1. АНАЛИЗ СРЕДЫ БИЗНЕСА АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

1.1 Производственный профиль и миссия АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

                Открытое Акционерное Общество “СИБНЕФТЕПРОВОД” учреждено в соответствии с Указами Президента Российской Федерации от 17.11.92г. №1403 “Об особенности приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения” и от 01.07.92 №721 “Об организационных мерах по преобразованию государственных предприятий, добровольных объединений государственных предприятий в акционерные общества”.

                Исторически сложилось, что транспорт углеводородного сырья концентрировался в крупных специализированных хозяйственных образованиях. С учетом концентрации производителей, разброса месторождений и прочих объектов (в том числе инфраструктурных), с которыми в рамках производственной деятельности осуществляет контакт Открытое Акционерное Общество “СИБНЕФТЕПРОВОД” сейчас, по территории Тюменской области вопрос о создании производственного трубопроводного объединения решался типовым для времени образования подходом. То есть Производственное объединение магистральных нефтепроводов Западной и Северо-Западной Сибири создавалось как единая крупная хозяйственная структура, которая занимется выполнением услуг по связке потребителя углеводородного сырья с его производителем на всей территории области, которая расположена в основном в бассейне нижнего течения рек Оби и Иртыша, в пределах Западно-Сибирской низменности - одной из самых обширных равнин земного шара и простирается на 2100 км от Карского моря на севере (73°30’c.ш.) до Казахстана (55°10’c.ш.) на юге, от очень хорошо очерченной естественной границы на западе, прилегающией к водораздельной оси Уральского хребта (Свердловская область) до Таз-Енисейского водораздела на востоке протяженностью 1400 км. Общая площадь области 1,43 млн. км².

                В этих территориальных границах осуществляет свою деятельность ОАО“СИБНЕФТЕПРОВОД”, являясь правопреемником Производственного объединения магистральных нефтепроводов Западной и Северо-Западной Сибири, действовавшего на территории области с 1964 года. Услуги по транспорту добываемого углеводородного сырья предприятие оказывает на основании Федерального закона от 17 августа 1995 года № 147-ФЗ “О естественных монополиях”, принятого Государственной Думой 19 июля 1995 года.

                Миссией ОАО“СИБНЕФТЕПРОВОД” является техническое и информационное обеспечение дальнего транспорта нефти, добываемой  на Севере Тюменской области, при проведении активной энергосберегающей политики, осуществлению комплекса мер по коренному совершенствованию энергохозяйства потребителей на базе интенсивной экономии ресурсов, обеспечении качественного энергоснабжения потребителей.

                Основной производственный профиль ОАО“СИБНЕФТЕПРОВОД”  —  транспорт нефти магистральными нефтепроводами.

                Главными задачами деятельности Акционерного Общества “СИБНЕФТЕПРОВОД” являются:

·       транспортировка нефти по магистральным трубопроводам;

·       поставка нефти потребителям, подключенным к магистральным трубопроводам, в том числе и на экспорт;

·       хранение нефти, исходя из баланса, пропускной способности трубопроводов, с учетом интересов производителей и потребителей.

                Для решения основных задач Акционерное Общество обладает сетью магистральных нефтепроводов.

1.2 Анализ внутренней среды АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

                АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” является предприятием, чья отличительная особенность с точки зрения промпроцесса в том, что это предприятие транспорта и хранения нефти, как и все подобные, не создают новой продукции, а лишь транспортируют продукт, созданный другими до указанного места или хранят его в собственных резервуарах. Исходя из сказанного можно сделать вывод, подтверждающийся на практике, что структура затрат здесь не содержит сырья, полуфабрикатов и основных материалов. Об эффективности производства можно судить по основным технико-экономическим показателям, приведенным в табл.1.2

                АО“СИБНЕФТЕПРОВОД” включает в себя ряд структурных подразделений, находящихся в городе Тюмени и других городах Тюменской области.

                Деление на УМН происходит ввиду обширности района работ, осуществляемых АО, остальные же структурные подразделения разделены в зависимости от производства продукции (работ, услуг), осуществляемых ими. Подробнее функциональное разделение выглядит следующим образом:

                УМН - управление магистральных нефтепроводов. В его функции входит:

·       организация эксплуатации магистральных нефтепроводов в соответствии с предъявляемыми требованиями;

·       обеспечение внедрения инноваций;

·       организация работ по предупреждению и ликвидации аварий;

·       организация работ по охране труда;

·       участие в разработке тарифа по перекачке нефти;

·       осуществление расчетов с бюджетом.

                РСУ - ремонтно-строительное управление. В его функции входит выполнение работ по капитальному строительству и капитальному ремонту.

                УТТ - управление технологического транспорта. В его функции входит:

·       организация эксплуатации технологического транспорта;

·       обеспечение внедрения инноваций;

·       организация работ по охране труда, пожарной безопасности, осуществление оргтехмероприятий по устранению причин и условий, порождающих производственный травматизм;

·       организация работ по соблюдению правил устройства и безопасности эксплуатации техники;

·       организация обучения, аттестаций и проверки знаний;

·       обеспечение нормативного состояния основных фондов;

·       формирование комплекс заявочной документации для маттехобеспечения основного производства, капстроительства и ремонта.

·       осуществление расчетов с бюджетом.

                РМЗ - ремонтно-механический завод. В его функции входит:

·       обеспечение структурных подразделений АО“СИБНЕФТЕПРОВОД” продукцией, услугами, товарами народного потребления;

·       обеспечение соблюдения договорных обязательств;

·       организация работ по охране труда, пожарной безопасности;

·       осуществление оргтехмероприятий по устранению причин и условий, порождающих производственный травматизм;

·       обеспечение внедрения инноваций;

·       осуществление расчетов с бюджетом;

·       обеспечивает соцразвитие коллектива;

·       осуществление контроль за собственной деятельностью.

                ПНУ - пусконаладочное управление. В его функции входит:

·       выполнение заключения договоров, ответственность по ним;

·       повышение эффективности использования производственно-технической базы путем внедрения инноваций;

·       удовлетворение потребности участков в матресурсах;

·       организация работ по охране труда, пожарной безопасности, осуществление оргтехмероприятий по устранению причин и условий, порождающих производственный травматизм и заболевания;

·       осуществление расчетов с бюджетом.

                СУПЛАВ - служба по предупреждению и ликвидации аварий. В ее функции входит обеспечение текущего и ремонтно-восстановительного обслуживания линейной части и площадных сооружений магистральных нефтепроводов.

                БПТОиКО - база производственно-технического обслуживания и комплектации оборудованием. В ее функции входит выполнение работ по текущему и аварийно-восстановительному ремонту, ликвидации аварий на НПС, линейной части нефтепроводов, подстанциях и ЛЭП.

                В функции подсобного сельского хозяйства входит:

·       разработка производственной и финансовой программы;

·       обеспечение внедрения инноваций;

·       организация работ по охране труда, пожарной безопасности, осуществление оргтехмероприятий по устранению причин и условий, порождающих производственный травматизм и заболевания;

·       осуществление мероприятий по созданию жилищных и социально-бытовых  условий для работников ПСХ;

·       осуществление расчетов с бюджетом.

                В функции учебного центра входит:

·       профессиональная подготовка и переподготовка рабочих;

·       обучение вторым и совмещаемым профессиям;

·       оказание методической помощи подразделениям;

·       изготовление учебно-наглядных пособий, фильмов, слайдов;

·       осуществление расчетов с бюджетом;

·       прочие.

                В функции представительства АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” входит:

·       обеспечение внедрения инноваций;

·       организация работ по охране окружающей среды при эксплуатации магистральных нефтепроводов;

·       осуществление мероприятий по созданию жилищных и социально-бытовых  условий для работников АО “СИБНЕФТЕПРОВОД”;

·       осуществление расчетов с бюджетом.

                Каждое из структурных подразделений передает в аппарат плановые показатели по производству работ в соответствии с определенными Положениями функциями, необходимые для расчета тарифа.

                Анализ вклада структурных подразделений в результаты ПХД АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” производится, в основном, на основе выполнения плановых заданий. Плановые задания устанавливаются структурным подразделениям для эффективного функционирования АО в целом. Поэтому от выполнения этих заданий зависит ритмичность деятельности предприятия. Типичными показателями, оценивающими деятельность структурных подразделений данного предприятия являются:

·       по УМН - плановых затраты на транспорт нефти, среднесписочная численность работников, запасы материалов и оборудования, наличие (отсутствие) дебиторской задолженности, выполнение плана по вводу основных фондов, использование средств.

·       по РМЗ - выполнение плана производства и оказания услуг, среднесписочная численность работников, наличие (отсутствие) рекламаций на выпускаемую продукцию, наличие (отсутствие) просроченной дебиторской задолженности, запасы материалов и оборудования.

