Анализ среды бизнеса АО Сибнефтепровод

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

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

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

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

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

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

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

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

Основными концепциями технической политики АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” в области капитального ремонта нефтепроводов являются: перспективное планирование капитального ремонта на основе результатов диагностического обследования нефтепроводов; применение современных технологий и технических средств; дифференцированый подход к выбору ремонта и конструкции зашитного изоляционного покрытия.

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 1.3.

2.АНАЛИЗ ИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА

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

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

или как цепные(kц), когда уровень каждого периода относится к уровню предыдущего периода
|kц = yi / yi-1 |(2.2) |

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

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

Таблица 2.1

АНАЛИЗ

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

| |Факт элементов |Уд. вес элементов |Темп|
| |1994 |1995 |1994 |1995 |рост|
| | | | | |а |
| |1 |2 |3 |4 |5 |
|Материалы |5985,820 |18496,000 |0,817% |1,105% |3,09|
| | | | | |0 |
|Энергия покупная |97350,292 |269568,200|13,294% |16,110% |2,76|
| | | | | |9 |
|Оплата труда |67934,138 |200078,680|9,277% |11,957% |2,94|
| | | | | |5 |
|Отчисления на |26303,668 |77464,302 |3,592% |4,629% |2,94|
|соцнуж-ды | | | | |5 |
|Амортизация |99290,092 |415299,458|13,559% |24,820% |4,18|
| | | | | |3 |
|Прочие, в т.ч. |226952,195|552380,400|30,991% |33,012% |2,43|
| | | | | |4 |
|услуги связи |25569,352 |104155,160|3,492% |6,225% |4,07|
| | | | | |3 |
|авиатранспорт |9124,593 |26215,880 |1,246% |1,567% |2,87|
| | | | | |3 |
|пуско-наладочные |9478,995 |33440,000 |1,294% |1,998% |3,52|
|работы | | | | |8 |
|налоги и сборы в |23612,241 |84841,560 |3,224% |5,070% |3,59|
|составе Сб | | | | |3 |
|ремонтный фонд |88559,533 |294469,440|12,093% |17,598% |3,32|
| | | | | |5 |
|другие прочие |70607,481 |9258,360 |9,642% |0,553% |0,13|
| | | | | |1 |
|Всего затрат |523816,205|1533287,04|71,529% |91,634% |2,92|
| | |0 | | |7 |
|Отчисления в фонды |208492,045|139991,160|28,471% |8,366% |0,67|
| | | | | |1 |
|ВСЕГО |732308,250|1673278,20|100,000%|100,000%|2,28|
| | |0 | | |5 |

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

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

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

Таблица 2.2

ТАРИФЫ на транспорт нефти

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

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

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

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

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

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

[pic]

Рис.2.1

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

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

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

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

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

2.2 Факторный анализ затрат на производство услуг

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

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

Таблица 2.3

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

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

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

В случае индексно-логарифмического метода за основу берется индекс исследуемого показателя, представляющего собой отношение уровня себестоимости отчетного периода к базисному.
Индекс себестоимости (Iс) рассчитывается:
|Ic=C1 / C0, |(2.3) |
|гд|C1 |- себестоимость отчетного периода; |
|е | | |
| |C0 |- себестоимость базисного периода. |

Влияние изменения какого-либо фактора, стоящего в числителе, на изменение результирующего показателя, используя логарифмический метод можно представить:
|(Cxj = C0 * (Ic-1) * (lg Ixj / lg Ic) = (C * (lg Ixj / lg Ic),|(2.4) |
|гд|(Cxj |- изменение себестоимости за счет xj-го фактора; |
|е | | |
| |Ixj |- индекс роста (снижения) xj-го фактора. |

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

Особенности построения моделей себестоимости в трубопроводном транспорте

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

Используя метод взаимных индексов показатель себестоимости можно разложить на субиндексы:

|C = з * Г = з * H * Q * (Cопф / Cопф ) * (Чппп / Чппп), |(2.5) |

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

Подставляя вместо отношений их значения, получим:

|С = з * H * Фо * Фв * ФОТ * dппп / зпср, |(2.6) |

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

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

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

Используя алгоритм решения задачи проводим следующие вычисления:

