Анализ середовища бізнесу АТ Сибнефтепровод

1. АНАЛІЗ СЕРЕДОВИЩА БІЗНЕСУ АО"СИБНЕФТЕПРОВОД".

1.1 Виробничий профіль і місія АО"СИБНЕФТЕПРОВОД".

Відкрите Акціонерне Суспільство «СИБНЕФТЕПРОВОД» засновано в відповідність до Указами президента Російської Федерації від 17.11.92 г. № 1403 «Про особливості приватизації і перетворення на акціонерні товариства державних підприємств, виробничих та науково-виробничих об'єднань нафтової, нафтопереробної в промисловості й нафтопродуктозабезпечення» і зажадав від 01.07.92 № 721 «Про організаційних заходи з перетворенню державних підприємств, добровільних об'єднань державних підприємств у акціонерні общества».

Історично склалося так, що транспорт вуглеводневої сировини переймався у крупних спеціалізованих господарствах. З урахуванням концентрації виробників, розкиду родовищ та інші об'єктів (зокрема інфраструктурних), з якими рамках виробничої діяльності здійснює контакт Відкрите Акціонерне Суспільство «СИБНЕФТЕПРОВОД» зараз, територією Тюменської області питання створенні виробничого трубопровідного об'єднання вирішувалося типовим для часу освіти підходом. Тобто Виробниче об'єднання магістральних нафтопроводів Західного та Північно-Західного Сибіру створювалося як одна велика господарська структура, яка занимется виконанням послуг за зв’язці споживача вуглеводневої сировини з його виробником на території області, розташовану переважно у басейні нижнього течії річок Обі і Іртиша, не більше Західно-Сибірської низовини (однієї з найбільших рівнин земної кулі і має 2100 кілометрів від Карського моря північ від (73(30'c.ш.) до Казахстану (55(10'c.ш.) Півдні, від дуже добре окресленої природною кордону ніяких звань, прилегающией до водораздельной осі Уральського хребта (Свердловська область) до ТазЕнисейского вододілу Сході протяжністю 1400 км. Загальна площа області 1,43 млн. км2.

У цих територіальних межах здійснює своєї діяльності ОАО"СИБНЕФТЕПРОВОД", будучи правонаступником Виробничого об'єднання магістральних нафтопроводів Західного та Північно-Західного Сибіру, котрий діяв території області з 1964 року. Послуги з транспорту видобутого вуглеводневої сировини підприємство надає виходячи з Федерального закону від 17 серпня 1995 року № 147-ФЗ «Про природних монополіях», прийнятого Державної Думою 19 липня 1995 года.

Місією ОАО"СИБНЕФТЕПРОВОД" є технічне й інформаційне забезпечення далекого транспорту нафти, що видобувається Півночі Тюменської області, під час проведення активної енергозберігаючої політики, здійсненню комплексу заходів для корінному вдосконаленню енергогосподарства споживачів з урахуванням інтенсивної економії ресурсів, забезпеченні якісного енергопостачання потребителей.

Основний виробничий профіль ОАО"СИБНЕФТЕПРОВОД" — транспорт нафти магістральними нефтепроводами.

Основними завданнями діяльності Акціонерного Товариства «СИБНЕФТЕПРОВОД» є: транспортування нафти магістральним трубопроводах; постачання нафти споживачам, підключеним до магістральним трубопроводах, в тому тому числі й експорт; зберігання нафти, з балансу, пропускну здатність трубопроводів, з інтересами у виробників і потребителей.

Аби вирішити основних цілей Акціонерне Суспільство має мережу магістральних нефтепроводов.

1.2 Аналіз внутрішнього середовища АО"СИБНЕФТЕПРОВОД".

АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» є підприємством, чия відмітна особливість з погляду промпроцесса у цьому, що це підприємство транспорту, й зберігання нафти, як і всі подібні, не створюють нової продукції, а лише транспортують продукт, створений іншими до зазначеного місця чи зберігають їх у власних резервуарах. З сказаного можна дійти невтішного висновку, стверджується практично, що структура витрат не містить сировини, напівфабрикатів і основних матеріалів. Про ефективність виробництва можна судити з основним техніко-економічним показниками, наведеним у табл.1.2.

АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" включає у собі ряд структурних підрозділів, що у місті Тюмені й інших містах Тюменської области.

Розподіл на УМН відбувається через просторості району робіт, здійснюваних АТ, а решта структурні підрозділи розміщуються розділені в залежність від виробництва (робіт, послуг), здійснюваних ними. Докладніше функціональне поділ виглядає наступним образом:

УМН — управління магістральних нафтопроводів. У його функції входить: організація експлуатації магістральних нафтопроводів відповідно до що висуваються вимогами; забезпечення впровадження інновацій; організація робіт з попередження та ліквідації аварій; організація робіт з охорони праці; участь у розробці тарифу перекачування нафти; здійснення розрахунків із бюджетом.

РСУ — ремонтно-будівельне управління. У його функції входить виконання робіт з капітального будівництва та капітального ремонту.

УТТ — управління технологічного транспорту. У його функції входить: організація експлуатації технологічного транспорту; забезпечення впровадження інновацій; організація робіт з охорони праці, пожежної безпеки, здійснення оргтехмероприятий з ліквідації про причини і умов, що породжують виробничий травматизм; організація робіт з дотриманню правил пристрої і безпеки експлуатації техніки; організація навчання, атестацій та знань; забезпечення нормативного стану основних фондів; формування комплекс заявочної документації для маттехобеспечения основного виробництва, капбудівництва і ремонту. здійснення розрахунків із бюджетом.

РМЗ — ремонтно-механічний завод. У його функції входить: забезпечення структурних підрозділів АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" продукцією, послугами, товарами народного споживання; забезпечення дотримання договірних зобов’язань; організація робіт з охорони праці, пожежної безпеки; здійснення оргтехмероприятий з ліквідації про причини і умов, що породжують виробничий травматизм; забезпечення впровадження інновацій; здійснення розрахунків із бюджетом; забезпечує соцрозвиток колективу; здійснення контролю над власної деятельностью.

ПНУ — пусконалагоджувальне управління. У його функції входить: виконання укладення договорів, відповідальність із них; підвищення ефективність використання виробничо-технічної бази шляхом упровадження інновацій; задоволення потреб ділянок в матресурсах; організація робіт з охорони праці, пожежної безпеки, здійснення оргтехмероприятий з ліквідації про причини і умов, що породжують виробничий травматизм і захворювання; здійснення розрахунків із бюджетом.

СУПЛАВ — служба із попередження та ліквідації аварій. До її функцій входить забезпечення поточного і ремонтно-відбудовного обслуговування лінійної частини й майданних споруд магістральних нефтепроводов.

БПТОиКО — база виробничо-технічного обслуговування і комплектації устаткуванням. До її функцій входить виконання робіт з поточному і аварийно-восстановительному ремонту, ліквідації аварій на НПС, лінійної частини нафтопроводів, підстанціях і ЛЭП.

До функцій підсобного сільського господарства входить: розробка виробничу краще й фінансової програми; забезпечення впровадження інновацій; організація робіт з охорони праці, пожежної безпеки, здійснення оргтехмероприятий з ліквідації про причини і умов, що породжують виробничий травматизм і захворювання; здійснення заходів щодо створення житлових та соціальнопобутових умов до працівників ПСХ; здійснення розрахунків із бюджетом.

До функцій навчального центру входить: професійна підготовка і перепідготовка робочих; навчання другим і совмещаемым професій; надання методичної допомоги підрозділам; виготовлення навчально-наочних посібників, фільмів, слайдів; здійснення розрахунків із бюджетом; прочие.

До функцій представництва АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» входить: забезпечення впровадження інновацій; організація робіт з охорони навколишнього середовища при експлуатації магістральних нафтопроводів; здійснення заходів щодо створення житлових та соціальнопобутових умов до працівників АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД»; здійснення розрахунків із бюджетом.

І з структурних підрозділів передає в апарат планові показники із виробництва робіт згідно з деякими Положення функціями, необхідних розрахунку тарифа.