·       БПТОиКО - выполнение плана по доходам от основной деятельности, среднесписочная численность работников, наличие (отсутствие) пересортицы, недостачи и боя товматценностей, запасы материалов и оборудования, наличие (отсутствие) просроченной дебиторской задолженности.

·       по УЦ - выполнение установленного плана по видам обучения и его качеству, затраты, среднесписочная численность работников, запасы материалов и оборудования, наличие (отсутствие) просроченной дебиторской задолженности.

·       по представительству  АО в г.Москве - расходы на содержание, содержание офиса в соответствии с правилами и нормами, среднесписочная численность работников.

·       по РСУ - выполнение плана капремонта и капстроительства, ФОТ, выполнение плана по вводу основных фондов и мощностей, использование средств, наличие (отсутствие) просроченной дебиторской задолженности, запасы материалов и оборудования.

·       по УТТ - выполнение договорных обязательств, выполнение коэффициента использования парка подвижного состава на линии, выполнение задания по снижению себестоимости транспортных услуг, среднесписочная численность работников, запасы материалов и оборудования, наличие (отсутствие) просроченной дебиторской задолженности.

·       по СУПЛАВ - ликвидация аварий в установленные сроки, выполнение плана работ СУПЛАВ, затраты, наличие (отсутствие) просроченной дебиторской задолженности, среднесписочная численность работников, запасы материалов и оборудования.

·       по ПНУ - выполнение плана пуско - наладочных работ, среднесписочная численность работников, наличие (отсутствие) просроченной дебиторской задолженности, затраты, запасы материалов и оборудования.

·       Для ПСХ - выполнение плана по производству и реализации продукции сельского хозяйства, выполнение задания по снижению себестоимости продукции, наличие (отсутствие) просроченной дебиторской задолженности, среднесписочная численность работников, запасы материалов и оборудования.

                В АО “СИБНЕФТЕПРОВОД процесс перекачки нефти осуществляется головной и промежуточными нефтеперекачивающими станциями. При их проектировке, строительстве и модернизации используются средства механизации, телемеханизации и автоматизации.

                В состав сооружений НПС включают:

1.    насосную станцию;

2.    резервуарный парк;

3.    административные сооружения;

4.    подсобные сооружения;

5.    непроизводственную инфраструктуру;

6.    понижающую подстанцию;

7.    механическую мастерскую;

8.    котельную;

9.    объекты водоснабжения, канализации...

                В зависимости от положения НПС на трассе могут входить приемо-сдаточные пункты.

                Кроме НПС в составе магистральных нефтепроводов выделяют сооружения:

1.    Подводящие трубопроводы, служащие для связи источников нефти и головными сооружениями транспортирующего трубопровода;

2.    Конечные пункты, где распределяют полученный из трубопровода продукт;

3.    Линейные сооружения трубопровода, куда относят сам трубопровод, станции защиты, дренажные установки, линии связи, грунтовые дороги вдоль трассы трубопровода и другое.

                Производственный процесс в АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” по группам сооружений выглядит нижеописаным образом...

                На головных сооружениях, состоящих из головной насосной станции, где происходит сбор и накапливание нефти и нефтепродуктов, предназначенных для дальнейшей транспортировки по магистральному трубопроводу, и подводящих трубопроводов, по которым перекачивается нефть с промысла в резервуары головной насосной станции.

                На линейной части, состоящей из собственно трубопроводов с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды; установок электрохимической защиты; линии технологической связи; сооружений линейной службы эксплуатации; постоянных вдольтрассовых дорог и подъездов к ним; вдольтрассовых линий электропередач и других объектов осуществляется обеспечение заданных режимов перекачки нефти.

                На промежуточных перекачивающих станциях принимают и направляют нефть далее по трубопроводу до следующей станции, к конечным и промежуточным распределительным пунктам.

                Конечные пункты, которыми обычно являются нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ); если в конце трубопровода находится группа заводов, то сооружают распределительную нефтебазу, на которой нефть учитывается, хранится и распределяется между заводами.

                На головной насосной станции обычно размещается резервуарный парк, основная и подпорные насосные, внутриплощадочные трубопроводы, установка счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя, помещение с фильтрами тонкой очистки, системы общего и оборотного водоснабжения; канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначения, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад горюче-смазочных материалов. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти, разделения нефти по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки нефтепровода. Промежуточные насосные станции отличаются от головной насосной станции меньшим объемом резервуарного парка или его отсутствием.

                Конечные пункты включают в основном емкости для приема поступающего продукта и подачи его на НПЗ или нефтебазы районного (областного) значения. Располагаются эти базы обычно на узлах железных дорог, вблизи морских и речных портов. На конечном пункте происходят следующие операции, характерные для крупной перевалочной нефтебазы: прием и учет нефти, наполнение и хранение необходимых запасов их, перекачка на водный и железнодорожный транспорт, распределение нефтепродуктов районным потребителям.

                АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” уделяет повышенное внимание к проблемам надежности и безопасности магистральных нефтепроводов, что объясняется, с одной стороны, риском потери достигнутого уровня функционирования нефтепроводов в связи со старением основных фондов системы, а с другой - введением более жестких норм и экономичесих санкций со стороны государства, пользователей и местных органов власти.

                Как известно, эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов зависит от заложенных в проектах технических решений, качества оборудования, труб, изоляционного покрытия, технологии и качества строительно-монтажных работ. Анализ показывает, что главными причинами аварий являются заводские дефекты труб и брак строительно-монтажных работ.

                Несмотря на то, что 29% магистральных нефтепроводов АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” имеют возраст от 20 до 30 лет, 25% - более 30 лет, количество отказовна нефтепроводах стабилизировалось (тенденции снижения закрузки). Тем не менее в стратегии АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” уделяется большое внимание мерам по поддержанию магистральных нефтепроводов в работоспособно состоянии.

                Ограниченные финансовые средства вынуждают АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” перейти к новой стратегии - выборочному ремонту и реконструкции, и отказаться от прежней практики сосрдоточения строительных мощностей на отдельных объектах, которая  диктовалась интересами строительных организаций. Новая стратегия предусматривает применение методов внутритубной диагностики потенциально опасных участков и ремонт их (в том числе с заменой труб) до появления аварий. Такая тактика (особенно в условиях Западной Сибири) позволяет существенно сократить расходы на капитальный ремонт и реконструкцию, а также время вынужденных простоев объектов, повысить экономическую эффективность работы предприятий.

                Руководство АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” придает большое значение вопросам подготовки специалистов для своих структурных подразделений, так как важнейшим условием, определяющим эксплуатационную надежность магистральных нефтепроводов, является высокая квалификация обслуживающего персонала. В этой связи предполагается необходимость повышения уровня теоретической подготовки специалистов, знания ими современных технологий и приемов, позволяющих добиться максимальной надежности эксплуатации сложных энергетических объектов. Подготовка рабочих также является необходимым процессом в деятельности производственного предприятия, как и периодическое обучение специалистов. Кроме изучения новых проблем происходит и полезный обмен информацией, касающейся специфики работы специалистов данного профиляв других отраслях, регионах, предприятиях. Подготовка молодых специалистов имеет важнейшее значение: от ее качества зависит укомплектованность предприятия кадрами, эффективность организации работы во всех звеньях производства, уровень интеллектуальной и технологической работы на всех ступенях производственной системы трубопроводного транспорта.

                Планомерная подготовка позволяет определить резерв специалистов на выдвижение по разным ступеням управления производством.

                В соответствии с решением совещания АК”Транснефть”, проведенного в октябре 1994г. в Брянске, в качестве базового вуза по подготовке, переподготовке и повышению квалификации специалистов АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” был определен Тюменский государственный нефтегазовый университет.

Таблица 1.1

Повышение квалификации кадров

	Рабочих	Специалистов
1	2	3
Аппарат	0	30
Тюменское УМН	30	10
Тобольское УМН	60	15
Сургутское УМН	55	28
Нефтеюганское УМН	100	57
Урайское УМН	106	67
Нижневартовское УМН	64	30
Ишимское УМН	117	10
Ноябрьское УМН	41	11
Тюменское РСУ	15	5
Тюменское УТТ	65	8
Тюменский РМЗ	1	7
Сургутское ПНУ	0	10
СУПЛАВ	20	8
БПТОиКО	12	13
Подсобное сельское хозяйство “Брылинское”	0	0
Подсобное сельское хозяйство “Зауральское”	0	0
Тюменское УСКОиДУ	10	30
Тюменский учебный центр	0	5

За 1995г. и первое полугодие 1996г. обучено 586 специалистов АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” с аттестацией по линии Госгортехнадзора России с подтверждением права занимать соответствующую должность по следующим направлениям:

·       безопасное ведение работ и охрана труда - 131чел.;

·       эксплуатация объектов магистральных нефтепроводов - 117 чел.;

·       сооружение и ремонт объектов магистральных нефтепроводов - 124 чел.;

·       противокоррозионная защита объектов магистральных нефтепроводов -32чел.;

·       эксплуатация электрооборудования - 55 чел.;

·       автоматизированные системы упрвления технологическими процессами - 82чел.;

·       техническая эксплуатация и ремонт автотранспортных средств - 45 чел.

