Анализ среды бизнеса АО Сибнефтепровод

1. АНАЛИЗСРЕДЫ БИЗНЕСААО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

1.1 Производственныйпрофиль и миссияАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

ОткрытоеАкционерноеОбщество“СИБНЕФТЕПРОВОД”учреждено всоответствиис Указами ПрезидентаРоссийскойФедерации от17.11.92г. №1403 “Об особенностиприватизациии преобразованияв акционерныеобществагосударственныхпредприятий,производственныхи научно-производственныхобъединенийнефтяной,нефтеперерабатывающейпромышленностии нефтепродуктообеспечения”и от 01.07.92 №721 “Оборганизационныхмерах по преобразованиюгосударственныхпредприятий,добровольныхобъединенийгосударственныхпредприятийв акционерныеобщества”.

Историческисложилось, чтотранспортуглеводородногосырья концентрировалсяв крупныхспециализированныххозяйственныхобразованиях.С учетом концентрациипроизводителей,разбросаместорожденийи прочих объектов(в том числеинфраструктурных),с которыми врамках производственнойдеятельностиосуществляетконтакт ОткрытоеАкционерноеОбщество“СИБНЕФТЕПРОВОД”сейчас, по территорииТюменскойобласти вопросо созданиипроизводственноготрубопроводногообъединениярешался типовымдля времениобразованияподходом. Тоесть ПроизводственноеобъединениемагистральныхнефтепроводовЗападной иСеверо-ЗападнойСибири создавалоськак единаякрупная хозяйственнаяструктура,которая заниметсявыполнениемуслуг по связкепотребителяуглеводородногосырья с егопроизводителемна всей территорииобласти, котораярасположенав основном вбассейне нижнеготечения рекОби и Иртыша,в пределахЗападно-Сибирскойнизменностиодной из самыхобширных равнинземного шараи простираетсяна 2100 км от Карскогоморя на севере(7330’c.ш.)до Казахстана(5510’c.ш.)на юге, от оченьхорошо очерченнойестественнойграницы назападе, прилегающиейк водораздельнойоси Уральскогохребта (Свердловскаяобласть) доТаз-Енисейскоговодоразделана востокепротяженностью1400 км. Общая площадьобласти 1,43 млн.км².

В этихтерриториальныхграницах осуществляетсвою деятельностьОАО“СИБНЕФТЕПРОВОД”,являясь правопреемникомПроизводственногообъединениямагистральныхнефтепроводовЗападной иСеверо-ЗападнойСибири, действовавшегона территорииобласти с 1964 года.Услуги по транспортудобываемогоуглеводородногосырья предприятиеоказывает наоснованииФедеральногозакона от 17 августа1995 года № 147-ФЗ “Оестественныхмонополиях”,принятогоГосударственнойДумой 19 июля1995 года.

МиссиейОАО“СИБНЕФТЕПРОВОД”является техническоеи информационноеобеспечениедальнего транспортанефти, добываемой на Севере Тюменскойобласти, припроведенииактивнойэнергосберегающейполитики,осуществлениюкомплекса мерпо коренномусовершенствованиюэнергохозяйствапотребителейна базе интенсивнойэкономии ресурсов,обеспечениикачественногоэнергоснабженияпотребителей.

Основнойпроизводственныйпрофиль ОАО“СИБНЕФТЕПРОВОД” — транспортнефти магистральныминефтепроводами.

Главнымизадачами деятельностиАкционерногоОбщества“СИБНЕФТЕПРОВОД”являются:

транспортировканефти по магистральнымтрубопроводам;
поставканефти потребителям,подключеннымк магистральнымтрубопроводам,в том числе ина экспорт;
хранениенефти, исходяиз баланса,пропускнойспособноститрубопроводов,с учетом интересовпроизводителейи потребителей.

Для решенияосновных задачАкционерноеОбщество обладаетсетью магистральныхнефтепроводов.

1.2 Анализвнутреннейсреды АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

АО “СИБНЕФТЕПРОВОД”являетсяпредприятием,чья отличительнаяособенностьс точки зренияпромпроцессав том, что этопредприятиетранспортаи хранениянефти, как ивсе подобные,не создаютновой продукции,а лишь транспортируютпродукт, созданныйдругими доуказанногоместа или хранятего в собственныхрезервуарах.Исходя из сказанногоможно сделатьвывод, подтверждающийсяна практике,что структуразатрат здесьне содержитсырья, полуфабрикатови основныхматериалов.Об эффективностипроизводстваможно судитьпо основнымтехнико-экономическимпоказателям,приведеннымв табл.1.2

АО“СИБНЕФТЕПРОВОД”включает в себяряд структурныхподразделений,находящихсяв городе Тюмении других городахТюменскойобласти.

Делениена УМН происходитввиду обширностирайона работ,осуществляемыхАО, остальныеже структурныеподразделенияразделены взависимостиот производствапродукции(работ, услуг),осуществляемыхими. Подробнеефункциональноеразделениевыглядит следующимобразом:

УМН- управлениемагистральныхнефтепроводов.В его функциивходит:

организацияэксплуатациимагистральныхнефтепроводовв соответствиис предъявляемымитребованиями;
обеспечениевнедренияинноваций;
организацияработ по предупреждениюи ликвидацииаварий;
организацияработ по охранетруда;
участиев разработкетарифа по перекачкенефти;
осуществлениерасчетов сбюджетом.

РСУ-ремонтно-строительноеуправление.В его функциивходит выполнениеработ по капитальномустроительствуи капитальномуремонту.

УТТ- управлениетехнологическоготранспорта.В его функциивходит:

организацияэксплуатациитехнологическоготранспорта;
обеспечениевнедренияинноваций;
организацияработ по охранетруда, пожарнойбезопасности,осуществлениеоргтехмероприятийпо устранениюпричин и условий,порождающихпроизводственныйтравматизм;
организацияработ по соблюдениюправил устройстваи безопасностиэксплуатациитехники;
организацияобучения, аттестацийи проверкизнаний;
обеспечениенормативногосостоянияосновных фондов;
формированиекомплекс заявочнойдокументациидля маттехобеспеченияосновногопроизводства,капстроительстваи ремонта.
осуществлениерасчетов сбюджетом.

РМЗ- ремонтно-механическийзавод. В егофункции входит:

обеспечениеструктурныхподразделенийАО“СИБНЕФТЕПРОВОД”продукцией,услугами, товараминародногопотребления;
обеспечениесоблюдениядоговорныхобязательств;
организацияработ по охранетруда, пожарнойбезопасности;
осуществлениеоргтехмероприятийпо устранениюпричин и условий,порождающихпроизводственныйтравматизм;
обеспечениевнедренияинноваций;
осуществлениерасчетов сбюджетом;
обеспечиваетсоцразвитиеколлектива;
осуществлениеконтроль засобственнойдеятельностью.

ПНУ- пусконаладочноеуправление.В его функциивходит:

выполнениезаключениядоговоров,ответственностьпо ним;
повышениеэффективностииспользованияпроизводственно-техническойбазы путемвнедренияинноваций;
удовлетворениепотребностиучастков вматресурсах;
организацияработ по охранетруда, пожарнойбезопасности,осуществлениеоргтехмероприятийпо устранениюпричин и условий,порождающихпроизводственныйтравматизми заболевания;
осуществлениерасчетов сбюджетом.

СУПЛАВ- службапо предупреждениюи ликвидацииаварий. В еефункции входитобеспечениетекущего иремонтно-восстановительногообслуживаниялинейной частии площадныхсооружениймагистральныхнефтепроводов.

БПТОиКО- база производственно-техническогообслуживанияи комплектацииоборудованием.В ее функциивходит выполнениеработ по текущемуи аварийно-восстановительномуремонту, ликвидацииаварий на НПС,линейной частинефтепроводов,подстанцияхи ЛЭП.

В функцииподсобногосельскогохозяйствавходит:

разработкапроизводственнойи финансовойпрограммы;
обеспечениевнедренияинноваций;
организацияработ по охранетруда, пожарнойбезопасности,осуществлениеоргтехмероприятийпо устранениюпричин и условий,порождающихпроизводственныйтравматизми заболевания;
осуществлениемероприятийпо созданиюжилищных исоциально-бытовых условий дляработниковПСХ;
осуществлениерасчетов сбюджетом.

В функцииучебногоцентра входит:

профессиональнаяподготовкаи переподготовкарабочих;
обучениевторым и совмещаемымпрофессиям;
оказаниеметодическойпомощи подразделениям;
изготовлениеучебно-наглядныхпособий, фильмов,слайдов;
осуществлениерасчетов сбюджетом;
прочие.

В функциипредставительстваАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”входит:

обеспечениевнедренияинноваций;
организацияработ по охранеокружающейсреды приэксплуатациимагистральныхнефтепроводов;
осуществлениемероприятийпо созданиюжилищных исоциально-бытовых условий дляработниковАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”;
осуществлениерасчетов сбюджетом.

Каждоеиз структурныхподразделенийпередает ваппарат плановыепоказателипо производствуработ в соответствиис определеннымиПоложениямифункциями,необходимыедля расчетатарифа.

Анализвклада структурныхподразделенийв результатыПХД АО “СИБНЕФТЕПРОВОД”производится,в основном, наоснове выполненияплановых заданий.Плановые заданияустанавливаютсяструктурнымподразделениямдля эффективногофункционированияАО в целом. Поэтомуот выполненияэтих заданийзависит ритмичностьдеятельностипредприятия.Типичнымипоказателями,оценивающимидеятельностьструктурныхподразделенийданного предприятияявляются:

по УМН- плановых затратына транспортнефти, среднесписочнаячисленностьработников,запасы материалови оборудования,наличие (отсутствие)дебиторскойзадолженности,выполнениеплана по вводуосновных фондов,использованиесредств.
по РМЗ- выполнениеплана производстваи оказанияуслуг, среднесписочнаячисленностьработников,наличие (отсутствие)рекламацийна выпускаемуюпродукцию,наличие (отсутствие)просроченнойдебиторскойзадолженности,запасы материалови оборудования.
БПТОиКО- выполнениеплана по доходамот основнойдеятельности,среднесписочнаячисленностьработников,наличие (отсутствие)пересортицы,недостачи ибоя товматценностей,запасы материалови оборудования,наличие (отсутствие)просроченнойдебиторскойзадолженности.
по УЦ -выполнениеустановленногоплана по видамобучения и егокачеству, затраты,среднесписочнаячисленностьработников,запасы материалови оборудования,наличие (отсутствие)просроченнойдебиторскойзадолженности.
по представительству АО в г.Москве- расходы насодержание,содержаниеофиса в соответствиис правиламии нормами,среднесписочнаячисленностьработников.
по РСУ- выполнениеплана капремонтаи капстроительства,ФОТ, выполнениеплана по вводуосновных фондови мощностей,использованиесредств, наличие(отсутствие)просроченнойдебиторскойзадолженности,запасы материалови оборудования.
по УТТ- выполнениедоговорныхобязательств,выполнениекоэффициентаиспользованияпарка подвижногосостава налинии, выполнениезадания поснижениюсебестоимоститранспортныхуслуг, среднесписочнаячисленностьработников,запасы материалови оборудования,наличие (отсутствие)просроченнойдебиторскойзадолженности.
по СУПЛАВ- ликвидацияаварий в установленныесроки, выполнениеплана работСУПЛАВ, затраты,наличие (отсутствие)просроченнойдебиторскойзадолженности,среднесписочнаячисленностьработников,запасы материалови оборудования.
по ПНУ- выполнениеплана пуско- наладочныхработ, среднесписочнаячисленностьработников,наличие (отсутствие)просроченнойдебиторскойзадолженности,затраты, запасыматериалови оборудования.
Для ПСХ- выполнениеплана по производствуи реализациипродукциисельскогохозяйства,выполнениезадания поснижениюсебестоимостипродукции,наличие (отсутствие)просроченнойдебиторскойзадолженности,среднесписочнаячисленностьработников,запасы материалови оборудования.

В АО“СИБНЕФТЕПРОВОДпроцесс перекачкинефти осуществляетсяголовной ипромежуточныминефтеперекачивающимистанциями. Приих проектировке,строительствеи модернизациииспользуютсясредства механизации,телемеханизациии автоматизации.

В составсооруженийНПС включают:

насоснуюстанцию;
резервуарныйпарк;
административныесооружения;
подсобныесооружения;
непроизводственнуюинфраструктуру;
понижающуюподстанцию;
механическуюмастерскую;
котельную;
объектыводоснабжения,канализации...

В зависимостиот положенияНПС на трассемогут входитьприемо-сдаточныепункты.

КромеНПС в составемагистральныхнефтепроводоввыделяют сооружения:

Подводящиетрубопроводы,служащие длясвязи источниковнефти и головнымисооружениямитранспортирующеготрубопровода;
Конечныепункты, гдераспределяютполученныйиз трубопроводапродукт;
Линейныесооружениятрубопровода,куда относятсам трубопровод,станции защиты,дренажныеустановки,линии связи,грунтовыедороги вдольтрассы трубопроводаи другое.

Производственныйпроцесс в АО“СИБНЕФТЕПРОВОД”по группамсооруженийвыглядит нижеописанымобразом...

На головныхсооружениях,состоящих изголовной насоснойстанции, гдепроисходитсбор и накапливаниенефти и нефтепродуктов,предназначенныхдля дальнейшейтранспортировкипо магистральномутрубопроводу,и подводящихтрубопроводов,по которымперекачиваетсянефть с промыслав резервуарыголовной насоснойстанции.

На линейнойчасти, состоящейиз собственнотрубопроводовс ответвлениямии лупингами,запорной арматурой,переходамичерез естественныеи искусственныепреграды; установокэлектрохимическойзащиты; линиитехнологическойсвязи; сооруженийлинейной службыэксплуатации;постоянныхвдольтрассовыхдорог и подъездовк ним; вдольтрассовыхлиний электропередачи других объектовосуществляетсяобеспечениезаданных режимовперекачкинефти.

На промежуточныхперекачивающихстанциях принимаюти направляютнефть далеепо трубопроводудо следующейстанции, к конечными промежуточнымраспределительнымпунктам.

Конечныепункты, которымиобычно являютсянефтеперерабатывающиезаводы (НПЗ);если в концетрубопроводанаходитсягруппа заводов,то сооружаютраспределительнуюнефтебазу, накоторой нефтьучитывается,хранится ираспределяетсямежду заводами.

На головнойнасосной станцииобычно размещаетсярезервуарныйпарк, основнаяи подпорныенасосные,внутриплощадочныетрубопроводы,установкасчетчиков,площадка запускаскребковогоочистителя,помещение сфильтрамитонкой очистки,системы общегои оборотноговодоснабжения;канализации,электроснабжения,здания административно-бытовогои эксплуатационно-хозяйственногоназначения,включая лабораторию,ремонтно-механическуюмастерскую,склад горюче-смазочныхматериалов.Резервуарныйпарк предназначаетсядля приемкии сдачи нефти,разделениянефти по сортам,а также для ихприемки в случаеаварийнойостановкинефтепровода.Промежуточныенасосные станцииотличаютсяот головнойнасосной станциименьшим объемомрезервуарногопарка или егоотсутствием.

Конечныепункты включаютв основномемкости дляприема поступающегопродукта иподачи его наНПЗ или нефтебазырайонного(областного)значения.Располагаютсяэти базы обычнона узлах железныхдорог, вблизиморских и речныхпортов. На конечномпункте происходятследующиеоперации, характерныедля крупнойперевалочнойнефтебазы:прием и учетнефти, наполнениеи хранениенеобходимыхзапасов их,перекачка наводный и железнодорожныйтранспорт,распределениенефтепродуктоврайоннымпотребителям.

АО“СИБНЕФТЕПРОВОД”уделяет повышенноевнимание кпроблемамнадежностии безопасностимагистральныхнефтепроводов,что объясняется,с одной стороны,риском потеридостигнутогоуровня функционированиянефтепроводовв связи со старениемосновных фондовсистемы, а сдругой введением болеежестких норми экономичесихсанкций состороны государства,пользователейи местных органоввласти.

Как известно,эксплуатационнаянадежностьмагистральныхнефтепроводовзависит отзаложенныхв проектахтехническихрешений, качестваоборудования,труб, изоляционногопокрытия, технологиии качествастроительно-монтажныхработ. Анализпоказывает,что главнымипричинамиаварий являютсязаводскиедефекты труби брак строительно-монтажныхработ.

Несмотряна то, что 29%магистральныхнефтепроводовАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”имеют возрастот 20 до 30 лет, 25% более 30 лет,количествоотказовнанефтепроводахстабилизировалось(тенденцииснижения закрузки).Тем не менеев стратегииАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”уделяетсябольшое вниманиемерам по поддержаниюмагистральныхнефтепроводовв работоспособносостоянии.

Ограниченныефинансовыесредства вынуждаютАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”перейти к новойстратегии выборочномуремонту иреконструкции,и отказатьсяот прежнейпрактикисосрдоточениястроительныхмощностей наотдельныхобъектах, которая диктоваласьинтересамистроительныхорганизаций.Новая стратегияпредусматриваетприменениеметодов внутритубнойдиагностикипотенциальноопасных участкови ремонт их (втом числе сзаменой труб)до появленияаварий. Такаятактика (особеннов условияхЗападной Сибири)позволяетсущественносократитьрасходы накапитальныйремонт и реконструкцию,а также времявынужденныхпростоев объектов,повыситьэкономическуюэффективностьработы предприятий.

РуководствоАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”придает большоезначение вопросамподготовкиспециалистовдля своих структурныхподразделений,так как важнейшимусловием,определяющимэксплуатационнуюнадежностьмагистральныхнефтепроводов,является высокаяквалификацияобслуживающегоперсонала. Вэтой связипредполагаетсянеобходимостьповышенияуровня теоретическойподготовкиспециалистов,знания имисовременныхтехнологийи приемов,позволяющихдобиться максимальнойнадежностиэксплуатациисложных энергетическихобъектов. Подготовкарабочих такжеявляется необходимымпроцессом вдеятельностипроизводственногопредприятия,как и периодическоеобучениеспециалистов.Кроме изученияновых проблемпроисходити полезныйобмен информацией,касающейсяспецификиработы специалистовданного профилявдругих отраслях,регионах,предприятиях.Подготовкамолодых специалистовимеет важнейшеезначение: отее качествазависит укомплектованностьпредприятиякадрами, эффективностьорганизацииработы во всехзвеньях производства,уровень интеллектуальнойи технологическойработы на всехступеняхпроизводственнойсистемы трубопроводноготранспорта.

Планомернаяподготовкапозволяетопределитьрезерв специалистовна выдвижениепо разным ступенямуправленияпроизводством.

В соответствиис решениемсовещанияАК”Транснефть”,проведенногов октябре 1994г.в Брянске, вкачестве базовоговуза по подготовке,переподготовкеи повышениюквалификацииспециалистовАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”был определенТюменскийгосударственныйнефтегазовыйуниверситет.