Аналіз вкладу структурних підрозділів у результати ПХД АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» виробляється, переважно, з урахуванням виконання планових завдань. Планові завдання встановлюються структурних підрозділах для ефективного функціонування АТ у цілому. Тому виконання цих завдань залежить ритмічність діяльності підприємства. Типовими показниками, оцінюючими діяльність структурних підрозділів даного підприємства є: по УМН — планових видатки транспорт нафти, среднесписочная чисельність працівників, запаси матеріалів і устаткування, наявність (відсутність) дебіторську заборгованість, виконання плану з введення основних фондів, використання коштів. по РМЗ — виконання плану виробництва та надання послуг, среднесписочная кількість працівників, наявність (відсутність) рекламацій на випущену продукцію, наявність (відсутність) прострочений дебіторській заборгованості, запаси матеріалів і устаткування. БПТОиКО — виконання плану з доходах основної діяльності, среднесписочная кількість працівників, наявність (відсутність) пересортицы, недостачі і бою товматценностей, запаси матеріалів і устаткування, наявність (відсутність) прострочений дебіторській заборгованості. по УЦ — виконання встановленого плану з видам навчання дітей і його якості, витрати, среднесписочная кількість працівників, запаси матеріалів і устаткування, наявність (відсутність) прострочений дебіторській заборгованості. за представництвом АТ у г. Москве — Витрати зміст, зміст офісу відповідно до правилами та аналогічних норм, среднесписочная чисельність працівників. по РСУ — виконання плану капремонту і капбудівництва, ФОП, виконання плану з введення основних фондів і потужностей, використання коштів, наявність (відсутність) прострочений дебіторській заборгованості, запаси матеріалів і устаткування. по УТТ — виконання договірних зобов’язань, виконання коефіцієнта використання парку рухомого складу на лінії, виконання завдання щодо зниження собівартості транспортних послуг, среднесписочная чисельність працівників, запаси матеріалів і устаткування, наявність (відсутність) прострочений дебіторській заборгованості. по СУПЛАВ — ліквідація аварій у встановлених термінів, виконання плану робіт СУПЛАВ, витрати, наявність (відсутність) прострочений дебіторській заборгованості, среднесписочная кількість працівників, запаси матеріалів і устаткування. по ПНУ — виконання плану пуско — налагоджувальних робіт, среднесписочная кількість працівників, наявність (відсутність) прострочений дебіторській заборгованості, витрати, запаси матеріалів і устаткування. Для ПСХ — виконання плану з виробництва та реалізації продукції сільського господарства, виконання завдання щодо зниження собівартості продукції, наявність (відсутність) прострочений дебіторській заборгованості, среднесписочная кількість працівників, запаси матеріалів і оборудования.

У АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД процес перекачування нафти здійснюється головний і проміжними нефтеперекачивающими станціями. За умов їх проектування, будівництві та модернізації використовуються кошти механізації, телемеханизации і автоматизации.

До складу споруд НПС включають: 1. насосну станцію; 1. резервуарний парк; 1. адміністративні споруди; 1. підсобні споруди; 1. невиробничу інфраструктуру; 1. знижувальну підстанцію; 1. механічну майстерню; 1. котельну; 1. об'єкти водопостачання, канализации…

Залежно від становища НПС на трасі можуть входити приемоздавальні пункты.

Крім НПС у складі магістральних нафтопроводів виділяють споруди: 1. Що Підбивають трубопроводи, службовці для зв’язку джерел нафти і головними спорудами транспортуючому трубопроводу; 1. Кінцеві пункти, де розподіляють отриманий із трубопроводу продукт; 1. Лінійні споруди трубопроводу, куди відносять сам трубопровід, станції захисту, дренажні установки, лінії зв’язку, грунтові дороги вздовж траси трубопроводу і другое.

Виробничий процес у АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» за групами споруд виглядає нижеописаным образом…

На головних спорудах, які з головний насосної станції, де відбувається збирання та нагромадження нафти і нафтопродуктів, виділені на подальшого транспортування по магістральному трубопроводу, і підводять трубопроводів, якими перекачується нафту з промислу в резервуари головний насосної станции.

На лінійної частини, що з власне трубопроводів з відгалуженнями і лупингами, запірної арматурою, переходами через природні і штучні перепони; установок електрохімічної захисту; лінії технологічної зв’язку; споруд лінійної служби експлуатації; постійних вдольтрассовых шляхів та під'їздів до них; вдольтрассовых ліній електропередач та здійснюється забезпечення заданих режимів перекачування нефти.

На проміжних перекачувальних станціях приймають та питаннями спрямовують нафту далі трубопроводом до станції, до кінцевим і проміжним розподільчим пунктам.

Кінцеві пункти, котрими звичайно є нафтопереробні заводи (НПЗ); коли наприкінці трубопроводу перебуває група заводів, то споруджують розподільну нафтобазу, де нафту враховується, зберігається і розподіляється між заводами.

На головний насосної станції зазвичай розміщається резервуарний парк, основна і підпірні насосні, внутриплощадочные трубопроводи, установка лічильників, майданчик запуску скребкового очищувача, приміщення зі фільтрами тонкого очищення, системи спільного освітнього і обігового водопостачання; каналізації, електропостачання, будинку адміністративно-побутового і эксплуатационногосподарського призначення, включаючи лабораторію, ремонтно-механічну майстерню, склад паливно-мастильних матеріалів. Резервуарний парк призначається для приймання й успішного складання нафти, поділу нафти сортам, а також і їх приймання у разі аварійної зупинки нафтопроводу. Проміжні насосні станції від головний насосної станції меншим обсягом резервуарного парку або його отсутствием.

Кінцеві пункти беруть у основному ємності прийому що надходить продукту і подача його за НПЗ чи нафтобази районного (обласного) значення. Розташовуються ці бази зазвичай на вузлах залізниць, поблизу морських і річкових портів. На кінцевому пункті відбуваються такі операції, характерні для великої перевалочною нафтобази: приймання і облік нафти, наповнення і збереження необхідних запасів їх, перекачування на водний і залізничному транспорті, розподіл нафтопродуктів районним потребителям.

АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» приділяє підвищену увагу до проблем надійності та безпеки магістральних нафтопроводів, що, з одного боку, ризиком втрати досягнутого рівні функціонування нафтопроводів у зв’язку з старінням основних фондів системи, з другого (запровадженням жорсткіших і экономичесих санкції з боку держави, користувачів і місцевих органів власти.

Як відомо, експлуатаційна надійність магістральних нафтопроводів залежить від закладених проектах технічних рішень, якості устаткування, труб, ізоляційного покриття, технологій і якості будівельно-монтажні роботи. Аналіз свідчить, що чільними причинами аварій є заводські дефекти труб і шлюб будівельно-монтажних работ.

Попри те що, що 29% магістральних нафтопроводів АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» мають вік від 20 до 30 років, 25% (понад 30, кількість отказовна нафтопроводи стабілізувалося (тенденції зниження закрузки). Проте в стратегії АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» приділяється велика увагу заходам підтримці магістральних нафтопроводів в работоспособно состоянии.

Обмежені фінансові ресурси змушують АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» можливість перейти до нової стратегії (вибіркового ремонту реконструкції, і відмовитися від старої практики сосрдоточения будівельних потужностей на окремих об'єктах, яка диктувалася інтересами будівельних організацій. Нову стратегію передбачає застосування методів внутритубной діагностики потенційно небезпечних ділянок та ремонт їх (у цьому числі заміняючи труб) до появи аварій. Тактика (особливо у умовах Західного Сибіру) дозволяє істотно зменшити витрати на перегляд і реконструкцію, і навіть час змушених простоїв об'єктів, підвищити економічну ефективності роботи предприятий.

Керівництво АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» надає велике значення питанням з підготовки спеціалістів на свої структурних підрозділів, оскільки найважливіша умова, визначальним експлуатаційну надійність магістральних нафтопроводів, є високій кваліфікації обслуговуючого персоналу. У цьому разі передбачається необхідність підвищити рівень теоретичної з підготовки спеціалістів, знання ними сучасних технологій і прийомів, дозволяють домогтися максимальної надійності експлуатації складних енергетичних об'єктів. Підготовка робочих є також необхідним процесом у діяльності виробничого підприємства, як і періодичне навчання фахівців. Крім вивчення нових проблем є і корисний обміну інформацією, що стосується специфіки роботи фахівців даного профиляв інших галузях, регіонах, підприємствах. Підготовка молодих фахівців має найважливіше значення: від неї якості залежить укомплектованість підприємства кадрами, ефективність роботи у всіх ланках виробництва, рівень інтелектуальної і технологічного роботи з всіх щаблях виробничої системи трубопровідного транспорта.

Планомірна підготовка дозволяє визначити резерв фахівців на висування з різних східцях управління производством.

Відповідно до рішенням наради АК"Транснефть", проведеного на жовтні 1994 р. в Брянську, за базовий вузу з підготовки, перепідготовки та підвищення кваліфікації фахівців АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» було визначено Тюменський державний нафтогазовий университет.

Таблиця 1.1.

Підвищення кваліфікації кадрів | |Робітників |Фахівців | |1 |2 |3 | |Апарат |0 |30 | |Тюменське УМН |30 |10 | |Тобольское УМН |60 |15 | |Сургутское УМН |55 |28 | |Нефтеюганское УМН |100 |57 | |Урайское УМН |106 |67 | |Нижньовартовське УМН |64 |30 | |Ишимское УМН |117 |10 | |Листопадовий УМН |41 |11 | |Тюменське РСУ |15 |5 | |Тюменське УТТ |65 |8 | |Тюменський РМЗ |1 |7 | |Сургутское ПНУ |0 |10 | |СУПЛАВ |20 |8 | |БПТОиКО |12 |13 | |Підсобне сільському господарстві |0 |0 | |"Брылинское" | | | |Підсобне сільському господарстві |0 |0 | |"Зауральское" | | | |Тюменське УСКОиДУ |10 |30 | |Тюменський навчальний центр |0 |5 |.