Повышение квалификации кадров

#

Рис 1.1

                Желание иметь у себя хорошие, грамотные кадры, что видно по рис. 1.1 и табл. 1.1 и исходя из того, что текучесть кадров на предприятии минимальна (средняя зарплата высока и созданы удобные условия для работы), положительно характеризует АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” и говорит о грамотно проводимой кадровой политике.

                В новых экономических условиях России изменилось положение трубопроводного транспорта нефти: он прекратил выполнять роль посредника между добывающими предприятиями и потребителями нефти и стал самостоятельной отраслью. С 1992г. АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” оказывает услуги по транпорту нефти по тарифам, утвержденными федеральными органами исполнительной власти.

                Тарифы за перекачку нефти формируются под влиянием множества факторов: внутрисистемных, т.е. полностью зависящих от деятельности предприятий АО “СИБНЕФТЕПРОВОД”, и внешних, т.е. тех факторов, величина которых формируется в других системах.

                Основой для определения уровня тарифа за перекачку нефти по системе магистральных нефтепроводов АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” является себестоимость.

                Такие внешние факторы, как объем перекачиваемой нефти, дальность перекачки, уровень цен на материалы, энергию, оборудование оказывают существенное влияние на себестоимость и вто же время практически не зависят от деятельности предприятия.

                Объем перекачиваемой нефти по магистральным нефтепроводам АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” в 1996г. снизился относительно 1992г. на 26,1%.

                Снижение объемов перекачки вывывает рост ее себестоимости, так как при этом условно-постоянные (не зависящие от объема перекачки )затраты распределяются на меньший объем транспортируемой нефти и, следовательно, большей долей ложатся на каждую тонну нефти.

                Затраты по содержанию, эксплуатации и ремонту основных производственных фондов (ОПФ) занимают большой удельный вес в себестоимости транспорта нефти.

                Удельный вес анализируемых затрат в общих затратах на транспорт нефти вырос 32,54%(1992г.) до 54,64%(1996г.), т.е. более чем на 22%. При этом отмечается рост затрат по всем статьям, кроме статьи “Энергия покупная”. Снижение удельного веса затрат по этой статье объясняется тем, что эти затраты зависят от объемов перекачки нефти, а, как уже отмечалось выше, объем перекачки нефти за анализируемый периодснизился на 26,1%.

1.3 Анализ внешней среды АО “СИБНЕФТЕПРОВОД”

                Магистральные нефтепроводы обеспечивают транспорт 97% добываемой в России нефти. Все нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) и пункты экспорта (за исключением Дальнего Востока) соединены трубопроводами с крупнейшими нефтепромыслами. Сеть магистральных нефтепроводов, резервуарных парков, пунктов налива, слива и перевалки нефти представляет собой интегрированную систему предприятий (Единую систему нефтеснабжения РФ) с централизованным управлением, осуществляемой АК ”Транснефть”, куда входит АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”. В силу этого система магистральных нефтепроводов (СМН) является естественной монополией.

                Фактически СМН находится в государственной собственности и полностью контролируется государством посредством установления цен (тарифов) на транспортные услуги, распределением прав доступа к экспортным нефтепроводам, согласования инвестиций в нефтепроводный транспорт, также влияющих на тариф. Государство сохраняет право принимать решения по внесению изменений и дополнений в Устав Компании и акционерных обществ нефтепроводного транспорта, по ликвидации, слиянию, присоединеию или преобразованию в предприятие иной организационно-правовой формы, по утверждению ее отчетов, избранию Совета директоров, назначению президента (генеральных директоров).

                Монополия имеет обычно более высокую эффективность производства в связи с его большими масштабами, концентрацией мощностей, осуществлением крупных капиталовложений в научно-технический прогресс т.п. Это дает монополии большие возможности снижения издержек. Поэтому вопрос сохранения или уничтожения монополиивсегда является вопросом конкретного баланса ее положительных и отрицательных свойств.

                Организация нефтяного рынка. Система нефтетранспорта является связующей структурой, которая обеспечивает нормальное функционирование нефтяного рынка. Сеть межрегиональных нефтепроводов объединяет поставки нефти от различных производителей в общий поток и распределяет его потребителям согласно договорам на оказание транспортных услуг компанией “Транснефть” и ее акционерных обществ.

                Стандартный набор услуг, предоставляемый АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”  своим контрагентам, включает транспортировку, перевалку , налив и ответственное хранение нефти. Фактически же АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” вменены обязанности оперативного обеспечения поставок нефти потребителям (с учетом текущего состояния их сырьевых запасов) и на экспорт с соблюдением таможенного режима и контролем документации.

                Принципиально важно, что коммерческие потоки нефти (т.е. потоки, планируемые по сумме договоров) не совпадают с оперативными физическими потоками. Последние возникают как результат приспособления системы к возникающей ситуации путем маневрирования потоками, свободными емкостями нефтепарков, запасами нефти в системе.

                Коммерческие потоки нефти (графики движения партий нефти от предприятий добычи к потребителям и на экспорт) разрабатывает Межведомственная комиссия при Правительстве России,по которым руководствуется АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”. Эти графики утверждаются затем Минтопэнерго и становятся официальным заданием на транспортировку и поставки, которое АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” должно выполнить в фиксированный период времени (месяц, квартал). Задание определяет коммерческую схему грузопотоков как результат согласования заявок и договоров и тем самым плановые квоты доступа грузоотправителей к мощностям сети.

                В коммерческих потоках нефти учитываются ограничения, налагаемые выработанной АК “Транснефть” и принятой нефтяными компаниями “схемой нормальных грузопотоков”. Последняя составлена исходя:

·       из существующих мощностей НПЗ по переработке нефтей с учетом состава оборудования НПЗ и возможностей их приспособления к изменениям параметров качествасырья (содержания серы, плотности и т.п.);

·       структуры и состояния мощностей нефтепроводов;

·       возможностей системы транспорта по подготовке поставляемых потребителями смесей с заданными параметрами.

                На основании этого задания и сообразуясь с текущей ситуацией АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” вырабатывает оперативные схемы физических (реальных) потоков нефти в системе. Реализуя эти схемы, компания должна одновременно отслеживать исполнение всей суммы договоров о приеме нефтей в сеть и поставках их потребителям.

                Таким образом, схема коммерческих потоков определяет цели и программу функционирования сети нефтепроводов в агрегированных валовых показателях, а реализуемые АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” физические потоки являются способами достижения этих целей, согласованными с имеющимися мощностями и адаптированными к текущей ситуации.

                Координация потоков нефти в системе обеспечивает рациональное удовлетворение заявок грузоотправителей в режиме реального времени, включая изменения маршрутов, оперативную корректировку графиков, перенос задолженности в поставках во времени. Это требует оперативного согласоваия режимов приема и поставки нефти по множеству потребителей и поставщиков и последующей сверки исполнительных балансов.

                Можно утверждать, что работа”строго по уставу” без выполнения этих дополнительных функций или отсутствие органа, координирующего оперативные потоки и деятельность предприятий нефтетранспорта, дезорганизовала  бы функционирование нефтяного рынка. Ни одно предприятие транспорта нефти не может реально работать без координации компанией фимзических трансрегиональных потоков нефти.

                Поставка нефти на экспорт (а значит и предоставление доступа к экспортным нефтепроводам и терминалам) производится по ежеквартальным и месячным графикам, выработанным Межведомственной комиссией и утвержденным Минтопэнерго. В этих графиках приходится учитывать не только указанные выше ограничения, но и возможности размещения российской нефти на зарубежных нефтяных рынках (что не всегда доступно нефтедобывающим корпорациям). Поставки по государственным обязательствам пользуются в таких графиках известным приоритетом.

                Предприятия транспорта приобретают нефть для собственных нужд на общих основаниях и отражают эти покупки в исполнительных балансах.

                Для оперативного учета и контроля Компания использует собственную систему связи между вычислительными центрами предприятий и Автоматизированную систему исполнения договоров (АСКИД), которая ежесуточно собирает данные о приеме и сдаче нефтей предприятиями транспорта, о запасах нефти в трубопроводах и резервуарах, о свободной емкости резервуарных парков, о потерях и т.п.

