Для обеспечения единого подхода к расчету тарифа на услуги трубопроводного транспорта ФЭК России разработало специальную методику, имеющую статус официального документа. Нефтепроводный транспорт - единственный вид деятельности в России, где используются основные положения концепции ценообразования, с контролем на уровне правительства. Некоторые отличия в этой концепции состоят в методе планирования прибыли, что объясняется отчасти очень высокими кредитными ставками банков (на которые обычно ориентируется предельная норма рентабельности).
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./100 т км на территории данного предприятия.
Нефтетранспортный тариф используется по следующим направлениям: на оплату налогов и сборов (включая сбор на 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 работы. Плата за использование земель пока несущественна. Все виды страхования занимают примерно 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 на перекачку нефти – 22,5 %.
Прибыль в тарифной выручке равна сумме чистой прибыли и налогов. На капитальные вложения по системе в целом расходуется около 25 % тарифной выручки, в том числе 70 % прибыли. В расчет средств на развитие не включают инвестиции на строительство новых трубопроводов.
Уже в течение трех лет темпы роста тарифов на транспортировку нефти значительно отстают от темпов инфляционных процессов, что привело к острому дефициту средств и снижению объемов работ на объектах, обеспечивающих надежную эксплуатацию магистральных нефтепроводов.
Затраты на поддержание системы в рабочем состоянии в большей степени зависят от имеющихся производственных мощностей, чем от выполняемой ею транспортной работы. Традиционное для экономической науки манипулирование показателями себестоимости, удельных издержек на тонну перекачиваемой нефти или на единицу грузооборота допустимо лишь при высокой загрузке магистралей и приводит к большим искажениям, когда эта загрузка сокращается вдвое.
Зарплата персонала, амортизация, затраты на обслуживание и ремонт оборудования, связь, мониторинг трасс и другие затраты не зависят от объема перекачиваемой нефти, а составляют около 80 % общих эксплуатационных затрат. К переменным затратам с известным основанием можно отнести лишь затраты на электроэнергию и страхование грузов.
Поэтому, при снижении объема перекачки вдвое (и сохранении тарифов на электроэнергию), общие затраты снижаются примерно на 10 %, а удельные на 1 т нефти или на 1 т км возрастают на 80 %. Это приводит к росту тарифов на перекачку нефти, в которых издержки составляют около 55 %, кроме того, должны быть учтены ставки налогов, потребность в расходах на поддержание надежности и безопасности, на социальные, страховые и прочие нужды.
Относительно большая доля тарифа в цене нефти в России объясняется большими расстояниями перекачки.
Рост тарифов на перекачку нефти ограничен известными условиями: ценами нефти на российском и мировом рынках, а также предельной ценой нефти у грузоотправителей (иначе предприятия добычи станут нерентабельными, и производство нефти сократится). Потонная ставка неуклонно снижается. Дотаций со стороны государства (собственника системы) не предвидится, других субвенций (освобождения от налогов и т.п.) тоже. Остается снижать себестоимость транспортных услуг, в которой основную часть составляют условно-постоянные производственные затраты.
Предполагается рассчитывать тарифы, дифференцированные по объектам поставки. При этом они должны быть пропорциональны реальным затратам на перекачку нефти до данного объекта. Наиболее простой способ расчета тарифа - суммирование реальных затрат на перекачку нефти по каждому участку, обезличенных накладных расходов и нормы прибыли. Сложность заключается в том, что учет затрат ведется по предприятию в целом, а не по отдельным участкам. Получить реальные затраты по участкам представляется проблематичной задачей.
Практика показывает, что плановые затраты на конкретных участках, рассчитанные на основе достаточно корректных технико-экономических посылок, как правило, не совпадают с реальными затратами и значительно отклоняются от них. По этому выявление специальных зависимостей и расчет по ним «оптимальных» издержек представляется путем не перспективным, в связи с тем что сумма затрат по всем участкам, вычисленным таким способом, будет значительно отличатся от реально необходимых затрат на данном предприятии. Более корректной представляется задача распределения между участками трубопровода плановой тарифной выручки, включающей необходимые реальные затраты и нормативную прибыль, и вычисление трубопроводного тарифа, дифференцированного по объектам поставки таким образом, чтобы сумма тарифной выручки по всем объектам поставки была равна плановой тарифной выручке. При этом задача распределения заданной суммы может быть решена различными способами, наиболее приемлемым из них представляется распределение пропорционально грузообороту.