За 1995 р. і перше півріччя 1996 р. навчено 586 фахівців АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» з атестацією лінією Держміськтехнагляду Росії з підтвердженням право обіймати посаду за такими напрямам: безпечне ведення робіт і охорона праці (131чел.; експлуатація об'єктів магістральних нафтопроводів (117 чол.; спорудження та ремонт об'єктів магістральних нафтопроводів (124 чол.; противокоррозионная захист об'єктів магістральних нафтопроводів (32чел.; експлуатація електроустаткування (55 чол.; автоматизовані системи упрвления технологічними процесами (82чел.; технічна експлуатація і ремонт автотранспортних коштів (45 чел.

Підвищення кваліфікації кадров.

[pic].

Рис 1.1.

Бажання в собі хороші, грамотні кадри, що видно по рис. 1.1 і табл. 1.1 і з те, що плинність кадрів для підприємства мінімальна (середня заробітна плата висока, і створено зручні умови до роботи), позитивно характеризує АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» у відповідь про грамотно проведеної кадрової политике.

У нових економічних умов Росії змінилося становище трубопровідного транспорту нафти: він припинив виконувати роль посередника між видобувними підприємствами і споживачами нафти і став самостійної галуззю. З 1992 р. АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" надає послуги з транпорту нафти тарифами, затвердженими федеральними органами виконавчої власти.

Тарифи за перекачування формуються під впливом безлічі чинників: внутрішньосистемних, тобто. повністю залежать від діяльності підприємств АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД», і зовнішніх, тобто. тих чинників, величина яких формується за іншими системах.

Основою визначення рівня тарифу за перекачування у системі магістральних нафтопроводів АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» є себестоимость.

Такі зовнішні чинники, як обсяг перекачиваемой нафти, дальність перекачування, рівень ціни матеріали, енергію, устаткування надають значний вплив на собівартість і сот водночас мало залежать від діяльності предприятия.

Обсяг перекачиваемой нафти магістральним нафтопроводів АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД» в 1996 р. знизився щодо 1992 р. на 26,1%.

Зниження обсягів перекачування вывывает зростання її собівартості, оскільки у своїй условно-постоянные (які залежать від обсягу перекачування) витрати розподіляються на менший обсяг транспортованої нафти і, отже, більшої часткою лягають в кожну тонну нефти.

Витрати за змістом, експлуатації і ремонту основних виробничих фондів (ОПФ) займають велику питому вагу в собівартості транспорту нефти.

Питома вага аналізованих витрат у загальних витратах на транспорт нафти виріс 32,54%(1992г.) до 54,64%(1996г.), тобто. понад 22%. У цьому відбувається зростання витрат з всіх статтях, крім статті «Енергія покупна». Зниження частки витрат з цій статті пояснюється лише тим, що це витрати залежить від обсягів перекачування нафти, бо як зазначалося вище, обсяг перекачування нафти за аналізований периодснизился на 26,1%.

1.3 Аналіз довкілля АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД».

Магістральні нафтопроводи забезпечують транспорт 97% що видобувається Росії нафти. Усі нафтопереробні заводи (НПЗ) і пункти експорту (за винятком Далекого Сходу) з'єднані трубопроводами з найбільшими нафтопромислами. Мережа магістральних нафтопроводів, резервуарних парків, пунктів наливу, зливу і перевалки нафти є інтегровану систему підприємств (Єдину систему нефтеснабжения РФ) з централізованим управлінням, здійснюваної АК «Транснафта», куди входить АО"СИБНЕФТЕПРОВОД". Через це система магістральних нафтопроводів (СМН) є природною монополией.

Фактично СМН перебуває у державної власності й цілком контролюється державою через встановлення цін (тарифів) на транспортні послуги, розподілом прав доступу до експортним нафтопроводів, узгодження інвестицій у нафтопровідний транспорт, також які впливають тариф. Держава зберігає правом брати рішення з внесення зміни й доповнення в Статут Компанії і акціонерних товариств нафтопровідного транспорту, на ліквідацію, злиттю, присоединеию чи перетворення на підприємство інший організаційно-правовою форми, по утвердженню її звітів, обранню Ради директорів, призначенню президента (генеральних директоров).

Монополія має зазвичай вищу ефективність виробництва, у зв’язки з його великими масштабами, концентрацією потужностей, здійсненням великих капіталовкладень в науково-технічний прогрес т.п. Це дає монополії великі зниження витрат. Тому постає запитання збереження чи знищення монополиивсегда є політичним питанням конкретного балансу її позитивних і негативних свойств.

Організація нафтового ринку. Система нафтотранспорту є сполучній структурою, що забезпечує нормальне функціонування нафтового ринку. Мережа міжрегіональних нафтопроводів об'єднує поставки нафти від різних виробників у єдиний потік і розподіляє його споживачам відповідно до договорів для подання транспортних послуг компанією «Транснафта» і його акціонерних обществ.

Стандартний набір послуг, наданий АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" своїм контрагентам, включає транспортування, перевалку, налив та відповідальне зберігання нафти. Але фактично АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" висунуті обов’язки оперативного забезпечення постачання нафти споживачам (з урахуванням поточного стану їх сировинних запасів) і експорт з повним дотриманням митного режиму і контролі документации.

Принципово важливо, що комерційні потоки нафти (тобто. потоки, плановані за сумою договорів) не збігаються з оперативними фізичними потоками. Вони виникають як наслідок пристосування системи до виникає ситуації шляхом маневрування потоками, вільними посудинами нефтепарков, запасами нафти на системе.

Комерційні потоки нафти (графіки руху партій нафти від підприємств видобутку до споживачів і експорт) розробляє Міжвідомча комісія при Уряді России, по яким керується АО"СИБНЕФТЕПРОВОД". Ці графіки затверджуються потім Мінпаливенерго й стають офіційним завданням транспортування і поставки, яке АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" має виконати в фіксований період (місяць, квартал). Завдання визначає комерційну схему вантажопотоків як наслідок узгодження заявок і договорів і тим самим планові квоти доступу вантажовідправників до потужностями сети.

У комерційних потоках нафти враховуються обмеження, що накладалися виробленої АК «Транснафта» і прийнятої нафтові компанії «схемою нормальних вантажопотоків». Остання складена виходячи: з потужностей НПЗ із переробки нафт з урахуванням складу устаткування НПЗ і можливостей їхнього пристосування до змін параметрів качествасырья (змісту сірки, щільності тощо.); структури та стану потужностей нафтопроводів; можливостей системи транспорту з підготовки поставлених споживачами сумішей із наперед заданими параметрами.

З цього завдання й відповідаючи поточної ситуацією АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" виробляє оперативні схеми фізичних (реальних) потоків нафти на системі. Реалізуючи б ці схеми, компанія має одночасно відстежувати виконання всього комплексу договорів про зарахування нафт до мережі і поставках їх потребителям.

Отже, схема комерційних потоків передбачає накреслення мети і програму функціонування мережі нафтопроводів в агрегированных валових показниках, а реалізовані АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" фізичні потоки є способами досягнення цього, пристосовані до наявними потужностями і адаптованими до поточної ситуации.

Координація потоків нафти на системі забезпечує раціональне задоволення заявок вантажовідправників як реального часу, включаючи зміни маршрутів, оперативну коригування графіків, перенесення заборгованості поставках у часі. Це оперативного согласоваия режимів приймання й постачання нафти на багато споживачів і постачальників і наступної звіряння виконавчих балансов.

Можна стверджувати, що работа"строго за статутом" без виконання цих додаткових функцій або відсутність органу, координуючого оперативні потоки і діяльність підприємств нафтотранспорту, дезорганизовала б функціонування нафтового ринку. Жодна підприємство транспорту нафти не може роботу без координації компанією фимзических трансрегіональних потоків нефти.

Постачання нафти експорт (отже, і надання доступу до експортним нафтопроводів і терміналам) проводиться у разі щоквартальним і місячним графіками, вироблених Міжвідомчої комісією і затвердженим Мінпаливенерго. У цих графіках доводиться враховувати як вищезазначені обмеження, але й можливості розміщення російської закордонних нафтових ринках (що не доступно нафтовидобувним корпораціям). Поставки за зобов’язаннями мають таких графіках відомим приоритетом.

Підприємства транспорту набувають нафту для потреб на загальних економічних засадах і відбивають ці купівлі виконавчих балансах.

Для оперативного обліку й контролю Компанія використовує власну систему зв’язок між обчислювальними центрами підприємств і Автоматизовану систему виконання договорів (АСКИД), яка щодоби збирає даних про прийомі і введення нафт підприємствами транспорту, про запасах нафти на трубопроводах і резервуарах, про вільної ємності резервуарних парків, про втрату і т.п.

АСКИД формує щодобову зведення валових показників перекачування, а також наростаючі з місяця баланси нафти свем контрольним точкам мережі загалом. Паралельно ведеться реєстрація контроль актів прийманняздачі нафт від самих підприємств решти (за обсягом і показниками якості), і навіть облік часу зберігання нефтей.

Тарифи. Перейшовши в 1992 р. до економічних розрахунків транспортними тарифами, АК «Транснафта» фактично відмовилася від виконання нею раніше функцій розподілу нафти. Вона купувала нафту у у виробників і продавала її споживачам. Запровадження тарифів підвищило самостоятельоность підприємств і спростило їх зав’язуванні фінансових відносин з учасниками нафтового ринку, кількість яких зросла. Тарифи затверджуються Федеральної енергетичної комісією (ФЕК) РФ, коригуються двічі на рік і публікуються у журналі «Трубопровідний транспорт нафти». Усі вантажовідправники цьому маршруті перекачування сплачують однаковий тариф на одиницю грузооборота.

