Крюков

ИНФОРМАЦИОННАЯ ПОДДЕРЖКА ПРОЦЕССА УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ
НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ, ПРЕДСТАВЛЕННЫМИ ЗАПАСАМИ
УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Крюков Яков Валерьевич
Институт Экономики и ОПП СО РАН, Новосибирск
kryukov@alekta.ru
Термин “управление природными ресурсами” в отечественной хозяйственной практике
длительное время подразумевал стремление к устойчивому наращиванию объемов
извлекаемого сырья. В условиях плановой экономики при рассмотрении альтернатив для
вовлечения в разработку рассматривался исключительно сырьевой потенциал запасов
углеводородного сырья.
1970-80-е годы были периодом бурного развития нефтегазового сектора: быстрыми
темпами росли объемы добычи и приращивался объем доказанных запасов, что повышало
эффективность отрасли. Это было обусловлено как благоприятной внешней конъюнктурой
(высокие цены на нефть), так и геологическими причинами (разрабатывались
преимущественно месторождения с “легкой” нефтью: крупные месторождения и
месторождения-гиганты). В первые годы экономических реформ произошло существенное
повышение как величины издержек на баррель добываемого сырья, так и цен на нефть. Это
было вызвано как объективным увеличением затрат, так и изменениями налогового
законодательства. В связи с этим наряду с необходимостью адаптации к новым
экономическим реалиям вопрос разработки новых подходов к управлению природными
ресурсами (как на государственном уровне, так и на уровне компаний- недропользователей)
приобрел значительную актуальность.
В условиях становления рыночной экономики в России усиливается финансовоэкономическая роль запасов углеводородного сырья в недрах, и управление запасами все
больше приближается к управлению экономическими активами (нефтегазовыми активами).
Ресурс становится экономическим активом, когда речь идет о его рациональном применении,
осознанном выборе из всего множества альтернативных вариантов использования наиболее
предпочтительного и практичного. В современной нефтегазовой компании (и это характерно
не только для западных нефтегазовых компаний, но и во все большей степени для
российских) прослеживается тесная взаимосвязь оценки активов, представленных запасами
углеводородного сырья в недрах, с основными стоимостными и технологическими
показателями, характеризующими деятельность нефтегазовой компании. Данное
обстоятельство выдвигает управление это категорией активов компании в число
первоочередных и наиболее приоритетных.
Управление в данном случае – это прежде всего управление объектами разработки
(объектами технологической цепочки добычи и транспортировки сырья, месторождениями,
скважинами и т.д.). Управление объектом разработки подразумевает управление
эффективностью производства, то есть управление объемом производства продукта (нефти
или газа попутного) по месторождениям и суммой издержек на его производство. Это
вызывает необходимость информационной поддержки принятия соответствующих решений.
Под информационной поддержкой процесса управления активами понимается четко
организованная и регламентированная система сбора, группировки и последующего анализа
информации об эффективности проводимых воздействий на объектах управления.
Переход от направленности деятельности нефтегазодобывающей компании на
достижение количественных показателей добычи к интегрированному подходу,
рассматривающему месторождения прежде всего как финансово-экономические активы,
тесно взаимосвязан с изменением представления об информации, используемой в
управленческих целях. Это относится прежде всего к механизму формирования такой
информации: ее структурированию и классификации.
Целью проведенного исследования является
 сравнение различных вариантов построения организационной структуры предприятий
нефтегазового сектора (как необходимого условия формирования современных подходов
к информационной поддержке процесса принятия решения по управлению
нефтегазовыми активами) и анализ их адекватности задачам по управлению данной
категорией активов;
 анализ и сравнительная оценка формирующихся подходов к информационной поддержке
процесса принятия решений по управлению активами, представленными запасами
углеводородного сырья, в нефтегазовом секторе России.