Таблица1.1

Повышениеквалификациикадров

	Рабочих	Специалистов
1	2	3
Аппарат	0	30
ТюменскоеУМН	30	10
ТобольскоеУМН	60	15
СургутскоеУМН	55	28
НефтеюганскоеУМН	100	57
УрайскоеУМН	106	67
НижневартовскоеУМН	64	30
ИшимскоеУМН	117	10
НоябрьскоеУМН	41	11
ТюменскоеРСУ	15	5
ТюменскоеУТТ	65	8
ТюменскийРМЗ	1	7
СургутскоеПНУ	0	10
СУПЛАВ	20	8
БПТОиКО	12	13
Подсобноесельское хозяйство“Брылинское”	0	0
Подсобноесельское хозяйство“Зауральское”	0	0
ТюменскоеУСКОиДУ	10	30
Тюменскийучебный центр	0	5

За 1995г. ипервое полугодие1996г. обучено 586специалистовАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”с аттестациейпо линии ГосгортехнадзораРоссии с подтверждениемправа заниматьсоответствующуюдолжность последующимнаправлениям:

безопасноеведение работи охрана труда131чел.;
эксплуатацияобъектовмагистральныхнефтепроводов117 чел.;
сооружениеи ремонт объектовмагистральныхнефтепроводов124 чел.;
противокоррозионнаязащита объектовмагистральныхнефтепроводов32чел.;
эксплуатацияэлектрооборудования55 чел.;
автоматизированныесистемы упрвлениятехнологическимипроцессами82чел.;
техническаяэксплуатацияи ремонт автотранспортныхсредств 45 чел.

Повышениеквалификациикадров

Рис 1.1

Желаниеиметь у себяхорошие, грамотныекадры, что виднопо рис. 1.1 и табл.1.1 и исходя изтого, что текучестькадров на предприятииминимальна(средняя зарплатавысока и созданыудобные условиядля работы),положительнохарактеризуетАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”и говорит ограмотно проводимойкадровой политике.

В новыхэкономическихусловиях Россииизменилосьположениетрубопроводноготранспортанефти: он прекратилвыполнять рольпосредникамежду добывающимипредприятиямии потребителяминефти и сталсамостоятельнойотраслью. С1992г. АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”оказываетуслуги по транпортунефти по тарифам,утвержденнымифедеральнымиорганамиисполнительнойвласти.

Тарифыза перекачкунефти формируютсяпод влияниеммножествафакторов:внутрисистемных,т.е. полностьюзависящих отдеятельностипредприятийАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”,и внешних, т.е.тех факторов,величина которыхформируетсяв других системах.

Основойдля определенияуровня тарифаза перекачкунефти по системемагистральныхнефтепроводовАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”являетсясебестоимость.

Такиевнешние факторы,как объемперекачиваемойнефти, дальностьперекачки,уровень ценна материалы,энергию, оборудованиеоказываютсущественноевлияние насебестоимостьи вто же времяпрактическине зависят отдеятельностипредприятия.

Объемперекачиваемойнефти по магистральнымнефтепроводамАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”в 1996г. снизилсяотносительно1992г. на 26,1%.

Снижениеобъемов перекачкивывывает ростее себестоимости,так как приэтом условно-постоянные(не зависящиеот объема перекачки)затраты распределяютсяна меньшийобъем транспортируемойнефти и, следовательно,большей долейложатся накаждую тоннунефти.

Затратыпо содержанию,эксплуатациии ремонту основныхпроизводственныхфондов (ОПФ)занимают большойудельный весв себестоимоститранспортанефти.

Удельныйвес анализируемыхзатрат в общихзатратах натранспорт нефтивырос 32,54%(1992г.) до54,64%(1996г.), т.е. болеечем на 22%. При этомотмечаетсярост затратпо всем статьям,кроме статьи“Энергия покупная”.Снижение удельноговеса затратпо этой статьеобъясняетсятем, что этизатраты зависятот объемовперекачкинефти, а, какуже отмечалосьвыше, объемперекачки нефтиза анализируемыйпериодснизилсяна 26,1%.

1.3 Анализвнешней средыАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”

Магистральныенефтепроводыобеспечиваюттранспорт 97%добываемойв России нефти.Все нефтеперерабатывающиезаводы (НПЗ) ипункты экспорта(за исключениемДальнего Востока)соединенытрубопроводамис крупнейшиминефтепромыслами.Сеть магистральныхнефтепроводов,резервуарныхпарков, пунктовналива, сливаи перевалкинефти представляетсобой интегрированнуюсистему предприятий(Единую системунефтеснабженияРФ) с централизованнымуправлением,осуществляемойАК ”Транснефть”,куда входитАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”.В силу этогосистема магистральныхнефтепроводов(СМН) являетсяестественноймонополией.

ФактическиСМН находитсяв государственнойсобственностии полностьюконтролируетсягосударствомпосредствомустановленияцен (тарифов)на транспортныеуслуги, распределениемправ доступак экспортнымнефтепроводам,согласованияинвестицийв нефтепроводныйтранспорт,также влияющихна тариф. Государствосохраняет правоприниматьрешения повнесению измененийи дополненийв Устав Компаниии акционерныхобществ нефтепроводноготранспорта,по ликвидации,слиянию, присоединеиюили преобразованиюв предприятиеиной организационно-правовойформы, по утверждениюее отчетов,избранию Советадиректоров,назначениюпрезидента(генеральныхдиректоров).

Монополияимеет обычноболее высокуюэффективностьпроизводствав связи с егобольшими масштабами,концентрациеймощностей,осуществлениемкрупных капиталовложенийв научно-техническийпрогресс т.п.Это дает монополиибольшие возможностиснижения издержек.Поэтому вопроссохраненияили уничтожениямонополиивсегдаявляется вопросомконкретногобаланса ееположительныхи отрицательныхсвойств.

Организациянефтяногорынка.Система нефтетранспортаявляется связующейструктурой,которая обеспечиваетнормальноефункционированиенефтяногорынка. Сетьмежрегиональныхнефтепроводовобъединяетпоставки нефтиот различныхпроизводителейв общий потоки распределяетего потребителямсогласно договорамна оказаниетранспортныхуслуг компанией“Транснефть”и ее акционерныхобществ.

Стандартныйнабор услуг,предоставляемыйАО”СИБНЕФТЕПРОВОД” своим контрагентам,включаеттранспортировку,перевалку ,налив и ответственноехранение нефти.Фактическиже АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”вменены обязанностиоперативногообеспеченияпоставок нефтипотребителям(с учетом текущегосостояния ихсырьевых запасов)и на экспортс соблюдениемтаможенногорежима и контролемдокументации.

Принципиальноважно, чтокоммерческиепотоки нефти(т.е. потоки,планируемыепо сумме договоров)не совпадаютс оперативнымифизическимипотоками. Последниевозникают какрезультатприспособлениясистемы к возникающейситуации путемманеврированияпотоками, свободнымиемкостяминефтепарков,запасами нефтив системе.

Коммерческиепотоки нефти(графики движенияпартий нефтиот предприятийдобычи к потребителями на экспорт)разрабатываетМежведомственнаякомиссия приПравительствеРоссии,по которымруководствуетсяАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”.Эти графикиутверждаютсязатем Минтопэнергои становятсяофициальнымзаданием натранспортировкуи поставки,которое АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”должно выполнитьв фиксированныйпериод времени(месяц, квартал).Задание определяеткоммерческуюсхему грузопотоковкак результатсогласованиязаявок и договорови тем самымплановые квотыдоступа грузоотправителейк мощностямсети.

В коммерческихпотоках нефтиучитываютсяограничения,налагаемыевыработаннойАК “Транснефть”и принятойнефтянымикомпаниями“схемой нормальныхгрузопотоков”.Последняясоставленаисходя:

из существующихмощностей НПЗпо переработкенефтей с учетомсостава оборудованияНПЗ и возможностейих приспособленияк изменениямпараметровкачествасырья(содержаниясеры, плотностии т.п.);
структурыи состояниямощностейнефтепроводов;
возможностейсистемы транспортапо подготовкепоставляемыхпотребителямисмесей с заданнымипараметрами.

На основанииэтого заданияи сообразуясьс текущей ситуациейАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”вырабатываетоперативныесхемы физических(реальных) потоковнефти в системе.Реализуя этисхемы, компаниядолжна одновременноотслеживатьисполнениевсей суммыдоговоров оприеме нефтейв сеть и поставкахих потребителям.

Такимобразом, схемакоммерческихпотоков определяетцели и программуфункционированиясети нефтепроводовв агрегированныхваловых показателях,а реализуемыеАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”физическиепотоки являютсяспособамидостиженияэтих целей,согласованнымис имеющимисямощностямии адаптированнымик текущей ситуации.

Координацияпотоков нефтив системеобеспечиваетрациональноеудовлетворениезаявок грузоотправителейв режиме реальноговремени, включаяизменениямаршрутов,оперативнуюкорректировкуграфиков, переносзадолженностив поставкахво времени. Этотребует оперативногосогласоваиярежимов приемаи поставкинефти по множествупотребителейи поставщикови последующейсверки исполнительныхбалансов.

Можноутверждать,что работа”строгопо уставу” безвыполненияэтих дополнительныхфункций илиотсутствиеоргана, координирующегооперативныепотоки и деятельностьпредприятийнефтетранспорта,дезорганизовала бы функционированиенефтяногорынка. Ни однопредприятиетранспортанефти не можетреально работатьбез координациикомпаниейфимзическихтрансрегиональныхпотоков нефти.

Поставканефти на экспорт(а значит ипредоставлениедоступа к экспортнымнефтепроводами терминалам)производитсяпо ежеквартальными месячнымграфикам,выработаннымМежведомственнойкомиссией иутвержденнымМинтопэнерго.В этих графикахприходитсяучитывать нетолько указанныевыше ограничения,но и возможностиразмещенияроссийскойнефти на зарубежныхнефтяных рынках(что не всегдадоступнонефтедобывающимкорпорациям).Поставки погосударственнымобязательствампользуютсяв таких графикахизвестнымприоритетом.

Предприятиятранспортаприобретаютнефть для собственныхнужд на общихоснованияхи отражают этипокупки висполнительныхбалансах.

Дляоперативногоучета и контроляКомпания используетсобственнуюсистему связимежду вычислительнымицентрами предприятийи Автоматизированнуюсистему исполнениядоговоров(АСКИД), котораяежесуточнособирает данныео приеме и сдаченефтей предприятиямитранспорта,о запасах нефтив трубопроводахи резервуарах,о свободнойемкости резервуарныхпарков, о потеряхи т.п.

АСКИДформируетежесуточнуюсводку валовыхпоказателейперекачки, атакже нарастающиес начала месяцабалансы нефтипо свем контрольнымточкам сетив целом. Параллельноведется регистрацияи контрольактов приемки-сдачинефтей от однихпредприятийк другим (пообъему и показателямкачества), атакже учетвремени хранениянефтей.

Тарифы.Перейдя в 1992г.к экономическимрасчетам потранспортнымтарифам, АК“Транснефть”фактическиотказаласьот выполненияею ранее функцийраспределениянефти. Она покупаланефть у производителейи продавалаее потребителям.Введение тарифовповысилосамостоятельоностьпредприятийи упростилоих финансовыеотношения сдругими участникаминефтяногорынка, числокоторых возросло.Тарифы утверждаютсяФедеральнойэнергетическойкомиссией (ФЭК)РФ, корректируютсядва раза в годи публикуютсяв журнале”Трубопроводныйтранспортнефти”. Всегрузоотправителина данном маршрутеперекачкиуплачиваютодинаковыйтариф на единицугрузооборота.

Общийдля естественныхмонополийпринцип ценообразованиясостоит враспределениипо объектамрасчетнойвыручки предприятий,куда входятэксплуатационныеиздержки, чистаяприбыль и налоги.Прибыль вместесо средствамиамортизациидолжна обеспечитьпервоочередныепотребностипредприятийпо модернизациипроизводстваи социальномуразвитию.

Процедурарасчета транспортныхтарифов состоитв следующем.Предприятияпланируюттарифную выручкуи грузооборотпо участкамсетей, находящихсяпод их управлением.Отношениетарифной выручкик грузооборотудает значениеудельноготарифа в руб./тыс.км.на территорииданного нефтепроводногопредприятия(управления).

АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”собирает иконтролируетобосновывающиематериалынефтепроводныхпредприятийи представляетудельные тарифывсводном видедля утверждения.Затем удельныетарифы умножаютна длины участковсети и получаюттарифы наперекачиваемыхнаправленияхперекачки.Грузо отправитель согласует сКомпанией (илиее дочернимакционернымобществом)маршрут перекачкии оплату транспортировк,суммируя тарифыпо составляющиммаршрут участкамсети. Аналогичнымспособомустанавливаютсятарифы за перевалкуи налив нефти.

Структурарублевоготарифа за поставкунефти на НПЗРоссии и СНГпредставленана рис.1.

Рис.1.2

Нефтетранспортныйтариф используетсяпо следующимнаправлениям:на оплату налогови сборов (включаясбор за перекачкунефти) 29,5%; на обеспечениенадежностии безопасностинефтепроводноготранспорта39,1%; эксплуатационныерасходы 20,5%; расходы наоплату труда6,8%; содержаниесоциальнойсферы 4,1%.

Размерэтого тарифа,входящего такжепеременнойсоставляющейв тариф затранспортивкунефти на экспорт,должен покрыватьэксплуатационныезатраты, расходыпо работам потехническомуперевооружению,реконструкции,диагностикии капитальномуремонту, с уплатойналогов в бюджет,а также социальныерасходы. Оценочыерасчеты показывают,что при снижениитарифа на 1% сучетом обязательныхплатежей долятарифа на обеспечениенадежностии безопасностисокращаетсядо 3%, что эквивалентнозатратам назамену 50 кмнефтепровода.

Постояннаявалютная составляющаятарифа затранспортировкунефти на экспортимеет строгоцелевое использование,т.е. направляетсяна поддержаниев рабочем состоянииимпортногооборудовани,закупленногоранее за счетбюджетны средств,а также натехническоеперевооружениеи модернизациюоъектов трубопроводноготранспорта.Компания осуществляетзакупки импортногооборудованиятолько в случаеуверенностив невозможностизаменить егоотечественныманалогом.

Проблемытарифов.Государственноерегулированиеограничиваеттарифы минимальнымуровнем, достаточнымдля покрытиятекущих расходовтранспорта,обеспеченияфинансовойстабильностивсей совокупностипредприятийнефтетранспортаи достиженияминимальнойфинансовойнезависимости.Быстрое изменениеэкономическихи социальныхусловий в странетребует специальныхмеханизмовподстройкидля своевременногоавтоматическогоизменениятарифов ( вчастности,механизм индексации).

Ценовое(тарифное)регулированиедолжно связыватьнорму прибылине с себестоимостью,а с капиталоми инвестициями.Процедурырегулированиядолжны бытьв ясной и исчерпывающейформе зафиксированыв производственномдоговоре, иначеграницы полномочийответственныхлиц и правадминистрацииКомпании окажутсяразмытыми.Производственныйдоговор долженбыть основнымдокументом,позволяющимразрешать спорысторон.

Главныйпринцип тарифногорегулированиясостоит в прерогативегосударстваустанавливатьне сами тарифы,а формализованныймеханизм определениятарифов. Такимрасчетныммеханизмоммогла бы служитьформула, связывающаятарифную выручкус суммой обоснованныхзатрат системы,налогов, платежейпо обслуживаниюинвестицийи справедливойчистой прибыли,соотнесеннойсо стоимостьюосновных фондов.Раскладка жетарифов потарифным участкамв соответствиис утвержденнойформализованнойметодикойдолжна бытьпрерогативойКомпании.

Уровеньприбыли долженбыть достаточнымдля привлечениякапитала иреализацииперспективныхпроеков развитияи реконструкциисистемы нефтепроводов.

Проблемыгосударственногорегулированияв нефтепроводномтранспорте.Целью ближайшегоэтапа преобразованийявляется стабилизациярынка нефти,которая позволитболее обоснованнопрогнозироватьего конъюнктуру,то есть оцениватьдинамикуплатежеспособногоспроса, возможностиэкспорта,располагаемыересурсы и потребностив транспортныхуслугах, а значитсделать болееэффективнымуправлениесистемой.

СтруктурныепреобразованияАК”Транснефть”должны исходитьиз следующихцелей:

повышенияэффективностии надежностинефтеснабжениясейчас и в будущем;
обслуживанияэкспансиироссийскойнефти на внешнемрынке;
улучшенияпроизводственнойструктурысистемы нефтеснабжения.

Эти целии должны бытькритериямивыбора решенийпо реорганизацииуправлениянефтепроводнымтранспортом.

Функциигосударственногорегулированияпо свободномудоступу производителейк мощностямсети сейчасподелены междуМинтопэнергои Межведомственнойкомиссией, аконтроль тарифовосуществляетФЭК, котораяимеет следующиеважнейшиезадачи в сферерегулированиянефтепроводноготранспортакак естественноймонополии:

контрольтарифов иобоснованностивключения втариф затратпредприятийи статей прибыли,направляемыхна финансированиеинвестиционныхпроектов;
выработкарекомендацийпо реорганизациисистемы государственногорегулированияконкуренциина нефтяномрынке, совершенствованиююридическихнорм такогорегулирования,системы ценообразованияна услуги АК“Транснефть”,тарификации,индексациитарифов, а такжепо созданиюнормативныхмоделей расчетатарифов настандартныетранспортныеоперации идругие услуги;
защитаправ участниковнефтяногорынка, разрешениеконфликтовмежду поставщиками,потребителямии АК ”Транснефть”в части предоставлениятранспортныхи других услугвзаимодействиепоэтим вопросамс региональнымиэнергетическимикомиссиями;
разработкарекомендацийпо механизмамналогообложения,экономическогостимулированиянадежногофункционированияи развитиясистемы нефтепроводноготранспорта.

К ведениюФЭК будет отнесенавыработкарекомендацийпо регулированиюмежгосударственныхтарифных соглашений,что являетсяодним из актуальныхвопросовмеждународнойторговли российскойнефтью. Главнойосью этойпроблематикиявляется тарифнаясистема иформированиеинвестиционныхфондов дляреконструкциии развитиясистемы нефтеснабжения.

Реорганизацияформ собственности.В подотраслиподготовленаи реализуетсяпрограммаприватизациисобственностипредприятийнефтеповодноготранспорта,которая ставитследующие цели:

сохранениегосударственногоконтроля затранспортировкойнефти и формированиемтарифов;
включениеЕСН в рыночнуюсреду в качествесистемы общественногопользования,обеспечивающейравный инедискриминируемыйдоступ к трубопроводныммощностям свехсубъектовнефтяногорынка;
повышениеэффективностифункционированияи развитиясистемы нефтеснабженияза счет использованиярыночных механизмовстимулирования.