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

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

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

Таблица 2.4

Расчет влияния факторов на динамику себестоимости в Тюменском УМН

|Показатели |Годы |Дельта- |Индексы |Влияние |
| |1994 |1995 |фактор |Факторов |факторов |
|Затраты на 100 ткм|3,75 |9,00 |5,25 |2,400000000|996915,71 |
|Дальность |962,05 |974,39 |12,34 |1,012826675|14513,14 |
|перекачки | | | | | |
|Фондоотдача |0,04 |0,01 |-0,03 |0,223809524|-1704621,5|
| | | | | |4 |
|Фондовооруженность|755114,33|3171480,20|2416365,86|4,200000000|1634162,64|
|ФОТ |84123,37 |259206,12 |175082,75 |3,081261806|1281448,74|
|Доля ППП |68% |68% |0,00 |1,006081338|6903,98 |
|Зарплата |662,10 |2052,50 |1390,40 |3,100000000|-1288352,7|
| | | | | |2 |
|Себестоимость |732308,25|1673278,20|940969,95 |2,284936978|940969,95 |

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

3.РАЗРАБОТКА СТРАТЕГИИ СНИЖЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕНЫХ ИЗДЕРЖЕК

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

Остановимся на затратах. Различают следующие источники их снижения:
1. Повышение производительности труда опережающими темпами по сравне-нию с ростом заработной платы путем всестороннего совершенствования производства, применения рациональных форм материального стимулирова-ния трудящихся;
1. Всемерное улучшение использования основных производственных фондов;
1. Экономия материалов, топлива, энергии многообразными путями - применением прогрессивной технологии, совершенствованием энергопотреб- ления и прочими;
1. Сокращение затрат по обслуживанию производства и управлению;
1. Ликвидация непроизводительных расходов.

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

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

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

Таблица 1.1

Динамика изменения показателей деятельности

АООТ “СИБНЕФТЕПРОВОД”

|Годы |1984 |1985 |1986 |1987 |1988 |1989 |
|Грузооборот, млн,т|351014,7|335576,|360237,|371586 |381105,|374725,|
| | |3 |5 | |4 |1 |
|Численность | | | | | | |
|работников,чел |6672 |6809 |6862 |5898 |5735 |5213 |
|Производительность|52610,12|49284,2|52497,4|63002,0|66452,5|71882,8|
|труда млн.т./ч. | |3 |5 |3 |5 |1 |

Продолжение табл. 1.1
|Годы |1990 |1991 |1992 |1993 |1994 |1995 |1996 |
|Грузооборот, |351313,|303896 |253237,|221462,9|195282,2|185919,2|185413,3|
|млн,т |3 | |2 | | | | |
|Численность | | | | | | | |
|работников,чел |5150 |5405 |6693 |7055 |7170 |7170 |7175 |
|Производительно|68216,1|56224,9|37836,1|31390,91|27236,01|25937,00|26758,32|
|сть труда |7 |8 |3 | | | | |
|млн.т./ч. | | | | | | | |

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

|Ч = Г / Пт. |(3.2) |

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

Таблица 3.1

РАСЧЕТ

численности АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” на основе производительности труда

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

Курсив - расчетные значения.

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

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

Таблица 3.2

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

Формирование прибыльной части

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

Таблица 3.3

ПЕРЕСМОТР

размера и структуры капитальных вложений АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

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

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

Таблица 3.4

ПЕРЕСМОТР

размера социальных расходов из прибыли Тюменского УМН, млн.р

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

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

Таблица 3.5

РАСЧЕТ

валовой прибыли АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”, млн.р

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

Таблица 3.6

РАСЧЕТ

тарифа на услуги АО”СИБНЕФТЕПРОВОД”

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

удельный тариф на транспорт нефти снижается до 16,31 руб. за ткм; на 3,3% снижаются затраты на производство услуг и составят 134 861,84 млн.р. Причем снижение эксплуатационных затрат будет наблюдаться по таким элементам, как “Энергия покупная”, “Затраты на оплату труда”, “Начисления на заработную плату”, “Налоги в составе себестоимости”. Больше же всего (на
21,0%) в составе себестоимости снижается уровень налогов; сокращение работников на 343 человека даст сокращение ФОТ, включаемого в затраты; уменьшение расхода электроэнергии на 8% также дает снижение затратной части; применение предела рентабельности 40% облегчает расчет и отсекает возможность необоснованного завышения тарифа; сокращение прибыльной части тарифной выручки, позволяющее на 19,0% сократить тариф, не коснется расходов из прибыли, направляемых на производственные нужды.

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

Страницы: 1, 2, 3

МЕНЮ

Анализ среды бизнеса АО Сибнефтепровод