Состав затрат на перекачку нефти по трубопроводам, перевалку нефти на нефтебазах, налив в танкеры и железнодорожные цистерны (прямые затраты), а также затраты на содержание вспомогательных подразделений в целом по ОАО МН определен в соответствии с законом о налогообложении и должен изменяться при изменении соответствующего законодательства.
Нестабильное политическое и экономическое состояние в стране, инфляция в полной мере не дают тарифу выполнять реализацию его основных принципов. Поэтому необходимо осуществление мероприятий по сохранению тарифа хотя бы на существующем уровне.
3. Разработка комплекса маркетинга по реализации выбранной стратегии
Таким образом, расчет тарифов представляет собой задачу распределения между участками трубопровода плановой тарифной выручки пропорционально грузообороту, т.е. вычисление трубопроводных тарифов дифференцированных по объектам поставки таким образом, чтобы сумма тарифной выручки по всем объектам поставки данного ОАО МН была равна плановой тарифной выручке ожидаемой этим предприятиям, а тарифы - пропорциональны длине тарифных участков.
Плановая тарифная выручка предприятия, определяемая как сумма затрат, нормативной прибыли и налогов разделяется на тарифную выручку за налив, перевалку нефти и тарифную выручку за перекачку нефти. Устойчивость тарифа рассчитанного, исходя из указанных посылок, определяется следующим соотношением: уменьшение объема перекачки на 1% снижает прибыль предприятия примерно на 1%. Исходя из этого, предварительно установив минимально допустимое снижение прибыли, тем самым можно установить минимально допустимое снижение объемов перекачки, при котором данные тарифы не требуют пересмотра. При дальнейшем снижении объемов перекачки требуется пересмотр тарифов.
Методика имеет ряд особенностей:
на основе карты-схемы магистральных нефтепроводов определяют длины отдельных участков трубопровода, характеризуемых постоянным значением грузооборота, т.е. от каждого пункта приема нефти от НГДУ и ОАО МН до каждого пункта сдачи этой нефти заводам, ОАО МН, до нефтебаз и пунктов слива. При этом тариф на поставку нефти по параллельным трубопроводам должен быть единым (независимо от длины, срока службы, технической оснащенности трубопровода) и пропорциональным протяженности трассы.
Если в системе имеется узел смешения нефтей, то тариф устанавливается от поставщиков до узла смешения и от узла смешения до потребителя;
2) объем перекачки по данному участку - Q, и грузооборот Q х L, где L - длина трассы, определяются на основании плана поставки;
каждый участок трубопровода определяется следующим образом:
от пункта приема нефти от НГДУ до узловой точки;
от пункта приема из соседнего предприятия до узловой точки;
от узловой точки до соседней узловой точки;
от узловой точки до пункта сдачи;
от НГДУ или пункта приема до пункта сдачи, если между ними нет узловых точек.
Узловой точкой будем считать пункты дополнительного приема нефти от НГДУ или соседних предприятий.
Тарифная сетка должна представлять собой перечень участков с указанием тарифов по участкам. Тариф на перекачку нефти по конкретному маршруту вычисляется как сумма тарифов по соответствующим участкам. То же относится и к маршрутам, проходящим через несколько ОАО МН.
При переходе на оплату по тарифам за перекачку должен быть решен вопрос о материальной ответственности за нефть. При покупке и продаже нефти ОАО МН материальная ответственность за нефть, утраченную вследствие аварий или по другим причинам, наступала автоматически. При работе по тарифам, в случае аварии, перевозчик обязан возместить стоимость потерянной нефти за счет чистой прибыли предприятия .
Расходы по обязательному страхованию перекачиваемой нефти (и по страхованию от экологического ущерба) в случае аварии целесообразно включить в состав «прочих затрат» при расчете трубопроводного тарифа. Эта величина, которую называется «страховая составляющая тарифа», единая для всех АО МН, добавляется к средней стоимости перекачки 1 ткм (удельному тарифу) по данному АО МН и вычисляется как частное от деления суммы ежемесячных страховых взносов на суммарный месячный грузооборот «Транснефти». Это ставка, по которой вычисляется сумма ежемесячного взноса.