Совершенствование методов экономической эффективности инвестиционных проектов (glava2)

Посмотреть архив целиком

13



ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ В ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".


2.1. Общая характеристика ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

Закрытое акционерное общество "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" является юридическим лицом и действует на основании новой редакции Устава, которая утверждена решением Общего собрания Акционеров 18 июня 1996 года в соответствии с требованиями Федерального Закона "Об акционерных обществах".

Первоначально Общество зарегистрировано администрацией Ленинского района г. Перми Постановлением № 54 от 07.04.92.г.(свидетельство №614 от 07.04.92.г.) и действовало под наименованием Акционерное общество закрытого типа "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". 9 ноября 1995 года Общее собрание Акционеров приняло новую редакцию Устава и переименовало Общество в Закрытое Акционерное Общество "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

Акционерами общества являются юридические и физические лица, зарегистрированные в реестре Общества.

Основными видами деятельности Общества являются:

  • разработка и добыча минерального и углеводородного сырья;

  • строительство и эксплуатация нефтепроводов;

  • переработка нефти и реализация нефтепродуктов;

  • экспорт и импорт нефти и нефтепродуктов;

  • строительство и эксплуатация заправочных станций и объектов сервисного обслуживания;

  • транспортно и транспортно-экспедиционные услуги;

  • инвестиционная деятельность;

  • производство продукции производственно-технического назначения;

  • строительно-монтажные работы;

  • разработка и внедрение экологических программ;

  • поиск и разведка нефтяных и газовых месторождений;

  • другие виды производственной и коммерческой деятельности, способствующие развитию Общества и не запрещенные законодательством РФ.

Основные виды продукции, выпускаемые в ЗАО ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ:

  • нефть, реализуемая на внутреннем рынке и на экспорт;

  • нефтепродукты, реализуемые на внутреннем и внешнем рынках;

  • попутный нефтяной газ, реализуемый на внутреннем рынке.

Нефть добывается производственными подразделениями НГДУ "Полазнанефть" и Краснокамский УНД. Нефть добываемая НГДУ "Полазнанефть" идет на переработку на "ЛУКойл-ПНОС" согласно договора на процессинг. Из нефти поставляемой Обществом "ЛУКойл-ПНОС" выпускает широкий ассортимент нефтепродуктов: бензины (в том числе европейские номинации), дизельное топливо и реактивное топливо, мазуты, 40 разновидностей масел (в том числе универсальные всесезонные масла под фирменными названиями "Велс" и "Лукойл", полусинтетическое и синтетическое масло. Нефть добываемая в Краснокамском УНД реализуется на экспорт. Добываемый попутный газ поставляется по газопроводам на ОАО"ПНГП", ТЭЦ и БКРУ 3.).

В декабре 1992 г. было организовано ЗАО ТПК "Нефтьсинтезмаркет". Учредители ГП "ПНОС" и АО "Пермская товарная биржа ".

В 1993 г. "НСМ" приступает к торговле на Пермской товарной бирже опционами нефтепродуктов. АО "Пермская товарная биржа" была преобразована в компанию холдингового типа АО "Пермская Финансово-производственная Группа". Контрольный пакет акций ЗАО ТПК "НСМ" приобретен "ПФПГ". В состав акционеров "ПФПГ" и "НСМ" входит АО "Пермнефть". С этого момента "НСМ" начинает новый этап в своей работе: закупает нефть, финансирует ее переработку на АО "ЛУКойл-ПНОС" и реализует нефтепродукты.

В 1994-1995 гг. в рамках территориального государственного заказа "НСМ" организовывает северные завозы, обеспечивает область необходимым количеством нефтепродуктов и продуктами питания, производит поставки сельским товаропроизводителям. За два года профинансировано около 30% всей добычи пермской нефти, реализовано около шести млн. тонн нефтепродуктов.

В декабре 1995 г. с целью формирования единого регионального производственного комплекса в области разведки, добычи, переработки нефти и реализации нефтепродуктов НК "ЛУКойл" и "ПФПГ" учреждают ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ", которое используя персонал и опыт "НСМ", становится оператором по переработке пермской нефти на ОАО "ЛУКойл-ПНОС" и реализации нефтепродуктов.

Акционерами ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" являются: ОАО "ЛУКОЙЛ" г. Москва (50% голосующих акций); Российский фонд федерального имущества (19,97%); Министерство государственного имущества (6,6%); Открытое акционерное общество "Пермская финансово-производственная группа" (50%).

В июле 1996 г. ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" начинает добычу на 15 нефтяных месторождениях в НГДУ "Полазнанефть" и Краснокамском УНД, ранее входившим в состав АО "Пермнефть". В декабре 1996 г. добыт один миллион тонн собственной нефти.

Одной из основных задач деятельности компании является увеличение объемов добычи нефти в регионе, главным образом, за счет повышения эффективности использования нефтяных ресурсов северных территорий Пермской области и продвижения в соседние регионы - Удмуртию, республику Коми, Архангельскую область.

Успешное развитие ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" в первую очередь определяется высоким уровнем менеджемента, грамотной организацией производства и активной сбытовой политикой на внутреннем и внешнем рынках. Важнейшее значение для развития предприятия имеет взаимопонимание между администрацией Пермской области и ОАО "ЛУКОЙЛ" по основным вопросам совершенствования нефтяного комплекса Прикамья.

Становление компании пришлось на непростые для нашей страны времена. Там больше оснований считать ее развитие успешным. ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" является сегодня одной из самых динамично развивающихся региональных нефтяных компаний страны. Предприятие входит в число активных операторов российского нефтяного рынка и экспортеров нефти и нефтепродуктов.

ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" осуществляет весь производственный цикл от разведки и разработки нефтяных месторождений до сбыта нефти и нефтепродуктов. Объем добычи компании в 1998 году составил 2,4 млн. тонн нефти, что соответствует четверти объема ежегодной добычи нефти на территории Пермской области. Этот объем был обеспечен разработкой 16 нефтяных месторождений. Кроме того, ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" является совладельцем четырех совместных нефтегазодобывающих предприятий с суммарным объемом добычи нефти около 1 млн. тонн в год.