                АСКИД формирует ежесуточную сводку валовых показателей перекачки, а также нарастающие с начала месяца балансы нефти по свем контрольным точкам сети в целом. Параллельно ведется регистрация и контроль актов приемки-сдачи нефтей от одних предприятий к другим (по объему и показателям качества), а также учет времени хранения нефтей.

                Тарифы. Перейдя в 1992г. к экономическим расчетам по транспортным тарифам, АК “Транснефть” фактически отказалась от выполнения ею ранее функций распределения нефти. Она покупала нефть у производителей и продавала ее потребителям. Введение тарифов повысило самостоятельоность предприятий и упростило их финансовые отношения с другими участниками нефтяного рынка, число которых возросло. Тарифы утверждаются Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) РФ, корректируются два раза в год и публикуются в журнале ”Трубопроводный транспорт нефти”. Все грузоотправители на данном маршруте перекачки уплачивают одинаковый тариф на единицу грузооборота.

                Общий для естественных монополий принцип ценообразования состоит в распределении по объектам расчетной выручки предприятий, куда входят эксплуатационные издержки, чистая прибыль и налоги. Прибыль вместе со средствами амортизации должна обеспечить первоочередные потребности предприятий по модернизации производства и социальному развитию.

                Процедура расчета транспортных тарифов состоит в следующем. Предприятия планируют тарифную выручку и грузооборот по участкам сетей, находящихся под их управлением. Отношение тарифной выручки к грузообороту дает значение удельного тарифа в руб./тыс.км. на территории данного нефтепроводного предприятия (управления).

                АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” собирает и контролирует обосновывающие материалы нефтепроводных предприятий и представляет удельные тарифыв сводном виде для утверждения. Затем удельные тарифы умножают на длины участков сети и получают тарифы на перекачиваемых направлениях перекачки. Грузо отправитель  согласует с Компанией (или ее дочерним акционерным обществом) маршрут перекачки и оплату транспортировк, суммируя тарифы по составляющим маршрут участкам сети. Аналогичным способом устанавливаются тарифы за перевалку и налив нефти.

                Структура рублевого тарифа за поставку нефти на НПЗ России и СНГ представлена на рис.1.

#                                                 Рис.1.2  

                Нефтетранспортный тариф используется по следующим направлениям: на оплату налогов и сборов (включая сбор за перекачку нефти) - 29,5%; на обеспечение надежности и безопасности нефтепроводного транспорта - 39,1%; эксплуатационные расходы - 20,5%; расходы на оплату труда - 6,8%; содержание социальной сферы - 4,1%.

                Размер этого тарифа, входящего также переменной составляющей в тариф за транспортивку нефти на экспорт, должен покрывать эксплуатационные затраты, расходы по работам по техническому перевооружению, реконструкции, диагностики и капитальному ремонту, с уплатой налогов в бюджет, а также социальные расходы. Оценочые расчеты показывают, что при снижении тарифа на 1% с учетом обязательных платежей доля тарифа на обеспечение надежности и безопасности сокращается до 3%, что эквивалентно затратам на замену 50 км нефтепровода.

                Постоянная валютная составляющая тарифа за транспортировку нефти на экспорт имеет строго целевое использование, т.е. направляется на поддержание в рабочем состоянии импортного оборудовани, закупленного ранее за счет бюджетны средств, а также на техническое перевооружение и модернизацию оъектов трубопроводного транспорта. Компания осуществляет закупки импортного оборудования только в случае уверенности в невозможности заменить его отечественным аналогом.

                Проблемы тарифов. Государственное регулирование ограничивает тарифы минимальным уровнем, достаточным для покрытия текущих расходов транспорта, обеспечения финансовой стабильности всей совокупности предприятий нефтетранспорта и достижения минимальной финансовой независимости. Быстрое изменение экономических и социальных условий в стране требует специальных механизмов подстройки для своевременного автоматического изменения тарифов ( в частности, механизм индексации).

                Ценовое (тарифное) регулирование должно связывать норму прибыли не с себестоимостью, а с капиталом и инвестициями. Процедуры регулирования должны быть в ясной и исчерпывающей форме зафиксированы в производственном договоре, иначе границы полномочий ответственных лиц и прав администрации Компании окажутся размытыми. Производственный договор должен быть основным документом, позволяющим разрешать споры сторон.

                Главный принцип тарифного регулирования состоит в прерогативе государства устанавливать не сами тарифы, а формализованный механизм определения тарифов. Таким расчетным механизмом могла бы служить формула, связывающая тарифную выручку с суммой обоснованных затрат системы, налогов, платежей по обслуживанию инвестиций и справедливой чистой прибыли, соотнесенной со стоимостью основных фондов. Раскладка же тарифов по тарифным участкам в соответствии с утвержденной формализованной методикой должна быть прерогативой Компании.

                Уровень прибыли должен быть достаточным для привлечения капитала и реализации перспективных проеков развития и реконструкции системы нефтепроводов.

                Проблемы государственного регулирования в нефтепроводном транспорте. Целью ближайшего этапа преобразований является стабилизация рынка нефти, которая позволит более обоснованно прогнозировать его конъюнктуру, то есть оценивать динамику платежеспособного спроса, возможности экспорта, располагаемые ресурсы и потребности в транспортных услугах, а значит сделать более эффективным управление системой.

                Структурные преобразования АК”Транснефть” должны исходить из следующих целей:

·       повышения эффективности и надежности нефтеснабжения сейчас и в будущем;

·       обслуживания экспансии российской нефти на внешнем рынке;

·       улучшения производственной структуры системы нефтеснабжения.

                Эти цели и должны быть критериями выбора решений по реорганизации управления нефтепроводным транспортом.

                Функции государственного регулирования по свободному доступу производителей к мощностям сети сейчас поделены между Минтопэнерго и Межведомственной комиссией, а контроль тарифов осуществляет ФЭК, которая имеет следующие важнейшие задачи в сфере регулирования нефтепроводного транспорта как естественной монополии:

·       контроль тарифов и обоснованности включения в тариф затрат предприятий и статей прибыли, направляемых на финансирование инвестиционных проектов;

·       выработка рекомендаций по реорганизации системы государственного регулирования конкуренции на нефтяном рынке, совершенствованию юридических норм такого регулирования, системы ценообразования на услуги АК “Транснефть”, тарификации, индексации тарифов, а также по созданию нормативных моделей расчета тарифов на стандартные транспортные операции и другие услуги;

·       защита прав участников нефтяного рынка, разрешение конфликтов между поставщиками, потребителями и АК ”Транснефть” в части предоставления транспортных и других услуг взаимодействие поэтим вопросам с региональными энергетическими комиссиями;

·       разработка рекомендаций по механизмам налогообложения, экономического стимулирования надежного функционирования и развития системы нефтепроводного транспорта.

                К ведению ФЭК будет отнесена выработка рекомендаций по регулированию межгосударственных тарифных соглашений, что является одним из актуальных вопросов международной торговли российской нефтью. Главной осью этой проблематики является тарифная система и формирование инвестиционных фондов для реконструкции и развития системы нефтеснабжения.

                Реорганизация форм собственности. В подотрасли подготовлена и реализуется программа приватизации собственности предприятий нефтеповодного транспорта, которая ставит следующие цели:

·       сохранение государственного контроля за транспортировкой нефти и формированием тарифов;

·       включение ЕСН в рыночную среду в качестве системы общественного пользования, обеспечивающей равный и недискриминируемый доступ к трубопроводным мощностям свех субъектов нефтяного рынка;

·       повышение эффективности функционирования и развития системы нефтеснабжения за счет использования рыночных механизмов стимулирования.

                Проблемы реконструкции и развития. Механизмы экономического стимулирования в нефтетранспорте еще слабо ориентируют подотрасль на достижение указанных целей по следующим причинам:

·       потребность в транспортных услугах снижается вместе с продолжающимся сокращением добычи нефти, а последнее в значительной мере провоцируется технической отсталостью, нерациональной структурой продукта, высокими затратами и налогами в нефтепереработке;

·       производственные мощности системы нефтетранспорта не соответствуют новому размещению потоков нефти, физический износ основного оборудования достиг значительных размеров, средства автоматизации управления морально устарели, реконструкция системы постоянно откладывается из-за нехватки инвестиций;

·       механизм налогообложения и другие экономические механизмы являются затратными и не стимулируют повышения эффективности;

·       основные фонды подотрасли не получили реальной рыночной оценки, приватизация сделала только первые шаги, акции нефтепроводного транспорта не котируются на фондовом рынке, поэтому частные инвестиции в систему практически не поступают;

·       другие финансовые источники оказались зажатыми - тариф не окупает затрат подотрасли (он зажат рыночной “равновесной” ценой нефти, которая в свою очередь ограничена ценами на конечные нефтепродукты, уже перевалившие за мировой уровень);

·       цены на оборудование и строительно-монтажные работы выросли во много раз больше чем тариф.