Управление нефтегазовыми активами компании: цели и механизм реализации
Главная цель управления активами – в том числе и активами, представленными
запасами в недрах – обеспечение устойчивого роста (или, по крайней мере, не снижения)
динамики показателей, характеризующих стоимостные результаты деятельности
нефтегазовой компании (в их числе не только капитализация всех активов компании, но и
прибыльность и доходность операций, проводимых компанией).
Классической задачей нефтепромысловой экономики, связанной с управлением данной
категорией активов, является поиск наиболее приемлемого режима разработки на стадии
падающей добычи. Это вызвано тем, что с течением времени падает энергия пласта, темпы
добычи начинают снижаться. В этой ситуации могут быть рассмотрены и приняты схемы
нагнетания газа или воды как одна из форм вторичного воздействия с тем, чтобы поддержать
давление и тем самым уровень добычи.
Рост значений стоимостных показателей, связанных с активами, представленными
запасами углеводородов, может быть обеспечен в рамках следующих основных альтернатив:
1. Воспроизводство новых запасов, имеющих коммерческое значение. Основное
направление деятельности – проведение поисков и разведки (как геофизических
исследований, так и поисково-разведочного бурения) с меньшими (по сравнению со
средними, складывающимися в отрасли) издержками.
2. Разработка имеющихся запасов с получением более высокой прибыли – по сравнению со
средней в отрасли – в результате совершенствования технологии разработки и широкого
использования методов увеличения нефтеотдачи на стадии падающей добычи и
интенсификации разработки.
3. Приобретение запасов, имеющих коммерческое значение на тендерах для получения прав
на пользование недрами, а также в процессе поглощения, либо переуступки таких прав по
более низкой цене по сравнению с издержками на прирост запасов, складывающимися в
рамках компании в определенный момент времени.
4. Реализация части запасов углеводородов путем продажи (в зависимости от принятых
нормативно-правовых условий) по более высокой цене по сравнению с теми издержками,
которые компания понесла для обеспечения их прироста.
В рыночной экономике перечисленные выше направления роста стоимости активов,
представленных запасами в недрах, могут управляться по принципу инвестиционного
портфеля.
Управление активами, представленными ресурсами (запасами) углеводородов,
сводится к выбору и реализации различных мероприятий, направленных на рост стоимости
активов, а следовательно – и на рост капитализации компании в целом. Выделение
различных направлений роста стоимости активов, представленных запасами
углеводородного сырья опровергает, например, мнение о том, что геолого-разведочные
мероприятия не приносят прибыли, которая обеспечивается только добычей и переработкой
углеводородного сырья, а также сбытом товарной продукции. Геолого-разведочные работы
увеличивают стоимость активов, и такие активы могут быть ликвидными.
Наряду с направлениями роста стоимости выделяются следующие (взаимосвязанные
между собой) инструменты, обеспечивающие реализацию данных направлений (рис.1):
 формирование адекватной управленческой структуры;
 управление издержками;
 управление рисками.
Эффективное применение данных инструментов для компании возможно при наличии
соответствующей информационной поддержки (информационного обеспечения) подготовки
и принятия соответствующих решений и воздействий.
Информационная поддержка
Формирование
управленческой
структуры
Управление
издержками
Управление
рисками
Направления (альтернативы) роста стоимости активов
Проведение геологоразведки
Разработка имеющихся запасов
Приобретение (продажа) запасов
Повышение нефтеотдачи пластов
Рис. 1 Система управления активами нефтегазовой компании, представленными запасами
углеводородного сырья в недрах
Роль информационной поддержки процесса управления нефтегазовыми активами
Информационная поддержка процесса управления запасами в нефтедобывающей
промышленности связана с необходимостью подготовки данных для качественной оценки
альтернатив, связанных с выбором стратегии в области управления запасами. Это
подразумевает прежде всего формирование показателей экономической оценки портфеля
запасов компании. При этом ключевым показателем, характеризующим эффективность
управления объектами, входящими в портфель, является сумма издержек по каждому
объекту портфеля компании (в разрезе видов работ и технологических воздействий на
объекте).