 Компания ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" владеет лицензиями на разработку 22 нефтяных месторождений с совокупным запасом нефти более 60 млн. тонн. Годовой объем добычи нефти составляет 2,5-2,7 млн. тонн нефти. Компания широко использует передовой опыт и новейшие мировые достижения в сфере поисков и разведки нефтяных месторождений, привлекает к сотрудничеству ведущие научные и производственные предприятия страны. Ежегодный прирост разведанных компанией запасов нефти дает полное основание рассчитывать на планомерное увеличение объемов ее добычи как минимум в ближайшие 7-10 лет.

Приоритетом компании является повышение качества эксплуатации месторождений. Основой этому служит комплексная система, реализуемых ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" геолого-технических мероприятий. Таких, в частности, как воздействие на призабойную зону скважин, бурение горизонтальных стволов, изменение способов эксплуатации скважин. В минувшем году в результате этого было дополнительно добыто 355 тыс. тонн нефти (14,8 процента от общего объема добычи). Продолжаются геолого-разведочные работы с привлечением специализированных предприятий и использованием самых передовых методов разведки и поиска, включая трехмерную сейсмику и аэрокосмическую фотосъемку.

Компания ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" вкладывает значительные средства в развитие технологий и научно-техническое сопровождение производства. Институтом "ПермНИПИнефть" разработана "Схема развития и размещения производства ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" на 1998-2005 г.г.". Реализация предложений института по совершенствованию действующего производства, вовлечению новых месторождений в разработку позволит добыть за период до 2005 года почти 18 млн. тонн нефти, сохраняя нефтедобычу рентабельной.

На 1 января 1999 года эксплуатационный фонд нефтяных скважин составил 936 единиц, в том числе действующих - 848. Общая протяженность трубопроводов - 1200 км.

Три четверти объема добываемой ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" нефти и 65 процентов ее извлекаемых запасов приходятся на 4 месторождения, расположенные под крупнейшим в России Верхнекамским месторождением калийных солей: Уньвинское, Юрчукское, Чашкинское и Сибирское. Это район самой высокой плотности ресурсов нефти в регионе. Именно с ним связаны наилучшие перспективы развития нефтедобычи в Прикамье. Вместе с тем, этот район отличается исключительной трудностью разработки нефтяных пластов.

Месторождения расположены под соляной толщей на глубине 1600-2500 м. Поэтому весь комплекс работ осуществляется по специально разработанным проектам, учитывающим особенности совместной эксплуатации нефтяных и калийных залежей. Огромное значение придается тщательности геофизического контроля за состоянием эксплуатационных скважин и разработкой месторождений в целом. Кроме того, ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" осуществляет комплекс специальных мероприятий по экологической безопасности объектов, что позволяет ему полностью исключить превышения нормативов по загрязнению окружающей среды.

Приоритетом компании в сфере нефтедобычи в этом районе является освоение Сибирского нефтяного месторождения, — крупнейшего из открытых на территории Пермской области за последние 10 лет. В последние два года на его разработку направляется основной объем инвестиций.

Одновременно ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" активно развивает нефтедобычу в Коми-пермяцком автономном округе, где расположено его дочернее предприятие — ЗАО "Майкорское". Продолжается реконструкция производственных мощностей НГДУ"Полазнанефть" и Краснокамского УНД, направленная на повышение уровня автоматизации технологических процессов добычи и первичной подготовки нефти, что в конечном итоге повысит их эффективность.

Переработку добываемой нефти ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" осуществляет на условиях процессинга на одном из крупнейших промышленных предприятий Урала — 000 "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез". В 1998 году объем поставок составлял 280 тыс. тонн в месяц.

Кроме того, более 15 тыс. тонн нефти ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" ежемесячно перерабатывало на ОАО "Крекинг" (Саратов) и ОАО "Уфанефтехим" (Уфа, Башкортостан).

"ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" ежегодно перерабатывает около 9 млн. тонн сырой нефти. Глубина переработки сегодня достигает 79 процентов. Предприятие проводит реконструкцию, рассчитанную на три фазы обновления производственных мощностей. В 2001 планируется завершить ее второй этап. В результате глубина переработки нефти достигнет уровня 82,6 процента; на 70 процентов по сравнению с показателями 1997 года увеличится выпуск бензинов и на 40 процентов — дизельного топлива.

Сегодня ассортимент выпускаемых предприятием нефтепродуктов насчитывает более 100 наименований: неэтилированные бензины, дизельное и реактивное топливо, мазуты, битумы, кокс, а также около 60 разновидностей смазочных масел различного назначения. Значительный объем производимых "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" нефтепродуктов представляет на российский и международные рынки ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь".

Основной объем реализации нефтепродуктов ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" осуществляет во всех регионах России.

Повышение эффективности менеджмента и проведение гибкой маркетинговой политики позволили компании в минувшем году укрепить свои позиции на завоеванных ранее рынках, расширить сферы своего влияния, увеличив в результате объемы продаж и прибыли.

Объем операций по приобретению сырья за пределами Пермской области и реализации полученных из него нефтепродуктов на 35 процентов превысил уровень продаж продукции, изготовленной из собственной нефти. Компанией было дополнительно привлечено 1,2 млн. тонн сырой нефти для переработки и последующей продажи конечной продукции на внутреннем российском рынке.

В 1998 году поставки на внешний рынок составили пятую часть общего объема продаж. Компания реализовала все экспортные квоты на продажу сырой нефти. Найдены и осуществлены новые эффективные пути поставок за рубеж попутного газа.

Стратегической задачей ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" является создание современной компании международного уровня, конкурентоспособной на мировых нефтяных рынках, обладающей высокой инвестиционной привлекательностью.