                Одна из важных проблем состоит в возросшем в связи с резким падением добычи разрывом между пропускной способностью сети и реальным потоком нефти, что приводит к заметному росту удельных издержек на единицу грузооборота. Этот разрыв обусловливает омертвление значительной части капитала (что и является причиной низкой оценки фондов), а высокая концентрация мощностей препятствует адаптации структуры производственных фондов к изменившимся условиям. Нельзя ликвидировать только часть пропускной способности мощного нефтепровода и соответствующуюей долю издержек. Неоходимость сохранения “лишних” мощностей связана не столько с надеждами на рост добычи нефти в будущем, сколько с самой конструкцией сети.

                Техническая политика. АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” традиционно уделяет повышенное внимание проблемам надежности и безопасности магистральных нефтепроводов, что объясняется риском потери достигнутого уровня функционирования нефтепроводов в связи со старением основных фондов и введением более жесткихнорм и экономических санкций со стороны государства, пользователей и местными органами.

                Техническая политика Компании связана со стратегической установкой на сохранение долговременного потенциала действующей системы нефтепроводов. Ремонтное обслуживание подчинено требованиям экономии затрат и кардинально изменено за последние пять лет прежде всего за счет комплексного диагностического обследования.

                Внутритрубная диагностика является одним из основополагающих направлений реализации Программы технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов АК ”Транснефть” на 1996-1998гг., разработанной с участием АО”Гипротрубопровод”, ИПТЭР, ВНИИОЭНГ по поручению Комиссии по оперативным вопросам при Правительстве России. Программа согласована с Госгортехнадзором и Минприроды России, утверждена Минтпэнерго и одобрена Коллегией Минтопэнерго России, доложена на заседании Правительства России.

                По состоянию на 1июня 1997г. выполнена ультразвуковая диагностика 4446 км магистральных нефтепроводов, что составляет 30% общей протяженности.

                Системный подход, основанный на применении внутритрубных диагностических снарядов высокого разрешения, позволяет планировать процесс ремонта нефтепроводов и контролировать ход его выполнения. Плановый ремонт с использованием быстрых технологий позволяет существенно повысить его эффективность.

                За последние два года в результате проведенной инспекции и устранения выявленных дефектов практически полностью исключены аварии, вызванные нарушением геометрии труб при строительстве (вмятинами, гофрами и т.п.) число аварий по причине коррозииснизилось  по сравнению с 1990г. в 2,5 раза, за период 1990-1996гг. произошло снижение числа аварий с 0,27 до 0,19 на 1000 км.

                АК ”Транснефть” утвержден Перспективный план развития АО “Центр технической диагностики” на 1996-2000гг., в соответствии с которым предусматривается в 1997г. завершить первичное диагностическое обследование магистральных нефтепроводов для выявления дефектов геометрии труб, а до 2000г. - ультразвуковыми дефектоскопами для выявления коррозии и расслоения металла, после чего приступить к периодическому обследованию. В перспективный план включены также мероприятия по практическому внедрению методов и средств диагностики резервуаров, запорно-регулирующей арматуры, насосно-силового оборудования.

                Важной задачей является контроль трубопроводов на наличие трещин и трещиноподобных дефектов, в том числе в продольных и кольцевых сварных стыках, которые можно определить только магнитными снарядами нового поколения.

                Стратегическим напралением политики АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” в области обеспечения надежности нефтепроводной системы и минимизации затрат является комплексный подход к вопросам диагностики и капитального ремонта.

                Достоверная информация о дефектных участках, полученная по результатам диагностики, позволяет при тех же затратах на капитальный ремонт увеличить протяженность отремонтированных трубопроводов, существенно сократить время простоев на ремонт.

                Основными концепциями технической политики АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” в области капитального ремонта нефтепроводов являются:

·       перспективное планирование капитального ремонта на основе результатов диагностического обследования нефтепроводов;

·       применение современных технологий и технических средств;

·       дифференцированый подход к выбору ремонта и конструкции зашитного изоляционного покрытия.

                Для реализации концепции необходимо создание новых технологий проведения капитального ремонта с новым качеством. Планами научно-исследовательских и конструкторских работ Компании на 1997г. предусмотрено продолжить разработку новой нормативной базы и технологий проведения капитального ремонта, новых трубных сталей, защитных покрытий и методов их нанесения, системы контроля качества работ.

                В соответствии с межгосударственной программой “Высоконадежный транспорт” АК ”Транснефть” совместно с Приднепровским предприятием магистральных нефтепроводов (Украина) создается комплекс высокопроизводительной техники для капитального ремонта магистральных нефтепроводов.

                Компанией успешно применяется единственная в мире технология капитального ремонта действующих магистральных нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия без остановки перекачки, что позволяет избежать ограничений доставки нефти потребителям.

                Разработана и с успехом применяется технология вырезки дефектных участков труб с помощью кумулятивных зарядов, а также программа по внедреию метода горизонтально-наклонного бурения при прокладке трубопроводов.

                Трубопроводное предприятие, оснащенное современными диагностическими комплексами, адаптированными к российским трубопроводам, разработанная тактика формирования объемов капитального ремонта на основе результатов внутритрубной инспекции, оснащенные высокопроизводительной техникой ремонтные подразделения для устранения выявленных дефектов - это действующий механизм реализации политики АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” в области повышения надежности и экологической безопасности магистральных нефтепроводов.

                Дальнейшие перспективы развития АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” выделены на рис.1.3.

                               Данная стратегия АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” и ее нефтепроводным управлениям позволит более эффективно управлять финансовыми потоками целенаправленно проводить научно-техническую и социальную политику, использовать средства для техническго перевооружения, реконструкции, капитального ремонта и диагностики в целях повышения уровня надежности системы трубопроводного транспорта нефти.

Стратегия АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” по развитию и реконструкции системы магистральных нефтепроводов
1.”Действующие лица”
		Государство
АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”				Нефтяные компании
2. Генеральные цели выработки стратегии
Обслуживание нефти на рынке		Повышение надежности и безопасности работы системы нефтепроводов		Обеспечение стабильного финансового положения АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”
3. Основные ориентиры стратегии
Техническая политика				Экономическая политика
Реконструкция нефтепроводов с целью повышения надежности и безопасности				Снижение рассогласования мощностей и потока нефти за счет реконструкции
Внедрение современных систем диагностики				Снижение эксплуатационных издержек
Техническое оснащение капитального ремонта				Адекватная тарифная и налоговая политика
Модернизация систем и средств управления и связи				Ликвидация (передача) нерентабельных объектов
Развитие инфраструктуры для ремонтных работ				Совершенствование политики закупок оборудования

Рис. 1.3.

                2.АНАЛИЗ ИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА

2.1 Анализ динамики показателей себестоимости продукции

Анализ себестоимости услуг транспорта нефти, проводится на исследовании непосредственно затрат по их элементам. Поскольку тарифы на услуги АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” рассчитываются исходя из затратного принципа, можно с уверенностью утверждать, что основной фактор, влияющий на уровень тарифа есть затраты, осуществляемые предприятием (включаемые и не включаемые в себестоимость). В таблице 2.1 можно увидеть динамику затрат по элементам затрат на выполнение и обеспечение выполнения АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” грузооборота. Кроме того по таблице 2.1 можно проследить изменения в структуре затрат, представленные через удельные веса элементов затрат во всех затратах, осуществленных АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” в последние годы.

                Для отслеживания динамики роста затрат по элементам затрат рекомендуется воспользоваться таблицей 2.1, где темпы роста стоимости затрат. Темпы роста (k) - это отношение уровней ряда одного периода к другому. В ряду динамики темпы могут быть исчислены как базисные (k_б), когда все уровни ряда относятся к уровню одного периода, принятого за базу

kб = yi / yo

(2.1)

или как цепные(k_ц), когда уровень каждого периода относится к уровню предыдущего периода

kц = yi / yi-1

(2.2)

Базисные темпы характеризуют непрерывную линию развития. По ним для любого года можно ответить на вопрос, как вырос показатель по сравнению с годом, принятым за базу. Цепные темпы показывают интенсивность развития показателя в каждом отдельном периоде.

