Дракон С.В.
Методы и механизмы управления издержками
нефтегазовой корпорации в рамках единой производственно-технологической цепи
Исследование ключевых аспектов деятельности нефтегазовых корпораций
позволяет констатировать, что современные условия рыночной конкуренции ставят
перед компаниями задачу модернизации как собственно производства, так и
управления хозяйственной деятельностью. Все больше современных компаний
применяет для оценки эффективности своей деятельности инновационные показатели,
к которым относятся: объем товарно-материальных запасов, гибкость производства,
качество продукции, показатели надежности и безопасности производства и
воздействия производства на окружающую природную среду, оперативность
выполнения заказов потребителей, длительность производственного цикла, а также
ресурсо- и инновационно- емкость продукции. Причем оценка этих показателей все
более смещается в сферу управления
производственно-технологическими цепочками с вовлечением в процесс оценки и в
целом среды предпринимательской деятельности компании, а также прогнозирования
тенденций ее изменения.
Управление взаимосвязями в рамках цепи с целью достижения синергии
внутренних и межфирменных процессов корпоративного предпринимательства
называется координацией, или управлением цепью. В значительной степени
внимание, уделяемое сейчас большинством компаний управлению
производственно-технологическими цепями (ПТЦ), обусловлено успешным примером
крупных западных корпораций в процессе формирования цены на промежуточную и
конечную продукцию на разных этапах цепи.
Проанализируем процесс ценообразования в системе газоснабжения в России
в рамках ПТЦ- цепочки получения добавленной стоимости.
Структура системы газоснабжения в России в агрегированном виде может быть представлена
следующим образом (рис.2.3.1):
·
в добыче газа - добывающие предприятия ОАО «Газпром» и независимые
поставщики, среди которых есть мелкие газодобывающие компании, нефтяные
компании и другие;
·
в магистральном транспорте газа - региональные компании
«Трансгаза», каждая из которых на 51% принадлежит ОАО «Газпром», которые
занимаются доставкой газа по единой сети;
·
в реализации газа -
местные газораспределительные организации
и отдельные крупнейшие потребители - ООО «Межрегионгаз» - учрежденная
ОАО «Газпром» дочерняя компания для централизации сбыта газа;
·
в распределении газа конечным потребителям - региональные газораспределительные
организации (ГРО), осуществляющие доставку газа потребителям обслуживаемой ими
территории, реализующие газ на розничном рынке.
Рисунок 2.3.1 -
Структура системы газоснабжения в России
Как известно, среди экономических проблем регулирования деятельности
компаний первостепенное методическое значение имеет выбор модели
ценообразования. В качестве основных экономических концепций ценообразования в
мировой практике рассматриваются, как правило, две модели. Первая из них -
«ценообразование по рыночной стоимости», вторая - «ценообразование на основе
издержек газоснабжения». При этом в реальной практике регулирования могут использоваться
различные сочетания этих моделей.
Базовая
концепция ценообразования по рыночной стоимости заключается в том, что цена на
газ устанавливается на уровне, который более или менее соответствует его
ценности/стоимости на рынке. В этой модели также учитываются конечные цены
реализации газа и конкурирующих топлив, включая налоги. Теоретически
использование данного метода приводит к получению наивысших возможных цен на
газ. Продавец газа рассчитывает максимальную стоимость газа, а затем
устанавливает свою цену на него близко к этому уровню. Для реализации этого
метода ценообразования обязательно наличие у продавца достаточной информации,
аналитических проработок и экспертных оценок (рис.2.3.2).
Рисунок 2.3.2- Схематичное представление
экономического содержания
наиболее распространенных подходов к
процессу формирования цены
в нефтегазовой отрасли
Ценообразование
на основе издержек газоснабжения («затраты плюс») широко используется на тех
газовых рынках Запада, где существует фактор естественной монополии. Этот метод
в своей простейшей форме предусматривает учет всех издержек газоснабжения и
установление цены на газ на уровне, при котором выручка от реализации
соответствует совокупным издержкам. Теоретически данный метод дает минимально
возможные цены на газ. Как и в случае с применением метода ценообразования по
рыночной стоимости, этот подход теоретически дает разные цены на газ для
каждого потребителя. Однако так же, как и для первого метода, на практике
обычно рассчитывается средневзвешенное (или репрезентативное) значение цен, которое затем
применяется по отношению к мелким потребителям, а в некоторых случаях - и к более крупным потребителям газа.
