Эффективность использования ресурсов

В условиях высокой волатильности макроэкономических показателей – цен на нефть и газ на мировых рынках, курса рубля к доллару, размера налогов, индекса инфляции – финансовые показатели компаний, добывающих природные ресурсы, всё в меньшей степени зависят от эффективности работы руководителей и трудовых коллективов. Теряются значимость, конструктивная роль среднесрочных, а в отдельные периоды и годовых финансовых планов, объективность оценок их выполнения. Соответственно, у руководства компаний снижается мотивация к повышению главных производственных показателей: выработки продукции на единицу оборудования, затрат сырья, энергоресурсов, заработной платы на единицу продукции. Это достаточно наглядно видно по данным «Газпрома», представленным в таблице №1.

Таблица1. Основные показатели ПАО «Газпром»

* С учетом доли в добычи компаний, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции.

** В расчетах использована информация, приведенная в Справочнике «Газпром в цифрах 2013–2017» и Годовом отчете ПАО «Газпром» за 2017 год.

Эффективность «Роснефти»

Подтверждением выводов, приведенных выше, являются также данные из отчета «Роснефти». Выручка за первый квартал 2018 года увеличилась на 22%, до 1,72 трлн рублей, EBITDA – на 15,6%, до 385 млрд рублей, чистая прибыль – более чем в семь раз, до 81 млрд рублей, краткосрочные финансовые обязательства сократились на 49%. При этом среднесуточная добыча углеводородов осталась на уровне четвертого квартала 2017 года – 5,7 млн б.н.э./сут., добыча жидких углеводородов выросла на 0,3% к уровню четвертого квартала прошлого года.

Ясно, что рост финансовых показателей «Роснефти» нельзя относить полностью к заслугам руководства компании. В сложившихся условиях аналитики ищут новые подходы к определению уровня эффективности работы крупных концернов. В частности, показатели «Роснефти» в динамике сравниваются с так называемым медианным значением (то есть динамикой показателей по отрасли или группе аналогичных компаний).

Средний дебит добывающей скважины «Роснефти» в 2012 году составил 7 тыс. т, а в 2016-м – 3,9 тыс. т. Медианное значение по 25 анализируемым компаниям: 2012 год – 7 тыс. т, 2016-й – 6,6 тыс. т. Аналитики делают следующий вывод: падение среднего дебита выше, чем в целом по рынку, может свидетельствовать о неэффективности или недостаточности инвестиций в разведку и разработку новых месторождений.

Производительность труда «Роснефти» в 2012 году – $0,6 млн/чел., в 2016-м – $0,3 млн/чел. Вывод очевиден: за анализируемый период показатель производительности труда в «Роснефти» уменьшился на 50%

Производительность труда «Роснефти» в 2012 году – $0,6 млн/чел., в 2016-м – $0,3 млн/чел. Медианное значение: 2012 год – $1,7 млн/чел., 2016-й – $1 млн/чел. Вывод очевиден: за анализируемый период показатель производительности труда в «Роснефти» уменьшился на 50%. Медианное значение по исследуемым компаниям сократилось на 41%. Снижение производительности труда темпами выше средних по выборке может свидетельствовать о недостаточном росте выручки и/или неэффективности использования человеческого капитала.

Предлагается также метод сравнения показателей «Роснефти» с близкой к ней по капитализации компанией ЛУКОЙЛ (таблица №2). Эти данные показывают, что ЛУКОЙЛ имеет существенное преимущество перед «Роснефтью».

Таблица №2. Показатели рентабельности по чистой прибыли ведущих нефтегазовых компаний

Несмотря на то что наличие большого числа разноплановых показателей (производственных, экономических, финансовых) не дает возможность привести их к единому знаменателю и тем самым затрудняет анализ, использование совокупности приведенных методик значительно повышает объективность оценок уровня эффективности работы компаний. Приведенные данные могут быть полезны при выборе объекта для инвестирования финансовых средств.

В то же время нельзя на их основании делать оценки качества работы руководителей указанных компаний и коллективов. В анализе не приводится информация о том, на какой исторической основе формировалась компания, отсутствуют сравнительные данные по характеристикам месторождений, их географической удаленности, уровню стартовой изношенности основных фондов промыслов и нефтеперерабатывающих предприятий, соотношения объёмов добычи и переработки нефти.

Известно, что компании уровня «Газпрома» и «Роснефти» вовлекаются государством в очень масштабные международные проекты, сопряженные с большим риском и затратами. Они, как правило, на начальных стадиях реализации оказывают негативное влияние на производственные и финансовые показатели деятельности корпораций. Эти выводы объективны не только для России.