С этой целью разработана и планомерно осуществляется комплексная программа развития компании. Одним из важнейших условий ее успешного выполнения являются повышение качества менеджмента, технических, технологических, маркетинговых, научных разработок и уровня их реализации.

Значительную роль в международной практике играет также степень открытости компании. В целях повышения эффективности работы ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" на мировых финансовых и товарных рынках в 1998 году был проведен международный аудит отчетности компании и оценка стоимости ее активов.

Все большее значение сегодня приобретает использование положительного опыта, накопленного в процессе развития сотрудничества компании с солидными зарубежными партнерами.

ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" имеет плодотворные партнерские отношения с SOCO Perm Russia Inc. (США), Minpetno Consortium Ltd. (Лихтенштейн) и Internem Energy Limited (Великобритания). С ними созданы совместные предприятия — 000 "Пермьтекс", 000 "Кама-нефть" и ЗАО "Российская топливная компания", осуществляющие свою деятельность на территории Пермской области. В минувшем году их суммарный объем добычи нефти составил 969 тыс. тонн.

В 1999 году Совет директоров Европейского банка реконструкции и развития принял решение о предоставлении совместному предприятию "Пермьтекс" кредита в размере $45 млн. на развитие нефтедобычи. В середине мая 1999 года кредитное соглашение было подписано в Перми. Причем церемония его подписания произошла через несколько часов после объявления об отставке очередного российского правительства. Это дает полное основание говорить о высоком доверии одного из крупнейших международных финансовых институтов к компании "Пермьтекс", ее российскому совладельцу ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" и администрации Пермской области.

000 "Пермьтекс" разрабатывает сегодня новые нефтяные месторождения на севере Пермской области и имеет перспективы выхода к 2001 году на уровень добычи 1 млн. тонн.

Не меньшим значением для развития нефтяного комплекса Пермской области обладает сегодня деятельность 000 "Кама-нефть" и ЗАО "Российская топливная компания" по интенсификации добычи нефти и повышению коэффициента нефтеизвлечения. Их месторождения находятся в завершающей стадии разработки и характеризуются высоким уровнем обводненности. Сегодня эти предприятия ведут серьезную инновационную деятельность, позволяющую им развиваться и извлекать прибыль даже в сложнейших геолого-экономических условиях.

В минувшем году инвестиционная программа ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" предусматривала планомерную реализацию комплекса мероприятий по повышению эффективности управления собственными ресурсами с целью усиления стратегических позиций компании.

В 2000 году объем инвестиций компании, включая капитальные и долгосрочные финансовые вложения, составил 429,4 млн. рублей. Инвестиционная программа была на 100 процентов профинансирована из собственных источников.

До 90 процентов инвестиций компании направлены на развитие и укрепление сырьевой базы, а также создание, поддержание и восстановление основных фондов производственной инфраструктуры. Оптимизация источников инвестиций в нефтедобывающее направление определялась на основе расчетов каждого проекта в отдельности и его значения в общем контексте развития компании в целом.

В прошлом году вторым по значимости объектом инвестиций стало создание розничной сети реализации нефтепродуктов. В ближайшие годы на строительство собственных АЭС компания планирует направлять порядка 10-15 процентов фонда развития.

Совершенствование структуры управления является одним из основных направлений стратегического развития 3AО "ЛУКОЙЛ-Пермь".

В 1999 году компания провела структурную реорганизацию. Ее целью являлось повышение экономической эффективности деятельности за счет децентрализации управленческих процессов. В результате организационная структура управления трансформировалась из линейно-функциональной в дивизиональную. Были сформированы:

  • корпоративный центр;

  • дивизион добычи нефти;

  • дивизион переработки и сбыта;

  • дивизион непрофильной деятельности.

Вследствие этого, повысилась функциональная ответственность каждого подразделения за производственный результат. Корпоративный центр сориентирован на формирование стратегии и бюджета компании, эффективное управление финансовыми потоками.

Дальнейшее совершенствование структуры управления ЗАО “ЛУКОЙЛ-Пермь” имеет целью оптимизацию внутрикорпоративных связей на основе развития отдельных направлений бизнеса. В настоящее время компания в рамках проекта ОАО “ЛУКОЙЛ” разрабатывает системы управления производственными и технологическими процессами, оптимизации выбора геолого-технических мероприятий, методов работы с фондом скважин. Это составные части будущей глобальной системы информационно-аналитического обеспечения всех направлений деятельности ЗАО “ЛУКОЙЛ-Пермь”.

В соответствии с концепцией развития этой глобальной информационно-аналитической системы произведена подготовка к внедрению интегрированной системы управления предприятием SAP R/3. Проведен сравнительный анализ систем, определена стоимость и сроки проекта, сотрудники ЗАО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ” ознакомлены с опытом внедрения SAP R/3 в зарубежных и российских нефтяных компаниях, в том числе ОАО “ЛУКОЙЛ”. Для развития информационной системы поддержки принятия управленческих решений формируется общая корпоративная база данных. В рамках проекта создания системы управления разведкой и разработкой нефтяных месторождений, внедряются гео-информационные системы и производится формирование картографических и геологических баз данных.

Совет директоров ЗАО “ЛУКОЙЛ-Пермь” обозначил основные задачи, стоящие перед Обществом в 2001году. В 2001 году предстоит продолжить работу по обеспечению прироста акционерной стоимости Компании в соответствии со стратегическим планом. Необходимо обеспечить выполнение основных параметров бюджета, увеличить объем собственной нефтедобычи на 58 тыс. тонн, сформировать и эффективно разместить ресурс углеводородного сырья в объеме до 7,76 млн. тонн.