Метод ценообразования,
применяемый в газовой отрасли конкретной страны, зависит от многих факторов, в
том числе исторических условий развития этой отрасли. В то же время для
обоснования метода ценообразования решающее значение имеют рыночные условия, а
также наличие необходимой информации. В России, как правило, используется смешанный метод ценообразования,
т. к. для метода «затраты плюс» необходим тщательный контроль и отслеживание
использования этого метода на практике со стороны регулирующих органов.
Регулирующий орган обязан обеспечить, чтобы в соответствующих расчётах
использовались только разрешённые виды издержек и размеры этих издержек были на
разумном уровне.
В условиях равновесия
спроса и предложения цены на газ на устье скважины соответствуют так называемой
цене «нетбэк». Цена «нетбэк» равна цене самого дешевого альтернативного
топлива, включая доставку потребителю, все налоги и поправку на энергетическую
ценность, за вычетом:
· стоимости транспортировки газа от побережья или границы в пункте
импорта до потребителя;
· стоимости поддержания гибкости (необходимого уровня запасов) для
балансирования сезонных или дневных колебаний спроса;
· «газовых» налогов.
Средневзвешенная
нетбэк-стоимость для всех категорий потребителей является базой формирования
договорной стоимости газа на побережье или границе стран. Таким образом, цена,
уплачиваемая газораспределительной компанией иностранному или национальному
производителю на границе или побережье, определяется на основе средневзвешенной
стоимости газа, исходя из стоимости альтернативных топлив, с учетом покрытия
расходов на транспорт, хранение и уплату всех «газовых» налогов.
Существует три вида
нетбэк-стоимости:
1) для «старых» потребителей газа;
2)
для новых потребителей
(например, заводов в экологически чистых зонах) и для потребителей
нефтепродуктов, не имеющих мощностей по использованию газа (цена газа для них
будет наименьшей, учитывая капитальные затраты, необходимые для перехода на
новый вид топлива).
Рассмотрим
процесс формирования цены на газ в рамках производственно-технологической цепи
в виде схемы, представленной на рис. 2.3.4.
Рассмотрим, как изменяются издержки производства и себестоимость
производства и реализации продукции (которые служат основой для расчета многих
других финансовых показателей, в частности, прибыли) нефтегазового предприятия
после его реструктуризации на основе создания эффективных ПТЦ, учитывая также
значимый мультипликативный эффект данной отрасли для всех других сфер
деятельности. При этом важно учитывать, что в соответствии с отраслевой
спецификой, при определении базовой платформы определения цены на конечную
продукцию в границах ПТЦ нефтегазовой корпорации большое значение имеет
правильная оценка издержек и расчет себестоимости: сметной, плановой и
фактической себестоимости геолого-разведочных работ.
Основными видами перерабатывающего производства
являются газовая, топливная, топливно-масляная и топливно-нефтехимическая
отрасли. Поскольку переработка представляет собой комплексный процесс, издержки
нефтепереработки разделяются между вырабатываемыми нефтепродуктами.
Особенностями газо- и нефтеперерабатывающей промышленности являются большой
удельный вес затрат (около 90%) на переработку нефти и газа и большая величина
переменных затрат (85 - 90%). Структура себестоимости продукции на отдельных
технологических процессах существенно различается и зависит от особенностей их
протекания.
Так, в процессах первичной переработки нефти велик
удельный вес затрат на сырье и материалы. Во вторичных процессах возрастают
затраты на катализатор, энергию, амортизацию. Во всех процессах затраты на
оплату труда не превышают 5 - 7%.