В настоящее время в отечественной нефтедобывающей промышленности существует
значительное противоречие учетного характера в трактовке понятия “объект управления” на
различных стадиях его рассмотрения. Данное противоречие заключается в том, что учетным
объектом (расчетным объектом) месторождение является лишь на стадии конкурса, аукциона
и утверждения проекта. А на стадии управления портфелем, как правило, вся статистика до
недавнего времени формировалась на основе структурных единиц (включающих различные
месторождения и виды работ). Соответственно, для эффективного управления портфелем
месторождений в этих условиях необходимо:
 структурирование издержек по объектам разработки;
 структурирование издержек по видам проводимых работ (технологических воздействий
на объекты управления).
В целом, информационная поддержка процесса управления активами в нефтегазовом
секторе нацелена на последовательное решение следующих задач:
1) формирование издержек по объектам управления;
2) оценка альтернатив, связанных с выбором стратегии освоения запасов;
3) управление инвестиционным портфелем (портфелем объектов разработки) на основе
полученных оценок.
В рамках настоящей статьи рассматриваются следующие аспекты информационной
поддержки процесса принятия решений по управлению активами в нефтегазовом секторе:
 методологический аспект (для объективной и точной оценки издержек по объектам
управления
(месторождениям)
необходимо
формирование
соответствующей
методологической
основы,
включающей
общекорпоративные
принципы
структурирования, кодирования и накопления издержек по объектам);
 организационный аспект (только в рамках прозрачной и функционально простой системы
управления может быть выработана четкая методология и жестко формализован учетный
процесс, что является необходимым условием создания единого информационного
пространства компании);
 информационный аспект (механизмом реализации методологический принципов
формирования издержек по объектам управления в рамках территориально
распределенной многоуровневой организационной структуры, характерной для
предприятий нефтегазового сектора, являются корпоративные информационные
системы).
Для нефтегазовых компаний, как правило, характерна многоуровневая структура
управления и управление активами на каждом уровне в общем виде осуществляется на
основе воздействия на различные компоненты совокупной прибыли компании.
Внутрикорпоративной политикой компании задаются основные рамки деятельности каждого
структурного подразделения (объем добычи, себестоимость добычи 1 тонны нефти,
движение финансовых потоков и т.д.). Выполнение этих ограничений, в свою очередь,
является критерием оценки труда менеджеров предприятия-структурного подразделения
компании.
При такой организации с позиций верхнего уровня управления структурное
подразделение рассматривается как центр затрат, тогда как доходная часть и допустимый
уровень издержек определяется ценовой политикой головной компании (рис. 2).
P
компании в целом
(прибыль)
= Pструктурного подразделения + Pдругих предприятий группы
Pструктурного подразделения = V (выручка)
принятие решений
головной компанией
R
(издержки)
принятие решений
структурным подразделением
Рис. 2 Общая схема взаимодействия различных уровней управления компанией в
рамках процесса управления активами
Таким образом, управление объектами разработки на уровне структурного
подразделения заключается в управлении издержками по каждому из объектов (тогда как
реально в большинстве случаев объектом управления является подразделение).
Выбор месторождения как объекта управления связан с тем, что месторождения
являются системообразующим элементом в производственной деятельности нефтегазовой
компании, вся производственная деятельность основывается на их эксплуатации. От наличия
и состояния месторождений зависит исполнение заданий на выработку продукции.
Успешная перспектива предприятия зависит от возможностей воспроизводства
месторождений, которое включает поиск и разведку новых месторождений, их освоение,
эффективную эксплуатацию. При падении рентабельности месторождения возникает
необходимость в его “осмотрительной” консервации или выводе из эксплуатации. Иметь
детальную и точную информацию об издержках по каждому объекту (в разрезе
осуществляемых на нем работ) компания может, только обладая соответствующей
информационной базой.