Этот год станет знаковым для Группы предприятий “ЛУКОЙЛ-Пермь”. С целью динамичного прироста акционерной стоимости Группы предприятий “ЛУКОЙЛ-Пермь”, организации текущей деятельности по реализации проекта создания Международной нефтяной Компании, а также концентрации материальных и финансовых ресурсов, принято решение об увеличении объема нефтедобычи на 192,4 тыс. тонн, формировании ресурса углеводородного сырья в размере 8736,8 тыс. тонн. Наращивание объемов добычи нефти предполагается осуществить за счет строительства новых скважин, использования новой техники и передовых технологий.

С каждым годом возрастает социальная значимость ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" в регионе. Компания ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" - один из крупнейших налогоплательщиков Пермской области. С ее развитием связано создание новых рабочих мест и привлечение крупных инвестиций в экономику Прикамья. При активном участии ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" строятся школы, больницы, жилье, дороги, мосты, газопроводы.

По итогам Всероссийского конкурса промышленных предприятий, проводимого Торгово-промышленной палатой РФ и Союзом промышленников и предпринимателей России в 1998, 1999, 2000 гг. в номинации "За динамичное развитие" ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" удостоено первого места среди предприятий топливно-энергетического комплекса страны.

Основными приоритетами в 2001 году признана работа по эффективному использованию инвестиций, росту нефтедобычи, оптимизации затрат, повышению эффективности управления, укреплению финансовой и производственной дисциплины.


2.2. Особенности функционирования вертикально-интегрированных нефтяных компаний.

На сегодняшний день ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" представляет собой вертикально-интегрированную нефтяную компанию, т.е. материнскую компанию обладающую рядом дочерних и зависимых обществ. ЗАО "ЛУКОЙЛ-БУРЕНИЕ-ПЕРМЬ" осуществляет бурение нефтяных скважин, их обустройство и сдачу под ключ; "Управление Технологического Транспорта" (УТТ) осуществляет все перевозки (людей и грузов); "КАМА-нефть" ,"Пермьтекс" и ряд других компаний осуществляют добычу нефти и весь ресурс передают материнской компании.

Требования нового экономического механизма деятельности хозяйствующих субъектов на стадии перехода к рыночным отношениям, актуальность управления снижения издержек на всех стадиях производственного процесса, принципиально новый характер внутренних экономических отношений между производственно-хозяйственными звеньями, сформировавшимися в вертикально-интегрированных нефтяных компаниях, обусловили необходимость разработки новой методологической основы формирования затрат и калькулирования себестоимости продукции добычи и переработки нефти и газа.

Нефтяная компания как производственно-коммерческая фирма вертикально-интегрированной структуры объеденяет совокупность предприятий-участников, осуществляющих добычу, переработку нефти и реализацию нефтепродуктов конечным потребителям.

Предприятия, входящие в организационную структуру нефтяной компании, объедениены с целью обеспечения наиболее эффективного хозяйствования в условиях рыночной экономики, при котором обеспечивается более жесткий контроль за формированием издержек и цен по всем стадиям от добычи нефти и газа до реализации нефтепродуктов.

В условиях функционирования вертикально-интегрированных нефтяных компаний, входящие в них предприятия могут передавать часть своих функций одному из участников производственного цикла, например, непосредственно нефтяной компании или ее дочерней структуре. В этом случае эти предприятия становятся внутрикорпоративными структурами, с которыми нефтяная компания заключает договоры:

1. С нефтегазодобывающими предприятиями – на покупку нефти;

2. С нефтеперерабатывающими предприятиями – на услуги по переработке нефти;

3. С предприятиями нефтепродуктообеспечения – на услуги по реализации нефтепродуктов конечным потребителям.

Одновременно нефтяная компания оплачивает транспортные расходы АО"Транснефть" и других поставщиков по доставке нефти от нефтегазодобывающих до нефтеперерабатывающих предприятий.

Исходя из сложившейся схемы хозяйственных взаимоотношений между нефтеперерабатывающим предприятием и нефтяной компанией, следует говорить об услугах по переработке давальческой нефти. В широком смысле, под давальческой нефтью понимается нефть, переданная нефтяной компанией, самостоятельным нефтеперерабатывающим предприятием или посредником на переработку для получения определенного ассортимента нефтепродуктов в объемах, предусмотренных договором.

Структура и объемы производства нефтепродуктов, предусмотренные договором, должны определяться прежде всего технологическими возможностями нефтеперерабатывающих предприятий, коммерческими интересами нефтяной компании, государственными интересами в области надежного обеспечения нефтепродуктами отдельных регионов страны, предотвращения кризисных ситуаций, вызываемых дефицитом нефтепродуктов определенного вида на предприятиях жизненно важных отраслей народного хозяйства России: энергетика, транспорт, агропромышленный комплекс).

В связи с образованием вертикально-интегрированных нефтяных компаний произошли принципиальные изменения в условиях формирования затрат на производство нефтепродуктов.

Нефтеперерабатывающие предприятия, как звенья единой хозяйственной системы, уже не осуществляют расчет полной себестоимости, а также каждой единицы вырабатываемой продукции. Они учитывают лишь затраты по переработке нефти, являющиеся основной составной частью суммарной величины услуг по переработке нефти (процессинга), которые оплачивает нефтеперерабатывающему предприятию нефтяная компания.

Затраты по переработке давальческой нефти определяются непосредственно нефтеперерабатывающим предприятием в соответствии с методикой, изложенной во второй части инструкции "По планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на нефтеперерабатывающих предприятиях".

Рентабельность оказания услуг по переработке давальческой нефти определяется на договорной основе между перерабатывающим предприятием и нефтяной компанией. При этом должны учитываться:

  • состояние рынка и конъюнктура цен на нефтепродукты в зоне размещения нефтеперерабатывающих предприятий, а также в других регионах;

  • сезонные колебания спроса на определенные виды нефтепродуктов: увеличение в зимний период спроса на зимнее дизельное топливо и котельное топливо (мазут) и летний – на автомобильный бензин, топливо для реактивных двигателей и нефтяной битум;

  • общая стратегия нефтяной компании в тот или иной период в части концентрации финансовых ресурсов и последующего наиболее эффективного их распределения между хозяйственными субъектами компании.