Проблемыреконструкциии развития.Механизмыэкономическогостимулированияв нефтетранспортееще слабо ориентируютподотрасльна достижениеуказанных целейпо следующимпричинам:

потребностьв транспортныхуслугах снижаетсявместе с продолжающимсясокращениемдобычи нефти,а последнеев значительноймере провоцируетсятехническойотсталостью,нерациональнойструктуройпродукта, высокимизатратами иналогами внефтепереработке;
производственныемощности системынефтетранспортане соответствуютновому размещениюпотоков нефти,физическийизнос основногооборудованиядостиг значительныхразмеров, средстваавтоматизацииуправленияморально устарели,реконструкциясистемы постояннооткладываетсяиз-за нехваткиинвестиций;
механизмналогообложенияи другие экономическиемеханизмыявляются затратнымии не стимулируютповышенияэффективности;
основныефонды подотраслине получилиреальной рыночнойоценки, приватизациясделала толькопервые шаги,акции нефтепроводноготранспортане котируютсяна фондовомрынке, поэтомучастные инвестициив системупрактическине поступают;
другиефинансовыеисточникиоказалисьзажатыми тариф не окупаетзатрат подотрасли(он зажат рыночной“равновесной”ценой нефти,которая в своюочередь ограниченаценами на конечныенефтепродукты,уже перевалившиеза мировойуровень);
цены наоборудованиеи строительно-монтажныеработы выросливо много разбольше чемтариф.

Одна изважных проблемсостоит в возросшемв связи с резкимпадением добычиразрывом междупропускнойспособностьюсети и реальнымпотоком нефти,что приводитк заметномуросту удельныхиздержек наединицу грузооборота.Этот разрывобусловливаетомертвлениезначительнойчасти капитала(что и являетсяпричиной низкойоценки фондов),а высокаяконцентрациямощностейпрепятствуетадаптацииструктурыпроизводственныхфондов к изменившимсяусловиям. Нельзяликвидироватьтолько частьпропускнойспособностимощного нефтепроводаи соответствующуюейдолю издержек.Неоходимостьсохранения“лишних” мощностейсвязана нестолько с надеждамина рост добычинефти в будущем,сколько с самойконструкциейсети.

Техническаяполитика.АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”традиционноуделяет повышенноевнимание проблемамнадежностии безопасностимагистральныхнефтепроводов,что объясняетсяриском потеридостигнутогоуровня функционированиянефтепроводовв связи со старениемосновных фондови введениемболее жесткихнорми экономическихсанкций состороны государства,пользователейи местнымиорганами.

Техническаяполитика Компаниисвязана состратегическойустановкойна сохранениедолговременногопотенциаладействующейсистемы нефтепроводов.Ремонтноеобслуживаниеподчиненотребованиямэкономии затрати кардинальноизменено запоследние пятьлет преждевсего за счеткомплексногодиагностическогообследования.

Внутритрубнаядиагностикаявляется однимиз основополагающихнаправленийреализацииПрограммытехническогоперевооружения,реконструкциии капитальногоремонта объектовмагистральныхнефтепроводовАК ”Транснефть”на 1996-1998гг., разработаннойс участиемАО”Гипротрубопровод”,ИПТЭР, ВНИИОЭНГпо поручениюКомиссии пооперативнымвопросам приПравительствеРоссии. Программасогласованас Госгортехнадзороми МинприродыРоссии, утвержденаМинтпэнергои одобренаКоллегиейМинтопэнергоРоссии, доложенана заседанииПравительстваРоссии.

По состояниюна 1июня 1997г. выполненаультразвуковаядиагностика4446 км магистральныхнефтепроводов,что составляет30% общей протяженности.

Системныйподход, основанныйна применениивнутритрубныхдиагностическихснарядов высокогоразрешения,позволяетпланироватьпроцесс ремонтанефтепроводови контролироватьход его выполнения.Плановый ремонтс использованиембыстрых технологийпозволяетсущественноповысить егоэффективность.

За последниедва года в результатепроведеннойинспекции иустранениявыявленныхдефектов практическиполностьюисключеныаварии, вызванныенарушениемгеометрии трубпри строительстве(вмятинами,гофрами и т.п.)число аварийпо причинекоррозииснизилось по сравнениюс 1990г. в 2,5 раза, запериод 1990-1996гг.произошлоснижение числааварий с 0,27 до0,19 на 1000 км.

АК”Транснефть”утвержденПерспективныйплан развитияАО “Центр техническойдиагностики”на 1996-2000гг., в соответствиис которымпредусматриваетсяв 1997г. завершитьпервичноедиагностическоеобследованиемагистральныхнефтепроводовдля выявлениядефектов геометриитруб, а до 2000г. ультразвуковымидефектоскопамидля выявлениякоррозии ирасслоенияметалла, послечего приступитьк периодическомуобследованию.В перспективныйплан включенытакже мероприятияпо практическомувнедрениюметодов и средствдиагностикирезервуаров,запорно-регулирующейарматуры,насосно-силовогооборудования.

Важнойзадачей являетсяконтрольтрубопроводовна наличиетрещин и трещиноподобныхдефектов, в томчисле в продольныхи кольцевыхсварных стыках,которые можноопределитьтолько магнитнымиснарядаминового поколения.

СтратегическимнапралениемполитикиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”в области обеспечениянадежностинефтепроводнойсистемы и минимизациизатрат являетсякомплексныйподход к вопросамдиагностикии капитальногоремонта.

Достовернаяинформацияо дефектныхучастках, полученнаяпо результатамдиагностики,позволяет притех же затратахна капитальныйремонт увеличитьпротяженностьотремонтированныхтрубопроводов,существенносократить времяпростоев наремонт.

ОсновнымиконцепциямитехническойполитикиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”в областикапитальногоремонта нефтепроводовявляются:

перспективноепланированиекапитальногоремонта наоснове результатовдиагностическогообследованиянефтепроводов;
применениесовременныхтехнологийи техническихсредств;
дифференцированыйподход к выборуремонта иконструкциизашитногоизоляционногопокрытия.

Для реализацииконцепциинеобходимосоздание новыхтехнологийпроведениякапитальногоремонта с новымкачеством.Планаминаучно-исследовательскихи конструкторскихработ Компаниина 1997г. предусмотренопродолжитьразработкуновой нормативнойбазы и технологийпроведениякапитальногоремонта, новыхтрубных сталей,защитных покрытийи методов ихнанесения,системы контролякачества работ.

В соответствиис межгосударственнойпрограммой“Высоконадежныйтранспорт”АК ”Транснефть”совместно сПриднепровскимпредприятиеммагистральныхнефтепроводов(Украина) создаетсякомплексвысокопроизводительнойтехники длякапитальногоремонта магистральныхнефтепроводов.

Компаниейуспешно применяетсяединственнаяв мире технологиякапитальногоремонта действующихмагистральныхнефтепроводовс заменойизоляционногопокрытия безостановкиперекачки, чтопозволяетизбежать ограниченийдоставки нефтипотребителям.

Разработанаи с успехомприменяетсятехнологиявырезки дефектныхучастков трубс помощьюкумулятивныхзарядов, а такжепрограмма повнедреию методагоризонтально-наклонногобурения припрокладкетрубопроводов.

Трубопроводноепредприятие,оснащенноесовременнымидиагностическимикомплексами,адаптированнымик российскимтрубопроводам,разработаннаятактика формированияобъемов капитальногоремонта наоснове результатоввнутритрубнойинспекции,оснащенныевысокопроизводительнойтехникой ремонтныеподразделениядля устранениявыявленныхдефектов это действующиймеханизм реализацииполитикиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”в области повышениянадежностии экологическойбезопасностимагистральныхнефтепроводов.

ДальнейшиеперспективыразвитияАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”выделены нарис.1.3.

ДаннаястратегияАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”и ее нефтепроводнымуправлениямпозволит болееэффективноуправлятьфинансовымипотокамицеленаправленнопроводитьнаучно-техническуюи социальнуюполитику,использоватьсредства длятехническгоперевооружения,реконструкции,капитальногоремонта и диагностикив целях повышенияуровня надежностисистемы трубопроводноготранспортанефти.

СтратегияАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”по развитиюи реконструкциисистемы магистральныхнефтепроводов
1.”Действующиелица”
	Государство

АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”			Нефтяныекомпании

2.Генеральныецели выработкистратегии

Обслуживаниенефти на рынке	Повышениенадежностии безопасностиработы системынефтепроводов		ОбеспечениестабильногофинансовогоположенияАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

3.Основные ориентирыстратегии

Техническаяполитика		Экономическаяполитика
Реконструкциянефтепроводовс целью повышениянадежностии безопасности		Снижениерассогласованиямощностей ипотока нефтиза счет реконструкции
Внедрениесовременныхсистем диагностики		Снижениеэксплуатационныхиздержек
Техническоеоснащениекапитальногоремонта		Адекватнаятарифная иналоговаяполитика
Модернизациясистем и средствуправленияи связи		Ликвидация(передача)нерентабельныхобъектов
Развитиеинфраструктурыдля ремонтныхработ		Совершенствованиеполитики закупокоборудования

Рис. 1.3.

2.АНАЛИЗИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА

2.1 Анализдинамики показателейсебестоимостипродукции

Анализсебестоимостиуслуг транспортанефти, проводитсяна исследованиинепосредственнозатрат по ихэлементам.Посколькутарифы на услугиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”рассчитываютсяисходя из затратногопринципа, можнос уверенностьюутверждать,что основнойфактор, влияющийна уровеньтарифа естьзатраты, осуществляемыепредприятием(включаемыеи не включаемыев себестоимость).В таблице 2.1 можноувидеть динамикузатрат по элементамзатрат на выполнениеи обеспечениевыполненияАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”грузооборота.Кроме того потаблице 2.1 можнопроследитьизменения вструктурезатрат, представленныечерез удельныевеса элементовзатрат во всехзатратах,осуществленныхАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”в последниегоды.

Дляотслеживаниядинамики ростазатрат по элементамзатрат рекомендуетсявоспользоватьсятаблицей 2.1, гдетемпы ростастоимостизатрат.Темпыроста (k) - этоотношениеуровней рядаодного периодак другому. Вряду динамикитемпы могутбыть исчисленыкак базисные(k_б),когда все уровниряда относятсяк уровню одногопериода, принятогоза базу

k_б= y_i/ y_o

(2.1)

иликак цепные(k_ц),когда уровенькаждого периодаотносится куровню предыдущегопериода

k_ц= y_i/ y_i-1

(2.2)

Базисныетемпы характеризуютнепрерывнуюлинию развития.По ним для любогогода можноответить навопрос, каквырос показательпо сравнениюс годом, принятымза базу. Цепныетемпы показываютинтенсивностьразвития показателяв каждом отдельномпериоде.

Какможно увидетьиз таблицы загод большевсего вырослиразмеры амортизационныхотчислений(в 4,183раза),что связанос переоценкойосновных фондовпредприятияиналоги и сборыв составесебестоимости(в 3,593раза),что связанос изменениемнормативнойбазы. Такжезначительновыросли затратына услуги связи(в 4,073раза).Это объясняетсяс одной стороныростом тарифовна услуги связии монопольнымположениемпредприятийсвязи, а с другой- расширениемсети информационногообеспеченияАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”и,соответственноростом объемапредоставляемыхАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”услуг.Несмотря значительныйрост тарифовна электроэнергиюи большой удельныйвес затрат наэлектроэнергиюво всех затратахрост по данномуэлементу былнезначителени составил2,769раза. Это произошлопотому, что впоследние годыможно былонаблюдатьснижениегрузооборота,а в трубопроводномтранспортеэлектроэнергияотносится кусловно-переменнымзатратам. Приснижении грузооборотасократилсяобъем потребляемойэнергии, чтоснизило ростзатрат по данномуэлементу.

Таблица2.1

АНАЛИЗ
затратна транспортировкунефти, работы,услуги вспомогательныххозяйств поэлементамзатрат поАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

	Фактэлементов		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
Энергияпокупная	97350,292	269568,200	13,294%	16,110%	2,769
Оплататруда	67934,138	200078,680	9,277%	11,957%	2,945
Отчисленияна 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
услугисвязи	25569,352	104155,160	3,492%	6,225%	4,073
авиатранспорт	9124,593	26215,880	1,246%	1,567%	2,873
пуско-наладочныеработы	9478,995	33440,000	1,294%	1,998%	3,528
налогии сборы в составеСб	23612,241	84841,560	3,224%	5,070%	3,593
ремонтныйфонд	88559,533	294469,440	12,093%	17,598%	3,325
другиепрочие	70607,481	9258,360	9,642%	0,553%	0,131
Всегозатрат	523816,205	1533287,040	71,529%	91,634%	2,927
Отчисленияв фонды	208492,045	139991,160	28,471%	8,366%	0,671
ВСЕГО	732308,250	1673278,200	100,000%	100,000%	2,285

2.2Анализ составаи структурызатрат на услугипо транспортунефти, оказываемыеАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

С моментавведения в 1992году тарификацииуслуг предприятийтрубопроводноготранспортав АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”удельный тарифна транспорт1 ткм. нефтипересматривалсядевять раз всторону увеличения(табл.2.2).Он увеличилсяс 0,0111руб на 1.01.92г до20,18руб на 1.08.95г, тоесть в 1818,02раза.

Чащевсего (3раза) тарифизменялся впервом годусвоего существо-вания,причем интенсивныйего рост следуетсвязывать спроизошедшейлиберализациейцен. В тот 1992 годтариф выросв 58,53раза. В последующиегоды интенсивностьего роста быланиже: за 1993 годтариф выросв 7,38раза, а за 1994 - в3,2раза. На рости размер тарифавлияют преждевсего затраты,закладываемыев него и их объем,поскольку онисоставляютбольшую долюв составе тарифнойвыручки. Дляоценки объективностиобоснованияизменениятарифа анализируетсязатратная егочасть.

Таблица2.2

ТАРИФЫ

на транспортнефти

Дата	Тариф, рубза ткм	Коэффициентк предидущемупериоду
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,включаемыев себестоимость,составляют44,6%,причем 86,5%из них составляютэксплуатационныезатраты, 5,1%- налоги в составесебестоимостии оставшиеся8,4%- отчисленияв фонды. Чистаяприбыль составляет31,3%от тарифнойвыручки, налогна прибыль -16,8%и налоги, относимыена финансовыйрезультат -7,3%.

Затратына управлениеоцениваютсяв 2,3% от суммыпрямых затрат(или менее 1,5% оттарифа), 1,5% себестоимостинаправляетсяна научно-исследовательскиеи конструкторскиеработы. Платаза использованиеземель поканесущественнаВсе виды страхованиязанимают 2% тарифнойвыручки. Расходына страхованиеподеленыприблизительнов равных доляхмежду себестоимостьюи прибылью.

Прямыезатраты в тарифнойвыручке занимаютоколо 62%, прибыль22%, налоги наприбыль и учитываемыев себестоимости,включая сборза перекачкунефти, 22,5%. Прибыль втарифной выручкеравна суммечистой прибылии налогов. Накапитальныевложения вцелом по системерасходуетсяоколо 25% тарифнойвыручки, в томчисле 70% прибыли.В расчет средствна развитиене включаютинвестициина строительствоновых трубопроводов.

Рис.2.1

На рис.2.1 представленадинамика структурызатрат на транспортнефти по статьям,отражающимрасходы наэксплуатациюи ремонт ОПФбез учета заработнойплаты и начисленийна нее.

Важнымэлементомэксплуатационныхзатрат являютсяамортизационныеотчисленияамортизационныеотчисления.Доля этих затратвозросла всвязи с переоценкойосновных фондов,вводом новыхмощностей послереконструкциии техническогоперевооружения.Удельный весстатьи “Амортизация”в общей структурезатрат увеличилсяболее чем на13%. Затраты наматериалыскладываютсяв основном израсходов, связанныхс обслуживаниеми ремонтом ОПФ.Доля их в общейструктуре непревышает 2%.Заанализируемыйпериод в структуресебестоимостисущественновозросла долязатрат по статье“Ремонтныйфонд”: с 3,97 в 1992г.до 16,6% в 1996г., т.е. почтина 13%.

Увеличениезатрат по даннойстатье вызванорядом объективныхпричин, основнымиих которыхявляются: наращиваниеобъемов капитальногоремонта линейнойчасти магистральныхнефтепроводовс заменой изоляциии труб в условияхрезкого повышенияцен на строительно-монтажныеработы.

Удельныезатраты надиагностикув общей структурезатрат на транспортнефти составляютменее одногопроцента. Несмотряна это, работыпо диагностикепозволяютвыявить опасныедефекты, своевременнаяликвидациякоторых повышаеттехническуюи экологическуюбезопасностьобъектовмагистральноготранспорта;перейти отсплошного квыборочномуремонту, чтообеспечиваетзначительнуюэкономию материальныхи трудовыхресурсов.

2.2 Факторныйанализ затратна производствоуслуг

Формированиеуровня себестоимостиизучается наоснове системногоподхода, чтовызываетнеобходимостьвыделения кругафакторов, откоторых зависитэтот показатель.

Построениедетерминированныхфакторныхсистем предусматриваетмоделированиефакторов,воздействующихна результативныйпоказатель.При этом моделированиефакторнойсистемы в анализеосуществляетсяпутем расчлененияфакторов исходнойсистемы (табл2.3).

Таблица2.3

Динамикабазовых показателей

Показатели	Ед.изм.	1994	1995
Объемперекачки	тыс.тн.	202986,49	190807,30
Грузооборот	млн.ткм.	195282,20	185919,80
Численность,всего	чел.	717,00	717,00
СтоимостьОПФ	млн.руб	5414169,76	22739513,00
Затратына 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

Практикамоделированиясложных моделейфакторныхсистем используетметод расширенияфакторнойсистемы, предусматривающейумножениепроизведенияна один и болеевводимыхпоказателей-факторовс последующимполучениеммодели факторнойсистемы в видепроизведениянового наборапоказателей-факторов(мультипликативнаямодель).

Средиметодов оценкиколичественноговлияния факторовследует выделить:элиминирование,интегральный,дифференциальногоисчисления,индексно-логарифмическийи прочие.

В случаеиндексно-логарифмическогометода за основуберется индексисследуемогопоказателя,представляющегособой отношениеуровня себестоимостиотчетногопериода к базисному.

Индекссебестоимости(I_с)рассчитывается:

I_c=C₁/ C₀,			(2.3)
где	C₁	-себестоимостьотчетногопериода;
	C₀	-себестоимостьбазисногопериода.

Влияниеизменениякакого-либофактора, стоящегов числителе,на изменениерезультирующегопоказателя,используялогарифмическийметод можнопредставить:

C_xj= C₀* (I_c-1)* (lgI_xj/ lgI_c)= C (*lgI_xj/ lgI_c),			(2.4)
где	C_xj	-изменениесебестоимостиза счет x_j-гофактора;
	I_xj	-индекс роста(снижения) x_j-гофактора.

Дляфакторов, стоящихв знаменателе,влияние наизменениесебестоимостиопределяетсяпо формуле2.4 с обратнымзнаком.

Особенностипостроениямоделей себестоимостив трубопроводномтранспорте

В общемвиде в трубопроводномтранспортесебестоимость(C)в натуральномвыраженииопределяется произведениемгрузооборота(Г)на величинузатрат на перекачку1 ткм нефти (з)(см.формулу 2.5).