Например, неоднократно высказывалось мнение, что компания “ЛУКОЙЛ” плохо
контролирует издержки. Это выражалось в том, что операционные расходы компании в
течение длительного периода увеличивались, тогда как объемы добычи нефти росли, а
затраты на добычу сырья снижались . Это объясняется тем, что в компании:
 нет единого центра контроля за издержками, при том, что существует много центров
затрат;
 в недостаточной степени налажено пообъектное управление издержками и отсутствует
единая стандартизированная информационная база данных для управленческих целей по
объектам разработки компании.
C 2002 года компания проводит комплекс мероприятий, нацеленных на сокращение
своих затрат. Одним из таких мероприятий явилась разработка общекорпоративных
подходов к управлению портфелем объектов, оформленная в соответствующую методику
информационного обеспечения процесса управления объектами разработки. В настоящий
момент данная методика апробирована в ООО “ЛУКОЙЛ-Пермь”, идет ее внедрение в ООО
“ЛУКОЙЛ-Коми”. В дальнейшем предполагается распространить методику на все
добывающие предприятия компании. Отличительной особенностью проведенных
преобразований является то, что сначала компания сформировала под новый проект
определенную управленческую базу – все промежуточные управленческие структуры были
ликвидированы. Объектом управления является портфель месторождений, а механизмами –
бизнес-процессы, которые поддерживаются интегрированной системой управления [1].
Организационные аспекты информационного обеспечения в нефтедобывающей
компании
В настоящее время можно говорить о двух подходах к управлению в российских
нефтегазовых компаниях – двухуровневая и трехуровневая система управления.
Особенностью трехуровневой системы, характерной для 70-х-80-х годов прошлого столетия,
является акцент на подразделение как объект управления, двухуровневой – на
месторождение.
Трехуровневая (функционально-операционнная) система управления организована по
принципу “центральный аппарат управления – филиал – цех" (рис. 3).
Центральный аппарат управления
Производственное объединение 1
(территориальный филиал )
НГДУ
Цеха добычи нефти и газа
Вспомогательное
производство
Производственное объединение 2
(территориальный филиал)
НГДУ
Вспомогательное
производство
Цеха добычи нефти и газа
Рис. 3 Трехуровневая (функционально-операционная) система управления
Структурное подразделение компании в регионе представляет собой территориально
удаленные производственные объединения, в состав каждого из которых входят
нефтегазодобывающие управления (НГДУ) и предприятия вспомогательного производства.
В основе данного подхода положены следующие принципы:
 объемные показатели производства как цель управления;
 территориальное распределение как основа структуры предприятия;
 наличие на каждом предприятии возможно более широкой номенклатуры продуктов и
услуг;
 наличие относительной финансовой самостоятельности подразделений;
 окружение производства насколько возможно широким спектром социального
самообеспечения.
Такая система ориентирована прежде всего на достижение агрегированных целевых
показателей в разрезе подразделений. Особенностью данного подхода с точки зрения
информационной поддержки является дублирование функций на уровне филиала,
обременительное наращивание документооборота, искажение поступающей от цехов
информации. Возникает эффект "непрозрачности", размытости объекта управления.
Предприятие распадается на несколько самостоятельных блоков, то есть параллельно
существуют три разные технические политики, методологии учета и планирования и т.д. К
числу прочих недостатков подобного подхода можно отнести следующее:
 отсутствие логики и функциональной простоты в системе управления, большое
количество уровней управления;
 разнородность организационных структур филиалов, отсюда – сложность в проведении
единой политики в управлении сквозными процессами;
 дублирование многих функций на уровнях центрального аппарата управления, филиала,
цеха;
 присутствие в структуре филиалов множества вспомогательных подразделений;
 отсутствие единого методологического центра, регулирующего структуру и наполнение
информационных потоков.