В смету затрат на производство нефтепродуктов нефтяной компании включаются:

  • Затраты на покупку нефти у нефтегазодобывающих предприятий, входящих в нефтяную компанию, или других хозяйствующих субъектов, в том числе и посредников;

  • Оплата услуг АО "Транснефть" и других поставщиков на перекачку, перевалку и налив нефти, т.е. ее транспортировку от нефтегазодобывающих до нефтегазоперерабатывающих прадприятий;

  • Оплата услуг по переработке нефти;

  • Затраты нефтяной компании по организации, планированию и управлению производством нефтепродуктов;

  • Прочие производственные затраты, входящие в состав себестоимости нефтепродуктов в соответствии с установленным законодательством порядком, но не относящееся к ранее перечисленным статьям затрат;

Сумма перечисленных затрат образует производственную себестоимость.

  • Коммерческие расходы – затраты нефтяной компании по сбыту нефтепродуктов.

Сумма перечисленных затрат образует полную себестоимость.

Затраты разносятся на готовую продукцию. В пределах утвержденных норм безвозвратные потери нефти и нефтепродукты собственного производства (газ, мазут), используемые в качестве технологического топлива, указываются в калькуляции в натуральном выражении без стоимостной оценки.

При определении себестоимости нефтепродуктов на уровне нефтяной компании нефтеперерабатывающее предприятие рассматривается как один передел, на котором из нефти получают весь ассортимент готовых нефтепродуктов, отвечающих по своим требованиям государственным стандартам (ГОСТов) и технических условий (ТУ).

Затраты нефтяной компании по организации, планированию и управлению производством, а также прочие производственные затраты, учитываемые на счете "Общехозяйственные расходы", распределяются по нефтепродуктам в соответствии с принятой учетной политикой.

Расчет себестоимости единицы конкретных нефтепродуктов производится в соответствии с принятой учетной политикой в следующей последовательности:

  • определяются затраты на производство;

  • рассчитывается производственная себестоимость всего ассортимента вырабатываемых нефтепродуктов путем распределения суммарных затрат на производство между этими нефтепродуктами;

  • определяется полная себестоимость.

Все нефтепродукты в зависимости от конъюнктуры рынка, качества и потребительских свойств, а также степени и важности удовлетворения потребностей промышленности, сельского хозяйства и населения делится на основные и попутные.

Попутные нефтепродукты в зависимости от качества и характера их использования оцениваются:

  • в долях от оптовой цены базисной нефти (средняя цена нефти с учетом акциза и затрат на транспортировку);

  • в долях от оптовой цены реализации (без налогов).

При определении себестоимости основной продукции на нее относятся все суммарные производственные затраты за вычетом затрат, приходящихся на попутную продукцию.

К основной продукции предполагается отнести авиационные, автомобильные и прямогонные бензины, топливо для реактивных двигателей (авиационный керосин), керосин осветительный, бензины-растворители, дизельное и печное топливо, как наиболее важные и ценные нефтепродукты.

Попутные продукты нефтепереработки в зависимости от качества и направления использования подразделяются на две группы. К первой группе относятся следующие продукты: вакуумный газойль, дистиллятные масляные фракции, котельное топливо (мазут), полугудрон и гудрон. Эти продукты оцениваются с коэффициентом не ниже 0,4 от оптовой цены базисной нефти.

Все остальные продукты относятся ко второй группе и оцениваются по коэффициентам от цены реализации (без налогов). Коэффициенты распределения затрат между основной продукцией и двумя группами попутной продукции определяются самостоятельно нефтяной компанией на основании соотношения сметы затрат на производство к сумме товарной продукции и приоритетом каждой из трех групп нефтепродуктов в уровне рентабельности.

Затраты между основными нефтепродуктами распределяются пропорционально коэффициентам, отражающим соотношение цен этих нефтепродуктов по метод приведенных тонн. На уровень коэффициента по каждому конкретному продукту оказывают влияние и другие факторы, например, уровень себестоимости и количество остатков и т.д. Себестоимость одной тонны всех основных нефтепродуктов определяется по формуле:


Cjn-Оii / Оjj (2.1)


Где: Зn- суммарные затраты на производство нефтепродуктов, руб.;

Оi- объем производства i-того попутного нефтепродукта, тонн;

Цi- оценка i-того попутного нефтепродукта, тонн;

Оi- объем производства j-того основного нефтепродукта, тонн;

Кj- коэффициент распределения затрат для j-того основного нефтепродукта.

Плановая калькуляция составляется на все виды нефтепродуктов на основе плановой сметы затрат на производство. Отчетная калькуляция составляется для определения фактической себестоимости отдельных видов готовых нефтепродуктов на основе фактической себестоимости отдельных видов готовых нефтепродуктов на основе фактической сметы затрат на производство.

Плановая и отчетная калькуляция должны быть тождественны как по составу затрат, включаемых в себестоимость продукции, так и по методике их отнесения на отдельные нефтепродукты.

Затраты на производство включаются в себестоимость продукции того периода, к которому они относятся, независимо от их предварительной и последующей оплаты. Учет и списание себестоимости остатков нефтепродуктов осуществляется в соответствии с принятой учетной политикой.

В первую очередь на издержки отрасли отпечаток накладывают особенности залегания углеводородного сырья. Это как правило устья рек, высокогорные и удаленные районы, залегания сырья на большой глубине. Все эти факторы сказываются на увеличении стоимости бурения и удельной стоимости метра проходки.

Оплата труда нефтяников производится с учетом надбавок за выполнение работы вахтовым методом, а также особенностью отрасли является выдача дополнительных видов спецодежды.

От всех других отраслей добывающая отрасль отличается наличием отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ). Отвлеченные на эти цели средства используются для: рекультивации земель, мероприятий по предупреждению эрозии почвы и ряда других. Ставка по нормативу отчислений на ВМСБ устанавливается Законодателем.