Европейская эффективность

Можно привести множество фактов, когда в ведущих странах ЕС, которые гордятся совершенством своих рыночных механизмов, омертвляются громадные средства. Так, в ЕС в целях уменьшения зависимости от поставок газа из России уже в XXI веке была создана большая сеть терминалов по приему СПГ от других поставщиков. По оценкам, в 2016 году она могла обеспечить почти половину годового потребления газа ЕС, то есть 220 млрд куб. м. При этом загрузка терминалов не превышала 25%.

Эта программа дополнялась строительством большого числа новых магистральных газопроводов, перемычек, которые должны были остановить поставки газа в страны Центральной Европы из России и заместить его газом, доставляемым на западное побережье. В результате по итогам 2016 года комиссия ЕС зафиксировала использование пропускной способности ГТС всего лишь на 54%. Важно отметить, что, несмотря на льготное финансирование этих объектов по линии Брюсселя, затраты на их создание и поддержание в рабочем состоянии ложатся на потребителя. Это является одной из причин высоких цен на газ в ЕС и в то же время поводом для переадресования недовольства потребителей в адрес «Газпрома».

Мы не имеем права копировать эти ошибки. Возникает достаточно сложная ситуация. В главных сегментах экономики страны, определяющих ее способность к развитию, конкурентоспособность на мировой арене (нефтегазовая отрасль, энергетика, транспорт, связь, оборонная и атомная промышленность, космическая отрасль), доминируют государственные корпорации. Чисто рыночные методы оценки их эффективности недостаточно объективны, тогда как работоспособная методика на государственном уровне отсутствует. Анализ банков и СМИ ограничивается критикой отдельных проектов компаний, отчеты перед акционерами в значительной степени копируют рекламные проспекты. Важное значение для оценки качества работы руководителя играет его доклад Президенту страны на личной встрече. Но трудно ожидать, чтобы он был самокритичен.

В последние годы государство ставит под сомнение и те оценки, которые частным компаниям дает рынок на основе общепринятой мировой практики. Подтверждением этого являются рекомендации советника Президента страны Андрея Белоусова по изъятию в бюджет государства сверхдоходов отдельных корпораций. В значительной степени они формируются благодаря фундаментальным недостаткам нашей ценовой и налоговой политики.

Сверхдоходы

В статье, опубликованной в журнале «Газпром» в октябре 2017 года, я указывал, что наличие на рынке газа двух сегментов для юридических лиц – с регулируемыми и свободными ценами на газ, деформируют экономические отношения не только в отрасли, но и во всей экономике России. Неоднократно отмечалось, что беспошлинная поставка азотных минеральных удобрений, метанола, отдельных видов полимеров на экспорт, равно как и продажа их на внутреннем рынке по ценам, близким к мировым, предоставляет производителям данной продукции необоснованные льготы. Они делают свою продукцию в России из газа, который стоит 80 долларов за 1000 куб. м, а продают ее в странах, где газ стоит 250–300 долларов за 1000 куб. м. При экспорте газ из России облагается значительной пошлиной, а полуфабрикат, в себестоимости которого затраты на газ превышают 70%, проходит границу без нее. Поэтому в долгосрочном плане необходимо переводить производителей этих товаров на поставки газа по мировым ценам или устанавливать экспортные пошлины на их продукцию в размерах, определяемых удельными нормами потребления газа на единицу продукции и величиной экспортной пошлины на газ.

До реализации указанных мер целесообразно предложить данным предприятиям инвестировать сверхдоходы преимущественно в развитие высокотехнологичных производств своего профиля. Облагать их данью, принуждая строить объекты инфраструктуры для других отраслей вместо создания дополнительных мощностей по выпуску высокодоходной и пользующейся спросом на мировых рынках продукции, некорректно. В целом же можно прогнозировать, что введение в практику системы разовых изъятий доходов корпораций еще более снизит мотивацию их руководителей и коллективов к высокоэффективной работе. Всё это указывает на необходимость выработки на государственном уровне универсальной межотраслевой методики оценки эффективности работы ведущих компаний страны.