Это приводит к рассогласованиям, которые сама система не может выправить,
поскольку информационный обмен между различными уровнями управления носит
агрегированный характер, а внутренняя информация внутри каждого уровня формируется по
различным принципам.
Таким образом, в случае классической модели управления информация теряется и не
может являться основой для принятия управленческих решений (связанных в том числе с
управлением объектами разработки). С середины 90-х годов прошлого столетия крупнейшие
российские нефтегазовые компании осуществляют переход от трехуровневой к
двухуровневой структуре управления. В некоторых компаниях (например, в компании
“ЮКОС”) этот переход завершен, в других компаниях (территориально более
распределенных, например, в компании “ЛУКОЙЛ”) этот переход длится около 10 лет
(успешно начавшись в структурном подразделении “Пермнефть” во второй половине 90-х
годов).
Двухуровневая
(функционально-процессная)
система
управления
(рис.4)
характеризуется тем, что включает только два элемента:
 месторождения (включая лицензии на разработку),
 единый центр управления.
При этом изменениям подвергается не только структура центрального аппарата
управления, но и вся система внутренних отношений между подразделениями компании
(основанная на том, что цеха добычи подчиняются напрямую аппарату управления
акционерного общества).
Центральный аппарат управления
Производственные
задания
Договора на работы
Информация о состоянии
и решения о воздействиях
Цех добычи нефти и газа
Сторонние подрядчики
Заданные воздействия
на объекты
Заданные воздействия
на объекты
Объект разработки
Рис. 4 Двухуровневая (функционально-процессная) система управления
Основной принцип двухуровневой структуры – каждый цех добычи эксплуатирует
целое количество месторождений и осуществляет технологический процесс от скважины до
коммерческого узла учета и передачи нефти. Создаются комплексные цеха по добыче нефти
и газа взамен цехов, выделенных по функциональному принципу. Так, в ходе реорганизации
ОАО “Томскнефть”, проведенной в 2003 г., применен подход к управлению
производственной деятельностью на основе производственных блоков – узкой
специализации производственных единиц. Четыре блока включают в себя:
 цеха добычи (добывающие скважины),
 цеха поддержания пластового давления (обслуживание кустовых насосных станций),
 цеха подготовки нефти (обслуживание дожимных насосных станций и пунктов
подготовки нефти);
 транспортные цеха (трубопроводный транспорт).
На основе обозначенных технологий в структуре руководства созданы четыре
управления, которые обладают собственным бюджетом, им переданы функции заказчика [2].
Как правило, подобные организационные преобразования являются первым этапом
подготовки к решению более масштабной управленческой задачи. Данная задача
заключается в том, чтобы в режиме реального времени получать информацию о состоянии
производства с точки зрения эффективности, экономики, материально-стоимостного
баланса. Такая система позволяет своевременно принимать управленческие решения,
контролировать ситуацию и при необходимости оперативно ее корректировать. В настоящее
время реализация такой системы возможно только в условиях двухуровневой системы
управления, когда четко определены функции каждой структурной единицы в рамках
предприятия внутри единого информационного поля.
Практическое воплощение подобных мер связано с формированием соответствующих
массивов и баз данных в рамках корпоративной информационной системы как основного
инструмента передачи учетной информации (прежде всего – информации о проводимых
воздействиях, то есть об издержках) внутри компании.
Корпоративная информационная система как основной инструмент информационной
поддержки
Корпоративная информационная система как инструмент информационной поддержки
управленческих решений в нефтегазовом секторе, включает следующие составляющие:
1. Корпоративное движение информации по объектам управления
Информация по объектам управления может принимать три основные формы (рис.5):
 Нормативная информация. Данная категория информации обеспечивает все возможные
разрезы для нужд управления объектами разработкии содержит набор
общекорпоративных справочников объектов и их характеристик с точки зрения
бухгалтерского и управленческого учета по объектам (например, справочник
месторождений, скважин, воздействий, мероприятий и т.д.). При этом, поскольку все
предприятия внутри компании объединены в единое информационное поле, то
нормативная информация в рамках компании также едина.
