Анализ среды бизнеса АО Сибнефтепровод

приватизация сделала только первые шаги, акции нефтепроводного транспорта

не котируются на фондовом рынке, поэтому частные инвестиции в систему

практически не поступают;

другие финансовые источники оказались зажатыми ( тариф не окупает затрат

подотрасли (он зажат рыночной “равновесной” ценой нефти, которая в свою

очередь ограничена ценами на конечные нефтепродукты, уже перевалившие за

мировой уровень);

цены на оборудование и строительно-монтажные работы выросли во много раз

больше чем тариф.

Одна из важных проблем состоит в возросшем в связи с резким падением

добычи разрывом между пропускной способностью сети и реальным потоком

нефти, что приводит к заметному росту удельных издержек на единицу

грузооборота. Этот разрыв обусловливает омертвление значительной части

капитала (что и является причиной низкой оценки фондов), а высокая

концентрация мощностей препятствует адаптации структуры производственных

фондов к изменившимся условиям. Нельзя ликвидировать только часть

пропускной способности мощного нефтепровода и соответствующуюей долю

издержек. Неоходимость сохранения “лишних” мощностей связана не столько с

надеждами на рост добычи нефти в будущем, сколько с самой конструкцией

сети.

Техническая политика. АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” традиционно уделяет

повышенное внимание проблемам надежности и безопасности магистральных

нефтепроводов, что объясняется риском потери достигнутого уровня

функционирования нефтепроводов в связи со старением основных фондов и

введением более жесткихнорм и экономических санкций со стороны государства,

пользователей и местными органами.

Техническая политика Компании связана со стратегической установкой на

сохранение долговременного потенциала действующей системы нефтепроводов.

Ремонтное обслуживание подчинено требованиям экономии затрат и кардинально

изменено за последние пять лет прежде всего за счет комплексного

диагностического обследования.

Внутритрубная диагностика является одним из основополагающих

направлений реализации Программы технического перевооружения, реконструкции

и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов АК ”Транснефть”

на 1996-1998гг., разработанной с участием АО”Гипротрубопровод”, ИПТЭР,

ВНИИОЭНГ по поручению Комиссии по оперативным вопросам при Правительстве

России. Программа согласована с Госгортехнадзором и Минприроды России,

утверждена Минтпэнерго и одобрена Коллегией Минтопэнерго России, доложена

на заседании Правительства России.

По состоянию на 1июня 1997г. выполнена ультразвуковая диагностика

4446 км магистральных нефтепроводов, что составляет 30% общей

протяженности.

Системный подход, основанный на применении внутритрубных

диагностических снарядов высокого разрешения, позволяет планировать процесс

ремонта нефтепроводов и контролировать ход его выполнения. Плановый ремонт

с использованием быстрых технологий позволяет существенно повысить его

эффективность.

За последние два года в результате проведенной инспекции и устранения

выявленных дефектов практически полностью исключены аварии, вызванные

нарушением геометрии труб при строительстве (вмятинами, гофрами и т.п.)

число аварий по причине коррозииснизилось по сравнению с 1990г. в 2,5

раза, за период 1990-1996гг. произошло снижение числа аварий с 0,27 до 0,19

на 1000 км.

АК ”Транснефть” утвержден Перспективный план развития АО “Центр

технической диагностики” на 1996-2000гг., в соответствии с которым

предусматривается в 1997г. завершить первичное диагностическое обследование

магистральных нефтепроводов для выявления дефектов геометрии труб, а до

2000г. ( ультразвуковыми дефектоскопами для выявления коррозии и расслоения

металла, после чего приступить к периодическому обследованию. В

перспективный план включены также мероприятия по практическому внедрению

методов и средств диагностики резервуаров, запорно-регулирующей арматуры,

насосно-силового оборудования.

Важной задачей является контроль трубопроводов на наличие трещин и

трещиноподобных дефектов, в том числе в продольных и кольцевых сварных

стыках, которые можно определить только магнитными снарядами нового

поколения.

Стратегическим напралением политики АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” в области

обеспечения надежности нефтепроводной системы и минимизации затрат является

комплексный подход к вопросам диагностики и капитального ремонта.

Достоверная информация о дефектных участках, полученная по

результатам диагностики, позволяет при тех же затратах на капитальный

ремонт увеличить протяженность отремонтированных трубопроводов, существенно

сократить время простоев на ремонт.

Основными концепциями технической политики АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” в

области капитального ремонта нефтепроводов являются:

перспективное планирование капитального ремонта на основе результатов

диагностического обследования нефтепроводов;

применение современных технологий и технических средств;

дифференцированый подход к выбору ремонта и конструкции зашитного

изоляционного покрытия.

Для реализации концепции необходимо создание новых технологий

проведения капитального ремонта с новым качеством. Планами научно-

исследовательских и конструкторских работ Компании на 1997г. предусмотрено

продолжить разработку новой нормативной базы и технологий проведения

капитального ремонта, новых трубных сталей, защитных покрытий и методов их

нанесения, системы контроля качества работ.

В соответствии с межгосударственной программой “Высоконадежный

транспорт” АК ”Транснефть” совместно с Приднепровским предприятием

магистральных нефтепроводов (Украина) создается комплекс

высокопроизводительной техники для капитального ремонта магистральных

нефтепроводов.

Компанией успешно применяется единственная в мире технология

капитального ремонта действующих магистральных нефтепроводов с заменой

изоляционного покрытия без остановки перекачки, что позволяет избежать

ограничений доставки нефти потребителям.

Разработана и с успехом применяется технология вырезки дефектных

участков труб с помощью кумулятивных зарядов, а также программа по внедреию

метода горизонтально-наклонного бурения при прокладке трубопроводов.

Трубопроводное предприятие, оснащенное современными диагностическими

комплексами, адаптированными к российским трубопроводам, разработанная

тактика формирования объемов капитального ремонта на основе результатов

внутритрубной инспекции, оснащенные высокопроизводительной техникой

ремонтные подразделения для устранения выявленных дефектов ( это

действующий механизм реализации политики АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” в области

повышения надежности и экологической безопасности магистральных

нефтепроводов.

Дальнейшие перспективы развития АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” выделены на

рис.1.3.

Данная стратегия АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” и ее нефтепроводным

управлениям позволит более эффективно управлять финансовыми потоками

целенаправленно проводить научно-техническую и социальную политику,

использовать средства для техническго перевооружения, реконструкции,

капитального ремонта и диагностики в целях повышения уровня надежности

системы трубопроводного транспорта нефти.

|Стратегия АО”СИБНЕФТЕПРОВОД” по развитию и реконструкции системы |

|магистральных нефтепроводов |

| | | | | |

| | | | | |

|2. Генеральные цели выработки стратегии |

| | | | | |

| | | | | |

|3. Основные ориентиры стратегии |

| | | | | |

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”

| |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.

Страницы: 1, 2, 3, 4

МЕНЮ

Анализ среды бизнеса АО Сибнефтепровод

ИНТЕРЕСНОЕ