Новые старые подходы

Автор статьи с 1962 по 1997 год работал в нефтехимической отрасли, накопил определенный опыт в решении задачи повышения эффективности производства и считает, что методики, созданные тогда, могут быть полезны и сегодня. Идеологически подход состоял в том, чтобы разорвать связь между размером заработной платы и уровнем выполнения директивно утвержденных плановых показателей (объем товарного выпуска, удельные нормы расхода сырья, энергоресурсов на единицу продукции, ее трудоемкость). Известно, что все эти показатели устанавливаются вышестоящей организацией предприятию под давлением его руководителей и потому на уровне, близком к достигнутому в отчетном периоде, без учета реальных возможностей по их улучшению. В 1980-е годы резерв был нужен для того, чтобы коллективы не лишились большой (до 60%) месячной премии за отклонение от плановых показателей и норм при аварийных срывах на производстве или в поставках сырья. Использование подобных показателей при внедрении новой системы сохранилось для программ производства, снабжения, сбыта, плана платежей.

При новых подходах размер заработной платы ставился в прямую зависимость от двух показателей: уровня эффективности работы производства на начало года и размера его прироста за отчетный период. При этом уровень эффективности определялся по соотношению стоимости ресурсов, которые непосредственно вошли в состав произведенной продукции/услуг, в сравнении со стоимостью ресурсов, которыми располагало производство. Подобная формула расчета уровня эффективности обеспечила универсальность методики, что было актуально для отрасли, имеющей большое количество процессов, видов сырья и готовой продукции.

В каждом производстве есть ресурсы, затраты на которые доминируют в себестоимости. Целесообразно определение уровня эффективности работы начинать с анализа использования именно их. В нефтегазовой отрасли подобными ресурсами являются основные фонды. Традиционно уровень эффективности использования основных фондов определялся по коэффициенту использования мощности (КИМ). Как правило, он рассчитывается для одного конкретного вида оборудования, установки. На основе величин коэффициентов, рассчитанных для нескольких установок с различными технологиями, проблематично вывести усредненный показатель КИМ, характеризующий эффективность использования основных фондов этих установок.

В газовой отрасли мощности производственных участков, находящихся в одной технологической цепи, определяются различными единицами измерения. Например, для линейной части магистрального газопровода мощность должна рассчитываться по размеру газотранспортной работы, которую можно осуществить за год (млрд куб. м * км), тогда как для компрессорной станции она определяется по возможному объему прокачки газа (млрд куб. м/год). Для оценки эффективности работы ПХГ оба эти критерия не подходят. Вывести на основе физических единиц единую оценку использования основных фондов проблематично.

Авторы новой методики по определению уровня эффективности использования основных фондов, опираясь на показатель КИМ, связали его со стоимостью объекта, для которого он рассчитывается. Новый показатель получил название «Индекс ИСОФ (использование стоимости основных фондов)». Предлагаемая система расчета индексов ИСОФ позволяет определить уровень эффективности использования основных фондов для неограниченного числа производственных установок, подразделений, производств, организаций независимо от их технологических различий, масштабов, географического положения и др. Соответственно, может быть рассчитан единый сводный показатель для всей отрасли. Пример расчета использования основных фондов для газотранспортной организации приводится в таблицах № 3–7.

Таблица №3. Расчет индекса ИСОФ для линейной части магистральных газопроводов

Таблица №4. Расчет индекса ИСОФ для компрессорных станций

Таблица №5. Расчет индекса ИСОФ для ГРС

Примечание: в скобках указано кол-во ГРС с мощностями 500, 200 и 100 млн куб. м.

Таблица №6. Расчет индекса ИСОФ для ПХГ

Таблица №7. Расчет сводного индекса ИСОФ для газотранспортной организации

При проведении указанных расчетов имеется возможность ориентировать расчет индекса ИCОФ на проектные показатели мощности установок, производств, учитывать оптимальную сменность, нормативный срок работы отдельных единиц оборудования в течение года. Именно по этому варианту велась подготовка методик на начальном этапе. Однако в процессе работы обнаружилось, что в расчетах проектных мощностей нормативные простои технологического оборудования в большинстве случаев значительно завышены против времени, реально необходимого для проведения ремонтных и профилактических операций. При этом даже для однотипного оборудования нормативы различных проектных институтов существенно различались. В связи с этим параллельно был апробирован вариант определения индекса ИСОФ по теоретической мощности оборудования, величина которой определялась по формуле «проектная часовая производительность * 24 * 365».

Специфика производств по выпуску термопластичных полимеров состоит в том, что все аппараты и соединяющие их трубопроводы обогреваются. Плановые и аварийные остановки оборудования приводят к термическому разложению полимеров и их коксованию. Аналогичный процесс происходит в застойных зонах трубопроводов, к которым в целях надежности работы установки подсоединены дублирующие позиции оборудования (насосы, нагреватели, фильтры). Продукты коксования полимеров создают значительные проблемы и при изготовлении из них высокотехнологичных изделий.