 Первичная информация. Данная категория информации обеспечивает движение
информации о технологических воздействиях, осуществляемых на объектах управления,
из структурного подразделения в аппарат управления (например геолого-технические
мероприятия, капитальные и текущие ремонты и т.д.).
 Отчетная информация. Данная категория информации обеспечивает наполнение
информационных потоков, характеризующих эффективность проводимых мероприятий
по объектам (например, объемы добычи углеводородного сырья по скважине или
месторождению, суммы издержек по каждому технологическому переделу в разрезе
объектов и т.д.).
2. Производительность, многообразие и интегрированность алгоритмов
Данный аспект вызван тем обстоятельством, что информационное обеспечение в
нефтегазовом секторе связано с большим числом объектов управления, их характеристик и
сложностью основных калькулятивных процедур (определение сумм износа оборудования,
расчет издержек по объектам и т.д.)
3. Ограничение и разделение доступа
Ограничение и разделение доступа может осуществляться и внутри одной, и между
несколькими структурными единицами компании. Потребителями информации могут
являться сотрудники разных отделов и служб. Каждый из них решает разный круг задач,
предъявляет специфические требования к системе, находясь при этом в едином
информационном пространстве, и, соответственно, в той или иной степени взаимодействуя с
единое информационное
пространство
Центральный аппарат
управления
главная база
данных
база
данных
корпоративной
отчетности
база
данных структурного
подразделения 1
Нормативные
справочники
объектов
управления и их
характеристик
Первичная
информация о
воздействиях на
объекты
Отчетная и
итоговая
информация
по объектам
база
данных структурного
подразделения 2
другими подразделениями компании.
Рис. 5 Корпоративное движение информации по объектам управления
С точки зрения полноты и уровня детализации получаемых оценок методы
информационной поддержки процесса управления нефтегазовыми активами в российских
условиях могут быть определены как “метод валовых издержек” (в значительной степени
консервативный метод, во многом обусловленный особенностями сложившейся структуры
отечественного нефтегазового сектора) и “метод технологической цепочки”, внедряемый в
настоящее время в компаниях, находящихся на этапе реформирования организационной
структуры (или завершивших ее) и перехода от управления цехами к управлению конечными
производственными объектами.
Методы информационной поддержки процесса управления нефтегазовыми активами
Метод валовых издержек
Метод валовых издержек как правило характерен для компаний, работающих в
“традиционных” добывающих провинциях (прежде всего для компаний, имеющих
трехуровневую структуру управления или находящихся на первом этапе перехода на
двухуровневую структуру) и включающих помимо цехов добычи нефти большое количество
вспомогательных структур (управлений ремонта скважин, управлений технологического
транспорта, перерабатывающих мощностей и т.д.).
Как было отмечено выше, объектом управления в рамках такой структуры является
подразделение, в результате чего управление объектами разработки (месторождениями) не
может быть осуществлено в полной мере, так как отсутствует детальное и экономически
обоснованное определение величины издержек по каждому объекту (преобладает метод
валовых издержек).
При этом действует следующий механизм определения издержек по объектам:
1) Формирование первичных издержек в базах данных предприятий вспомогательного
производства каждого из производственных объединений, а также в аппаратах
управления производственных объединений (включающих цеха добычи). Формирование
издержек вспомогательного производства производится по цеховому принципу; для
цехов добычи издержки формируются также без четкой привязки к месторождениям
(например, если цех добычи работает на нескольких месторождениях, существенная
часть издержек не может быть отнесена на месторождение напрямую и подлежит
распределению между месторождениями на основе системы критериев).
2) Передача издержек предприятий вспомогательного производства в аппарат управления
производственного объединения по каналам корпоративного документооборота.