Загальний для природних монополій принцип ціноутворення полягає у розподілі з об'єктів розрахункової виручки підприємств, куди входять експлуатаційні витрати, чистий прибуток і податки. Прибуток разом із засобами амортизації має забезпечити першочергові потреби підприємств із модернізації виробництва та соціальному развитию.

Процедура розрахунку транспортних тарифів ось у чому. Підприємства планують тарифну виручку і вантажообіг дільницями мереж, які перебувають під їх управлінням. Ставлення тарифної виручки до вантажообігу дає значення питомої тарифу в руб./тыс.км. біля даного нафтопровідного підприємства (управления).

АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" збирає й контролює на матеріалах нафтопровідних підприємств і становить удільні тарифыв зведеному вигляді для затвердження. Потім удільні тарифи множать на довжини ділянок сіті й отримують тарифи на перекачиваемых напрямах перекачування. Грузо відправник узгодить з Компанією (чи його дочірнім акціонерним суспільством) маршрут перекачування й плату транспортировк, підсумовуючи тарифи складниками маршрут ділянкам мережі. Аналогічним способом встановлюються тарифи за перевалку і налив нефти.

Структура рублевого тарифу за поставку нафти НПЗ Росії та СНД представлена на рис. 1.

[pic] Рис. 1.2.

Нафтотранспортний тариф використовують за наступних напрямах: на сплату податків і зборів (включаючи збір за перекачування) (29,5%; на забезпечення надійності та безпеки нафтопровідного транспорту (39,1%; експлуатаційних витрат (20,5%; Витрати оплату праці (6,8%; зміст соціальної сфери (4,1%.

Розмір цього тарифу, вхідного також перемінної складової до тарифу за транспортивку нафти експорт, повинен покривати експлуатаційні витрати, витрати на роботам на технічне переоснащення, реконструкції, діагностику і капітальний ремонт, зі сплатою податків до бюджету, і навіть соціальні витрати. Оценочые розрахунки доводять, що з зниженні тарифу на 1% з урахуванням обов’язкових платежів частка тарифу забезпечення надійності і безпеки скорочується до 3%, що еквівалентно затратам зміну 50 км нефтепровода.

Постійна валютна складова тарифу за транспортування нафти експорт має суворо цільове використання, тобто. іде на підтримку у стані імпортного оборудовани, закупленого раніше з допомогою бюджетны коштів, і навіть технічне переозброєння і модернізацію оъектов трубопровідного транспорту. Компанія проводить закупівлі імпортного устаткування лише тоді впевненості у неможливості замінити його вітчизняним аналогом.

Проблеми тарифів. Державне регулювання обмежує тарифи мінімальним рівнем, достатнім покриття поточних витрат транспорту, забезпечення фінансової стабільності всієї сукупності підприємств нафтотранспорту і досягнення мінімальній фінансовій незалежності. Бистре зміна економічних та соціальних умов у країні вимагає спеціальних механізмів підстроювання для своєчасного автоматичної зміни тарифів (зокрема, механізм индексации).

Цінове (тарифне) регулювання має пов’язувати норму прибутку ні з собівартістю, і з капіталом і інвестиціями. Процедури регулювання повинні прагнути бути в ясною та вичерпної формі зафіксовані у виробничому договорі, інакше межі повноважень відповідальних осіб і адміністрації Компанії виявляться розмитими. Виробничий договір може бути основним документом, що дозволяє владнати розбіжності сторон.

Головний принцип тарифного регулювання полягає у прерогативі держави встановлювати не самі тарифи, а формалізований механізм визначення тарифів. Таким розрахунковим механізмом могло б прислужитися формула, котра зв’язує тарифну виручку з сумою обгрунтованих витрат системи, податків, платежів з обслуговування інвестицій та найсправедливішої чистий прибуток, співвіднесеної зі вартістю основних фондів. Розкладка ж тарифів по тарифним земельних ділянках у відповідність до затвердженої формалізованої методикою мусить бути прерогативою Компании.

Рівень прибутку має вистачати щодо залучення капіталу і реалізації перспективних проеков розвитку та реконструкції системи нефтепроводов.

Проблеми державного регулювання в нефтепроводном транспорті. Метою найближчого етапу перетворень є стабілізація ринку, що дозволить більш обгрунтовано прогнозувати його кон’юнктуру, тобто оцінювати динаміку платоспроможного попиту, можливості експорту, наявні ресурси, і потреби у транспортні послуги, отже зробити ефективнішим управління системой.

Структурних змін АК"Транснефть" мають виходити з наступних цілей: підвищення ефективності й надійності нефтеснабжения нині у майбутньому; обслуговування експансії російської зовнішньому ринках; поліпшення виробничої структури системи нефтеснабжения.

Ці цілі й би мало бути критеріями вибору рішень щодо реорганізації управління нефтепроводным транспортом.

Функції державного регулювання по вільному доступу виробників до потужностями мережі зараз поділені між Мінпаливенерго й Міжвідомчої комісією, а контроль тарифів здійснює ФЕК, яка має такі найважливіші завдання у сфері регулювання нафтопровідного транспорту як природною монополії: контроль тарифів й обгрунтованості включення до тариф витрат і статей прибутку, спрямованих фінансування інвестиційних проектів; вироблення рекомендацій щодо державного регулювання конкуренції на ринку, вдосконаленню юридичних норм такого регулювання, системи ціноутворення послуги АК «Транснафта», тарифікації, індексації тарифів, і навіть зі створення нормативних моделей розрахунку тарифів на стандартні транспортні операції, і інших послуг; захист прав учасників нафтового ринку, дозвіл конфліктів між постачальниками, споживачами і АК «Транснафта» щодо надання транспортних та інших послуг взаємодія поэтим питанням з регіональними енергетичними комісіями; розробка рекомендацій за механізмами оподаткування, економічного стимулювання надійного функціонування та розвитку системи нафтопровідного транспорта.

До відання ФЕК буде віднесена вироблення рекомендацій із регулювання міждержавних тарифних угод, що однією з актуальних питань міжнародної торгівлі російської нафтою. Головною віссю цієї проблематики є тарифна система процес формування інвестиційних фондів на реконструкцію та розвитку системи нефтеснабжения.

Реорганізація форм власності. У підгалузі підготовлена й реалізується програма приватизації власності підприємств нефтеповодного транспорту, що має такі цілі: збереження державного контролю над транспортуванням нафти і формуванням тарифів; включення ЄСП в ринкову середу ролі системи громадського користування, які забезпечують рівний і недискриминируемый доступом до трубопровідним потужностями свех суб'єктів нафтового ринку; підвищення ефективності функціонування та розвитку системи нефтеснабжения з допомогою використання ринкових механізмів стимулирования.

Проблеми реконструкції й розвитку. Механізми економічного стимулювання в нафтотранспорт ще слабко орієнтують підгалузь на досягнення зазначених цілей з таких причин: потреба у транспортні послуги знижується разом із триваючим скороченням видобутку нафти, а останнє значною мірою провокується технічної відсталістю, нераціональної структурою продукту, високими витратами і податками в нафтопереробці; виробничі потужності, системи нафтотранспорту відповідають новому розміщення потоків нафти, фізично застаріло основного устаткування досяг великим, кошти автоматизації управління морально застаріли, реконструкція системи постійно відкладається через нестачу інвестицій; механізм оподаткування нафтопереробки і інші економічні механізми є витратними і стимулюють підвищення ефективності; основні фонди підгалузі не отримали реальної ринкової оцінки, приватизація зробила тільки перші кроки, акції нафтопровідного транспорту не котируються на фондовий ринок, тому приватних інвестицій до системи мало надходять; інші фінансові джерела виявилися затиснутими (тариф не окупає витрат підгалузі (він затиснутий ринкової «рівноважної» ціною нафти, що у свою чергу обмежена цінами на кінцеві нафтопродукти, вже перевалившие за світовий рівень); ціни на всі обладнання та будівельно-монтажні роботи зросли в багато разів більш ніж тариф.

Одне з найважливіших проблем полягає у зростання у зв’язку з різким падінням видобутку розривом між пропускною спроможністю сіті й реальним потоком нафти, що зумовлює помітному зростанню питомих витрат на одиницю вантажообігу. Цей розрив обумовлює омертвляння значній своїй частині капіталу (що є причиною низькою оцінки фондів), а висока концентрація потужностей перешкоджає адаптації структури виробничих фондів до нових умов. Не можна ліквідувати тільки п’яту частину пропускну здатність потужного і соответствующуюей частку витрат. Неоходимость збереження «зайвих» потужностей пов’язана з стільки з надіями до зростання видобутку нафти на майбутньому, як із самої конструкцією сети.

Технічна політика. АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" традиційно приділяє підвищену увагу проблемам надійності та безпеки магістральних нафтопроводів, що ризиком втрати досягнутого рівня функціонування нафтопроводів у зв’язку з старінням основних фондів і запровадженням більш жесткихнорм і ступінь економічних санкції з боку держави, користувачів та місцевими органами.