Используяметод взаимныхиндексов показательсебестоимостиможно разложитьна субиндексы:

C= з * Г = з * H * Q * (C_опф/ C_опф) * (Ч_ппп/ Ч_ппп),

(2.5)

где	Г	-грузооборот;
	з	-затраты наперекачку 1ткм нефти;
	Н	-дальностьперекачки;
	Q	-объем перекачки;
	Ч_ппп	-численностьпромышленно-производственногоперсонала;
	C_опф	-стоимостьОПФ;

Подставляявместо отношенийих значения,получим:

С= з * H * Ф_о* Ф_в* ФОТ * d_ппп/ зп_ср,

(2.6)

где	d_ппп	-доля промышленно-производственногоперсонала;
	Ф_о	-фондоотдача;
	Ф_в	-фондовооруженность;
	ФОТ	-фонд оплататруда;
	зп_ср	-средняя зарплатапо ТюменскомуУМН.

Индекссебестоимости(I_с)за период приразложенииего на составляющиеопределяетсяпроизведениеминдексов показателей- измерителейрассмотренныхвыше факторов:

I_С= I_з* I_H* I_Фо* I_Фв* I_ФОТ* I_dппп/ I_зпср

(2.7)

Используяалгоритм решениязадачи проводимследующиевычисления:

C_з= C* lg I_з/ lg I_c	(2.8)
C_H= C* lg I_H/ lg I_c	(2.9)
C_Фо= C* lg I_Фо/ lg I_c	(2.10)
C_Фв= C* lg I_фв/ lg I_c	(2.11)
C_ФОТ= C* lg I_ФОТ/ lg I_c	(2.12)
C_dппп= C* lg I_dппп/ lg I_c	(2.13)
C_ЗПср= -C* lg I_ЗПср/ lg I_c	(2.14)

Общееизменениесебестоимостиза счет выделенныхфакторов определитсяпо данной методикеследующимобразом:

C= C_з+C_H+ C_Фо+C_Фв+ C_ФОТ+C_dппп+C_ЗПср

(2.15)

Таблица2.4

Расчетвлияния факторовна динамикусебестоимостив ТюменскомУМН

Показатели	Годы		Дельта-	Индексы	Влияние
	1994	1995	фактор	Факторов	факторов
Затратына 100 ткм	3,75	9,00	5,25	2,400000000	996915,71
Дальностьперекачки	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
ДоляППП	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

Изприведеннойтаблицы видно,что на увеличениесебестоимостиотрицательновлияют измененияфондоотдачии заработнойплаты (с удельнымивесами 24,6%и 18,6%соответственно),а остальные- положительно.Причем наиболеесильно изположительновлияющих (23,6%)- фондовооруженность.

3.РАЗРАБОТКАСТРАТЕГИИСНИЖЕНИЯПРОИЗВОДСТВЕНЫХИЗДЕРЖЕК

Снижениетарифной выручкипри неизменномгрузооборотевозможно приизмененииприбыльнойчасти тарифнойвыручки илиее затратнойчасти. Поэтомурекомендациипо оптимизациирасчета тарифана АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”подразделяютсяна два направления:корректировкаиспользованияпоказателейпри расчететарифа и сменапринципа формированияприбыльнойчасти и практическоеснижение расходовпо затратнойчасти тарифицируемойуслуги.

Остановимсяна затратах.Различаютследующиеисточники ихснижения:

Повышениепроизводительноститруда опережающимитемпами посравне-нию сростом заработнойплаты путемвсестороннегосовершенствованияпроизводства,применениярациональныхформ материальногостимулирова-ниятрудящихся;
Всемерноеулучшениеиспользованияосновныхпроизводственныхфондов;
Экономияматериалов,топлива, энергиимногообразнымипутями - применениемпрогрессивнойтехнологии,совершенствованиемэнергопотреб-ленияи прочими;
Сокращениезатрат пообслуживаниюпроизводстваи управлению;
Ликвидациянепроизводительныхрасходов.

В даннойработе будетзатронутоснижение затратчерез такиеисточники какповышениепроизводительноститруда и экономияэлектроэнергии.

Рассмотримиспользованиепроизводительноститруда для уменьшениязатратной частитарифа. Производительностьтруда в трубопроводномтранс-портеопределяетсякак

Пт= Г / Ч,			(3.1)
где	Пт	-производительностьтруда;
	Г	-грузооборот;
	Ч	-численностьработающих.

Таблица1.1

Динамикаизмененияпоказателейдеятельности

АООТ“СИБНЕФТЕПРОВОД”

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

Продолжениетабл. 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
Численностьработников,чел	5150	5405	6693	7055	7170	7170	7175
Производительностьтруда млн.т./ч.	68216,17	56224,98	37836,13	31390,91	27236,01	25937,00	26758,32

В последниегоды производительностьтруда в АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”падала, чтоможно проследить,обратившисьтабл. 1.1. В 1994 годуэтот показательсоставил 27236,01тыс. ткм. на человекапри грузообороте195282,2млн. ткм и численности7170чел. В 1995 годупоказательснизился до25930,24тыс. ткм. на человекапри грузообороте185919,8млн. ткм и численности717чел (табл.3.1). Расчеттарифа на транспортнефти присуществующемположении можноувидеть в табл.3.2-3.6. Но необходимоповыситьпроизводительностьтруда, снижаячисленностьработающих.Это можно сделатьза счет консервациитехнологическогооборудованияи сокращениемчисленностирабочих и служащих.В этом случаеих переведутв производственныеподразделенияАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”:РСУ ”СИБНЕФТЕПРОВОД”,РМЗ “СИБНЕФТЕПРОВОД”и другие изнефтепроводныхуправлений,где возрослиобъемы производственныхработ. Еслипринять желаемуюпроизводительностьтруда на уровнепредыдущегопериода (1994 года),то можно найтинеобходимуюдля обеспеченияэтой производительноститруда численностьработающихпо формуле:

Ч= Г / Пт.

(3.2)

Онасоставит 6830человек(см.табл. 3.1). Благодарясокращениюостальныхэкономия толькона основнойзаработнойплате (котораяв среднем составляет2401,20тыс.р) составитв месяц 826,01млн.р (табл. 3.2).

Таблица3.1

РАСЧЕТ

численностиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”на основепроизводительноститруда

	Факт1995	Факт1996	Рекомендуе-мыйвариант
Грузооборот,млн.ткм	195282,2	185919,8	185919,8
Численность,чел	717	718	683
Производительностьтруда, тыс.ткм/ чел	27236,01	25930,24	27236,01

Курсив- расчетныезначения.

Крометого затратнуючасть можносократить иблагодарятакому элементу,как “Энергияпокупная”.Можно увидеть,что предприятиеможет безболезненноза счет изменениярежима работы,снижении грузоборота,частичнойзамены устаревшегооборудованияи ряда другихфакторов способносократитьрасходы электроэнергиина 8-9% что даетэкономию средствв месяц 1909,44млн.р (см. табл.3.2).

Возможнои более существенноеснижение этихрасходов, ноэто требуетзамены оборудованияна большихплощадях, чтоприведет кзначительнымдополнительнымкапитальнымвложениям.

Таблица3.2

РАСЧЕТ

экономиизатрат в составесебестоимости

	Факт	Рекомендуемыйвариант	Экономия
Энергияпокупная	22464,02	20554,58	-1909,44
Затратына оплату труда	16673,22	15847,21	-826,01
Отчисленияна соцнужды	6455,36	6101,18	-354,18
Транспортныйналог	166,73	158,47	-8,26
Сборна нужды образования	166,73	158,47	-8,26
Дорожныйналог	6749,00	5264,89	-1484,11
Всегопо изменяющимсяэлементам	52675,06	48084,8	-4590,26

Формированиеприбыльнойчасти

В первуюочередь необходимозаметить, чтокажется целесообразнымпроведениеработы понормированиюприбыльнойчасти, расходови вложений изприбыли. В частностипредставляетсяразумным возвращениек практикеустановленияпредельногоуровня рентабельностина уровне 35-40%(что и проведенов работе и отраженов табл. 3.6). Исходяиз уменьшенияприбыльнойчасти (табл.3.5) необходимопересмотретьразмеры и структурукапитальныхвложений (табл.3.3), где неизменнымиостаются капитальныевложения напроизводственныецели, составлявшие22%всех капвложенийи пересматриваетсяразмер капитальныхвложений вмодернизациюи внедрениеновой техникив производствои на финансированиеНИОКР, составляющиеостальные 78%.

Таблица3.3

ПЕРЕСМОТР

размераи структурыкапитальныхвложенийАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

	Существую-щаяструк-тура,%	Сумма,млн.р	Пересмот-реннаяструктура, %	Сумма,млн.р
Капитальныевложения изприбыли намодернизациюи внедрениеновой техникив производство	22	12394,07	18	7140,86
Капитальныевложения изприбыли напроизводствен-ныецели	22	12394,07	68	24308,92
Капитальныевложения изприбыли нафинансирова-ниеНИОКР	56	33564,45	14	3391,11
Итого		58352,59		34840,89

Подлежиттакже пересчетуи социальныерасходы изприбыли, причемизмененияпроизводятсятолько по статьям“Материальныельготы” и“Благотворительныецели” (табл.3.4).

Таблица3.4

ПЕРЕСМОТР

размерасоциальныхрасходов изприбыли ТюменскогоУМН, млн.р

	Существующиеразмеры расходов	Предлагаемыеразмеры расходов
Содержаниеобъектовсоцкультбыта	10095,37	10095,37
Услугиторговыхорганизаций	1288,68	1288,68
Материальныельготы	7026,72	2505,03
Благотворительныецели	9019,51	3214,83
Штрафы,пени	504,31	504,31
Прочиерасходы	2689,65	2689,65
Итого	30564,24	20237,87

В итогепредприятиеукладываетсяв расходах изприбыльнойчасти (табл.3.5) в размер прибыли,соответствующейзаданномууровню рентабельности(см. табл. 3.6).

Таблица3.5

РАСЧЕТ

валовойприбыли АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”,млн.р

	Факт	Рекомендуемыйвариант	Экономия
Капитальныевложения изприбыли	58352,59	34840,89	-23511,17
Социальныерасходы изприбыли	30564,24	20237,87	-10326,37
Сумманалога на прибыль	52627,15	28908,68	-23718,47
Прибыльваловая	150363,28	82596,23	-67767,05

Таблица3.6

РАСЧЕТ

тарифана услугиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

	Факт	Рекомендуемыйвариант
Затраты,включаемыев себестоимость,млн.р	139406,89	134861,84
Прибыльчистая, млн.р	97736,38	53687,55
Рентабельность,%	70,10	39,81
Налогна прибыль,млн.р	52627,15	28908,68
Налоги,относимые нафинансовыйрезультат	22683,40	14475,39
Тарифнаявыручка, млн.р	312453,57	231933,46
Удельныйтариф на перекачку,руб/ткм	20,18	16,31

В результатепроведенныхмероприятийможно наблюдатьснижение уровнятарифа на четвертьпри покрытиитекущих и капитальныхрасходов науровне предприятия.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работена основаниифактическихданных АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”был произведенанализ затрати планируемойв существующемпорядке прибылипо представленнойметодике. Размерудельноготарифа зафиксированна отметке20,18 рублейза ткм., чтосоответствуетполученнымна предприятиисведениям иотражает фактическийуровень тарифа(табл. 1.1). Такойуровень тарифагарантируетполучениетарифной выручки3 749 442,84 млн.руб, что обеспечиваетпокрытие затрат,включаемыхв себестоимость,на уровне 1673 278,200 млн.руб в год и получениегодовой жечистой прибылив размере 1172 836,560млн. руб с рентабельностью70,10%(см. табл. 3.10). Однаконеобходимозаметить, чтопри проведенииработы быливыявлены моменты,позволяющиеподойти с новыхпозиций к стратегииформированияценовой политикипредприятия.Суть проблемыв том, что существующееестественноемонопольноеположениеобъекта исследования,позволяющеезавышать минимальнонеобходимуювеличину тарифовна перекачкунефти, негативносказываетсякак на желаниипредприятийнефтедобывающейотрасли увеличиватьобъем добычии транспортировки,так и на снижениивыполняемогоАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”грузооборота.Именно поэтомунеобходимонайти путиповышенияэффективностидеятельностипредприятияв направленииоптимизацииценовой политики.Снижение тарифнойвыручки, чтонеизменновлечет снижениеудельноготарифа припринятом законстантугрузообороте,так как расчетосуществляетсяв одном и томже периоде,возможно приизмененииприбыльнойчасти тарифнойвыручки илиее затратнойчасти. Проанализировавструктурытарифной выручки,прибыли исебестоимости,в нее включаемых,можно отметить,что имеетсявозможностьдля регулирующеговоздействияна уровеньтарифа черезего структурныекомпоненты.В работе предложенынаправлениядействий пооптимизациитарифа, которыепозволятспособствоватьприведениюего в соответствиес динамикойразвитияэкономическойситуации вотрасли.

С точкизрения затратпредусматриваетсяснижение потребляемойэлектроэнергиии экономиясредств наоплате трудапутем приведенияпроизводительноститруда в соответствиес уровнемпредшествующегопериода.

Реализациярекомендуемыхмероприятийв расчете прибыльнойчасти должнасостоять вотказе отпланируемогоуровня ожидаемойприбыли и переходак ее нормированиюна уровне 40% отсоздаваемойпредприятиемсебестоимости.

Позитивноевлияние наценовую политикупредприятиявнедренияпредложенныхв работе комплексныхмероприятийможно проследитьна основанииследующихданных:

удельныйтариф на транспортнефти снижаетсядо 16,31руб. за ткм;
на3,3% снижаютсязатраты напроизводствоуслуг и составят134 861,84 млн.р.Причем снижениеэксплуатационныхзатрат будетнаблюдатьсяпо таким элементам,как “Энергияпокупная”,“Затраты наоплату труда”,“Начисленияна заработнуюплату”, “Налогив составесебестоимости”.Больше же всего(на 21,0%)в составесебестоимостиснижаетсяуровень налогов;
сокращениеработниковна 343человекадаст сокращениеФОТ, включаемогов затраты;
уменьшениерасхода электроэнергиина 8%также даетснижение затратнойчасти;
применениепредела рентабельности40%облегчаетрасчет и отсекаетвозможностьнеобоснованногозавышениятарифа;
сокращениеприбыльнойчасти тарифнойвыручки, позволяющеена 19,0%сократитьтариф, не коснетсярасходов изприбыли, направляемыхна производственныенужды.

Внедрениеболее масштабныхи действенныхмероприятийпо различнымнаправлениямхоть и можетдать большийэффект, но вбудущем, тогдакак сейчас оноокажется сопряженосо значительнымирасходами ивложениями(к примеру - заменаоборудования).Дальнейшаяработа в направленияхснижения затрати измененияприбыльнойчасти признаетсяцелесообразнойтолько прирассмотренииперспективыи составленияпрогноза деятельностиотрасли в целоми предприятияв частностина более - менеепродолжитель-ныйпериод, чтобыможно былооценить эффективностьосуществляемыхвложений вдолгосрочныепроекты. Наданном этапене представляетсявозможнымрегулироватьразмер тарифапутем сниженияуровня средств,направляемыхна производственныенужды. Предприятиятрубопроводноготранспорта,осуществляющиесвою деятельностьв Западно-Сибирскомрегионе, сталкиваютсяв настоящиймомент с проблемойаварийностина их трубопроводах.Проистекаетэта проблемаиз срока эксплуатацииданных сооружений,к настоящемувремени ужесоставляющегозначительнуювеличи-ну.Аварийностьна транспортныхпредприятияхвызывает потерюгрузов. В случаетрубопроводноготранспортаавария - этоеще и ущерб,нанесенныйэко-логии региона,а при соответствующемстеченииобстоятельств- и планеты. Дляобеспечениябезаварийностиработ по транспортунефти и нефтепродуктовнеобходимоосуществлятьзамену устаревшегои изношенногооборудования,обеспечиватьвсему оборудованиюсоответствующиеинструкциямизготовителяусловия и режимыэксплуатации.На обновлениефондов предприятиянеоб-ходимызначительныефинансовыесредства, которыепредусматриваютсяпла-ном тарифнойвыручки и чьецелевое расходованиеобеспечиваетсяконтроли-рующимислужбами. И поэтой причиневсе меры пооптимизацииуровня и структурыцен, рассмотренныев работе, предполагаютневмешательствов пла-нируемыепроизводственныеи капитальныерасходы и затратыпредприятия.

Министерствообщего и профессиональногообразованияРоссийскойФедерации

ТюменскийГосударственныйнефтегазовыйуниверситет

Кафедраменеджментав отраслях ТЭК

КУРСОВОЙПРОЕКТ

подисциплинестратегическийи оперативныйменеджмент

натему: обоснованиезатрат напроизводствопродукции(работ, услуг)

	Выполнил	студентгр.МТЭК-94-1 КозловС.В.

	Научныйруководитель	НанивскаяВ.Г.

Тюмень,1998

СОДЕРЖАНИЕ

Введение	3
1.Направлениясовершенствованиямеханизмауправлениязатратами напроизводствопродукции(работ, услуг).	5
2.Методическиеположенияпланированиязатрат напроизводствопродукции(работ, услуг).	13
3.Разработкапроекта планазатрат напроизводствопродукции(работ, услуг).
3.1.Установлениетехнологическивозможныхграниц производствопродукции.
3.2.Определениеоптимальногоуровня затрат.
Заключение
Списоклитературы
Приложения

ВВЕДЕНИЕ

Получениенаибольшегоэффекта с наименьшимизатратами,экономия трудовых,материальныхи финансовыхресурсов - этоодни из наиболееважных задачстоящих передпредприятием.Чтобы достичьэтого необходимозатраты планировать,при этом необходимосовершенствоватьмеханизм управлениязатратами напроизводствопродукции(работ, услуг).

Управлениезатратами -это:

знаниетого, где, когдаи в каких объемахрасходуютсяресурсы предприятия;
прогнозтого, где, длячего и в какихобъемах необходимыдополнительныефинансовыересурсы;
умениеобеспечитьмаксимальновысокий уровеньотдачи отиспользованияресурсов.

Управлениеиздержками- это умениеэкономитьресурсы имаксимизироватьотдачу от них.

Сегодняна многихпредприятияхуровень расходов,связанных снедогрузкойпроизводственныхмощностей, несоответствуетобъему продаж.

Крометого, на большинствепредприятийне отслеживаетсярост цен наосновное сырьеи материалы,хотя он зачастуюопережает ростобъема продаж.

Преимуществаэффективногоуправлениязатратами:

Производствоконкурентоспособнойпродукции засчет болеенизких издержеки, следовательно,цен.
Наличиекачественнойи реальнойинформациио себестоимостиотдельныхвидов продукциии их позициина рынке посравнению спродуктамидругих производителей.
Возможностьиспользованияболее гибкогоценообразования.
Предоставлениеобъективныхданных длясоставлениябюджета предприятия.
Возможностьоценки деятельностикаждого подразделенияпредприятияс финансовойточки зрения.
Принятиеобоснованныхи эффективныхуправленческихрешений.

Необходиморазличать двесоставляющиеуправлениязатратамипредприятия:внутреннююи внешнюю.

Есливнутренняясоставляющаяв основномвлияет на величинупроизводственнойсебестоимости,то внешняя - насебестоимостьреализованнойпродукции.

1.НАПРАВЛЕНИЯСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯМЕХАНИЗМАУПРАВЛЕНИЯЗАТРАТАМИ НАПРОИЗВОДСТВОПРОДУКЦИИ(РАБОТ, УСЛУГ)

Смомента введенияв 1992 году тарификацииуслуг предприятийтрубопроводноготранспортав ОАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”удельный тарифна транспорт1 ткм. нефтипересматривалсядевять раз всторону увеличения(табл.2.2). Он увеличилсяс 0,0111 руб. на 1.01.92гдо 20,18 руб. на 1.08.95г,то есть в 1818,02 раза.

Чащевсего (3 раза)тариф изменялсяв первом годусвоего существования,причем интенсивныйего рост следуетсвязывать спроизошедшейлиберализациейцен. В тот 1992 годтариф выросв 58,53 раза. В последующиегоды интенсивностьего роста быланиже: за 1993 годтариф выросв 7,38 раза, а за1994 - в 3,2 раза. На рости размер тарифавлияют преждевсего затраты,закладываемыев него и их объем,поскольку онисоставляютбольшую долюв составе тарифнойвыручки. Дляоценки объективностиобоснованияизменениятарифа анализируетсязатратная егочасть.

Таблица2.1

Тарифына транспортнефти

Дата	Тариф,руб. за ткм	Коэффициентк предыдущемупериоду
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,включаемыев себестоимость,составляют44,6%, причем 86,5% изних составляютэксплуатационныезатраты, 5,1% - налогив составесебестоимостии оставшиеся8,4% - отчисленияв фонды. Чистаяприбыль составляет31,3% от тарифнойвыручки, налогна прибыль -16,8% и налоги, относимыена финансовыйрезультат -7,3%.

Нефтетранспортныйтариф используетсяпо следующимнаправлениям:на оплату налогови сборов (включаясбор за перекачкунефти) -29,5%; на обеспечениенадежностии безопасностинефтепроводноготранспорта-39,1%; эксплуатационныерасходы -20,5%; расходы наоплату труда-6,8%; содержаниесоциальнойсферы -4,1%.

Прямыезатраты в тарифнойвыручке занимаютоколо 62%, прибыль-22%, налоги наприбыль и учитываемыев себестоимости,включая сборза перекачкунефти, -22,5%. Прибыль втарифной выручкеравна суммечистой прибылии налогов. Накапитальныевложения вцелом по системерасходуетсяоколо 25% тарифнойвыручки, в томчисле 70% прибыли.В расчет средствна развитиене включаютинвестициина строительствоновых трубопроводов.

Рис.2.1

Нарис.2.1 представленадинамика структурызатрат на транспортнефти по статьям,отражающимрасходы наэксплуатациюи ремонт ОПФбез учета заработнойплаты и начисленийна нее.

Удельныйвес анализируемыхзатрат в общихзатратах натранспорт нефтивырос 32,54%(1992г.)до 54,64%(1997г.),т.е. более чемна 22%. При этомотмечаетсярост затратпо всем статьям,кроме статьи“Энергия покупная”.Снижение удельноговеса затратпо этой статьеобъясняетсятем, что этизатраты зависятот объемовперекачкинефти, а, какуже отмечалосьвыше, объемперекачки нефтиза анализируемыйпериодснизилсяна 26,1%.

2.МЕТОДИЧЕСКИЕПОЛОЖЕНИЯПЛАНИРОВАНИЯЗАТРАТ НАПРОИЗВОДСТВОПРОДУКЦИИ(РАБОТ, УСЛУГ)

В настоящеевремя растетпониманиеважности длякаждого предприятияналичия долговременныхцелей, планированияцеленаправленногоразвития вдолговременнойперспективе.

Основнойцелью планированиязатрат являетсявыявление ииспользованиеимеющихсярезервов сниженияиздержек производстваи увеличениевнутрихозяйственныхнакоплений.Снижая издержкипроизводствав результатесбереженияпрошлого иживого труда,промышленностьдобиваетсянаряду с ростомнакопленийувеличенияобъема выпускапродукции.Планы по затратамдолжныисходить изпрогрессивныхнорм затраттруда, использованияоборудования,расхода сырья,материалов,топлива и энергиис учетом передовогоопыта другихпредприятий.Только принаучно организованномнормированиизатрат можновыявить ииспользоватьрезервы дальнейшегоснижениясебестоимостипродукции.

Плановаясебестоимостьопределяетсяпутем технико-экономическихрасчетов величинызатрат напроизводствои реализациювсей товарнойпродукции икаждого видаизделий. Взависимостиот характерапроизводстваприменяетсяряд показателей,характеризующихсебестоимостьпродукции.

Привыпуске одноговида продукциисебестоимостьединицы этойпродукцииявляется показателемуровня и динамикизатрат на еепроизводство.Для характеристикисебестоимостиразнороднойпродукции впланах и отчетахиспользуютсяпоказателиснижениясебестоимостисравнимойтоварной продукциии затрат на 1руб. товарнойпродукции. Планпредприятиясодержит такжесводную сметузатрат напроизводствои плановыекалькуляциисебестоимостиотдельныхизделий.

Показательзатрат на 1 руб.товарной продукцииопределяетсяисходя из уровнязатрат напроизводствотоварной продукциипо отношениюк стоимостипродукции воптовых ценахпредприятия.

Показательзатрат на 1 руб.товарной продукциине толькохарактеризуетпланируемыйуровень снижениясебестоимости,но и определяеттакже уровеньрентабельноститоварной продукции.Его величиназависит какот снижениясебестоимостипродукции, таки от измененияоптовых цен,ассортиментаи качествапродукции.

Вплане затратырассчитываютсяна плановыйобъем и ассортиментпродукции, нофактическийее ассортиментможет отличатьсяот планового.Поэтому плановоезадание позатратам на1 руб. продукциипересчитываетсяна фактическийассортименти потом ужесопоставляетсяс данными озатратах на1 руб. продукции.

Общимдля всех отраслейпромышленностиявляется порядоквключения всебестоимостьпродукциитолько техзатрат, которыепрямо или косвенносвязаны спроизводствомпродукции.Поэтому нельзявключать вплановуюсебестоимостьпродукциирасходы, неотносящиесяк производствупродукции,например расходы,связанные собслуживаниембытовых нуждпредприятия(содержаниежилищно-коммунальныххозяйств, расходыдругих непромышленныххозяйств ит.д.), по капитальномуремонту истроительно-монтажнымработам, а такжерасходы культурно-бытовогоназначения.

Некоторыерасходы хотяи учитываютсяв фактическихзатратах напроизводство,однако в силуих особогохарактера такжене могут включатьсяв плановуюсебестоимостьпродукции. Ктаким затратамотносятсяразного роданепроизводительныерасходы и потери,напримеробусловленныйотступлениямиот установленноготехнологическогопроцессапроизводственныйбрак.

Плановаясебестоимостьпродукцииопределяетсяпутем соответствующихрасчетовтехнико-экономическихфакторов:

1)повышениетехническогоуровня производства;

2)улучшениеорганизациипроизводстваи труда;

3)изменениеобъема, структурыи размещенияпроизводства;

4)улучшениеиспользованияприродныхресурсов;

5)развитиепроизводства.

Вплане по себестоимостипродукции напредприятиинаряду с затратамина 1 руб. товарнойпродукцииимеются следующиепоказатели:себестоимостьотдельных видовпродукции,себестоимостьтоварной продукции,снижениесебестоимостисравнимойпродукции.

Определениеплановойсебестоимостиотдельных видовпродукциислужит основойпланированиязатрат напроизводство.Плановаясебестоимостьвсей товарнойпродукциирассчитываетсяна основе данныхоб объеме выпускатоварной продукциии плановойсебестоимостиотдельных видовизделий.

Оценкавыполненияплана по себестоимостивсей товарнойпродукцииосуществляетсяс учетом происшедшихв течение отчетногогода измененийцен на материалыи тарифов наперевозки иэнергию.

Всятоварная продукцияпри планированиии учете себестоимостина предприятияхподразделяетсяна сравнимуюи несравнимую.Сравнимойсчитаетсяпродукция,выпускавшаясяв предыдущем(по отношениюк плановому)году, а такжеизделия с длительнымциклом производства,которые выпускалисьв прошлом годув единичныхэкземплярах.В состав сравнимойпродукции невключаютсяработы по заказамна сторону,услуги, оказанныесвоему капитальномустроительству,работы покапитальномуремонту и продукция,изготовлявшаясяв опытном порядке.К несравнимойотноситсяпродукция,освоеннаяпроизводствомв текущем году.

Вплане предприятияопределяетсязадание поснижениюсебестоимостисравнимойпродукции. Оновыражаетсяпроцентомснижениясебестоимостипродукции поотношению кпрошлому году.Наряду с этимможет бытьуказана и суммапланируемойэкономии врезультатеснижениясебестоимостисравнимойпродукции.

Дляопределениязадания позатратам сравнимойтоварной продукциисоставляетсярасчет затратпо всей номенклатуреизделий исходяиз предусмотренногопланом предприятияобъема продукциии с учетом плановогопоказателяпо уровню затратна 1 руб. товарнойпродукции воптовых ценах.

Разработкаплана начинаетсяс технико-экономическогоанализапроизводственно-хозяйственнойдеятельностипредприятияи выполненияпредыдущихпланов, а такжедостигнутоготехническогои организационногоуровня производства.

Врезультатепроведённогоанализа выявляютсяузкие местаи возможностиснижения издержекпроизводстваи роста прибыли.

Наоснове данныханализа разрабатываютсямероприятияпо ликвидации"узких мест",интенсификациипроизводстваи повышенииего эффективности.Одновременноорганизуетсясбор предложенийработниковпредприятияпо улучшениюорганизациитруда и производства,качества продукциии всей работытрудовогоколлектива.

Проводитсяуточнениедействующихи разработкановых прогрессивныхтехнико-экономическихнорм и нормативовиспользованияоборудования,расстановкирабочей силыи затрат рабочеговремени, расходасырьевых,топливно-энергетическихи других материальныхресурсов.

Точныйрасчёт потребногообъёма материально-технических ресурсов - делопервостепеннойважности вмасштабах всегопредприятия,так как изменениявеличины активов,вложенных вресурсы, в туили иную сторону,будут влиятьна скоростьих обращения,а значит и наитоговые показателиработы предприятия.Кроме того, вусловиях недостаткаоборотныхсредств нароссийскихпредприятияхвообще и в ОАО"Сибнефтепровод"в частности,от точногорасчёта объёмовзакупкиматериально-техническихресурсов зависитвыживаемостьданного предприятия.Поставленнаязадача определенияоптимальногоуровня ресурсовдля обеспеченияпроизводствавсем необходимымрешается посредствомфункции планирования.

Наибольшийудельный весв общей потребностиматериально-техническихсредств составляетпотребностьв материальныхресурсах навыполнениепроизводственнойпрограммы.

Потребностьв том или иномвиде материалов(Пм)определяетсяна основе нормрасхода (n)и количествавырабатываемойпродукции (Q),объёма перерабатываемогосырья и объёмаработ (О):

к к

Пм= еn Q = еn O, (2.1)

1 1

гдеК- количествоотдельных видовизделий (работ),для которыхиспользуетсяэтот материал.

Общееколичествонеобходимыхматериаловопределяетсясуммированиемданных о потребностипо всем производственнымподразделениямпредприятия,а номенклатуравспомогательныхматериаловдля основногопроизводства- на основеутверждённыхтехнологическихрегламентов.

Определениепотребностив материальныхресурсах навыполнениепроизводственнойпрограммыпрямым счётомимеет рядразновидностей(по аналогии,по типовымпредставителям,статистическимметодом и т.д.)

Приотсутствииутверждённойпроизводственнойпрограммы илинорм расходаматериаловпотребностьв них находятметодом динамическихкоэффициентовили статистическимметодом поформуле:

Мп= Мф *Ки *Кс, (2.2)

гдеМф- фактическийрасход материалав предшествующемпериоде, равномпо длительностипланируемомупериоду;

Ки- коэффициентизмененияпроизводственнойпрограммы посравнению спредшествующимпериодом;

Кс- коэффициент,учитывающийзадание поснижению расходаматериаловв планируемомпериоде.

Каквидно из формулы,этот методоснован наанализе динамикиданных за прошлыйпериод, но неучитываетвозможныеизменения втехнике, технологиипроизводстваи номенклатурепроизводимойпродукции впланируемомпериоде.

Втаблице 2.1 можноувидеть динамикузатрат по элементамзатрат на выполнениеи обеспечениевыполненияОАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”грузооборота.Кроме того потаблице 2.1 можнопроследитьизменения вструктурезатрат, представленныечерез удельныевеса элементовзатрат во всехзатратах,осуществленныхОАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”в последниегоды.

Дляотслеживаниядинамики ростазатрат по элементамзатрат рекомендуетсявоспользоватьсятаблицей 2.1, гдетемпы ростастоимостизатрат. Темпыроста (k)- это отношениеуровней рядаодного периодак другому. Вряду динамикитемпы могутбыть исчисленыкак базисные(kб),когда все уровниряда относятсяк уровню одногопериода, принятогоза базу:

kб= yi / yo

(2.3)

иликак цепные(kц),когда уровенькаждого периодаотносится куровню предыдущегопериода:

kц= yi / yi-1

(2.4)

Таблица2.1

Анализзатрат натранспортировкунефти, работы,услуги вспомогательныххозяйств поэлементамзатрат поОАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

	Фактэлементов		Уд.вес элементов		Темп
	1996	1997	1996	1997	роста
Материалы	5985,820	18496,000	0,817%	1,105%	3,090
Энергияпокупная	97350,292	269568,200	13,294%	16,110%	2,769
Оплататруда	67934,138	200078,680	9,277%	11,957%	2,945
Отчисленияна 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
Услугисвязи	25569,352	104155,160	3,492%	6,225%	4,073
Авиатранспорт	9124,593	26215,880	1,246%	1,567%	2,873
Пуско-наладочныеработы	9478,995	33440,000	1,294%	1,998%	3,528
Налогии сборы в составеСб	23612,241	84841,560	3,224%	5,070%	3,593
Ремонтныйфонд	88559,533	294469,440	12,093%	17,598%	3,325
Другиепрочие	70607,481	9258,360	9,642%	0,553%	0,131
Всегозатрат	523816,205	1533287,040	71,529%	91,634%	2,927
Отчисленияв фонды	208492,045	139991,160	28,471%	8,366%	0,671
ВСЕГО	732308,250	1673278,200	100,000%	100,000%	2,285

Какможно увидетьиз таблицы загод большевсего вырослиразмеры амортизационныхотчислений(в 4,183 раза), чтосвязано с переоценкойосновных фондовпредприятияи налоги и сборыв составесебестоимости(в 3,593 раза), чтосвязано с изменениемнормативнойбазы. Такжезначительновыросли затратына услуги связи(в 4,073 раза). Этообъясняетсяс одной стороныростом тарифовна услуги связии монопольнымположениемпредприятийсвязи, а с другой- расширениемсети информационногообеспеченияОАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”и, соответственноростом объемапредоставляемыхОАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”услуг. Несмотрязначительныйрост тарифовна электроэнергиюи большой удельныйвес затрат наэлектроэнергиюво всех затратахрост по данномуэлементу былнезначителени составил2,769 раза. Это произошлопотому, что впоследние годыможно былонаблюдатьснижениегрузооборота,а в трубопроводномтранспортеэлектроэнергияотносится кусловно-переменнымзатратам. Приснижении грузооборотасократилсяобъем потребляемойэнергии, чтоснизило ростзатрат по данномуэлементу.

В оперативныепланы предприятиявключают следующиепоказатели,ориентирующиеколлективывсех подразделенийОАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”на успешноевыполнениеплана: нормативыпо использованиюматериальныхресурсов (сырья,топлива и т.д.),издержкипроизводства,зависящие отисполнителя.

Выполнениеплана по сравнимойпродукциихарактеризуетсясуммой полученнойэкономии ипроцентомснижения затратпо отношениюк прошломугоду.

3.РАЗРАБОТКАПРОЕКТА ПЛАНАЗАТРАТ НАПРОИЗВОДСТВОПРОДУКЦИИ(РАБОТ, УСЛУГ).

3.1.УСТАНОВЛЕНИЕТЕХНОЛОГИЧЕСКИВОЗМОЖНЫХГРАНИЦ ПРОИЗВОДСТВОПРОДУКЦИИ.

Длявыполненияпроизводственныхзадач каждоепредприятиедолжно иметьопределённоеколичествооборудованияи других средствпроизводства,по которомуможно судитьо максимальновозможномобъёме производствапродукции.

Производственнаямощность предприятия- это максимальновозможный объемпроизводствапродукции вопределённойноменклатуреи ассортименте.Этот максимумпредполагаетнаиболее полноеиспользованиеосновных фондов(особенно ихактивной части)и производственныхплощадей, применениепрогрессивнойтехнологиии совершенныхформ и методоворганизациипроизводства,внедрениепрогрессивныхнорм и передовогоопыта.

Напроизводственнуюмощность влияетмножестворазличныхфакторов. Поэтомуее величинадинамична,особенно вусловиях предприятийнефтянойпромышленности,и подразделяетсяна входящую,выходящую исреднюю.

Входящуюмощность Мвопределяютна начало плановогопериода наоснове имеющегосяоборудованияи других средствпроизводствак началу этогопериода.

Исходящуюмощность Миопределяютна конец плановогопериода с учётомнамеченныхпланом реконструкцииоборудования,пополненияего числа, изменениятехнологиипроизводстваи т. д.

Ми= Мв + Мр + Мм - Мл, (3.1)

гдеМр- увеличениемощности всвязи с капитальнымстроительствоми приобретениемдополнительногооборудования;

Мм- увеличениемощности врезультатемодернизациидействующегооборудованияи совершенствованиятехнологии;

Мл- уменьшениемощности всвязи с ликвидациейотдельныхобъектов предприятияи списаниемоборудования.

Среднююмощность Мсрассчитываютс учётом водимыхи выбывающихосновных фондовв течение года

Мс=Мв+Мр*Тр/12+Мм*Тм/12-Мл*(12-Тл)/12,(3.2)

гдеТр,Тми Тл- число месяцевработы мощностейсоответственноМр,Мм(от моментаввода до концагода) и Мл- с начала годадо моментавыбытия.

Средняяпроизводительная мощность служити ориентиромв оценке деятельностипредприятияпри планировании,анализе, выявлениирезервовпроизводства.

Дляоценки полнотызагрузкипроизводственныхмощностейрассчитываюткоэффициентыпланового Кпли фактическогоКфмиспользованиямощностей.

Кпл= Qпл/Мс, (3.3)

Кфм=Qф/Мс, (3.4)

гдеQп- плановый объём производствапродукции;

Qф- фактический объём производствапродукции.

Первыйиз них характеризуетнагрузку мощностейпо плану, а второй- фактическую.