                Как можно увидеть из таблицы за год больше всего выросли размеры амортизационных отчислений (в 4,183 раза), что связано с переоценкой основных фондов предприятия и налоги и сборы в составе себестоимости (в 3,593 раза), что связано с изменением нормативной базы. Также значительно выросли затраты на услуги связи (в 4,073 раза). Это объясняется с одной стороны ростом тарифов на услуги связи и монопольным положением предприятий связи, а с другой - расширением сети информационного обеспечения АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” и, соответственно ростом объема предоставляемых АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” услуг. Несмотря значительный рост тарифов на электроэнергию и большой удельный вес затрат на электроэнергию во всех затратах рост по данному элементу был незначителен и составил 2,769 раза. Это произошло потому, что в последние годы можно было наблюдать снижение грузооборота, а в трубопроводном транспорте электроэнергия относится к условно-переменным затратам. При снижении грузооборота сократился объем потребляемой энергии, что снизило рост затрат по данному элементу.

Таблица 2.1

АНАЛИЗ затрат на транспортировку нефти, работы, услуги вспомогательных хозяйств по элементам затрат по АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

	Факт элементов	Уд. вес элементов	Темп
	1994	1995	1994	1995	роста
	1	2	3	4	5
Материалы	5985,820	18496,000	0,817%	1,105%	3,090
Энергия покупная	97350,292	269568,200	13,294%	16,110%	2,769
Оплата труда	67934,138	200078,680	9,277%	11,957%	2,945
Отчисления на соцнуж-ды	26303,668	77464,302	3,592%	4,629%	2,945
Амортизация	99290,092	415299,458	13,559%	24,820%	4,183
Прочие, в т.ч.	226952,195	552380,400	30,991%	33,012%	2,434
1.    услуги связи	25569,352	104155,160	3,492%	6,225%	4,073
2.    авиатранспорт	9124,593	26215,880	1,246%	1,567%	2,873
3.    пуско-наладочные работы	9478,995	33440,000	1,294%	1,998%	3,528
4.    налоги и сборы в составе Сб	23612,241	84841,560	3,224%	5,070%	3,593
5.    ремонтный фонд	88559,533	294469,440	12,093%	17,598%	3,325
6.    другие прочие	70607,481	9258,360	9,642%	0,553%	0,131
Всего затрат	523816,205	1533287,040	71,529%	91,634%	2,927
Отчисления в фонды	208492,045	139991,160	28,471%	8,366%	0,671
ВСЕГО	732308,250	1673278,200	100,000%	100,000%	2,285

2.2 Анализ состава и структуры затрат на услуги по транспорту нефти, оказываемые АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

                С момента введения в 1992 году тарификации услуг предприятий трубопроводного транспорта в АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” удельный тариф на транспорт 1 ткм. нефти пересматривался девять раз в сторону увеличения (табл.2.2). Он увеличился с 0,0111 руб на 1.01.92г до 20,18 руб на 1.08.95г, то есть в 1818,02 раза.

                Чаще всего (3 раза) тариф изменялся в первом году своего существо-вания, причем интенсивный его рост следует связывать с произошедшей либерализацией цен. В тот 1992 год тариф вырос в 58,53 раза. В последующие годы интенсивность его роста была ниже: за 1993 год тариф вырос в 7,38 раза, а за 1994 - в 3,2 раза. На рост и размер тарифа влияют прежде всего затраты, закладываемые в него и их объем, поскольку они составляют большую долю в составе тарифной выручки. Для оценки объективности обоснования изменения тарифа анализируется затратная его часть.

Таблица 2.2

ТАРИФЫ

на транспорт нефти

Дата	Тариф, руб за ткм	Коэффициент к предидущему периоду
01.01.92	0,0111	-
17.05.92	0,0512	4,61
10.10.92	0,1536	3,00
20.03.93	0,6500	4,23
01.11.93	1,7500	2,29
01.05.94	4,8000	2,74
20.10.94	7,6000	1,58
01.02.95	15,6600	2,06
01.08.95	20,18	1,29

                Затраты, включаемые в себестоимость, составляют 44,6%, причем 86,5% из них составляют эксплуатационные затраты, 5,1% - налоги в составе себестоимости и оставшиеся 8,4% - отчисления в фонды. Чистая прибыль составляет 31,3% от тарифной выручки, налог на прибыль - 16,8% и налоги, относимые на финансовый результат - 7,3%.

                Нефтетранспортный тариф используется по следующим направлениям: на оплату налогов и сборов (включая сбор за перекачку нефти) - 29,5%; на обеспечение надежности и безопасности нефтепроводного транспорта - 39,1%; эксплуатационные расходы - 20,5%; расходы на оплату труда - 6,8%; содержание социальной сферы - 4,1%.

                Затраты на управление оцениваются в 2,3% от суммы прямых затрат (или менее 1,5% от тарифа), 1,5% себестоимости направляется на научно-исследовательские и конструкторские работы. Плата за использование земель пока несущественна Все виды страхования занимают 2% тарифной выручки. Расходы на страхование поделены приблизительно в равных долях между себестоимостью и прибылью.

                Прямые затраты в тарифной выручке занимают около 62%, прибыль - 22%, налоги на прибыль и учитываемые в себестоимости, включая сбор за перекачку нефти, - 22,5%. Прибыль  в тарифной выручке равна сумме чистой прибыли и налогов. На капитальные вложения в целом по системе расходуется около 25% тарифной выручки, в том числе 70% прибыли. В расчет средств на развитие не включают инвестиции на строительство новых трубопроводов.

                Затраты по содержанию, эксплуатации и ремонту основных производственных фондов (ОПФ) занимают большой удельный вес в себестоимости транспорта нефти.

#

Рис.2.1

                На рис.2.1   представлена динамика структуры затрат на транспорт нефти по статьям, отражающим расходы на эксплуатацию и ремонт ОПФ без учета заработной платы и начислений на нее.

                Удельный вес анализируемых затрат в общих затратах на транспорт нефти вырос 32,54%(1992г.) до 54,64%(1996г.), т.е. более чем на 22%. При этом отмечается рост затрат по всем статьям, кроме статьи “Энергия покупная”. Снижение удельного веса затрат по этой статье объясняется тем, что эти затраты зависят от объемов перекачки нефти, а, как уже отмечалось выше, объем перекачки нефти за анализируемый периодснизился на 26,1%.

                Важным элементом эксплуатационных затрат являются амортизационные отчисления амортизационные отчисления. Доля этих затрат возросла в связи с переоценкой основных фондов, вводом новых мощностей после реконструкции и технического перевооружения. Удельный вес статьи “Амортизация” в общей структуре затрат увеличился более чем на 13%. Затраты на материалы складываются в основном из расходов, связанных с обслуживанием и ремонтом ОПФ. Доля их в общей структуре не превышает 2%.За анализируемый период в структуре себестоимости существенно возросла доля затрат по статье “Ремонтный фонд”: с 3,97 в 1992г. до 16,6% в 1996г., т.е. почти на 13%.

                Увеличение затрат по данной статье вызвано рядом объективных причин, основными их которых являются: наращивание объемов капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов с заменой изоляции и труб в условиях резкого повышения цен на строительно-монтажные работы.

                Удельные затраты на диагностику в общей структуре затрат на транспорт нефти составляют менее одного процента. Несмотря на это, работы по диагностике позволяют выявить опасные дефекты, своевременная ликвидация которых повышает техническую и экологическую безопасность объектов магистрального транспорта; перейти от сплошного к выборочному ремонту, что обеспечивает значительную экономию материальных и трудовых ресурсов.

2.2 Факторный анализ затрат на производство услуг

                Формирование уровня себестоимости изучается на основе системного подхода, что вызывает необходимость выделения круга факторов, от которых зависит этот показатель.

                Построение детерминированных факторных систем предусматривает моделирование факторов, воздействующих на результативный показатель. При этом моделирование факторной системы в анализе осуществляется путем расчленения факторов исходной системы (табл 2.3).

Таблица 2.3

Динамика базовых показателей

Показатели	Ед.изм.	1994	1995
Объем перекачки	тыс.тн.	202986,49	190807,30
Грузооборот	млн.ткм.	195282,20	185919,80
Численность, всего	чел.	717,00	717,00
Стоимость ОПФ	млн.руб	5414169,76	22739513,00
Затраты на 100 ткм	руб	3,75	9,00
ФОТ	млн.руб	84123,37	259206,12
Зарплата	тыс.руб	662,10	2052,50
Себестоимость	млн.руб	732308,25	1673278,20

                Практика моделирования сложных моделей факторных систем использует метод расширения факторной системы, предусматривающей умножение произведения на один и более вводимых показателей-факторов с последующим получением модели факторной системы в виде произведения нового набора показателей-факторов (мультипликативная модель).

                Среди методов оценки количественного влияния факторов следует выделить: элиминирование, интегральный, дифференциального исчисления, индексно-логарифмический и прочие.

                В случае индексно-логарифмического метода за основу берется индекс исследуемого показателя, представляющего собой отношение уровня себестоимости отчетного периода к базисному.

Индекс себестоимости (I_с) рассчитывается:

Ic=C1 / C0,	(2.3)
где	C1	- себестоимость отчетного периода;
	C0	- себестоимость базисного периода.

