повышением эффективности работы предприятий ТЭК и их платежеспособностью как заемщиков.
Применительно к газо- и энергосберегающим мероприятиям данная схема может работать не всегда, хотя, например, Энергетическая стратегия России ЭС-2030 содержит предложения о доступе к экспортным газопроводам для реэкспорта потребителями сэкономленных ресурсов. Газосберегающие технологии для различных видов производств, регионов, потребителей, могут быть различными, неизменной может оставаться лишь целевая функция -минимизация затрат газа на единицу товарной продукции. К тому же, далеко не все технологии могут быть импортированы и поддержаны встречными поставками газа (или нефти), т.к., часть газосберегающих проектов ориентирована на внутренний рынок, а определенные образцы оборудования и технологий требуется создавать непосредственно в России, подчас и с нуля. Здесь риски не всегда стандартны и трудно просчитываются, они во многом привязаны к условиям конкретного хозяйствующего субъекта.
Предлагается использовать порядок формирования адаптивной программы «Газосбережение», соответствующий условиям отбора, подготовки и выполнения инновационных и инвестиционных проектов. Для организационного обеспечения адаптивной программы «Газосбережение», формирование которой еще предстоит, а имеющийся инновационный задел разнообразен и не всегда близок к воплощению в эффективные технологии, более предпочтительно первоначальное создание относительно небольшой структуры в виде управляющей компании.
На рис. 2.4 представлен вариант блок-схемы организационного обеспечения реализации Программы «Газосбережение» ОАО «Газпром» и возможные источники финансирования.
ООО «Газосберегающие технологии» может координировать не только инновационные, но и инвестиционные проекты, привлекая к их финансированию другие организации, ведомства и частые лица. Основным источником финансирования на начальном, стартовом этапе должны быть средства ОАО «Газпром». Это не исключает возможность привлечения к финансированию инновационных и инвестиционных проектов региональных инвесторов, средств федерального бюджета, выделяемых на федеральные целевые программы и другие источники финансирования.
Среди преимуществ организации программы газосбережения в виде ООО следует отметить: возможность устойчивого финансирования; полное влияние ОАО «Газпром» на политику газосбережения; управляемость ООО со стороны ОАО. К возможным недостаткам относится: увеличение издержек ОАО за счет выделения уставного капитала 000 и его текущего финансирования, изоляция потребителей и партнеров по кооперации от процессов отбора и реализации проектов. Также возможной формой организационной поддержки программы «Газосбережение» может быть образование в соответствии с Постановлением Правительства РФ № 1156 от 13 октября 1999 г. «Об утверждении порядка образования и использования внебюджетных фондов федеральных органов исполнительной власти и коммерческих организаций для финансирования научных исследований и экспериментальных разработок» Фонда «Газосбережение». Эта организационная форма по сравнению с ООО имеет некоторые преимущества в части налогообложения и возможности привлечения потенциала Минобрнауки РФ для финансирования совместных проектов.
Наконец, наиболее удобной организационной формой поддержки программы может быть образование ЗАО в виде корпорации-холдинга с последующим его преобразованием в ОАО-холдинг. Однако, этому должен предшествовать период консолидации интересов многих сторон, заинтересованных в газосбережении, анализ инновационного задела по созданию технологий газосбережения, исследование влияния цен на газ и ценовых скидок на условия окупания газосберегающих технологий и оборудования. Для образования ЗАО следует привлечь в качестве учредителей, кроме ОАО «Газпром», независимых производителей газа, промышленных и региональных потребителей, а также производителей газосберегающего оборудования. В рамках ЗАО возможно привлечение различных источников для финансирования проектов. При этом программа становится более открытой для участия многих заинтересованных сторон и расширяются возможности привлечения не только их финансового, но и производственного и научно-технического потенциала. Однако, возрастают трудности поиска согласованных решений, что требует использования совершенных методов управления и привлечения высококвалифицированных управленцев.