Важным фактором снижения себестоимости продукции
является активное внедрение инновационных технологий (в частности, мощных и
комбинированных установок), значительно снижающих капитальные затраты, а также
сокращение затрат живого труда благодаря эффективной организации производственно-технологического
взаимодействия участников. Возможности сокращения энергетических затрат также
связаны с максимальным использованием источников тепла, с сокращением затрат на
обслуживание и управление производством посредством включения предприятия в
производственно-технологическую цепь. В качестве резерва снижения издержек транспорта
и хранения нефти выступает экономия всех видов материально-технических и
топливно-энергетических ресурсов, что достигается выбором оптимальных режимов
работ магистральных нефтегазопроводов и типов приводов компрессоров,
сокращением потерь нефти и газа при их транспортировке. Специфика нефтегазовой
отрасли такова, что во многих подотраслях существует резерв снижения затрат за
счет преобладания в структуре издержек условно-постоянных издержек. Это
относится, прежде всего, к добывающей отрасли и транспорту нефти и газа.
Таким образом, снижение себестоимости продукции имеет
большое значение для повышения эффективности нефтегазового производства. В настоящее
время главными факторами снижения себестоимости продукции в данной отрасли
являются:
- использование достижений научно-технического
прогресса и на этой основе - повышение технологического уровня производства;
- улучшение организации производства и труда
посредством создания и развития ПТЦ;
- государственное регулирование экономических
процессов.
Как отмечалось
выше, нефтяной бизнес по корпоративному формообразованию является одним из
наиболее вертикально интегрированных. Еще первые нефтяные компании, включая
Standard Oil Джона Рокфеллера, стремились выстроить полный технологический цикл
– от разведки и добычи сырой нефти (upstream) до переработки и продажи
нефтепродуктов (downstream). Часто вертикально интегрированные нефтяные
корпорации также включают в себя химические подразделения, которые занимаются переработкой
нефтепродуктов в более сложные химические соединения. Эти подразделения используют
совершенно разные технологические процессы, а в управлении обычно являются
автономными единицами. Однако в последние десятилетия степень вертикальной
интеграции – доля добытой компанией нефти, перерабатываемой на собственных
заводах, – стала падать.
Если
иметь в виду функционирование корпорации
в добывающей отрасли с позиций распределения
конечного эффекта ее деятельности – прибыли, то имеет место две особенности. В первом случае
допускается относительная самостоятельность организации при ориентации ее на максимальную прибыль.
Распределение прибыли в пользу
отдельных производителей промежуточной продукции осуществляется здесь сразу после изготовления ими продукции.
Во втором случае отношения между
промышленными организациями характеризуются более жесткой финансовой взаимосвязью, при которой
прибыль распределяется после сбыта
конечного продукта, полученного за счет общих усилий. Таким образом, в первом случае в корпоративном соглашении
должны быть обусловлены цены каждого из
промежуточных продуктов, во втором – себестоимость их изготовления.
Учет
затрат на производство продукции внутри
корпорации также может проходить двумя способами.
Первый из них – при относительной самостоятельности
предприятий - предполагает учет всех видов затрат на каждом из предприятий (у производителя –
в виде продукта труда, а у потребителя – в виде средств производства). Второй используется при более тесном
объединении предприятий (когда они
выступают в виде отдельных цехов завода). Здесь не нужно повторных учетов проводимых затрат.
Этот способ учета затрат на
производстве известен в экономической науке как принцип ориентации на конечную продукцию. В этом случае
появляется возможность на основе суммирования
затрат на промежуточных стадиях производства получить реальные затраты на конечной стадии.