Технічна політика Компанії пов’язана з стратегічної установкою на збереження довгострокового потенціалу діючої системи нафтопроводів. Ремонтне обслуговування підпорядковане вимогам економії витрат і кардинально змінено протягом останніх п’яти років передусім з допомогою комплексного діагностичного обследования.

Внутритрубная діагностика одна із основних напрямів реалізації Програми технічного переоснащення, реконструкції і капітального ремонту об'єктів магістральних нафтопроводів АК «Транснафта» на 1996;1998гг., розробленої з участю АО"Гипротрубопровод", ИПТЭР, ВНИИОЭНГ за дорученням комісії з оперативним питанням при Уряді Росії. Програма було узгоджено з Госгортехнадзором і Мінприроди Росії, затверджена Минтпэнерго і схвалена Колегією Мінпаливенерго Росії, доложена на засіданні Уряди России.

На 1июня 1997 р. виконано ультразвукова діагностика 4446 км магістральних нафтопроводів, що становить 30% загальної протяженности.

Системний підхід, заснований на застосуванні внутритрубных діагностичних снарядів високого дозволу, дозволяє планувати процес ремонту нафтопроводів і контролювати хід її виконання. Плановий ремонт з допомогою швидких технологій дозволяє істотно підвищити його эффективность.

Останні двох років внаслідок проведеної інспекції і усунення виявлених дефектів практично цілком виключені аварії, викликані порушенням геометрії труб для будівництва (вм'ятинами, гофрами тощо.) число аварій через коррозииснизилось проти 1990 р. в 2,5 разу, у період 1990;1996гг. сталося зниження кількості аварій з 0,27 до 0,19 на 1000 км.

АК «Транснафта» затверджений Перспективний план розвитку АТ «Центр технічної діагностики» на 1996;2000гг., відповідно до яким передбачається 1997 р. завершити первинне діагностичне обстеження магістральних нафтопроводів виявлення дефектів геометрії труб, а до 2000 р. (ультразвуковими дефектоскопами виявлення корозії і розшарування металу, після чого розпочати періодичному обстеження. У перспективний план включені також заходи щодо практичного впровадження методів і коштів діагностики резервуарів, запорно-регулирующей арматури, насосно-силового оборудования.

Важливе завдання на є контроль трубопроводів на наявність тріщин і трещиноподобных дефектів, зокрема в поздовжніх і кільцевих зварних стиках, які можна визначити лише магнітними снарядами нового поколения.

Стратегічним напралением політики АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" у сфері забезпечення надійності нафтопровідної системи та мінімізації витрат є комплексний підхід до питань діагностику і капітального ремонта.

Достовірна інформацію про дефектних ділянках, отримана по результатам діагностики, дозволяє за ті самі витратах на капітальний ремонт збільшити протяжність відремонтованих трубопроводів, істотно скоротити час простоїв на ремонт.

Основними концепціями технічної політики АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" в області капітального ремонту нафтопроводів є: в перспективному плануванні капітального ремонту з урахуванням результатів діагностичного обстеження нафтопроводів; застосування сучасних технологій і технічних засобів; дифференцированый підхід у виборі ремонту й конструкції зашитного ізоляційного покрытия.

Задля реалізації концепції необхідно створення нових технологій проведення капітального ремонту з новими якістю. Планами науководослідницьких мереж і конструкторських робіт Компанії на 1997 р. передбачено продовжити розробку нової нормативної бази й технологій проведення капітального ремонту, нових трубних сталей, захисних покриттів і методів їх нанесення, системи контролю за якістю работ.

Відповідно до міждержавної програмою «Высоконадежный транспорт» АК «Транснафта» що з Придніпровським підприємством магістральних нафтопроводів (Україна) створюється комплекс високопродуктивної техніки для капітального ремонту магістральних нефтепроводов.

Компанією успішно застосовується єдина у світі технологія капітального ремонту діючих магістральних нафтопроводів заміняючи ізоляційного покриття безупинно перекачування, що дозволяє уникнути обмежень доставки нафти потребителям.

Розроблена та успішно застосовується технологія вирізки дефектних ділянок труб з допомогою кумулятивних зарядів, і навіть програма по внедреию методу горизонтально-наклонного буріння під час прокладання трубопроводов.

Трубопроводное підприємство, оснащене сучасними діагностичними комплексами, адаптованими до російських трубопроводах, розроблена тактика формування обсягів капітального ремонту з урахуванням результатів внутрішньотрубної інспекції, оснащені високопродуктивної технікою ремонтні підрозділи усунення виявлених дефектів (це діючий механізм реалізації політики АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" у сфері підвищення надійності й екологічної безпеки магістральних нефтепроводов.

Подальші перспективи розвитку АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" виділено на рис. 1.3.

Ця стратегія АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" і його нефтепроводным управлінням дозволить ефективніше управляти на фінансові потоки цілеспрямовано проводити науково-технічну і соціальну політику, використовувати будь-які засоби для техническго переозброєння, реконструкції, капітального ремонту й діагностики з метою підвищити рівень надійності системи трубопровідного транспорту нефти.

|Стратегия АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" із розвитку й реконструкції системи | |магістральних нафтопроводів | |1."Действующие особи" | | | | | | | |Держава | | | | | | | | | |АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" | | | |Нафтові компанії | | | | | | | |2. Генеральні мети вироблення стратегії | | | | | | | |Обслуговування нафти | |Підвищення надійності і | |Забезпечення сталого| |ринку | |безпеки роботи | |фінансового стану | | | |системи нафтопроводів | |АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" | | | | | | | |3. Основні орієнтири стратегії | | | | | | | |Технічна політика | | | |Економічна політика | |Реконструкція нафтопроводів з | | | |Зниження неузгодженості потужностей| |з підвищення надійності і | | | |і потоку нафти з допомогою | |безпеки | | | |реконструкції | |Впровадження сучасних систем | | | |Зниження експлуатаційних витрат| |діагностики | | | | | |Технічне оснащення | | | |Адекватна тарифна і податкова | |капітального ремонту | | | |політика | |Модернізація систем і коштів | | | |Ліквідація (передача) | |управління та зв’язку | | | |нерентабельних об'єктів | |Розвиток інфраструктури для | | | |Удосконалення політики закупівель| |ремонтних робіт | | | |устаткування |.

Рис. 1.3.

2.АНАЛИЗ ВИТРАТ ПРОИЗВОДСТВА.

2.1 Аналіз динаміки показників собівартості продукції Аналіз собівартості послуг транспорту нафти, проводиться на дослідженні безпосередньо витрат з їх елементам. Оскільки тарифи послуги АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" розраховуються з витратного принципу, з упевненістю твердити про, що його чинник, впливає до рівня тарифу є витрати, здійснювані підприємством (включаемые і включаемые в собівартість). У таблиці 2.1 помітні динаміку витрат з елементам витрат за виконання й забезпечення виконання АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" вантажообігу. З іншого боку за таблицею 2.1 можна простежити зміни у структурі витрат, представлені через удільні ваги елементів витрат у всіх витратах, здійснених АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" останні годы.

Для відстежування динаміку зростання витрат з елементам витрат рекомендується скористатися таблицею 2.1, де темпи зростання вартості витрат. Темпи зростання кількості (k) — цей показник рівнів низки одного періоду до іншому. Серед динаміки темпи може бути обчислені як базисні (kб), коли всі рівні низки ставляться до рівня одного періоду, прийнятого за базу |kб = yi / yo |(2.1) |.

чи як цепные (kц), якщо рівень кожного періоду належить до рівня попереднього періоду |kц = yi / yi-1 |(2.2) |.

Базисні темпи характеризують безперервну лінію розвитку. Ними нічого для будь-якого роки можна з відповіддю, як виріс показник проти роком, прийнятим за базу. Ланцюгові темпи показують інтенсивність розвитку показника у кожному окремому периоде.

Як можна з таблиці протягом року найбільше зросли розміри амортизаційних відрахувань (в 4,183 разу), що пов’язані з переоцінкою основних фондів підприємства міста і податки та збори у складі собівартості (в 3,593 разу), що пов’язана зі зміною нормативної бази. Також значно зросли видатки послуги зв’язку (в 4,073 разу). Це з одного боку зростанням тарифів послуги зв’язку й монопольним становищем підприємств зв’язку, з другого — розширенням мережі інформаційного забезпечення АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" і зростанням обсягу наданих АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" послуг. Незважаючи значне зростання тарифів на електроенергію, і велику питому вагу витрат за електроенергію в всіх витратах зростання у цій елементу був незначний і становить 2,769 разу. Це тому, що останні роки можна було цікаво спостерігати зниження вантажообігу, а трубопроводном транспорті електроенергія належить до условно-переменным затратам. При зниженні вантажообігу скоротився обсяг споживаної енергії, що знизило зростання витрат з даному элементу.

Таблиця 2.1.

АНАЛИЗ.