Всоответствиис формулой 3.2,средняя производственнаямощность ТюменскойБПТО и КО в 1997 годусоставляла294500 тыс. руб. в год,что примернона 30% больше, чемв предшествующемгоду. Это обусловленоприсоединениемк базе сокращенногоуправлениятехнологическоготранспорта.По данным таблицы3.1 можно проследитьо соответствующихизмененияхобъема производства,а также стоимостиосновных средств.

Таблица3.1

Технико-экономическиепоказателидеятельностиТюменской БПТОи КО за 1997 год

Показатель	Единицаизмерения	План	Факт	%+, -	Соотв. период прошлогогода	%1997 к1996 году
Валовойобъём реализации	Тыс.руб.	196000	267538	136.5	205640	130
Ср.списоч. численность	Чел.	108	152	140.7	112	135
СтоимостьОС	Тыс.руб.		29600		18100	163.5
Фондз/платы	Тыс.руб.	3456	4901	137,4	2468	198.5
Доход	Тыс.руб.	28580	28888	101	26540	108
Затраты	Тыс.руб.	20492	20635	100.7	18345	112.5
Прибыль	Тыс.руб.	8882	8253	99	8195	97
8.Рентабельность	%		39		44

Втечение 1997 годасклады базыбыли загруженыпримерно на90% от максимальновозможногообъема. В настоящеевремя резкосократилсятоварооборотчерез ТюменскуюБПТО и КО, и врезультатепустуют складыи не загруженопогрузочно-разгрузочноеоборудование.Это нагляднодемонстрируюткоэффициенты использованиямощностей. Так,если в 1997-ом годуэтот показательсоставлял 0.9,то в настоящеевремя он равен0,77.

Следуеттакже отметить,что ТюменскаяБПТО и КО в 1997 годувыполнила плантоварооборотана 136,5%, увеличивобъёмы производствана 30% по сравнениюс 1996 годом, однакона фоне увеличенияобъёмов производствапроисходитснижениерентабельности.Это связанос превышениемроста затратнад ростомприбыли, увеличениемстоимостиосновных средствв связи с присоединениемуправлениятехнологическоготранспорта,а также замораживаниемруководствомОАО "Сибнефтепровод"наценки натовары.

Однако,не смотря нанекоторыенегативныетенденцииработы БПТОи КО, руководствопредприятияпостояннопредлагаетновые путиоптимизациихозяйственнойдеятельности, значительноулучшающиепоказателидеятельностибазы.

Управлениеакционерногообщества обеспечиваетпроведениеснабженческо-сбытовойполитики вовзаимосвязис рационализациейсвоей организационнойструктуры,совершенствованиемэкономическогомеханизмакоммерческойдеятельности,договорнойработы, информационныхсвязей и техническогооснащениявыполняемыхфункций.

Необходимотакже отметить,что при определениицелей хозяйственнойдеятельностив снабженческо-сбытовойполитике организацияучитывает:

во-первых,возможностии способы расширениякруга своейклиентуры,покупателейи продавцов;

во-вторых,направленияи пути увеличенияобъемов своейдеятельности,выпускаемойпродукции либооказываемыхуслуг и своихпотребностей;

в-третьих,результатыпоиска новыхсфер деятельностина основе имеющегосяопыта в нашеми других регионахРоссии, странахближнего идальнего зарубежьяи прогнозарыночной конъюнктуры.

Разработкаи обсуждение,обоснованиеи апробация,формулированиеи детализацияконкретныхцелей политикисопровождаетсяи опираетсяна: анализ отраслевыхпоказателей;нормативныеакты применительнок закупаемойи реализуемойпродукции (такие как "Инструкцияо порядке приёмкипродукциипроизводственно-техническогоназначенияи товаров народногопотребленияпо количеству"от 15.06.1965г. , "Инструкцияо порядке приёмкипродукциипроизводственно-техническогоназначенияи товаров народногопотребленияпо качеству"от 25.04.1966 г. , договора,а также статьигражданскогозаконодательства);ознакомлениес конъюнктурнымиобзорами, рекламой,справочнойи анкетнойинформацией;материалыпроизводственныхсовещаний,ярмарок, выставок,торгов; техническуюинформациюи постоянноевзаимодействиес товарнымии производственнымислужбами организации.

Вмасштабахакционерногообщества повышенноевнимание уделяетсявозможностямулучшенияструктурыпотребляемыхсырья и материалов,увеличенияассортиментаизделий, пользующихсяповышеннымспросом; использованиюновейших технологийпроизводстваи реализациитоваров, комплектовки,подгруппировкии упаковки,наиболеепривлекательныхдля заказчикови прочих покупателей.Особенно актуальнымявляютсяиспользованиеновых и эффективныхканалов товаропроводящейсети при закупкахи реализациипродукции,развитие иувеличениеобъема услугпо завозу,складированию,складскойобработке, подоставке продукциипотребителям,предоставлениюпредприятиюинформациио взаимодействиис транспортнымиорганизациями, способах перевозкипроизводимойпродукции идругих логистическихуслуг.

Таккак ТюменскаяБПТО и КО являетсяструктурнымподразделениемОАО "Сибнефтепровод",то определятьее деятельностьбудут целиданного акционерногообщества. Всвою очередь,в зависимостиот постановкицелей определяютсяи формулируютсяпоказателиэффективностикоммерческойдеятельности:размера прибыли,сокращенияуровня издержекобращения,повышениярентабельности.

Приопределенииразмера ожидаемойприбыли учитываетсяконъюнктураценовой и налоговойполитики. Тщательноанализируютсяпредлагаемыецены на закупаемуюпродукцию.Также учитываетсядоступная дляорганизацииинформацияо динамикеизменений цени получаемойприбыли какв целом поаналогичныморганизациямрегиона, таки по некоторымиз них в отдельности.

Привыполнениирасчётов посокращениюиздержек обращениясопоставляютсяобъективныеи субъективныефакторы увеличенияи сокращенияожидаемыхзатрат по всемстатьям издержекобращения,включая платуза пользованиебанковскимикредитами.Сравниваяпоказателизатрат за предыдущиепериоды, намечаемыеи фактическиерезультатыих сокращения,особое вниманиеуделяетсясокращениюудельной величинызатрат, заготовительныхи реализационныхрасходов всебестоимостипродукции, либоуровня издержекобращенияотносительнообъёма реализациив оптово-посредническойорганизации.

Приоценке перспективпредприятияв краткосрочномпериоде такжеследует отметить,что уровеньрентабельностикоммерческойдеятельностикак интеграционнаяоценка являетсяосновнымрезультативнымпоказателемеё экономическойэффективностии возможнымориентиромдля сравнительныхрасчётов размераожидаемойприбыли и величиныиздержек обращения.При определенииуровня рентабельностидля условийтакого предприятиякак "Сибнефтепровод"дополнительновыделяютсяи соотносятсявозможностиувеличенияприбыли и сокращенияи издержек,связанных скоммерческойдеятельностью.

Обоснованиевозможностей,форм и методовповышенияэффективностиснабженческо-сбытовойполитики организациизаключаетсяпрежде всегов планированииеё работы позакупкам, реализациипродукции итоваров, покомплексуоказываемыхосновных идополнительныхуслуг. Одновременноопределяютсяи планируютсясовместно ссоответствующимиснабженческимиструктурнымиподразделениямиорганизацииопытное использованиеи внедрениеновых видов,технологийснабженческо-сбытовойдеятельности.В планах предусматриваетсятакже улучшениематериальнойбазы действующихснабженческо-сбытовыхпроизводств.В соответствиис планами ТюменскойБПТО и КО объёмкапиталовложенийв 1998 - ом году долженсоставить 13259млн. (неденоминированных)рублей. В томчисле:

-изцентрализованныхисточников:7956 млн. рублей -за счётсобственныхсредств: 3430 млн.рублей -амортизационныеотчисления:1484 млн. рублей

Вышеперечисленныесредствапредполагаетсянаправить наследующиеобъекты капитальногостроительства:окончаниестроительствадизельнойэлектростанцииДЭАС-200, проведениемонтажа осветительноймачты , прокладкукабеля связиот ЗапСибПТУСа до БПТО и КО исдачу его вэксплуатацию, монтаж отапливаемогоарочного складаплощадью 450квадратныхметров, строительствоздания ремонтно-механическоймастерской,монтаж открытойплощадки сбашенным краномплощадью 7200квадратныхметров, прокладкусети противопожарноговодопроводапротяжённостью1406 погонных метров.Также планируетсявыполнениена базе объемаремонтных работна сумму 7882 млн.рублей, в томчисле:

-за счёт собственныхсредств 1482 млн.рублей

-из централизованныхисточников- 6400 млн. рублей

Этисредствапредполагаетсянаправить на:замену шпальнойрешётки подъездныхжелезнодорожныхпутей, стрелочногоперевода, заменудеревяннойшпальной решеткиподкрановыхпутей кранаМККС-32 на беспросадочныежелезобетонныепрогоны ПП-1,ремонт скважины,необходимойдля заполненияпротивопожарныхрезервуаров,изготовлениестеллажей дляхранения метизовпод краномККС-10, выполнениеограждениятерриториибазы из колючейпроволоки,проведениеремонта асфальтовогопокрытия проезжейчасти базы,монтаж стеллажейв двух существующихскладах, завершениестроительстванавеса длястеллажногохраненияоборудования,проведениеподсыпки грунтапо наружномупериметрутерриториибазы, строительствооткрытой площадкихранения таможенныхгрузов площадью200 квадратныхметров, ремонтпроездов иводопроводныхлотков, проведениеремонта автомобильнойрампы и навеса,завершениеремонта бытовыхпомещений базы,выполнениеремонта охранно-пожарнойсигнализациив существующихскладах.

Планыразрабатываютсяпо основнымнаправлениямкоммерческойдеятельностии непосредственноосуществляющим ее структурнымподразделенияморганизации(базы производственно-техническогообслуживания,отделы материально-техническогоснабжения).Комментируютсяизложениемцелевых мероприятий,необходимыхдля выполненияотдельныхпозиций планов.При этом координируютсяпо срокам выполненияс планами работыдругих подразделенийорганизации(ремонтно-строительныеуправления,управлениятехнологическоготранспорта,управлениепроизводствастроительныхматериалови комплектации,спецуправлениепо предупреждениюи ликвидацииаварий намагистральныхнефтепроводах).

Впланах поматериально-техническомуобеспечениютакже формулируютсяи аргументируютсятребованияосновных коммерческихподразделенийк другим структурнымподразделенияморганизации,связанным скоммерческойдеятельностью.В этих планахприсутствуютвышеупомянутыепоказателиэкономическойэффективностии дается описаниеработы по организацииих выполнения.

Привыполнениипланов реализацииснабженческо-сбытовойполитики наданном предприятии,как и на любомдругом, осуществляютсяорганизационные,координационныеи регулирующиефункции управления.

Приорганизациивыполненияпланов в акционерномобществе чёткоопределяютсязадачи, функции,подфункциии операции,возлагаемыена отдельныеструктурныеячейки , онификсируютсяв соответствующихположенияхи должностныхинструкциях.В положенияхоб отделахуказываютсявопросы, покоторым онивзаимодействуютмежду собой,с другимиподразделениямиорганизации,связаннымис коммерческойдеятельностью,и другими субъектамитоварных рынков,бюджетнымиорганизациямии органамиуправления.Подготавливаютсяпредложения,обсуждаютсяи решаютсявопросы поуточнению илиизменениюорганизационнойструктурыуправления,если это требуетсядля болееэкономичногои эффективноговыполненияфункций.

3.2.ОПРЕДЕЛЕНИЕОПТИМАЛЬНОГОУРОВНЯ ЗАТРАТ

Таблица3.2

Динамикабазовых показателей

Показатели	Ед.изм.	1996	1997
Объемперекачки	Тыс.тн.	202986,49	190807,30
Грузооборот	Млн.ткм	195282,20	185919,80
Численность,всего	Чел.	717,00	717,00
СтоимостьОПФ	Млн.руб	5414169,76	22739513,00
Затратына 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

Различаютследующиеисточникиснижения затрат:

Повышениепроизводительноститруда опережающимитемпами посравнению сростом заработнойплаты путемвсестороннегосовершенствованияпроизводства,применениярациональныхформ материальногостимулированиятрудящихся;

Всемерноеулучшениеиспользованияосновныхпроизводственныхфондов;

Экономияматериалов,топлива, энергиимногообразнымипутями - применениемпрогрессивнойтехнологии,совершенствованиемэнергопотребленияи прочими;

Сокращениезатрат пообслуживаниюпроизводстваи управлению;

Ликвидациянепроизводительныхрасходов.

Вданной работебудет затронутоснижение затратчерез такиеисточники какповышениепроизводительноститруда и экономияэлектроэнергии.

Рассмотримиспользованиепроизводительноститруда для уменьшениязатратной частитарифа. Производительностьтруда в трубопроводномтранспортеопределяетсякак

Пт= Г / Ч,			(3.5)
Где	Пт	-производительностьтруда;
	Г	-грузооборот;
	Ч	-численностьработающих.

Впоследние годыпроизводительностьтруда в АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”падала. В 1994 годуэтот показательсоставил27236,01 тыс. ткм. начеловека пригрузообороте195282,2 млн. ткм ичисленности7170 чел. В 1995 годупоказательснизился до25930,24 тыс. ткм. начеловека пригрузообороте185919,8 млн. ткм ичисленности717 чел. Расчеттарифа на транспортнефти присуществующемположении можноувидеть в табл.3.3-3.7. Но необходимоповыситьпроизводительностьтруда, снижаячисленностьработающих.Это можно сделатьза счет консервациитехнологическогооборудованияи сокращениемчисленностирабочих и служащих.В этом случаеих переведутв производственныеподразделенияОАО “СИБНЕФТЕПРОВОД”:РСУ ”СИБНЕФТЕПРОВОД”,РМЗ “СИБНЕФТЕПРОВОД”и другие изнефтепроводныхуправлений,где возрослиобъемы производственныхработ. Еслипринять желаемуюпроизводительностьтруда на уровнепредыдущегопериода (1994 года),то можно найтинеобходимуюдля обеспеченияэтой производительноститруда численностьработающихпо формуле:

Ч= Г / Пт.

(3.6)

Онасоставит 6830человек. Благодарясокращениюостальныхэкономия толькона основнойзаработнойплате (котораяв среднем составляет2401,20 тыс.р) составитв месяц 826,01 млн.р(табл. 3.2).

Таблица3.3

РасчетчисленностиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”на основепроизводительноститруда

	Факт1995	Факт1996	Рекомендуемыйвариант
Грузооборот,млн.ткм	195282,2	185919,8	185919,8
Численность,чел	717	718	683
Производительностьтруда, тыс.ткм/ чел	27236,01	25930,24	27236,01

Крометого затратнуючасть можносократить иблагодарятакому элементу,как “Энергияпокупная”.Можно увидеть,что предприятиеможет безболезненноза счет изменениярежима работы,снижениигрузооборота,частичнойзамены устаревшегооборудованияи ряда другихфакторов способносократитьрасходы электроэнергиина 8-9% что даетэкономию средствв месяц 1909,44 млн.руб.

Таблица3.4

Расчетэкономии затратв составесебестоимости

	Факт	Рекомендуемыйвариант	Экономия
Энергияпокупная	22464,02	20554,58	-1909,44
Затратына оплату труда	16673,22	15847,21	-826,01
Отчисленияна соцнужды	6455,36	6101,18	-354,18
Транспортныйналог	166,73	158,47	-8,26
Сборна нужды образования	166,73	158,47	-8,26
Дорожныйналог	6749,00	5264,89	-1484,11
Всегопо изменяющимсяэлементам	52675,06	48084,8	-4590,26

Формированиеприбыльнойчасти

Впервую очередьнеобходимозаметить, чтокажется целесообразнымпроведениеработы понормированиюприбыльнойчасти, расходови вложений изприбыли. В частностипредставляетсяразумным возвращениек практикеустановленияпредельногоуровня рентабельностина уровне 35-40% (чтои проведенов работе и отраженов табл. 3.6). Исходяиз уменьшенияприбыльнойчасти (табл.3.5) необходимопересмотретьразмеры и структурукапитальныхвложений (табл.3.3), где неизменнымиостаются капитальныевложения напроизводственныецели, составлявшие22% всех капвложенийи пересматриваетсяразмер капитальныхвложений вмодернизациюи внедрениеновой техникив производствои на финансированиеНИОКР, составляющиеостальные 78 %.

Таблица3.3

ПЕРЕСМОТР

размераи структурыкапитальныхвложенийАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

	Существую-щаяструк-тура,%	Сумма,млн.р	Пересмот-реннаяструктура, %	Сумма,млн.р
Капитальныевложения изприбыли намодернизациюи внедрениеновой техникив производство	22	12394,07	18	7140,86
Капитальныевложения изприбыли напроизводствен-ныецели	22	12394,07	68	24308,92
Капитальныевложения изприбыли нафинансирова-ниеНИОКР	56	33564,45	14	3391,11
Итого		58352,59		34840,89

Таблица3.4

ПЕРЕСМОТР

размерасоциальныхрасходов изприбыли ТюменскогоУМН, млн.р

	Существующиеразмеры расходов	Предлагаемыеразмеры расходов
Содержаниеобъектовсоцкультбыта	10095,37	10095,37
Услугиторговыхорганизаций	1288,68	1288,68
Материальныельготы	7026,72	2505,03
Благотворительныецели	9019,51	3214,83
Штрафы,пени	504,31	504,31
Прочиерасходы	2689,65	2689,65
Итого	30564,24	20237,87

Витоге предприятиеукладываетсяв расходах изприбыльнойчасти (табл.3.5) в размер прибыли,соответствующейзаданномууровню рентабельности(см. табл. 3.6).