Не обсуждая достоинства и недостатки каждого из двух методов учета затрат, отметим важность последнего
для корпоративных образований нефтегазовой промышленности в условиях российской
экономики. Единичный учет функций
продукта достигается при финансировании процесса воспроизводства на базе корпоративных соглашений: с финансовой
точки зрения отсутствие повторного счета
предполагает оплату продукции не ее потребителем,
а какой-то централизованной (пусть даже в рамках корпорации) структурой. Наиболее привлекательными
для инвесторов в нефтегазовой промышленности являются четыре особенности
корпоративной формы бизнеса: самостоятельность корпорации как юридического
лица, ограниченная ответственность индивидуальных инвесторов, возможность
передачи другим лицам акций, принадлежащих индивидуальным инвесторам, централизованное
управление. Первые две особенности подчеркивают существование границы,
указывают на разницу в ответственности всей корпорации и ответственности ее
отдельных членов, позволяют инвесторам диверсифицировать риск инвестирования.
Благодаря этому корпорации получают значительные финансовые ресурсы, принимать
на себя риск, уровень которого недоступен для каждого индивидуального инвестора
в отдельности.
В условиях рынка снижение затрат на основе горизонтальной и вертикальной
интеграции нефтегазовых предприятий является одним из наиболее эффективных
инструментов управления производственно-технологической цепью. При этом, как
отмечалось, интеграционный подход заключается в обосновании стратегических
целей развития нефтегазовой корпорации, выборе оптимальных решений при
управлении издержками, установлении таких расчетных показателей их снижения,
которые при эффективном использовании ограниченных производственных ресурсов с
высокой степенью вероятности будут приводить к достижению ожидаемых
качественных и количественных результатов.
Для оценки экономической целесообразности интеграции нефтегазового
предприятия в рамках производственно- технологической цепи предлагается
классификация общих издержек предприятия при производстве и реализации
продукции с учетом трансакционных издержек. Подобно тому, как затраты на
производство делят на условно-постоянные и переменные, непроизводственные
издержки предприятия (рыночные внешние издержки) также можно разделить на
условно-постоянные относительно изменений рынка и переменные - трансакционные,
отражающие затраты на адаптацию к изменениям рынка. Условно-постоянные внешние
издержки соотносятся с устоявшимися внешними производственными связями, а
трансакционные - с поиском и налаживанием новых рыночных связей.
Таким образом, общие затраты нефтегазового предприятия (C) могут быть
рассчитаны с помощью выражения:
C = Cпро + Cнуп + Cнтр, (2.3.1)
где Cпро - производственные
затраты;
Cнуп - непроизводственные
условно-постоянные затраты;
Cнтр
- непроизводственные трансакционные затраты.
Экономический критерий интеграции выразим формулой:
C’про + C’нуп + C’нтр < SUM Cпро + SUM Cнуп + SUM Cнтр, (2.3.2)
где C’про, C’нуп, C’нтр - затраты
интегрированного предприятия;
SUMCпро, SUMCнуп, SUMCнтр - суммы затрат отдельных (реинтегрированных)
предприятий.
Если левая часть выражения меньше правой, то интеграция самостоятельных
предприятий в рамках производственно-технологической цепи экономически выгодна.
При этом в случае горизонтальной интеграции общие затраты уменьшаются за счет
снижения производственных затрат, которые, в свою очередь, изменяются за счет
объединения производств и органов управления, устранения дублирования в их
работе. При вертикальной интеграции происходит уменьшение условно-постоянных
внепроизводственных затрат и некоторый рост производственных за счет перехода
ряда внешних операций купли-продажи во внутрифирменные. Происходит также
снижение трансакционных издержек за счет более тесной кооперации между слившимися
предприятиями.
Таким образом, рассмотренные показатели играют важную роль при обосновании
эффективности интеграционных процессов, в том числе, в рамках
производственно-технологической цепи, и значение каждого конкретного показателя
зависит от большого количества факторов, прежде всего, экономического состояния
интегрирующихся предприятий. При этом определяющим фактором является выбор
организации-интегратора, в качестве которого может выступить эффективный
собственник, способный обеспечить необходимым сырьем и вложить достаточные
финансовые средства в инновационное развитие предприятий,
объединяющихся в составе ПТЦ. Проанализируем основные инновационные методы и
подходы к определению эффективности создания ПТЦ на предприятиях нефтегазового
комплекса и к снижению совокупных затрат – ключевого источника синергетического
эффекта взаимодействия участников цепи.