витрат за транспортування нафти, роботи, послуги допоміжних господарств за елементами витрат з АО"СИБНЕФТЕПРОВОД".

| |Факт елементів |Задовільно. вагу елементів |Темп| | |1994 |1995 |1994 |1995 |зростання| | | | | | |а | | |1 |2 |3 |4 |5 | |Матеріали |5985,820 |18 496,000 |0,817% |1,105% |3,09| | | | | | |0 | |Енергія покупна |97 350,292 |269 568,200|13,294% |16,110% |2,76| | | | | | |9 | |Оплату праці |67 934,138 |200 078,680|9,277% |11,957% |2,94| | | | | | |5 | |Відрахування на |26 303,668 |77 464,302 |3,592% |4,629% |2,94| |соцнуж-ды | | | | |5 | |Амортизація |99 290,092 |415 299,458|13,559% |24,820% |4,18| | | | | | |3 | |Інші, зокрема. |226 952,195|552 380,400|30,991% |33,012% |2,43| | | | | | |4 | |послуги зв’язку |25 569,352 |104 155,160|3,492% |6,225% |4,07| | | | | | |3 | |авіатранспорт |9124,593 |26 215,880 |1,246% |1,567% |2,87| | | | | | |3 | |пуско-налагоджувальні |9478,995 |33 440,000 |1,294% |1,998% |3,52| |роботи | | | | |8 | |податки та збори в |23 612,241 |84 841,560 |3,224% |5,070% |3,59| |складі Рб | | | | |3 | |ремонтний фонд |88 559,533 |294 469,440|12,093% |17,598% |3,32| | | | | | |5 | |інші інші |70 607,481 |9258,360 |9,642% |0,553% |0,13| | | | | | |1 | |Усього витрат |523 816,205|1 533 287,04|71,529% |91,634% |2,92| | | |0 | | |7 | |Відрахування до соціальних фондів |208 492,045|139 991,160|28,471% |8,366% |0,67| | | | | | |1 | |УСЬОГО |732 308,250|1 673 278,20|100,000%|100,000%|2,28| | | |0 | | |5 |.

2.2 Аналіз складу і структури витрат за послуги з транспорту нафти, надані АО"СИБНЕФТЕПРОВОД".

З моменту введення 1992 року тарифікації послуг підприємств трубопровідного транспорту в АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" питомий тариф на транспорт 1 ткм. нафти переглядалося сьогодні вдев’ятеро у бік зростання (табл.2.2). Він зросла з 0,0111 крб на 1.01.92г до 20,18 крб на 1.08.95г, тобто у 1818,02 раза.

Найчастіше (3 разу) тариф змінювався у першому році свого істотавания, причому інтенсивний його зростання слід пов’язувати з що сталася лібералізацією цін. У цей 1992 рік тариф виріс у 58,53 разу. У роки інтенсивність його розвитку була нижчою від: за 1993 рік тариф виріс у 7,38 разу, а й за 1994 — в 3,2 разу. На зростання і величину тарифу впливають передусім витрати, закладені у ньому і їх обсяг, оскільки вони є велику частку у складі тарифної виручки. Для оцінки об'єктивності обгрунтування зміни тарифу аналізується затратна його часть.

Таблиця 2.2.

ТАРИФИ на транспорт нефти.

|Дата |Тариф, |Коефіцієнт до | | |крб за ткм |предидущему періоду | |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 |.

Витрати, включаемые в собівартість, становлять 44,6%, причому 86,5% їх становлять експлуатаційні витрати, 5,1% - податки у складі собівартості і 8,4% - відрахування на фонди. Торішній чистий прибуток становить 31,3% від тарифної виручки, податку з прибутку — 16,8% і податки, зараховують на фінансовий результат — 7,3%.

Нафтотранспортний тариф використовують за наступних напрямах: на сплату податків і зборів (включаючи збір за перекачування) (29,5%; на забезпечення надійності та безпеки нафтопровідного транспорту (39,1%; експлуатаційних витрат (20,5%; Витрати оплату праці (6,8%; зміст соціальної сфери (4,1%.

Витрати управління оцінюються 2,3% від суми прямих витрат (чи менш 1,5% від тарифу), 1,5% собівартості іде на науководослідницькі та конструкторські роботи. Оплата ж використання земель поки незначна Усі види страхування займають 2% тарифної виручки. Витрати страхування поділені приблизно рівних частках між собівартістю і прибылью.

Прямі витрати у тарифній виручці займають близько 62%, прибуток (22%, податки з прибутку й учитываемые в собівартості, включаючи збір за перекачування нафти, (22,5%. У тарифної виручці дорівнює сумі чистого прибутку податків. На капітальні вкладення цілому в системі витрачається близько 25% тарифної виручки, зокрема 70% прибутку. У розрахунок коштів у розвиток не включають інвестиції для будівництва нових трубопроводов.

Витрати за змістом, експлуатації і ремонту основних виробничих фондів (ОПФ) займають велику питому вагу в собівартості транспорту нефти.

[pic].

Рис. 2.1.

На рис. 2.1 зображено динаміку структури витрат за транспорт нафти статтям, відбиваючим Витрати експлуатацію й ремонт ОПФ не враховуючи заробітної плати нарахувань на нее.

Питома вага аналізованих витрат у загальних витратах на транспорт нафти виріс 32,54%(1992г.) до 54,64%(1996г.), тобто. понад 22%. У цьому відбувається зростання витрат з всіх статтях, крім статті «Енергія покупна». Зниження частки витрат з цій статті пояснюється лише тим, що це витрати залежить від обсягів перекачування нафти, бо як зазначалося вище, обсяг перекачування нафти за аналізований периодснизился на 26,1%.

Важливим елементом експлуатаційних витрат є амортизаційні відрахування амортизаційні відрахування. Частка цих витрат зросла в з переоцінкою основних фондів, введенням нових потужностей після реконструкції та технічного переоснащення. Питома вага статті «Амортизація» у спільній структурі витрат збільшився понад 13%. Витрати на матеріали укладаються у основному з видатків, що з обслуговуванням і ремонтом ОПФ. Частка їх у спільній структурі вбирається у 2%.За аналізований період структурі собівартості істотно зросла частка витрат з статті «Ремонтний фонд»: з 3,97 в 1992 р. до 16,6% в 1996 р., тобто. на 13%.

Збільшення витрат з цій статті спричинена низкою об'єктивних причин, основними з яких є: нарощування обсягів капітального ремонту лінійної частини магістральних нафтопроводів заміняючи ізоляції і труб в умовах різкого підвищення ціни будівельно-монтажні работы.

Удільні видатки діагностику у структурі витрат за транспорт нафти становлять не менше один відсоток. Попри це, роботи з діагностиці дозволяють виявити небезпечні дефекти, своєчасна ліквідація яких підвищує технічну і екологічну безпеку об'єктів магістрального транспорту; вийти з суцільного до вибіркового ремонту, що забезпечує значну економію потребує матеріальних та трудових ресурсов.

2.2 Факторний аналіз витрат за виробництво услуг.

Формування рівня собівартості вивчається з урахуванням системного підходу, що зумовлює необхідність виділення кола чинників, яких залежить цей показатель.

Побудова детермінованих факторних систем передбачає моделювання чинників, які впливають на результативний показник. При цьому моделювання факторной системи в аналізі здійснюється шляхом розчленовування чинників вихідної системи (табл 2.3).

Таблиця 2.3.

Динаміка базових показників |Показники |Ед.изм. |1994 |1995 | |Обсяг перекачування |тыс.тн. |202 986,49 |190 807,30 | |Вантажооборот |млн.ткм.|195 282,20 |185 919,80 | |Чисельність, всього |чол. |717,00 |717,00 | |Вартість ОПФ |млн.руб |5 414 169,76 |22 739 513,00 | |Витрати на 100 ткм |крб |3,75 |9,00 | |ФОП |млн.руб |84 123,37 |259 206,12 | |Зарплата |тыс.руб |662,10 |2052,50 | |Собівартість |млн.руб |732 308,25 |1 673 278,20 |.

Практика моделювання складних моделей факторних систем використовує метод розширення факторной системи, яка передбачає множення твори однією і більше впроваджуються показателей-факторов з наступним отриманням моделі факторной системи як твори нового набору показателей-факторов (мультипликативная модель).

Серед методів оцінки кількісного впливу чинників слід виділити: элиминирование, інтегральний, диференціального обчислення, индексно-логарифмический і прочие.

Що стосується индексно-логарифмического методу в основі береться індекс досліджуваного показника, це ставлення рівня собівартості звітний період до базисному. Індекс собівартості (Iс) розраховується: |Ic=C1 / C0, |(2.3) | |гд|C1 |- собівартість звітний період; | |е | | | | |C0 |- собівартість базисного періоду. |.

Вплив зміни будь-якого чинника, який стояв у чисельнику, на зміна результуючого показника, використовуючи логарифмический метод можна уявити: |(Cxj = C0 * (Ic-1) * (lg Ixj / lg Ic) = (З * (lg Ixj / lg Ic),|(2.4) | |гд|(Cxj |- зміна собівартості з допомогою xj-го чинника; | |е | | | | |Ixj |- індекс зростання (зниження) xj-го чинника. |.

Для чинників, котрі стоять у знаменнику, впливом геть зміна собівартості визначається за такою формулою 2.4 зі зворотним знаком.

Особенности побудови моделей собівартості в трубопроводном транспорте.

Загалом вигляді у трубопроводном транспорті собівартість (З) в натуральному вираженні визначається твором вантажообігу (Р) на величину витрат за перекачування 1 ткм нафти (із) (див. формулу 2.5).