                Влияние изменения какого-либо фактора, стоящего в числителе, на изменение результирующего показателя, используя логарифмический метод можно представить:

DCxj = C0 * (Ic-1) * (lg Ixj / lg Ic) = DC * (lg Ixj / lg Ic),	(2.4)
где	DCxj	- изменение себестоимости за счет xj-го фактора;
	Ixj	- индекс роста (снижения) xj-го фактора.

                Для факторов, стоящих в знаменателе, влияние на изменение себестоимости определяется по формуле 2.4 с обратным знаком.

Особенности построения моделей себестоимости в трубопроводном транспорте

                В общем виде в трубопроводном транспорте себестоимость (C) в натуральном выражении определяется  произведением грузооборота (Г) на величину затрат на перекачку 1 ткм нефти (з) (см. формулу 2.5).

                Используя метод взаимных индексов показатель себестоимости можно разложить на субиндексы:

C = з * Г = з * H * Q * (Cопф / Cопф ) * (Чппп / Чппп),

(2.5)

где	Г	- грузооборот;
	з	- затраты на перекачку 1 ткм нефти;
	Н	- дальность перекачки;
	Q	- объем перекачки;
	Чппп	- численность промышленно-производственного персонала;
	Cопф	- стоимость ОПФ;

                Подставляя вместо отношений их значения, получим:

С = з * H * Фо * Фв * ФОТ * dппп / зпср,

(2.6)

где	dппп	- доля промышленно-производственного персонала;
	Фо	- фондоотдача;
	Фв	- фондовооруженность;
	ФОТ	- фонд оплата труда;
	зпср	- средняя зарплата по Тюменскому УМН.

                Индекс себестоимости (I_с) за период при разложении его на составляющие определяется произведением индексов показателей - измерителей рассмотренных выше факторов:

IС = Iз * IH * IФо * IФв * IФОТ * Idппп / Iзпср

(2.7)

                Используя алгоритм решения задачи проводим следующие вычисления:

DCз = DC * lg Iз / lg Ic	(2.8)
DCH = DC * lg IH / lg Ic	(2.9)
DCФо = DC * lg IФо / lg Ic	(2.10)
DCФв = DC * lg Iфв / lg Ic	(2.11)
DCФОТ = DC * lg IФОТ / lg Ic	(2.12)
DCdппп = DC * lg Idппп / lg Ic	(2.13)
DCЗПср = -DC * lg IЗПср / lg Ic	(2.14)

                Общее изменение себестоимости за счет выделенных факторов определится по данной методике следующим образом:

DC = DCз +DCH + DCФо +DCФв + DCФОТ +DCdппп +DCЗПср

(2.15)

Таблица 2.4

Расчет влияния факторов на динамику себестоимости в Тюменском УМН

Показатели	Годы	Дельта-	Индексы	Влияние
	1994	1995	фактор	Факторов	факторов
Затраты на 100 ткм	3,75	9,00	5,25	2,400000000	996915,71
Дальность перекачки	962,05	974,39	12,34	1,012826675	14513,14
Фондоотдача	0,04	0,01	-0,03	0,223809524	-1704621,54
Фондовооруженность	755114,33	3171480,20	2416365,86	4,200000000	1634162,64
ФОТ	84123,37	259206,12	175082,75	3,081261806	1281448,74
Доля ППП	68%	68%	0,00	1,006081338	6903,98
Зарплата	662,10	2052,50	1390,40	3,100000000	-1288352,72
Себестоимость	732308,25	1673278,20	940969,95	2,284936978	940969,95

                Из приведенной таблицы видно, что на увеличение себестоимости отрицательно влияют изменения фондоотдачи и заработной платы (с удельными весами 24,6% и 18,6% соответственно), а остальные - положительно. Причем наиболее сильно из положительно влияющих (23,6%) - фондовооруженность.

3.РАЗРАБОТКА СТРАТЕГИИ СНИЖЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕНЫХ ИЗДЕРЖЕК

                Снижение тарифной выручки при неизменном грузообороте возможно при изменении прибыльной части тарифной выручки или ее затратной части. Поэтому рекомендации по оптимизации расчета тарифа на АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” подразделяются на два направления: корректировка использования показателей при расчете тарифа и смена принципа формирования прибыльной части и практическое снижение расходов по затратной части тарифицируемой услуги.

                Остановимся на затратах. Различают следующие источники их снижения:

1.    Повышение производительности труда опережающими темпами по сравне-нию с ростом заработной платы путем всестороннего совершенствования производства, применения рациональных форм материального стимулирова-ния трудящихся;

2.    Всемерное улучшение использования основных производственных фондов;

3.    Экономия материалов, топлива, энергии многообразными путями - применением прогрессивной технологии, совершенствованием энергопотреб-ления и прочими;

4.    Сокращение затрат по обслуживанию производства и управлению;

5.    Ликвидация непроизводительных расходов.

                В данной работе будет затронуто снижение затрат через такие источники как повышение производительности труда и экономия электроэнергии.

                Рассмотрим использование производительности труда для уменьшения затратной части тарифа. Производительность труда в трубопроводном транс-порте определяется как

Пт = Г / Ч,	(3.1)
где	Пт	- производительность труда;
	Г	- грузооборот;
	Ч	- численность работающих.

Таблица 1.1

Динамика изменения показателей деятельности

АООТ “СИБНЕФТЕПРОВОД”

Годы	1984	1985	1986	1987	1988	1989
Грузооборот, млн,т	351014,7	335576,3	360237,5	371586	381105,4	374725,1
Численность работников,чел	6672	6809	6862	5898	5735	5213
Производительность труда млн.т./ч.	52610,12	49284,23	52497,45	63002,03	66452,55	71882,81

Продолжение табл. 1.1

Годы	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996
Грузооборот, млн,т	351313,3	303896	253237,2	221462,9	195282,2	185919,2	185413,3
Численность работников,чел	5150	5405	6693	7055	7170	7170	7175
Производительность труда млн.т./ч.	68216,17	56224,98	37836,13	31390,91	27236,01	25937,00	26758,32

                В последние годы производительность труда в АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” падала, что можно проследить, обратившись табл. 1.1. В 1994 году этот показатель составил 27236,01 тыс. ткм. на человека при грузообороте 195282,2 млн. ткм и численности 7170 чел. В 1995 году показатель снизился до 25930,24 тыс. ткм. на человека при грузообороте 185919,8 млн. ткм и численности 717 чел (табл.3.1). Расчет тарифа на транспорт нефти при существующем положении можно увидеть в табл. 3.2-3.6. Но необходимо повысить производительность труда, снижая численность работающих. Это можно сделать за счет консервации технологического оборудования и сокращением численности рабочих и служащих. В этом случае их переведут в производственные подразделения АО “СИБНЕФТЕПРОВОД”: РСУ ”СИБНЕФТЕПРОВОД”, РМЗ “СИБНЕФТЕПРОВОД” и другие из нефтепроводных управлений, где возросли объемы производственных работ. Если принять желаемую производительность труда на уровне предыдущего периода (1994 года), то можно найти необходимую для обеспечения этой производительности труда численность работающих по формуле:

Ч = Г / Пт.

(3.2)

Она составит 6830 человек (см.табл. 3.1). Благодаря сокращению остальных экономия только на основной заработной плате (которая в среднем составляет 2401,20 тыс.р) составит в месяц 826,01 млн.р (табл. 3.2).

Таблица 3.1

РАСЧЕТ

численности АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” на основе производительности труда

	Факт 1995	Факт 1996	Рекомендуе-мый вариант
Грузооборот, млн.ткм	195 282,2	185 919,8	185 919,8
Численность, чел	7 17	7 18	6 83
Производительность труда,  тыс.ткм / чел	27 236,01	25 930,24	27 236,01

Курсив - расчетные значения.

                Кроме того затратную часть можно сократить и благодаря такому элементу, как “Энергия покупная”. Можно увидеть, что предприятие может безболезненно за счет изменения режима работы, снижении грузоборота, частичной замены устаревшего оборудования и ряда других факторов способно сократить расходы электроэнергии на 8-9% что дает экономию средств в месяц 1909,44 млн.р (см. табл. 3.2).

                Возможно и более существенное снижение этих расходов, но это требует замены оборудования на больших площадях, что приведет к значительным дополнительным капитальным вложениям.