Значение данной проблемы резко возросло в 1980-е годы, когда нефтехимическая отрасль перешла на установки нового поколения, с мощностями, превышающими их прототипы в десятки раз. При этом параметры давления на некоторых установках были доведены до 3000 атм. Пуски, остановы производств с подобными критическими параметрами сопряжены с повышенным риском аварий. В целях обеспечения высокого качества продукции из схемы установок были удалены все позиции дублирующего оборудования, при этом была поставлена задача доведения межремонтного пробега установок с 6 до 24 месяцев. Подобный подход позволил провести большую инженерную работу и максимально приблизить фактические показатели к теоретической мощности. На основе этих разработок ведущие фирмы мира вышли на создание заводов-автоматов. По указанным причинам методика расчета индекса ИСОФ по теоретической мощности также получила право на жизнь.

Алгоритм

На основе приведенных выше расчетов был также предложен алгоритм расчетов, позволяющий определить влияние индекса ИСОФ на прибыль предприятия. Величину ее потерь можно определить по двум вариантам: первый – по размеру амортизационных начислений, начисляемых на стоимость неиспользованной части основных фондов по данным таблицы № 7; второй – по размеру возможной дополнительной выручки и, соответственно, прибыли в случае 100% использования мощностей имеющихся основных фондов.

В первом случае необходимо учитывать, что основные фонды по четырем сегментам ГТС имеют различные сроки амортизации. Выбор варианта может осуществляться в зависимости от конкретной ситуации. На практике в указанный период более широко применялся первый вариант.

Имеется большое количество производств, где существенную долю в себестоимости составляет сырье (нефтепереработка, нефтехимия, химия). Индекс использования стоимости сырья (ИСС) рассчитывается по аналогичным методикам. Согласно им, на первом этапе по каждому виду ресурса определяется Коэффициент использования ресурса – соотношение между его количеством, физически вошедшим в состав готовой продукции, и количеством, израсходованным на ее производство (далее – КИР). Затем по формуле рассчитывается Индекс ИСС на конкретный вид товарной продукции:

Индекс ИСС = КИР₁ *Р₁ * С₁ + КИР₂ * Р₂ * С₂ + КИР_n * Р_n *С_n ,

Р₁ * С₁ + Р₂ * С₂ + Р_n * С_n

где: Р – количество ресурса определенного вида, израсходованного на производство готовой продукции; С – стоимость определенного вида ресурса. При наличии на производстве нескольких видов готовой продукции сводный Индекс ИСС определяется по их совокупности.

Например, если на химическом заводе на производство 1 т продукции расходуется 800 кг первого компонента (цена 400 рублей за 1 кг) и 500 кг второго (цена 700 рублей за 1 кг), то затраты на сырье в себестоимости 1 т готовой продукции составят 800 * 400 +500 * 700 = 670 тыс. рублей. Согласно приведенной идеологии, необходимо сначала определить, какая часть первого компонента вошла в состав готовой продукции. Предположим, для первого компонента она равна 640 кг, для второго – 360 кг. Итого 1000 кг. Это определяется на основе химической формулы готовой продукции и формул компонентов. Значит, КИР-1 = 0,8, а КИР-2 = 0,72. В итоге стоимость использованного сырья равняется 0,8 * 800 * 400 + 0,72 * 500 * 700 = 508 тыс. рублей. Отсюда индекс ИСС определяется соотношением 508/670 и равен 0,758. Далее можем посчитать индекс для второго вида готовой продукции и сделать сводный по производству.

По данной методике может определяться коэффициент использования ценных ресурсов, входящих в состав попутного нефтяного газа (ПНГ). При этом в качестве израсходованных ресурсов необходимо рассматривать данные лабораторного анализа ПНГ, выходящего из скважины, в качестве готовой продукции – СУГ и набор товарных углеводородов. При этом стоимость ресурса в данном случае целесообразно определять по стоимости конкретных видов товарной продукции.

В себестоимости услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам значительную долю составляет природный газ. Можно определять уровень эффективности его использования по соотношению проектного расхода на перекачку 1000 куб. м газа на 100 км и фактического расхода. Но, исходя из приведенных подходов в расчетах Индекса ИСС, мы вправе считать, что полезное использование данного ресурса находится на уровне КПД газоперекачивающих агрегатов, то есть не превышает 30%. Специалисты отрасли хорошо знают, что при использовании традиционного оборудования резервов для экономии очень мало. Но потеря нескольких десятков миллиардов кубометров газа требует новых подходов. Обстановка созрела для поэтапного решения проблемы.