Относительно большая доля прибыли предприятия - нефтегазодобытчика расходуется на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР). Для этих целей сформировано два фонда НИОКР. Один из которых формируется на самом предприятии.

Для нефтегазодобывающей отрасли характерны издержки на восстановление нефте- и газопроводов, а также связанные с разрывами, потери от утечки нефти газа. С утечкой добытой нефти связанны издержки на уплату штрафов за загрязнение окружающей среды. Каждая пролитая на землю тонна нефти обходится предприятию в 800 тыс. рублей. При утечки нефти в водоемы ее сбор осуществляется при помощи специального оборудования.




2.3. Характеристика существующих методик оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

Все вопросы, связанные с инвестиционной деятельностью на предприятии, по существу регламентируются Федеральным законом “Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений" от 25 февраля 1999 года, принятого Государственной Думой 15.07.98, и одобренного Советом Федерации 17.07.98. Это Федеральный закон определяет правовые и экономические основы инвестиционной деятельности, осуществляемой в форме капитальных вложений, на территории Российской Федерации, а также устанавливает гарантии равной защиты прав, интересов и имущества субъектов инвестиционной деятельности, независимо от форм собственности. Закон дает определения таким понятиям как: инвестиции, инвестиционная деятельность, капитальные вложения, инвестиционный проект, срок окупаемости, налоговая нагрузка. Инвестиции определяются как денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе имущественные права, иные права, имеющие денежную оценку, вкладываемые в объекты предпринимательской деятельности в целях получения прибыли или достижении другого полезного эффекта.

Федеральным законом регламентируются такие вопросы как: объекты капитальных вложений, государственное регулирование инвестиционной деятельности, государственные гарантии прав субъектов инвестиционной деятельности и защита капитальных вложений, основы регулирования инвестиционной деятельности органами местного самоуправления.

Объектами капитальных вложений в РФ являются находящиеся в частной собственности, государственной, муниципальной и иных формах собственности различные виды вновь создаваемого или модернизируемого имущества, за изъятиями, устанавливаемыми федеральными законами.

Отношения, связанные с инвестиционной деятельность, осуществляемой в форме капитальных вложений иностранными инвесторами на территории РФ, регулируются международными договорами РФ, Гражданским кодексом РФ и иными нормативно правовыми актами РФ.

Государство в соответствии с федеральным законом, и другими нормативно правовыми актами гарантирует всем субъектам инвестиционной деятельности независимо от прав собственности:

  • обеспечение равных прав при осуществлении инвестиционной деятельности;

  • гласность в обсуждении инвестиционных проектов;

  • право обжаловать в суд решения и действия (бездействия) органов государственной власти, органов самоуправления и их должностных лиц;

  • защиту капитальных вложений.

Все инвестиционные проекты в ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" рассчитываются с использованием ниже перечисленных методик:

  • Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М., 1994. Утверждены Госстроем РФ, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Госкомпромом РФ 31.03.94;

  • Инструкция по делопроизводству в ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". Пермь, ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". Утверждена приказом генерального директора от 15.10.97 № 319.

  • Временная методика расчета технико-экономических показателей эффективности инвестиционной программы утверждена приказом ЗАО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ” от 08.04.98 №97.

  • Стандарт предприятия ЗАО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ” СТП 001-99 введен в действие приказом Генерального директора 07.05.99 № а159.

  • Методика оценки экономической эффективности геологоразведочных работ в ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

1. Временная методика расчета технико-экономических показателей эффективности годовой инвестиционной программы устанавливает порядок проведения расчетов технико-экономических показателей годовой инвестиционной программы ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". Применение методики обеспечивает экономическое обоснование инвестиционных решений.

Расчет ТЭП проводится методом дисконтированных денежных потоков. При расчете ТЭП используются следующие подходы:

  • инвестиции осуществляются на базе действующего предприятия со сложившимися и неизменными инфраструктурой, технологическим процессом производства и системой сбыта продукции;

  • окупаемость инвестиций обеспечивается только за счет доходов, возникающих в связи с инвестициями. Доходы от действующего (на дату составления ИП) производства в расчетах не учитываются;

  • капитальные вложения оцениваются в действующих (на дату составления ИП) ценах с учетом коэффициента-дефлятора на основе внутрипостроечных титульных списков и/или проектно-сметной документации;

  • капитальные вложения истекшего и будущих периодов по стройкам/проектам ИП в расчетах не учитываются;

  • расчет ТЭП проводится только по стройкам/проектам, ввод которых в эксплуатацию намечен в планируемом году. Если по каким-либо стройкам/проектам для получения запланированного дохода требуются дополнительные инвестиции или работы следующего года, то по таким стройкам/проектам учитываются только производимые в планируемом году затраты без учета дохода;

  • величина эксплуатационных расходов определяется на основе анализа фактической калькуляции затрат на производство с выделением условно-постоянных и условно-переменных затрат. В расчетах экономической эффективности ИП учитываются эксплуатационные затраты только по вновь созданным (приобретенным) активам;

  • для первого года ИП: инвестиции учитываются в начале каждого квартала в объеме, соответствующем плану капитального строительства; выручка, эксплуатационные расходы, налоги учитываются в начале того квартала, в котором они возникают;

  • для второго и последующих годов расчета ТЭП ИП – годовые объемы доходов и расходов учитываются единовременно в середине каждого года.

Для разработки ИП формируются сценарные условия, которые отражают значения следующих показателей:

  • величина инфляции;

  • валютный курс;

  • цены на нефть и нефтепродукты на внешнем и внутреннем рынках;

  • цены на газ;

  • акциз на нефть;

  • коммерческие расходы на реализацию нефти и нефтепродуктов;

  • расходы на производство нефтепродуктов;

  • минимальная безрисковая ставка доходности;

  • ставка (норма) дисконта;

  • прогноз изменения налогов.