Використовуючи метод взаємних індексів показник собівартості можна розкласти на субиндексы:

|C = із * Р = із * H * Q * (Cопф / Cопф) * (Чппп / Чппп), |(2.5) |.

|гд|Г |- вантажообіг; | |е | | | | |із |- видатки перекачування 1 ткм нафти; | | |М |- дальність перекачування; | | |Q |- обсяг перекачування; | | |Чппп |- чисельність промислово-виробничого персоналу; | | |Cопф |- вартість ОПФ; |.

Підставляючи замість відносин їх значення, получим:

|С = із * H * Фо * Фв * ФОП * dппп / зпср, |(2.6) |.

|гд|dппп |- частка промислово-виробничого персоналу; | |е | | | | |Фо |- фондовіддача; | | |Фв |- фондовооруженность; | | |ФОП |- фонд оплата праці; | | |зпср |- середня заробітна плата по Тюменскому УМН. |.

Індекс собівартості (Iс) у період при розкладанні його за складові визначається твором індексів показників — вимірювачів розглянутих вище факторов:

|IС = Iз * IH * IФо * IФв * IФОТ * Idппп / Iзпср |(2.7) |.

Використовуючи алгоритм виконання завдання проводимо такі вычисления:

|(Cз = (З * lg Iз / lg Ic |(2.8) | |(CH = (З * lg IH / lg Ic |(2.9) | |(CФо = (З * lg IФо / lg Ic |(2.10) | |(CФв = (З * lg Iфв / lg Ic |(2.11) | |(CФОТ = (З * lg IФОТ / lg Ic |(2.12) | |(Cdппп = (З * lg Idппп / lg Ic |(2.13) | |(CЗПср = -(З * lg IЗПср / lg Ic |(2.14) |.

Загальна зміна собівартості з допомогою виділених чинників визначиться з цієї методиці наступним образом:

|(C = (Cз +(CH + (CФо +(CФв + (CФОТ +(Cdппп +(CЗПср |(2.15) |.

Таблиця 2.4.

Розрахунок впливу чинників на динаміку собівартості в Тюменському УМН.

|Показники |Роки |Дельта- |Індекси |Вплив | | |1994 |1995 |чинник |Чинників |чинників | |Витрати на 100 ткм|3,75 |9,00 |5,25 |2,400 000 000|996915,71 | |Дальність |962,05 |974,39 |12,34 |1,12 826 675|14513,14 | |перекачування | | | | | | |Фондовіддача |0,04 |0,01 |-0,03 |0,223 809 524|-1 704 621,5| | | | | | |4 | |Фондовооруженность|755 114,33|3 171 480,20|2 416 365,86|4,200 000 000|1634162,64| |ФОП |84 123,37 |259 206,12 |175 082,75 |3,81 261 806|1281448,74| |Частка ППП |68% |68% |0,00 |1,6 081 338|6903,98 | |Зарплата |662,10 |2052,50 |1390,40 |3,100 000 000|-1 288 352,7| | | | | | |2 | |Собівартість |732 308,25|1 673 278,20|940 969,95 |2,284 936 978|940969,95 |.

З наведеної таблиці видно, що у збільшення собівартості негативно впливають зміни фондовіддачі заробітної плати (з питомими вагами 24,6% і 18,6% відповідно), інші ж — позитивно. Причому найсильніше з що впливають (23,6%) — фондовооруженность.

3.РАЗРАБОТКА СТРАТЕГІЇ ЗНИЖЕННЯ ПРОИЗВОДСТВЕНЫХ ИЗДЕРЖЕК.

Зниження тарифної виручки за незмінної вантажообігу можливо, за зміні прибутковою частині тарифної виручки чи його витратною частини. Тому рекомендації по оптимізації розрахунку тарифу на АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" поділяються на два напрями: коригування використання показників при розрахунку тарифу і зміна принципу формування прибутковою частини й практичне зниження витрат за витратною частини тарифицируемой услуги.

Зупинимося на витратах. Розрізняють такі джерела їх зниження: 1. Підвищення продуктивність праці випереджаючими темпами по сравне-нию зі зростанням зарплати шляхом всебічного вдосконалення виробництва, застосування раціональних форм матеріального стимулирова-ния трудящих; 1. Всемірне поліпшення використання основних виробничих фондів; 1. Економія матеріалів, палива, енергії різноманітними шляхами — застосуванням прогресивної технології, удосконаленням энергопотребления та ін; 1. Скорочення витрат з обслуговування виробництва та управлінню; 1. Ліквідація непродуктивних расходов.

У цьому роботі буде порушено зниження витрат через такі джерела як підвищення продуктивність праці і економія электроэнергии.

Розглянемо використання продуктивність праці зменшення витратною частини тарифу. Продуктивність праці трубопроводном транспорту визначається как.

|Пт = Р / Ч, |(3.1)| |где|Пт |- продуктивності праці; | | |Р |- вантажообіг; | | |Ч |- кількість працюючих. |.

Таблиця 1.1.

Динаміка зміни показників деятельности.

АТВТ «СИБНЕФТЕПРОВОД».

|Годы |1984 |1985 |1986 |1987 |1988 |1989 | |Вантажооборот, млн, т|351 014,7|335 576,|360 237,|371 586 |381 105,|374 725,| | | |3 |5 | |4 |1 | |Чисельність | | | | | | | |работников, чел |6672 |6809 |6862 |5898 |5735 |5213 | |Производительность|52 610,12|49 284,2|52 497,4|63 002,0|66 452,5|71 882,8| |праці млн.т./ч. | |3 |5 |3 |5 |1 |.

Продовження табл. 1.1 |Роки |1990 |1991 |1992 |1993 |1994 |1995 |1996 | |Вантажооборот, |351 313,|303 896 |253 237,|221 462,9|195 282,2|185 919,2|185 413,3| |млн, т |3 | |2 | | | | | |Чисельність | | | | | | | | |работников, чел |5150 |5405 |6693 |7055 |7170 |7170 |7175 | |Производительно|68 216,1|56 224,9|37 836,1|31 390,91|27 236,01|25 937,00|26 758,32| |сть праці |7 |8 |3 | | | | | |млн.т./ч. | | | | | | | |.

Останніми роками продуктивності праці в АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" падала, які можна простежити, звернувшись табл. 1.1. У 1994 року це показник становив 27 236,01 тис. ткм. на людини в вантажообігу 195 282,2 млн. ткм й чисельності 7170 чол. 1995 року показник знизився до 25 930,24 тис. ткм. на людини в вантажообігу 185 919,8 млн. ткм і чисельності 717 чол (табл.3.1). Розрахунок тарифу на транспорт нафти при існуючий стан можна побачити у табл. 3.2−3.6. Але треба підвищити продуктивності праці, знижуючи кількість працюючих. Це можна за рахунок консервації технологічного устаткування й скороченням чисельності робітників і службовців. І тут їх переведуть в виробничі підрозділи АТ «СИБНЕФТЕПРОВОД»: РСУ «СИБНЕФТЕПРОВОД», РМЗ «СИБНЕФТЕПРОВОД» й з нафтопровідних управлінь, де зросли обсяги виробничих робіт. Якщо прийняти це бажану продуктивність праці в рівні минулого періоду (1994 року), можна знайти необхідну задля забезпечення цієї продуктивність праці кількість працюючих по формуле:

|Ч = Р / Пт. |(3.2) |.

Она становитиме 6830 людина (див. табл. 3.1). Завдяки скорочення інших економія лише з основний заробітної плати (що у середньому становить 2401,20 тыс. р) становитиме на місяць 826,01 млн. р (табл. 3.2).

Таблиця 3.1.

РАСЧЕТ.

чисельності АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" з урахуванням продуктивності труда.

| |Факт 1995 |Факт 1996 |Рекомендуе-мы| | | | |і варіант | |Вантажооборот, млн. ткм |195 282,2 |185 919,8 |185 919,8 | |Чисельність, чол |7 17 |7 18 |6 83 | |Продуктивність праці, |27 236,01 |25 930,24 |27 236,01 | |тыс.ткм / чол | | | |.

Курсив — розрахункові значения.

З іншого боку витратну частина можна скоротити і завдяки такому елементу, як «Енергія покупна». Можна побачити, що це підприємство може безболісно з допомогою зміни режиму роботи, зниженні грузоборота, часткової заміни застарілого устаткування й інших чинників здатне зменшити витрати електроенергії на 8−9% що дозволяє економію засобів у місяць 1909,44 млн. р (див. табл. 3.2).

Можливо, і більш істотне зниження цих витрат, але ці вимагає заміни устаткування про великі площі, що сприятиме значним додатковим капітальним вложениям.

Таблиця 3.2.

РОЗРАХУНОК економії витрат у складі собівартості | |Факт |Рекомендований |Економія | | | |варіант | | |Енергія покупна |22 464,02 |20 554,58 |-1 909,44| |Витрати на оплату праці |16 673,22 |15 847,21 |-826,01 | |Відрахування на соцпотреби |6 455,36 |6 101,18 |-354,18 | |Транспортний податок |166,73 |158,47 |-8,26 | |Збір потреби освіти |166,73 |158,47 |-8,26 | |Дорожній податок |6 749,00 |5 264,89 |-1 484,11| |Усього за змінюваним елементам |52 675,06 |48 084,8 |-4 590,26|.