Таблица 3.2

РАСЧЕТ

экономии затрат в составе себестоимости

	Факт	Рекомендуемый вариант	Экономия
Энергия покупная	22 464,02	20 554,58	-1 909,44
Затраты на оплату труда	16 673,22	15 847,21	-826,01
Отчисления на соцнужды	6 455,36	6 101,18	-354,18
Транспортный налог	166,73	158,47	-8,26
Сбор на нужды образования	166,73	158,47	-8,26
Дорожный налог	6 749,00	5 264,89	-1 484,11
Всего по изменяющимся элементам	=SIGN(ABOVE) 52 675,06	=SIGN(ABOVE) 48 084,8	=SIGN(ABOVE) -4 590,26

Формирование прибыльной части

                В первую очередь необходимо заметить, что кажется целесообразным проведение работы по нормированию прибыльной части, расходов и вложений из прибыли. В частности представляется разумным возвращение к практике установления предельного уровня рентабельности на уровне 35-40% (что и проведено в работе и отражено в табл. 3.6). Исходя из уменьшения прибыльной части (табл. 3.5) необходимо пересмотреть размеры и структуру капитальных вложений (табл. 3.3), где неизменными остаются капитальные вложения на производственные цели, составлявшие 22% всех капвложений и пересматривается размер капитальных вложений в модернизацию и внедрение новой техники в производство и на финансирование НИОКР, составляющие остальные 78 %.

Таблица 3.3

ПЕРЕСМОТР

размера и структуры капитальных вложений АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

	Существую-щая струк-тура, %	Сумма, млн.р	Пересмот-ренная структура, %	Сумма, млн.р
Капитальные вложения из прибыли на модернизацию и внедрение новой техники в производство	22	12394,07	18	7140,86
Капитальные вложения из прибыли на производствен-ные цели	22	12394,07	68	24 308,92
Капитальные вложения из прибыли на финансирова-ние НИОКР	56	33564,45	14	3391,11
Итого		58352,59		34 840,89

                Подлежит также пересчету и социальные расходы из прибыли, причем изменения производятся только по статьям “Материальные льготы” и “Благотворительные цели” (табл. 3.4).

Таблица 3.4

ПЕРЕСМОТР

размера социальных расходов из прибыли Тюменского УМН, млн.р

	Существующие размеры расходов	Предлагаемые размеры расходов
Содержание объектов соцкультбыта	10 095,37	10 095,37
Услуги торговых организаций	1 288,68	1 288,68
Материальные льготы	7 026,72	2 505,03
Благотворительные цели	9 019,51	3 214,83
Штрафы, пени	504,31	504,31
Прочие расходы	2 689,65	2 689,65
Итого	30 564,24	20 237,87

                В итоге предприятие укладывается в расходах из прибыльной части (табл. 3.5) в размер прибыли, соответствующей заданному уровню рентабельности (см. табл. 3.6).

Таблица 3.5

РАСЧЕТ

 валовой прибыли АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”, млн.р

	Факт	Рекомендуемый вариант	Экономия
Капитальные вложения из прибыли	58 352,59	34 840,89	-23 511,17
Социальные расходы из прибыли	30 564,24	20 237,87	-10 326,37
Сумма налога на прибыль	52 627,15	28 908,68	-23 718,47
Прибыль валовая	=SIGN(ABOVE) 150 363,28	=SIGN(ABOVE) 82 596,23	=SIGN(ABOVE) -67 767,05

Таблица 3.6

РАСЧЕТ

тарифа на услуги АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

	Факт	Рекомендуемый вариант
Затраты, включаемые в себестоимость, млн.р	139 406,89	134 861,84
Прибыль чистая, млн.р	97 736,38	53 687,55
Рентабельность, %	70,10	39,81
Налог на прибыль, млн.р	52 627,15	28 908,68
Налоги, относимые на финансовый результат	22 683,40	14 475,39
Тарифная выручка, млн.р	312 453,57	231 933,46
Удельный тариф на перекачку, руб/ткм	20,18	16,31

                В результате проведенных мероприятий можно наблюдать снижение уровня тарифа на четверть при покрытии текущих и капитальных расходов на уровне предприятия.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

                В работе на основании фактических данных АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” был произведен анализ затрат и планируемой в существующем порядке прибыли по представленной методике. Размер удельного тарифа зафиксирован на отметке 20,18 рублей за ткм., что соответствует полученным на предприятии сведениям и отражает фактический уровень тарифа (табл. 1.1). Такой уровень тарифа гарантирует получение тарифной выручки 3 749 442,84 млн. руб, что обеспечивает покрытие затрат, включаемых в себестоимость, на уровне 1 673 278,200 млн. руб в год и получение годовой же чистой прибыли в размере 1 172 836,560 млн. руб с рентабельностью 70,10% (см. табл. 3.10). Однако необходимо заметить, что при проведении работы были выявлены моменты, позволяющие подойти с новых позиций к стратегии формирования ценовой политики предприятия. Суть проблемы в том, что существующее естественное монопольное положение объекта исследования, позволяющее завышать минимально необходимую величину тарифов на перекачку нефти, негативно сказывается как на желании предприятий нефтедобывающей отрасли увеличивать объем добычи и транспортировки, так и на снижении выполняемого АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” грузооборота. Именно поэтому необходимо найти пути повышения эффективности деятельности предприятия в направлении оптимизации ценовой политики. Снижение тарифной выручки, что неизменно влечет снижение удельного тарифа при принятом за константу грузообороте, так как расчет осуществляется в одном и том же периоде, возможно при изменении прибыльной части тарифной выручки или ее затратной части. Проанализировав структуры тарифной выручки, прибыли и себестоимости, в нее включаемых, можно отметить, что имеется возможность для регулирующего воздействия на уровень тарифа через его структурные компоненты. В работе предложены направления действий по оптимизации тарифа, которые позволят способствовать приведению его в соответствие с динамикой развития экономической ситуации в отрасли.

                С точки зрения затрат предусматривается снижение потребляемой электроэнергии и экономия средств на оплате труда путем приведения производительности труда в соответствие с уровнем предшествующего периода.

                Реализация рекомендуемых мероприятий в расчете прибыльной части должна состоять в отказе от планируемого уровня ожидаемой прибыли и перехода к ее нормированию на уровне 40 % от создаваемой предприятием себестоимости.

                Позитивное влияние на ценовую политику предприятия внедрения предложенных в работе комплексных мероприятий можно проследить на основании следующих данных:

·       удельный тариф на транспорт нефти снижается до 16,31 руб. за ткм;

·       на 3,3% снижаются затраты на производство услуг и составят 134 861,84 млн.р. Причем снижение эксплуатационных затрат будет наблюдаться по таким элементам, как “Энергия покупная”, “Затраты на оплату труда”, “Начисления на заработную плату”, “Налоги в составе себестоимости”. Больше же всего (на  21,0%) в составе себестоимости снижается уровень налогов;

·       сокращение работников на 343 человека даст сокращение ФОТ, включаемого в затраты;

·       уменьшение расхода электроэнергии на 8% также дает снижение затратной части;

·       применение предела рентабельности 40% облегчает расчет и отсекает возможность необоснованного завышения тарифа;

·       сокращение прибыльной части тарифной выручки, позволяющее на 19,0% сократить тариф, не коснется расходов из прибыли, направляемых на производственные нужды.

                Внедрение более масштабных и действенных мероприятий по различным направлениям хоть и может дать больший эффект, но в будущем, тогда как сейчас оно окажется сопряжено со значительными расходами и вложениями (к примеру - замена оборудования). Дальнейшая работа в направлениях снижения затрат и изменения прибыльной части признается целесообразной только при рассмотрении перспективы и составления прогноза деятельности отрасли в целом и предприятия в частности на более - менее продолжитель-ный период, чтобы можно было оценить эффективность осуществляемых вложений в долгосрочные проекты. На данном этапе не представляется возможным регулировать размер тарифа путем снижения уровня средств, направляемых на производственные нужды. Предприятия трубопроводного транспорта, осуществляющие свою деятельность в Западно-Сибирском регионе, сталкиваются в настоящий момент с проблемой аварийности на их трубопроводах. Проистекает эта проблема из срока эксплуатации данных сооружений, к настоящему времени уже составляющего значительную величи-ну. Аварийность на транспортных предприятиях вызывает потерю грузов. В случае трубопроводного транспорта авария - это еще и ущерб, нанесенный эко-логии региона, а при соответствующем стечении обстоятельств - и планеты. Для обеспечения безаварийности работ по транспорту нефти и нефтепродуктов необходимо осуществлять замену устаревшего и изношенного оборудования, обеспечивать всему оборудованию соответствующие инструкциям изготовителя условия и режимы эксплуатации. На обновление фондов предприятия необ-ходимы значительные финансовые средства, которые предусматриваются пла-ном тарифной выручки и чье целевое расходование обеспечивается контроли-рующими службами. И по этой причине все меры по оптимизации уровня и структуры цен, рассмотренные в работе, предполагают невмешательство в пла-нируемые производственные и капитальные расходы и затраты предприятия.