Сценарные условия формируются не менее, чем для двух вариантов расчета ТЭП:

  • в “постоянных ценах” средних на планируемый год;

  • в “текущих ценах”.

Метод расчета ТЭП “в постоянных ценах” предполагает использование фиксированных на весь период расчета значений цен на продукцию, услуги, оборудование, материалы и т.п. Расчет ТЭП “в текущих ценах” проводится с учетом изменения цен в течение периода расчета, т.е. расчет ТЭП каждого шага расчета (месяца, квартала, года) проводится в ценах именно этого (текущего) шага.

Экономическая эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и финансовых результатов реализации проекта. Затраты и результаты проекта в расчётах экономической эффективности выражаются в виде денежного потока CF (cash flow), который рассчитывается по формуле

CFi = ЧПi + АОi – И , (2.2)

где:

ЧПi – чистая прибыль проекта в i-ом году,

АОi – амортизационные отчисления в i-ом году от новых активов (вводимых за счет инвестиций),

И – инвестиции в планируемом году.

При оценке экономической эффективности инвестиций соизмерение денежных потоков, образующихся в различные моменты времени, осуществляется путем их приведения (дисконтирования) к планируемому году. В расчетах ТЭП принимается, что в планируемом году производятся все инвестиции и этот год является первым шагом расчета. Поэтому дисконтирование денежного потока планируемого года не проводится. Ставка (норма) годового дисконта рассчитывается по формуле:

(2.3)

где:

R – минимальная безрисковая норма доходности в год, доли ед.;

I – среднегодовой темп инфляции на протяжении периода расчёта проекта, доли ед. (для расчета ТЭП в “постоянных ценах” I = 0);

B – дополнительное страхование от рисков (технических, политических, финансовых), доли ед. (при расчете без учета специфического риска проекта В=0).

Для определения экономической эффективности инвестиций используют следующую систему показателей.

1) Чистый дисконтированный (приведённый) поток NPV (Net present value) – сумма дисконтированных годовых денежных потоков (CF) за весь периода расчёта проекта:

(2.4)

где:

D – ставка (норма) дисконта, %;

N – период расчёта, лет;

i – порядковый номер года.

  1. Дисконтированный срок окупаемости инвестиций DPB (Discounted payback period) – выражается в единицах времени и является количественной оценкой промежутка времени, в течение которого происходит полное возмещение инвестиций, т.е. времени от начала реализации ИП до момента, когда дисконтированная сумма поступлений денежных средств от реализации ИП достигает величины инвестиций (т.е. до момента, когда нарастающий NPV достигает нулевого значения):

(2.5)

3) Индекс доходности (прибыльности) PI (Profitability index). - является относительной величиной и показывает во сколько раз суммарные дисконтированные доходы в результате реализации ИП превышают инвестиции планируемого года:

(2.6)

4) Внутренняя норма рентабельности IRR (Internal rate of return) – измеряется в процентах и отражает среднегодовую доходность на вложенный капитал. Для проектов связанных с созданием новых производственных мощностей предприятия за счет его собственных средств, внутренняя норма рентабельности рассчитывается путем определения такого значения ставки дисконтирования, при котором чистый приведенный поток за весь период расчёта ИП принимает нулевое значение:

(2.7)


2. Методика оценки экономической эффективности геологоразведочных работ в ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" регламентирует:

  • порядок формирования, состав и объем исходных данных;

  • способ расчета интегральных показателей экономической эффективности затрат на ГРР;

  • порядок ранжирования перспективных нефтегазоносных площадей.

Использование данной методики позволяет определить эффективные направления вложения денежных средств в ГРР по геолого-экономическим районам территории деятельности ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" и определить оптимальное сочетание видов и объема работ на планируемый год и перспективу по выделенным площадям и месторождениям с учетом капитальных затрат, необходимых на разработку приращиваемых запасов.

Информационное обеспечение расчетов:

      1. Оценка экономической эффективности инвестиций в геологоразведочные работы проводится Управлением проектами ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" на основании исходных данных, получаемых от подразделений ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

      2. Управлением разработки нефтяных и газовых месторождений (УРНГМ) на основе первичной геологической информации оценивается:

  • плотность извлекаемых ресурсов нефти категорий С3-Д по площадям;

  • планируемый объем геофизических работ;

  • планируемый объем поисково-оценочного бурения.

3. Основываясь на этих данных, с учетом условий ведения ГРР, изученности и обустроенности территорий, выделены районы, условно названные геолого-экономическими. Для каждой площади оцениваются возможные промышленные запасы нефти категории С1 путем пересчета прогнозных ресурсов в запасы с использованием коэффициентов перевода.

  1. Размер запасов С1 определяет УРНГМ с учетом данных полученных за счет ГРР предыдущих лет и планируемого периода по выделенным площадям. Пересчет ресурсов в запасы должен периодически обновляться по мере обновления информации, получаемой от ГРР.

  2. По удельным стоимостным показателям, сложившимся на предприятии на дату проведения расчетов, УРНГМ определяет размер финансовых средств, необходимых для проведения запланированного комплекса геолого-разведочных работ. Объем капитальных вложений на ГРР планируемого года утверждается при утверждении годовой инвестиционной программы ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

  3. По объему запасов категории С1 выделенных площадей УРНГМ определяет объемы добычи нефти и газа, сроки разработки и объем эксплуатационного бурения.

  4. Результатами работ первого этапа и одновременно исходными данными для выполнения расчетов эффективности ГРР являются:

  • Объем приращиваемых запасов нефти, тыс.т.

  • Объем приращиваемых запасов газа, млн.м3.

  • Объем поисково-оценочного бурения, м,(скв.)

  • Удельная стоимость сесморазведочных работ, тыс.руб./км

  • Удельная стоимость поисково-оценочного бурения, тыс.руб./м.