Таблица3.5

РАСЧЕТ

валовойприбыли АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”,млн.р

	Факт	Рекомендуемыйвариант	Экономия
Капитальныевложения изприбыли	58352,59	34840,89	-23511,17
Социальныерасходы изприбыли	30564,24	20237,87	-10326,37
Сумманалога на прибыль	52627,15	28908,68	-23718,47
Прибыльваловая	150363,28	82596,23	-67767,05

Таблица3.6

РАСЧЕТ

тарифана услугиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

	Факт	Рекомендуемыйвариант
Затраты,включаемыев себестоимость,млн.р	139406,89	134861,84
Прибыльчистая, млн.р	97736,38	53687,55
Рентабельность,%	70,10	39,81
Налогна прибыль,млн.р	52627,15	28908,68
Налоги,относимые нафинансовыйрезультат	22683,40	14475,39
Тарифнаявыручка, млн.р	312453,57	231933,46
Удельныйтариф на перекачку,руб/ткм	20,18	16,31

Врезультатепроведенныхмероприятийможно наблюдатьснижение уровнятарифа на четвертьпри покрытиитекущихи капитальныхрасходов науровне предприятия.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вработе на основаниифактическихданных АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”был произведенанализ затрати планируемойв существующемпорядке прибылипо представленнойметодике. Размерудельноготарифа зафиксированна отметке20,18 рублей за ткм.,что соответствуетполученнымна предприятиисведениям иотражает фактическийуровень тарифа(табл. 1.1). Такойуровень тарифагарантируетполучениетарифной выручки3 749 442,84 млн. руб, чтообеспечиваетпокрытие затрат,включаемыхв себестоимость,на уровне 1 673278,200 млн. руб в годи получениегодовой жечистой прибылив размере 1 172836,560 млн. руб срентабельностью70,10% (см. табл. 3.10). Однаконеобходимозаметить, чтопри проведенииработы быливыявлены моменты,позволяющиеподойти с новыхпозиций к стратегииформированияценовой политикипредприятия.Суть проблемыв том, что существующееестественноемонопольноеположениеобъекта исследования,позволяющеезавышать минимальнонеобходимуювеличину тарифовна перекачкунефти, негативносказываетсякак на желаниипредприятийнефтедобывающейотрасли увеличиватьобъем добычии транспортировки,так и на снижениивыполняемогоАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”грузооборота.Именно поэтомунеобходимонайти путиповышенияэффективностидеятельностипредприятияв направленииоптимизацииценовой политики.Снижение тарифнойвыручки, чтонеизменновлечет снижениеудельноготарифа припринятом законстантугрузообороте,так как расчетосуществляетсяв одном и томже периоде,возможно приизмененииприбыльнойчасти тарифнойвыручки илиее затратнойчасти. Проанализировавструктурытарифной выручки,прибыли исебестоимости,в нее включаемых,можно отметить,что имеетсявозможностьдля регулирующеговоздействияна уровеньтарифа черезего структурныекомпоненты.В работе предложенынаправлениядействий пооптимизациитарифа, которыепозволятспособствоватьприведениюего в соответствиес динамикойразвитияэкономическойситуации вотрасли.

Сточки зрениязатрат предусматриваетсяснижение потребляемойэлектроэнергиии экономиясредств наоплате трудапутем приведенияпроизводительноститруда в соответствиес уровнемпредшествующегопериода.

Реализациярекомендуемыхмероприятийв расчете прибыльнойчасти должнасостоять вотказе отпланируемогоуровня ожидаемойприбыли и переходак ее нормированиюна уровне 40 % отсоздаваемойпредприятиемсебестоимости.

удельныйтариф на транспортнефти снижаетсядо 16,31 руб. за ткм;

на3,3% снижаютсязатраты напроизводствоуслуг и составят134 861,84 млн.р. Причемснижениеэксплуатационныхзатрат будетнаблюдатьсяпо таким элементам,как “Энергияпокупная”,“Затраты наоплату труда”,“Начисленияна заработнуюплату”, “Налогив составесебестоимости”.Больше же всего(на 21,0%) в составесебестоимостиснижаетсяуровень налогов;

сокращениеработниковна 343 человекадаст сокращениеФОТ, включаемогов затраты;

уменьшениерасхода электроэнергиина 8% также даетснижение затратнойчасти;

применениепредела рентабельности40% облегчаетрасчет и отсекаетвозможностьнеобоснованногозавышениятарифа;

сокращениеприбыльнойчасти тарифнойвыручки, позволяющеена 19,0% сократитьтариф, не коснетсярасходов изприбыли, направляемыхна производственныенужды.

СОДЕРЖАНИЕИнформационноеобеспечениедипломногопроекта 4

2.Методическоеобеспечениедипломногопроекта9

Заключение 14

Списоклитературы 15

ВВЕдение

Для нефтяногобизнеса наступиловремя беспрецедентнойнеопределенности,когда труднопрогнозироватьповедениекомпании, таккак будущиесобытия (особеннополитическиеи технологические)зачастую оказываютсянеожиданными.Процесс функционированиякомпании подвергаетсявоздействиюразличныхслучайныхфакторов, приводящихк нарушениюхода производства:изменяющийсяспрос, либерализацияцен как навырабатываемуюпродукцию, таки на потребляемую,нестабильностьпоставок, ставкиналогов и т. п.В этих условияхвозрастаетответственностьза выбор наилучшегообраза действияв направлениидостиженияцели с учетомконкретнойэкономическойситуации какв самой компании,так и в окружающейвнешней среде.Активностьвнешней средывозросла вместес возможностямисамих компаний,правильноерешение далеконеочевиднои достижениерезультататребует значительныхусилий. Поэтомунеобходимоперестраиватьконцепциюразработкиуправленческихрешений, ориентируясьна неизбежностьсуществованиясреды, подверженнойзначительнымизменениями резким скачкам.

Ситуацияусугубляетсятем, что большинствоместорожденийнаходятся напоздней и завершающейстадиях разработки,добываемаянефть характеризуетсявсе болееухудшающимсякачеством, априрост запасовнефти не компенсируетее добычу. Тоесть проблемаповышенияэффективностиуправленияпроизводственно-ресурснымпотенциаломприобретаетбольшую актуальность,а при сложившихсяусловиях внешнейсреды становитсяпроблемойстратегическогохарактера.

Цельюданного дипломногопроекта являетсяразработкастратегииуправленияпроизводственно-ресурснымпотенциаломОА по добыченефти на основеформированияальтернативныхнаправленийповышенияэффективностиего использованияс обоснованиемоценки и выборастратегии.

Информационноеобеспечениедипломногопроекта

Разработкастратегииподразумеваетиспользованиеинформацииразличногорода, которуюв общем видеможно структурироватькак информациюо внутреннейсреде предприятия(для анализаего потенциала)и информациюо внешней среде(для выявленияугроз и возможностей)(рис 1.1).

Структураинформационногообеспечения

. 1.1.

При сбореданных, характеризующихвнутреннююсреду, в первуюочередь, необходимообратить вниманиена информацию,отражающуюпринятую напредприятиии реализуемуюна данном этаперазвития стратегию.С этой цельюв каждой организацииразрабатываетсябизнес-план.

Для выявлениятенденцийтрансформациипроизводственно-ресурсногопотенциаланеобходимо располагатьсведениямио его состояниии изменениив динамике, тоесть за период3-5 лет. При этомцелесообразнопроводитьразграничениямежду понятиями"производственныйпотенциал"и "ресурсныйпотенциал",так как онихарактеризуютразличныеаспекты состоянияи использованияпроизводственноймощностинефтедобывающегопредприятия:

ресурсныйпотенциалотражает природныеусловия нефтедобычи;
производственныйпотенциалтесно связанс техническимии организационнымисредствамипроизводств.

Поэтомупоказатели,характеризующиету или инуюсоставляющуюпроизводственно-ресурсногопотенциала,различны (табл.1.1).

Таблица1.1.

Составпоказателей,отражающихсостояние ииспользованиепроизводственно-ресурсногопотенциаланефтедобывающегопредприятия

Производственныйпотенциал

Ресурсныйпотенциал

1.Показа-телисостояния

Способыэксплуатации
Плотностьсетки скважин
Фондскважин:

основной;
резервный.

4. Числоскважин:

новых;
переходящих(с предыдущегогода);
старых.

5. Состави структурафонда скважинпо их назначению:

нагнетательные;
добывающие;
контрольные;
находящиев консервации;
ликвидируемыеи ожидающиеликвидации;
ликвидированные(по причинам).

6. Состави структурадобывающих скважин:

действующие:

- дающиепродукцию;

-остановленные(в ожиданииремонта, ремонт,из-за отсутствияоборудования);

Числоместорожденийна балансе
Числоместорождений,введенных вэксплуатацию
Стадияразработкиместорождений
Режимработы пласта:

водонапорные;
растворенногогаза;
и т. д.

5. Начальныезапасы:

балансовые;
извлекаемые.

6. Остаточныезапасы:

балансовые;
извлекаемые:

в т. ч. невведенные вразработку.

7. Обводненностьнефти

8. Газовыйфактор

9. Степеньвыработанностизапасов, %

10. Трудноизвлекаемыезапасы -

всего,

в т. ч.

в тонкихпластах и пр.осложненныхусловиях;
с высокойвязкостью;
в низкопроницаемыхпластах.

11. Прогнозныезапасы

12. Ресурсыкатегории С₃

13. Запасыкатегории С₂

14. Водонефтянойфактор

15. Давлениепластовое

16. Фондподготовленныхструктур

17. Среднийобъем рерурсовна одну структуру

18.Добыча нефтис начала разработки

Продолжениетаблицы 1.1.

бездействующие:

- с прошлыхлет;

- в отчетномгоду.

7. Возрастнаяструктураскважин

19. Эффективностьгеолого-поисковыхработ, т/м

20. Обеспеченностьбурения фондомструктур, годы

21. Глубиназалеганияпродуктивногопласта

22. Толщинапродуктивногопласта

23. Коллекторскиесвойства пласта

24. Проницаемостьколлектора

25. Вязкостьнефти

26. Коэффициентпадения дебита

27. Наличиегазовых шапок,добыча попутногогаза

28.Качестводобываемойнефти

2.Показа-телииспользо-вания

1. Коэффициентэксплуатациискважин

2.Коэффициентиспользованияскважин

1. Нормаотбора (дебит)скважин

2. КИН, %

проектный;
текущий.

3. Темпотбора отостаточныхизвлекаемыхзапасов

4.Темп разработки.

В целяхдостиженияобъективностии аргументированностиоценки состоянияи использованияпроизводственно-ресурсногопотенциала,необходимопринимать вовнимание нетолько фактическиепоказателиразработкиместорождения,но и сопоставлятьих с плановымии/или нормативнымиданными.

Интеграцияпонятий производственногои ресурсногопотенциаланужна при выбореи оценки результативностимер по оптимизацииих использования.В этом случаедля выработкистратегииуправлениянеобходимоизучить опытисследуемогонефтедобывающегопредприятияпо осуществлениюподобных мероприятий.Информационнаябаза для решенияданной задачидолжна содержатьследующее:

Наименованиемероприятия
Цельпроведениямероприятия
Срокипроведения
Частотапроведения
Технологияпроведения
Ожидаемыйэффект
Полученныйэффект
Причиныотклонений(если таковыеимелись)
Длительностьэффекта (ожидаемая,полученная)
Ресурсоемкостьмероприятия
Экономическийэффект от проведения
Источникифинансирования.

Кромеданных, касающихсясостоянияпроизводственно-ресурсногопотенциала,в целях исследованиянеобходимаинформацияоб основныхпоставщикахпредприятияи потребителяхего продукции.При этом следуетранжироватьи тех и другихпо объемампоставок илипотребления,структурироватьпоставщиковпо видам и значимостипоставляемогооборудования(реагентов,комплектующих),выявлять формырасчетов, условияпоставок, определятьналичие потенциальных потребителей(поставщиков),отслеживатьдинамику затратна добычу нефти,подготовкузапасов и ценреализациипродукции,проводя сравнениес затратамии ценами основныхконкурентов.

Изучениевнутреннейсреды предприятияпредполагаеттакже ознакомлениес его производственнойи организационной(управленческой)структурой,а также результатамипроизводственно-хозяйственнойдеятельности.

Анализвнешней средыпредставляетсобой болеесложную и трудоемкуюзадачу с точкизрения поискаи подбора информации,а также с точкизрения еедостоверности.Одним из наиболеераспространенныхспособ отслеживаниявнешней среды,который и будетотслеживатьсяпри работе наддипломноыпроектом, являетсяанализ материалов,опубликованныхв периодическойпечати, книгахи других информационныхизданиях.

Для решенияпоставленныхпроблем, в первуюочередь, следуетобратить вниманиена информациюо конкурентахдля того , чтобы:

оценитьконкурентноеположениеисследуемогообъекта;
изучитьопыт ведущихкомпаний повнедрениюнововведенийв управлении.

При анализеконкуренцииследует определить,в частности,какие измененияв своих стратегияхмогут предпринятьконкуренты.При этом необходимооценить шансыконкурентовна успех, исследоватьреакцию настратегическиеходы другихконкурентов,изучить целиконкурентов,проанализироватьсредства длясоперничествас конкурентами.

На данномэтапе былаисследованаследующаяинформацияо конкурентах(табл. 1.2).

аблица1.2

Характеристикаинформациио Российскихнефтяных компаниях

Ссылкана источниклитературы	Полезностьлитературы
82	Распределениедобычи нефтипо группамнефтедобывающихкомпаний (крупные,средние, мелкие)
5,54,81,98	Добычанефти по нефтедобывающиморганизациямРоссии
54	Производственныепоказатели(добыча, эксплутационноебурение, вводновых скважин,эксплутационныйфонд и неработающийфонд скважин)ВИНК
5,47	Степеньвыработанностиместорожденийпо компаниям,работающимв Тюменскойобласти
5,51,75	Стратегияразвития ОАОНК "ЛУКойл"
5	Финансовыепоказатели,суммарныйрейтинг, показателипроизводственногопотенциала,среднегодоваядобыча в расчетена скважину,соотношениегодовой добычии числа занятых,обводненностьдобываемойнефти, доляпростаивающихскважин, среднийвозратс месторожденийнефтяных компаний.

Анализвнешней средыпредполагаеттакже изучениесостояния итенденцийразвития отрасли[4,10,47,48,58,70],экономической,правовой,политической,социальнойи технологическойкомпонент.

Такимобразом, дляработы наддипломнымпроектом требуетсяинформацияразличногорода, котораядолжна подвергатьсясистематизациив соответствиис целями и задачамипроекта и, принеобходимости,дополнятьсянедостающимисведениями.

ЕТОДИЧЕСКОЕОБЕСПЕЧЕНИЕДИПЛОМНОГОПРОЕКТА

На этапеподготовкик дипломномупроектированиюбыло определено,что в настоящеевремя в отечественнойлитературене существуетдетальнопроработанныхметодическихподходов крешению поставленнойпроблемы, касающейсяразработкистратегииуправленияпроизводственно-ресурснымпотенциаломОА по добыченефти.

Это связанос тем, что даннаятема приобрелаактуальностьлишь с переходомроссийскойэкономики крыночным отношениям,когда внешниефакторы сталиопределяющимив деятельностипредприятий,и от руководствапотребовалосьпринятие решений,учитывающихсостояние ивозможныеизмененияокружающейсреды, то естьрешений стратегическогохарактера. Всвязи с этимстали появлятьсяпереводныеиздания (учебныеи методическиепособия) зарубежныхавторов.

Изданий,в которых отражаютсявопросы стратегическогоуправленияс учетом отраслевойспецифики,немного, и вних не достигнуттребуемыйуровень исследований.Поэтому работанад дипломнымпроектом требуетиспользованияв качествеметодическойбазы имеющейсяучебной и научнойлитературыпо стратегическомуменеджменту,адаптировавее к условиямроссийскойдействительностив целом и нефтедобывающегопроизводствав частности,применяя специальныеотраслевыеиздания, а такжеанализируяи обобщая опытнефтяных компанийРоссии с помощьюстатей и публикацийв периодическойпечати. Характеристикаметодическогообеспечениядипломногопроекта в разрезеего подразделовпредставленав таблице 2.1.

В приведеннойтаблице проводитсяструктуризацияпривлеченнойлитературыс указаниямина основные(ключевые) моменты,которым в различнойстепени уделяетсявнимание вуказанныхисточникахи которые могутбыть использованиипри работе наддипломнымпроектом. Крометого, в таблицесодержатсяэлементы критическогоанализа представленногоматериала ирекомендациипо его дополнениюи совершенствованию.

Из представленныхв таблице данныхвидно, что нетглубоко проработанныхметодик и четкихответов навопросы, поставленныев дипломномпроекте. Существующаяметодическаябаза обладаетрядом недостатков,в частностиона поверхностна,разрознена(фрагментарна),не адаптированак российскимусловиям иусловиям нефтедобычи.Поэтому предстоящаяработа наддипломнымпроектом требуетсерьезнойпроработкиданной проблемыи творческихподходов крешению поставленныхзадач.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для разработкистратегииуправленияпроизводственно-ресурснымпотенциаломнеобходимосоответствующиеинформационноеи методическоеобеспечение.При анализеинформационнойбазы было определено,что она носитразноплановыйхарактер, и чтодля формированиястратегиинедостаточнопоказателейдеятельностипредприятия,требуетсяпроводить такжеанализ внешнейсреды (состояниеи тенденцииразвития отрасли,сведения оконкурентахи т. д.).

Информацияо внутреннейсреде должнавключать сведения,характеризующиесостояние иизменениепроизводственно-ресурсногопотенциала,а также проводимыена исследуемомнефтедобывающемпредприятиимероприятияпо управлениюэтим потенциалом.Следует такжеобратить вниманиена принятуюи реализуемуюстратегию.

Во внешнейсреде можновыделитьмакроокружение,включающеесоциально-экономическую,политическую,экологическуюи ряд другихкомпонент, инепосредственноеокружение,состоящее изпокупателей,поставщиков,конкурентов.Информацияо внешней средеможет бытьполучена путеманализа материалов,опубликованныхв периодическойпечати, книгахи других информационныхизданиях.

По меревыполнениядипломногопроекта можетвозникнутьнеобходимостьв привлечениидополнительныхсведений вцелях болеедетальногоизучения поставленныхпроблем и достижениябольшей объективностии аргументированностипри их решении.

Методическаябаза характеризуетсятем, что онанаходится настадии развития(разработки),и поэтому обладаетрядом недостатков(разрозненность,поверхностностьи т. д.). Это усложняетработу наддипломнымпроектом, делаетее более трудоемкой,так как в данномслучае требуетсяобобщение исистематизацияотдельныхразработок,адаптациясуществующихметодик к условиямнефтедобычис учетом сложившейсяситуации вроссийскойэкономике.

Такимобразом, требуетсясерьезнаяпроработкакак информационной,так и методическойбазы и поисктворческихподходов крешению поставленныхзадач.

Списоклитературы

1.АвдеенкоВ. Н., Котлов В.А. Производственныйпотенциалпромышленногопредприятия.- М.: Экономика,1999.- 240с.

2.АзоевГ.Л. Конкуренция:анализ, стратегияи практика.

3.АкоффР. Планированиебудущего корпорации- М.: Прогресс,1985. - 327 с.

4. АлафиновС. В. Нефтянойбизнес – интеграционныепроцессы вчера,сегодня, завтра//Нефть и капитал,1995.-№11- с.15-18.

5.АлекперовВ.Ю. Вертикально-интегрированныенефтяные компанииРоссии - М.: Аутопан,1996. - 294 с.

6.АлексееваМ. М.. Планированиедеятельностифирмы: учебно-методическоепособие. - М.:Финансы и статистика,1997.-248с.

7.АлферовС. Е. Состояниересурсной базынефтянойпромышленностимира.// Экономикаи управлениенефтегазовойпромышленности,1998.- №1-2-с.16.

8.АнненковМ. Е. Созданиеконкурентныхпреимуществпо затратамв условияхперехода крынку// Менеджментв России и зарубежом, 1998.- №3-с.54.

9.АнсоффИ. Стратегическоеуправление- М.: Экономика,1989 - 519с.

10. АрбатовА. Камо грядеши?НефтянаяпромышленностьРоссии на порогеновой стадииразвития// НефтьРоссии, 1996.- №8- с.17-22.

11.АрхиповВ., ВетошноваЮ. Стратегиявыживанияпромышленныхпредприятий//Вопросы экономики,1998.-№12-с. 140.