На предприятиях «Газпром энергохолдинга» есть много хороших примеров, когда за счет замены паровых турбин на парогазовые установки удалось поднять КПД электростанций с 28 до 56%

Повышение эффективности

На предприятиях «Газпром энергохолдинга» есть много хороших примеров, когда за счет замены паровых турбин на парогазовые установки (ПГУ) удалось поднять КПД электростанций с 28 до 56%. При этом в мировой практике достаточно примеров повышения этого показателя за счет установки теплового цикла до 90–95%. Мощности подобных ПГУ соразмерны с мощностями крупных газоперекачивающих станций, время требует того, чтобы они взяли на вооружение новую технику. Большая часть магистральных газопроводов России проходит через северо-западные регионы. В этой зоне интенсивно развивается переработка древесины, требующая больших затрат тепловой энергии. Преодоление межведомственных барьеров будет способствовать ускорению внедрения данной программы. Поэтому Индекс ИСС для газа, приобретаемого газотранспортными предприятиями, целесообразнее считать не по соотношению проектный расход/фактический расход, а по реальному КПД агрегатов. Это означает, что прибыль предприятия по данному фактору снижается на величину 70% стоимости израсходованного газа.

Эти два примера достаточно наглядно показывают необходимость и возможность определения уровня использования стоимости всех видов ресурсов, участвующих в производстве: основные фонды, сырье (топливо), энергоресурсы, затраты труда. На основе указанных выше подходов для ряда отраслей промышленности Республики Беларусь в 1980-е годы была создана Программа расчета величины теоретической прибыли и доли ее потери из-за нерационального использования всех указанных ресурсов. Подробное описание методик приводится в книге «На подступах к хозяйственному расчету», которая вышла в свет в Минске в 1989 году. Согласно указанным методикам определение величины теоретической прибыли ведется по формуле:

ПТЕОР. = ПФАКТ. + СОФ (1 – ИСОФ) * НАММ. + СС (1 – ИСС) + СЭ (1 – ИСЭ) + СП (1 – ИСП),

где ПФАКТ. – величина фактической прибыли, НАММ. – норма амортизации, СС – стоимость израсходованного сырья (топлива), СЭ – стоимость израсходованных энергоресурсов, ИСЭ – индекс использования стоимости энергоресурсов, СП – стоимость персонала, ИСП – индекс использования стоимости персонала. При видимой простоте формулы необходимо отметить, что расчет указанных выше индексов для групп отраслей имеет свою специфику.

Теоретическая прибыль – это условная для данного производственного подразделения величина, которую оно могло бы получить при 100% использовании основных фондов, полном отсутствии отходов и потерь сырья (топлива), 100% использовании энергоресурсов с учетом технической возможности утилизации вторичных энергоресурсов, 100% использовании рабочего времени персонала.

Условный показатель «теоретическая прибыль» – цель недостижимая. Но уровень извлечения теоретической прибыли, определяемый по соотношению ПФАКТ./ПТЕОР., динамика его роста достаточно объективно будут определять эффективность работы предприятий и корпораций. Эти показатели в существенно меньшей степени зависят от указанных в начале статьи конъюнктурных факторов. Поэтому оценка на их основе производственных подразделений всех уровней (от цеха до отрасли) создает условия для более справедливого определения размера их материального поощрения.

При апробировании подобных систем в газовой отрасли необходимо учитывать, что в отдельных газотранспортных организациях динамика указанных показателей и связанной с ними потери прибыли в значительной степени может зависеть от внешних факторов. Например, ввод в эксплуатацию Гродненской АЭС в Республике Беларусь может привести к снижению потребления газа и, соответственно, поставок «Газпрома» на 3,5 млрд куб. м. Снижение объемов транзита газа через Украину уже сейчас вызывает соответствующее снижение загрузки магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Москва».

На основе сугубо отраслевых подходов проблематично найти пути сохранения загрузки. Если подняться над ними, необходимо ставить задачу создания с привлечением российских и иностранных инвесторов новых крупномасштабных кластеров по производству СПГ и экспортной химической продукции на западной границе Республики Беларусь и на побережье Балтийского и Азовского морей. Эти комплексы должны получить существенные преференции со стороны «Газпрома» и государства, потому что альтернативой им станут затратные программы демонтажа громадного количества магистральных газопроводов и потеря большого числа высококвалифицированных рабочих мест.

Александр Петров, кандидат экономических наук