8. По удельным стоимостным показателям, сложившимся на предприятии на дату проведения расчетов Управление проектами определяет размер капитальных вложений и эксплуатационных затрат, необходимых для обустройства новых месторождений и добычи нефти и газа за счет приращиваемых запасов категории С1. Капитальные вложения в обустройство месторождений определяются с учетом: географического расположения, имеющейся инфраструктуры действующего производства по добычи нефти и газа, экологических особенностей и горно-геологических условий разработки открываемых месторождений.

  1. Для определения дохода от добываемой нефти используются сценарные условия, утвержденные на дату проведения расчетов.

Показатели экономической эффективности ГРР рассчитываются следующим образом:

  • Для проведения оценки целесообразности проведения ГРР на конкретной площади Управление проектов выполняет расчет интегральных показателей экономической эффективности в соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования".

  • Расчет экономической эффективности ГРР представляет собой перспективное имитационное моделирование денежных потоков, образующихся в результате эксплуатации месторождений перспективных площадей.

  • При моделировании денежных потоков в качестве поступлений денежных средств принимается выручка от реализации дополнительно добытой нефти и/или выработанных из этой нефти нефтепродуктов.

  • В качестве затрат учитываются: затраты на проведение ГРР планируемого года и будущих лет, капитальные вложения на эксплуатационное бурение и обустройство месторождения, эксплуатациооные расходы по добыче жидкости и производству нефтепродуктов, налоги.

  • Для начисления амортизации из всего объема затрат на ГРР выделяется только часть, направляемая на бурение скважин и обустройство месторождений. Амортизационные отчисления на вновь вводимые основные фонды начисляются по справочным нормам, действующим в РФ.

  • Основным результатом расчета является величина накопленного денежного потока (NPV). Дополнительно могут быть рассчитаны: период окупаемости расходов (DPB), индекс прибыльности (PI), внутренняя норма рентабельности (IRR). Указанные показатели экономической эффективности рассчитываются в соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования", М., 1994.

3. "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования", содержат описание корректных методов расчета эффективности инвестиционных проектов (ИП). В этих целях рекомендации предусматривают:

  • унификацию терминологии и перечня показателей эффективности ИП, разрабатываемых различными проектными организациями, а также подходов к их определению;

  • систематизацию и унификацию требований, предъявляемых к предпроектным и проектным материалам при рассмотрении расчетов эффективности ИП, а также к составу, содержанию и полноте исходных данных для проведения этих расчетов;

  • установление требований к экономическому сопоставлению вариантов технических, организационных и финансовых решений, разрабатываемых в составе отдельного ИП;

  • учет особенностей реализации отдельных видов ИП, обусловливающих использование нестандартных методов оценки эффективности.

Рекомендации предназначены для предприятий и организаций всех форм собственности, участвующих в разработке, экспертизе и реализации ИП.

Рекомендации используются:

  • для оценки эффективности и финансовой реализуемости ИП;

  • для оценки эффективности участия в ИП хозяйствующих субъектов;

  • для принятия решений о государственной поддержке ИП;

  • для сравнения альтернативных ИП, вариантов ИП и оценки экономических последствий выбора одного из них;

  • для оценки экономических последствий отбора для реализации группы ИП из некоторой их совокупности при наличии фиксированных финансовых и других ограничений;

  • для подготовки заключений по экономическим разделам при проведении государственной, отраслевой и других видов экспертиз обоснований инвестиций, ТЭО, проектов и бизнес-планов;

  • для принятия экономически обоснованных решений об изменениях в ходе реализации ИП в зависимости от вновь выявляющихся обстоятельств.

Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта:

      1. Используются предусмотренные проектом текущие или прогнозные цены на продукты, услуги и материальные ресурсы.

      2. Денежные потоки рассчитываются в тех же валютах, в которых проектом предусматриваются приобретение ресурсов и оплата продукции.

      3. Заработная плата включается в состав операционных издержек в размерах, установленных проектом.

      4. При расчете учитываются налоги, сборы, отчисления и т.п., предусмотренные законодательством, в частности, возмещение НДС за используемые ресурсы, установленные законодательством налоговые льготы и пр.

      5. Если проект предусматривает одновременное осуществление нескольких видов операционной деятельности, в расчете учитываются затраты по каждому из них.

В качестве выходных форм для расчета экономической эффективности проекта рекомендуются таблицы:

  • отчета о прибылях и об убытках;

  • денежных потоков с расчетом показателей эффективности.

Во всех рассмотренных методиках оценка стоимости проекта проводится методом дисконтированных потоков денежной наличности (NPV), который имеет мало плюсов. Этот метод прост в расчетах, но в связи с этим не учитываются многие факторы, которые влияют на оценку проекта. Метод дисконтированных потоков не позволяет подсчитать дополнительную стоимость отсрочки решения, поскольку предполагает, что решение не может быть отражено. Существуют недостатки методической базы количественных оценок рисков проектов, которые начинаются с отсутствия однозначного понятийного аппарата (определение самих рисков) и заканчиваются низкой информативностью даже имеющихся их численных значений. При этом, повсеместно отсутствует, являющийся естественным во всех сферах бизнеса, анализ функциональной взаимозависимости показателей доходности (рентабельности, прибыльности) проектов и уровней их рисков. Риск инвестиционного проекта можно определять, как заложенную в проектные решения вероятность неполучения результатов, планируемых его участниками.

На предприятии необходимо модернизировать систему оценки инвестиционных проектов. Для этого предполагается внедрить систему, которая позволит рассчитывать вероятностные характеристики денежных потоков, которые компании будут получать от осуществления инвестиционных проектов с помощью задания вероятностных характеристик вводных данных (объем запасов нефти, цена нефти, уровень издержек и т.д.). Эта система позволит описывать инвестиционные проекты по характеристикам доходность-риск, что является непременным условием для внедрения системы управления активами.







Случайные файлы

Файл
LAZERREZ.DOC
27641.rtf
CBRR2849.DOC
121385.rtf
CBRR4039.DOC