12. АстаховА. В. Экономическаяоценка запасовполезных ископаемых.-М.: Недра, 1988.- 286 с.

13.АфанасьевМ.П. Маркетинг:стратегия ипрактика фирмы.- М.: АО Финстатинформ,1995

14.БаранчеевВ. Стратегическийанализ: технология,инструменты,организация//Проблемы теориипрактики управления,1998.- №5-с. 85.

15.БаранчеевВ. Н.. Стратегическийменеджмент:Учебное пособие.- М.: 1998.

16.БатуринЮ. Н. Геолого-экономическаяхарактеристикасырьевой базыосновныхнефтедобывающихрегионов России//Экономика иуправлениенефтегазовойпромышленности,1996.- №9-с. 22.

17.БоуменК.. Основы стратегическогоменеджмента/Пер. с англ./ Подред. Л. Г. Зайцева,М. И. Соколовой.- М.: ЮНИТИ, 1997.

18.БухалковМ. И.. Внутрифирменноепланирование:Учебник. - М.:ИНФРА-М, 1999.-392с.

19.ВайсманА. Стратегиямаркетинга:10 шагов к успеху.Стратегияменеджмента5 факторов успеха:- М.: АО “Интерэксперт”Экономика”,1995.-344с.

20.ВасильевЮ.П. Управлениеразвитиемпроизводства:опыт США - М.:Экономика 1989- 239с.

21.ВигдорчикЕ. А., НещадинА. А., Липсиц И.В., ЭйкельпашА., Рыбакова Т.А., Казер М. Российскиепредприятия:трудный поискконкурентныхстратегий//ЭКО, 1998.-№10,11.

22. ВикторовП. Ф., ГайнуллинК. Х., Лозин Е. В.,Сыртланов А.Ш. Состояниеи проблемыразработкиместорожденийБашкортостанана поздней изавершающейстадиях// Нефтяноехозяйство,1996.- №12- с. 20-23.

23.ВинокуровВ.А., Азоев Г.Л.Управлениеразвитиемпроизводственногообъединения

24.ВинокуровВ.А. Организациястратегическогоуправленияна предприятии- М.: “Центр экономикии маркетинга”,1996

25.ВиханскийО. С., Наумов А.И.. Менеджмент:челевек, стратегия,организация,процесс: 2-оеиздание, учебник.- М.: "Фирма Гардарика",1996.-416с.

26.ВиханскийО. С. Стратегическоеуправление:Учебник. - 2-оеиздание, перераби доп. - М.: Гайдарика,1998.-296с.

27.ВишняковЯ.Д., ЛозинскийС.В. Бизнес иокружающаясреда: коэффициентвраждебностиокружающейсреды развитиюбизнеса// Менеджментв России и зарубежом, 1998.-№3-с.43.

28.ВодачекЛ., ВодачковаО. Стратегияуправленияинновациямина предприятии- М.: Экономика,1989. - 167 с.

29.ГерчиковаИ.Н. Менеджмент- М.: 1995

30.ГолубковЕ.П. Использованиесистемногоанализа в отраслевомпланировании.- М.: Экономика,1977

31.ГоремыкинВ. А., БогомоловА. Ю.. Планированиепредпринимательскойдеятельностипредприятия:Методическоепособие. - М.ИНФРА-М, 1997.-334с.

32.ГрушенкоВ. И., ФомченковаЛ. В. Кризисноесостояниепредприятий:поиск причини способов егопреодоления//Менеджментв России и зарубежом, 1998.-№1-с.25.

33.ГужновскийЛ. Н., КазаковС. Е. Планированиедобычи нефтии подготовкизапасов. – М.:Недра, 1989.- 190с.

34. ДолгопятоваТ. Г. Российскиепредприятияв переходнойэкономике.- М.:"Дело Лтд",1995.- 285с.

35.ДуфалаВ. Инструментарийдля формированиястратегийпредприятий//Проблемытеории и практикиуправления,1998.-№1-с.97.

36. ЕфимовВ. С. Классическиемодели стратегическогоанализа ипланирования//Менеджментв России и зарубежом, 1997-№4, 5,6-1998.-№1,2.

37. ЖелтовЮ. П., ЗолотухинА. Б., ПономареваИ. А. Методыпрогнозированияразвитиянефтегазовогокомплекса.- М.:Наука, 1991.- 230с.

38.ЗверевА. В. Текущийрейтинг региональныхрынков нефтепродуктови российскиенефтяные компании//Нефть, газ ибизнес, 1998.-№4-с.23.

39.ИдрисовА.Б., КартышевС.В., ПостниковА.В. Стратегическоепланированиеи анализ эффективностиинвестиций.- М.: “Филин”, 1998

40. ИльинскийА. А., НазаровВ. И. Факторыоценки ресурсовнефти и газа.-М.: ВИЭМС, 1989.

41.ИльинскийА. А. Экономическаяоценка ресурсовнефти и газа.– СПб: ИздательствоС.- Петербургскогоуниверситета,1992.- 164с.

42.Какуправлятьпредприятиемнефтяной игазовой промышленности/ Под ред. Тищенко- М.: Недра, 1989

43.КарлоффБ. Деловая стратегия:концепция,содержание,символы - М.:Экономика, 1993г.

44.КарлофБ., СедербергС. Вызов лидеров- М.: Дело, 1996

45.КингУ., Клиланд Д.Стратегическоепланированиеи хозяйственнаяполитика - М.:Прогресс, 1982г.

46.КлейнерГ. Механизмпринятиястратегическихрешений истратегическоепланированиена предприятиях//Вопросы экономики,1998.-№9-с 46.

47.КлейнерГ. Б., ТамбовцевВ. Л., КачаловР. М.. –М.: Экономика,1997.- 288с.

48. КолчинС. Еще не всеизвлечено.//Нефть и капитал,1997.- №10-с. 38-40.

49.КонопляникА. А. Два путиразвития нефтяногохозяйства России// Нефтяноехозяйство,1996.-№6,7, 9.

50.КоротковЭ. М.. Концепцияменеджмента.М.:Издательско-КонсалтинговаяКомпания "ДеКа",1997.- 304с.

51.КотлерФ.. Основы маркетинга:Пер. с англ.. М.:"Ростинтэр",1996.- 704с.

52.КочетковА. Ключ к конкурентоспособности//Нефть России,1996.-№6-с. 7-10.

53.КочневА. В. Нефтянаяпромышленность:состояние итенденции//Нефть, газ ибизнес, 1998.-№5-с.33.

54.КругловМ. И.. Стратегическоеуправлениекомпанией. -М.: Русская ДеловаяЛитература,1998.

55.КрыловН.А., БатуринЮ. Н. Геолого-экономическийанализ освоенияресурсов нефти.-М.: Недра, 1990.- 154с.

56. КрюковВ. А., СевастьяноваА. Е., Шмат В. В.Нефтегазовыетерритории:Как распорядитьсябогатством.-Новоссибирк.,Тюмень, 1995.

57. КудиновЮ. С. Экономическиепроблемы развитиятопливно-энергетическогокомплекса РФ.Ч. 1, 2.- М. НУМЦ Минприроды,1996.- 217с.

58.КукураС. К анализуглобализацииразвитияуправленческихорганизационныхструктур российскихнефтяных компаний//Российскийэкономическийжурнал, 1998.-№11-12-с.99.

59. ЛейбсонМ. Г. Методическиерекомендациипо планированиюподготовкизапасов нефтии газа.- М.: ВНИГРИ,1980.

60.ЛисовскийН. Н., Жданов С.А., Мищенко И.Т. Совершенствованиетехнологииразработкинефтяныхместорождений//Нефтяное хозяйство,1996.-№9-с. 36.

61. ЛомтевЮ. А., ИльиченкоВ. П., АбрикосовИ. Х., Рыбак Б.А.Мониторингресурсов изапасов нефти//Экономика иуправлениенефтегазовойпромышленности,1996.-№2/3-с.13-20.

62.ЛуневВ.Л. Тактика истратегияуправленияфирмой.

63.МарковаВ. Д., КузнецоваС. А. Разработкастратегииразвития предприятия– требованиевремени// ЭКО,1998.-№11.

64.МесконМ. Х., АльбертМ., Хедоури Ф..Основы менеджмента:Пер с англ.- М.:Дело, 1995.- 704с.

65. Методическиематериалы поэкономическойоценке нефтяныхи нефтегазовыхместорождений.-М.: ВНИИОЭНГ,1986.

66.Методыуправленияразвитиемпроизводственныхсистем // И.А.Черзенко, В.Б.Войцеховскийи др. - Киев: Науковадумка,1980.

67. МиловидовК. Н. Концепцияперехода нефтянойи газовой отраслик рыночнойэкономике.-М.:ГАНГ им. И. М.Губкина, 1995- 12с.

68.МиловидовК. Н. Критериии методы оценкиэффективностивоспроизводствазапасов нефтии газа.- М.: Недра, 1989.- 224с.

69. МилыхВ. В. Будующеероссийскихнефтяных компаний:Бизнес-стратегия,корпоративныефинансы, мироваяконкуренция//Нефтяное хозяйство,1994.- №9-с. 8-13.

70.МолодчикА.В. Менеджмент,стратегия,структураперсонал. - М.:ВШЭ, 1997

71.МухинА. Российскиевертикально-интегрированныенефтяные компании:проблемы управления//Вопросы экономики,1998.-№2-с. 149.

72. НазаровВ. И. Экономическиепроблемы освоенияресурсов нефтии газа.-М.: Недра,1989.

73.НанивскаяВ. Г., ПленкинаВ. В., ТонышеваЛ. Л.. Управлениепредприятиемв рыночнойэкономическойсистеме: Учебноепособие. - Тюмень:ТГНГУ, 1995.- 80с.

74.НанивскаяВ. Г., ПленкинаВ. В., ТонышеваЛ. Л., ЧистяковаГ. А., АндроноваИ. В., ДебердиеваЕ. М.. Планированиев сложныххозяйственныхсистемах: Учебноепособие. - Тюмень:ТГНГУ, 1999.- 80с.

75. Нефтьв структуреэнергетики:Научные основыдолгосрочногопрогнозирования//Под ред. В. И.Эскина- М.: Наука,1989.

76.ОАО НК"ЛУКойл"// Экономикаи жизнь, 1998.-№50-с.30.

77.Организация,планированиеи управлениедеятельностьюпромышленныхпредприятий:Учеб. для экон.спец. вузов/Каменицер С.Е., Русинов Ф.М., Мельник М.В. и др.- М.: Высш.Шк., 1984.- 335с.

78.Организация,планированиеи управлениепредприятияминефтяной игазовой промышленности/ Под ред. проф.Бренца А.Д., ТищенкоВ.Е. - М.: Недра 1986- 511с.

79.ПерспективноепланированиеЗападно-Сибирскогонефтегазовогокомплекса/КулешовВ. В., ПляскинаН. И., ХаритоноваВ. Н. и др.- Новосибирск:Наука, 1987.

80.ПерчикА. И. Возрастаниезначимостималых нефтедобывающихкомпаний// Нефтьи бизнес, 1998.-№4-с.9.

81.Предварительныеитоги деятельностиОАО НК "Роснефть"за 11 мес. 1998// Нефтяноехозяйство,1998.-№ 12-с. 50-51.

82.Предприятие:стратегия,структура,положения оботделах и службах,должностныеинструкции// Волкова К.Аи др. - М.: ОАО“Издательство“Экономика”,НОРМА, 1997. - 526 с.

83.РейльянЯ. Р. Аналитическаяоснова принятияуправленческихрешений.- М.: Финансыи статистика,1989.- 206с.

84.Ремизов.В., Ермилов О.,Чугунов Л.Стратегическоеуправление// Газовая промышленность,1996 - №3/4

85. РогачевН. Особый путьроссийскогоТЭКа.// Деловыелюди, 1996.- №63 январь-февраль.

86.РохлинС. М., РыженковИ. И., ФетисовА. А. Экономикарациональногоиспользованиянефтяных ресурсовнедр.- М.: Недра,1991.- 236с.

87.СаатиТ.Л. Принятиерешений: Анализиерархическихструктур - М.:Радио и связь,1993. - 315 с.

88.СавушкинС. У сильнойЮКСИ будут своислабости// Нефтьи капитал,1998-N1-с.15-17

89. СафинР. Расширениюрынка пределыне поставлены:Компании делаютакцент на торговлеготовой продукцией.//Нефть России,1996.-№3/4- с. 26.

90.СафоновЕ. Н. Энерго– иресурсосбережения– стратегиятехническойполитики АНК"Башнефть"//Нефтяноехозяйство,1998.-№2-с.7-9.

91. СемёновА.П., СоколовО.И. Теория ипрактикастратегическогоуправлениякрупной капиталистическойфирмой. - М.: Экономика,1989

92.СидороваЕ.Ю. Модельнефтегазовогообъединенияи сценарии егоразвития //Нефтегазоваяпромышленность:Экономика иуправлениенефтегазовойпромышленности,1993 №9 с.14-15

93. СимонянО. Р. Отрасльвновь на порогеперемен// НефтьРоссии, 1996.-№6-С11.

94.Системныйподход в экономикеи организациипроизводства/ВалуевС.А. и др. - Л.: Политехника,1991. - 398 с.

95.Системныйподход к организацииуправления// Мильнер и др.- М.: Экономика,1983.-224с.

96. СлавинскийА. Историяповторяется//нефть и капитал,1996.-№10-с. 47-49.

97.Справочникдиректорапредприятия/ Под ред. ЛапустыМ.Г. - М.: ИНФРА-М,1996 - 704 с.

98.СтерлинА.Ф. Тулин И.В.Стратегическоепланированиев промышленныхкорпорацияхСША. Опыт развитияи новые явления.

99.Стратегическийменеджменти внутрифирменноепланирование// БогомоловВ.А. и др. - М.: ИздательствоМГАП “Мир Книги”,1994

100.Стратегическоепланированиев управлениинефтегазовымкомплексомРоссии / ЖалнеровичМ.П., ЗлотниковаЛ.Г. и др. - М.: ЦНИИТЭнефтехим,1995

101.Стратегическоепланирование.Под ред. УткинаЭ. - М.: ИздательствоЭКМОС, 1998

102.Стратегическоеуправлениенефтегазовымикомпаниямив условияхрынка / ЕрмиловО.М., МиловидовК.Н. и др. - М.: Наука,1998. - 625 с.

103.СурковГ. Становлениеновой парадигмыстратегическогоуправлениякомпанией //Нефть и бизнес,1997-N6-с.11-12

104.СурковГ. Стратегияповедения//Нефть России,1997.-№4-с.21-23.

105.СурковГ. Фиаско нефтяногогиганта моглобы и не быть // Нефть и бизнес,1997-N1-с.4-6

106.СурковГ. Эволюциякорпоративнойсистемы стратегическогопланирования// Нефть и бизнес,1997-N4-с.8-9

107.СюмакТ. А. Стратегическоепланированиена предприятии//Экономика иуправлениенефтегазовойпромышленности,1997.-№6-7-с. 8.

108.СюмакТ. А. Стратегическоепланирование:методическиеаспекты определенияинвестиционнойпривлекательностиотрасти// Экономикаи управлениенефтегазовойпромышленности,1997.-№8-с. 8.

109.ТелегинаЕ. А. Вертикальнаяинтеграцияи привлечениефинансовыхресурсов внефтегазовомкомплексе//Деньги и кредит,1997.-№12.

110.ТелегинаЕ. А., СоломатинаН. А. Стратегииуправленияи преобразованияорганизационныхструктур российскихнефтяных компаний//Нефть, газ ибизнес, 1998.-№4-с.8.

111.ТомпсонА. А., СтриклендА. Дж. Стратегическийменеджмент.Искусстворазработкии реализациистратегии:Учебник длявузов .- М.: Банкии биржи, ЮНИТИ,1998.- 576с.

112.ТуленковН. Ключеваяпозиция стратегическогоменеджментав организации//Проблемытеории и практикиуправления,1997.-№4-с. 104-109.

113.Управлениеорганизацией/Подред. проф. РумянцевойЗ.П., СаломатинаН.А. - М.: ИНФРА-М,1998. - 647с.

114.Управлениетехническими организационнымразвитиемпредприятия.- К.: Тэхника, 1992

115.УразаковК. Р. Проблемыэксплуатациимеханизированногофонда скважинЗападной Сибирии пути их решений//Нефтяное хозяйство,1997.-№ 4-с.53.

116.ФатхутдиновР.А. Стратегическийменеджмент.- М.: ЗАО “Бизнес-школа”,“Интел-синтез”,1997 - 304с.

117.ФедоровВ. НефтянаяпромышленностьРоссии в 1996 году// Нефтяноехозяйство,1996-N6-с.15-17

118.ФилипповВ. П. АксеновА. А., ГомзиковВ. К. Состояниеи тенденцииразвития сырьевойбазы добычинефти в России//Нефтяное хозяйство,1998.-№9-с.41-43.

119.ФомченковаЛ. В. Стратегическоепозиционированиебизнеса в условияхэкономическогокризиса// Менеджментв России и зарубежом, 1998.-№2-с.133.

120. ФурсовВ. Я., СтасенковВ. В. Оптимизацияпроцессовгеологоразведочныхработ на нефть:Обзор. Сер.: "Нефтегазоваягеология игеофизика".-М.: ВНИИОЭНГ,1981.

121. ХалимовЭ. М., ГомзиковВ. К., Фурсов А.Я. Управлениезапасами нефти.-М.:Недра, 1991.

122.ЧерныйЮ. И. Проблемыэффективногофункционированиявертикально- интегрированныхнефтяных компаний//Экономика иуправлениенефтегазовойпромышленности,1996.-№7-8-с.2.

123.ШагиевР. Нефтегазовыекомпании: управление,стратегия,структура //Нефтяное хозяйство,1996 №9 с.11.

124. ШарифовВ. Проблемыпереходногопериода: Оссобенностиреформированияструктурынефтяной отрасли//Нефть России,1996.- №5-с. 20.

125.Экономическаястратегияфирмы: Учебноепособие/ Подред. проф. ГрадоваА. П.- СПб: Специальнаялитература,1995.-414с.

126. Экономическаяэффективностьгеологоразведочныхработ на нефтьи газ.-М.: Недра, 1980.

Анализ среды бизнеса АО Сибнефтепровод

1. АНАЛИЗСРЕДЫ БИЗНЕСААО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

2.АНАЛИЗИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА

АНАЛИЗзатратна транспортировкунефти, работы,услуги вспомогательныххозяйств поэлементамзатрат поАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

2.2Анализ составаи структурызатрат на услугипо транспортунефти, оказываемыеАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

Расчетвлияния факторовна динамикусебестоимостив ТюменскомУМН

РАСЧЕТ

численностиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”на основепроизводительноститруда

ПЕРЕСМОТР

размераи структурыкапитальныхвложенийАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

размерасоциальныхрасходов изприбыли ТюменскогоУМН, млн.р

РАСЧЕТ

валовойприбыли АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”,млн.р

тарифана услугиАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

АНАЛИЗ
затратна транспортировкунефти, работы,услуги вспомогательныххозяйств поэлементамзатрат поАО”СИБНЕФТЕПРОВОД”