Формирование прибутковою части.

Передусім слід зазначити, що здається недоцільним проведення роботи з нормуванню прибутковою частини, витрат і вкладень з прибутку. Зокрема є розумним повернення до практики встановлення граничного рівня рентабельності лише на рівні 35−40% (як і проведено у роботі й відображено у табл. 3.6). З зменшення прибутковою частини (табл. 3.5) слід переглянути розміри і структуру капітальних вкладень (табл. 3.3), де незмінними залишаються капітальні вкладення на виробничі мети, які становлять 22% всіх капвкладень і переглядається розмір капітальних капіталовкладень у модернізацію структури і впровадження нової техніки в виробництво і фінансування, складові інші 78%.

Таблиця 3.3.

ПЕРЕСМОТР.

розміру та структури капітальних вкладень АО"СИБНЕФТЕПРОВОД".

| |Існую-| |Пересмот-р| | | |щая |Сума, |енная |Сума, | | |струк-тура|млн.р |структура,|млн.р | | |, % | |% | | |Капітальні вкладення з |22 |12 394,07 |18 |7140,86 | |прибутку на модернізацію структури і| | | | | |впровадження нової техніки в| | | | | |виробництво | | | | | |Капітальні вкладення з |22 |12 394,07 |68 |24 308,92 | |прибутку на | | | | | |производствен-ные мети | | | | | |Капітальні вкладення з |56 |33 564,45 |14 |3391,11 | |прибутку на | | | | | |финансирова-ние НДДКР | | | | | |Разом | |58 352,59 | |34 840,89 |.

Підлягає також пересчету і соціальні витрати із прибутку, причому зміни здійснюються лише за статтями «Матеріальні пільги» і «Добродійні мети» (табл. 3.4).

Таблиця 3.4.

ПЕРЕСМОТР.

розміру соціальних витрат із прибутку Тюменського УМН, млн. р

| |Існуючі |Запропоновані | | |розміри витрат |розміри витрат | |Зміст об'єктів соцкультпобуту |10 095,37 |10 095,37 | |Послуги торгових організацій |1 288,68 |1 288,68 | |Матеріальні пільги |7 026,72 |2 505,03 | |Добродійні мети |9 019,51 |3 214,83 | |Штрафи, пені |504,31 |504,31 | |Інші витрати |2 689,65 |2 689,65 | |Разом |30 564,24 |20 237,87 |.

У результаті підприємство входить у витратах з прибутковою частини (табл. 3.5) розмір прибутку, відповідної заданому рівню рентабельності (див. табл. 3.6).

Таблиця 3.5.

РАСЧЕТ.

валовий прибутку АО"СИБНЕФТЕПРОВОД", млн. р

| |Факт |Рекомендований |Економія | | | |варіант | | |Капітальні вкладення із прибутку |58 352,59 |34 840,89 |-23 | | | | |511,17 | |Соціальні витрати із прибутку |30 564,24 |20 237,87 |-10 | | | | |326,37 | |Сума прибуток |52 627,15 |28 908,68 |-23 | | | | |718,47 | |Прибуток валова |150 363,28 |82 596,23 |-67 | | | | |767,05 |.

Таблиця 3.6.

РАСЧЕТ.

тарифу послуги АО"СИБНЕФТЕПРОВОД".

| |Факт |Рекомендований | | | |варіант | |Витрати, включаемые в себестоимость,|139 406,89 |134 861,84 | |млн.р | | | |Прибуток чиста, млн. р |97 736,38 |53 687,55 | |Рентабельність, % |70,10 |39,81 | |Податок з прибутку, млн. р |52 627,15 |28 908,68 | |Податки, зараховують на фінансовий |22 683,40 |14 475,39 | |результат | | | |Тарифна виручка, млн. р |312 453,57 |231 933,46 | |Питома тариф на перекачування, руб/ткм|20,18 |16,31 |.

Через війну проведених заходів можна спостерігати зниження рівня тарифу на чверть під час покриття поточних і капітальних витрат лише на рівні предприятия.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Діяльність виходячи з фактичних даних АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" був зроблено аналізу витрат і планованої у наявному порядку прибутку по представленої методиці. Розмір питомої тарифу зафіксовано навколо оцінки 20,18 рублів за ткм., що він відповідає отриманим для підприємства даними б і відбиває фактичний рівень тарифу (табл. 1.1). Такий рівень тарифу гарантує отримання тарифної виручки 3 749 442,84 млн. крб, що забезпечує покриття витрат, які включаємо в собівартість, лише на рівні 1 673 278,200 млн. крб та отримання річної ж чистий прибуток у розмірі 172 836,560 млн. крб з рентабельністю 70,10% (див. табл. 3.10). Проте слід зазначити, що з проведенні праці були виявлено моменти, дозволяють підійти з позицій до стратегії формування цінової політики підприємства. Суть проблеми, у тому, що існуюче природне монопольне становище об'єкта дослідження, що дозволяє завищувати мінімально необхідну величину тарифів на перекачування, негативно позначається на бажанні підприємств нафтовидобувної галузі збільшувати обсяг видобування нафти й транспортування, і зниженні виконуваного АО"СИБНЕФТЕПРОВОД" вантажообігу. Саме тож необхідно знайти шляхи підвищення ефективності діяльності підприємства у напрямі оптимізації цінової газової політики. Зниження тарифної виручки, що незмінно призводить до зниження питомої тарифу при прийнятому за константу вантажообігу, оскільки розрахунок ввозяться тому ж періоді, можливо, за зміні прибутковою частині тарифної виручки чи його витратною частини. Проаналізувавши структури тарифної виручки, прибутків і собівартості, у ній які включаємо, можна назвати, що є змога регулюючого на рівень тарифу через його структурні компоненти. Діяльність запропоновані напрями дій зі оптимізації тарифу, які дозволять сприяти приведення їх у відповідність до динамікою розвитку економічної ситуації отрасли.

З погляду витрат передбачається зниження споживаної електроенергії та економія коштів у оплаті шляхом приведення продуктивність праці у відповідність із рівнем попереднього периода.

Реалізація які рекомендуються заходів у розрахунку прибутковою частини має полягати відмовити від запланованого рівня очікуваного прибутку і початку її нормуванню лише на рівні 40% від створюваної підприємством себестоимости.

Позитивне впливом геть цінову політику підприємства впровадження запропонованих у роботі комплексних заходів можна простежити виходячи з наступних данных:

удельный тариф на транспорт нафти знижується до 16,31 крб. за ткм; на 3,3% знижуються видатки виробництво послуг і становитимуть 134 861,84 млн.р. Причому зниження експлуатаційних витрат спостерігатиметься із таких елементам, як «Енергія покупна», «Витрати на оплату праці», «Нарахування на зарплатню», «Податки у складі собівартості». Що ж всього (на 21,0%) у складі собівартості знижується рівень податків; скорочення працівників на 343 людини дасть скорочення ФОП, включаемого в витрати; зменшення витрати електроенергії на 8% також дає зниження витратною частини; застосування краю рентабельності 40% полегшує розрахунок і відсікає можливість необгрунтованого завищення тарифу; скорочення прибутковою частині тарифної виручки, що дозволяє на 19,0% скоротити тариф, не торкнеться витрат із прибутку, спрямованих на виробничі нужды.

Впровадження масштабніших та дійових заходів із різним напрямам хоч і може дати більший ефект, але у майбутньому, тоді як зараз вона виявиться поєднується зі значними витратами та вкладеннями (до прикладу — замінити устаткування). Подальша робота у напрямах зниження витрат та прибутковою частини визнається доцільною лише за розгляді перспективи якої і складання прогнозу діяльності галузі цілому й українські підприємства зокрема більш — менш продолжитель-ный період, щоб було оцінити ефективність здійснюваних капіталовкладень у довгострокові проекти. На цьому етапі неможливо регулювати розмір тарифу за допомогою зниження рівня коштів, спрямованих на виробничі потреби. Підприємства трубопровідного транспорту, здійснюють своєї діяльності в Западно-Сибирском регіоні, зіштовхуються зараз з проблемою аварійності з їхньої трубопроводах. Виникає цю проблему з терміну експлуатації даних споруд, на сьогодні вже що становить значну величи-ну. Аварійність на транспортних підприємствах викликає втрату вантажів. Що стосується трубопровідного транспорту аварія — це що й збитки, завданий эко-логии регіону, а при відповідному збігу обставин — і планети. Задля більшої безаварійності робіт з транспорту нафти і нафтопродуктів необхідно здійснювати заміну застарілого і зношене устаткування, забезпечувати всьому устаткуванню відповідні інструкціям виготовлювача умови і режими експлуатації. На відновлення фондів підприємства необ-ходимы значні кошти, які передбачаються пла-ном тарифної виручки і чиє цільове витрачання забезпечується контроли-рующими службами. І цією причини всіх заходів по оптимізації рівня життя та структури цін, розглянуті у роботі, припускають невтручання у пла-нируемые виробничі і капітальні витрати і їхньої витрати предприятия.