Результатом данного шага является общая (валовая) сумма издержек (полная
себестоимость), подлежащая перераспределению в аппаратах управления каждого из
производственных объединений (напрямую на объекты разработки относится только
часть издержек).
3) Формирование издержек по объектам разработки (калькулирование себестоимости по
объектам и основным продуктам – нефти и газу попутному).
4) Передача затрат в разрезе продуктов в головную организацию.
Можно выделить следующие недостатки метода валовых издержек (на этапе передачи
издержек и формирования сумм издержек по объектам):
 использование формальных критериев (например, объема добычи, заработной платы
основных производственных рабочих и т.д.) при распределении части издержек,
сформированных безотносительно объектов разработки, между соответствующими
комплексными статьями;
 искажение (завышение или занижение) себестоимости за счет высокой доли косвенных
издержек (подлежащих распределению) по сравнению с издержками, относимых
напрямую на объект разработки (таких как повышение нефтеотдачи пластов или
капитальный ремонт скважин);
 возможность искусственных корректировок суммы издержек на объекте разработки за
счет дополнительных перераспределений (как правило, сотрудники учетных служб
аппаратов управления производственных объединений не допускают выхода
себестоимости добычи на объекте разработки за коридор, предусмотренный бюджетом за
счет отнесения дополнительных сумм услуг, что не способствует формированию
объективной оценки суммы издержек).
 трудоемкость формирования полной суммы издержек, приходящихся на каждый
производственный процесс – передел, в связи с существованием комплексных статей, на
которые “котловым” методом относятся затраты цехов, занятых в различных
производственных процессах.
Метод технологической цепочки
На уровне компаний традиционный метод модифицируется в другие подходы,
наиболее распространенным из которых является метод технологической цепочки).
Данный метод информационной поддержки процесса принятия решения об управлении
нефтегазовыми активами применяется нефтедобывающими предприятиями, в которых
завершен (или близок к завершению) переход на двухуровневую структуру управления. Так,
в компании “ЛУКОЙЛ” данный метод применяется на предприятиях “ЛУКОЙЛ-Пермь” и
“ЛУКОЙЛ-Коми”; а в перспективе его предполагается распространить на все добывающие
структуры компании.
Данный метод исходит из того, что стоимость производства продукта на объекте
разработки есть сумма затрат, произведенных на технологических объектах, участвующих в
его создании. Издержки переносятся на стоимость продукта при прохождении его по цепи
этих объектов. Предполагается, что каждый технологический объект или группа объектов
использует определенный набор ресурсов и выпускает однородный внутренний продукт или
услугу [3].
Так, например, добывающая скважина осуществляет подъем нефти на поверхность,
потребляя при этом электроэнергию, труд оператора добычи, услуги по текущему ремонту
скважины и другие ресурсы. Групповая замерная установка выполняет замер объема
добытой жидкости, также потребляя электроэнергию, услуги по обслуживанию и ремонту.
В связи с этим метод технологической цепочки отличается следующими
особенностями по сравнению с методом валовых издержек:
 в качестве объекта учета затрат выступает не цех основного производства, а объект
технологической цепочки;
 издержки каждого из объектов распределяются на другие объекты; при этом критерием
распределения являются объемы потребленной продукции или услуг другими объектами,
что позволяет привязать процесс формирования издержек по объектам к
производственному процессу (как по основным технологическим этапам – переделам, так
и в части производственной структуры);
 возможность детального отражения издержек не только по месторождениям, как
основным объектам управления, но и по ярусам в пределах одного месторождения –
залежам (например, для оценки эффективности мер по интенсификации разработки или
увеличению нефтеотдачи пластов, которые могут проводиться для отдельной залежи);
 благодаря четкой привязке объектов учета первичных затрат к объектам разработки
(месторождению или залежи) и прямому отнесению наиболее капиталоемких затрат на
объекты разработки значение себестоимости продукции (суммы издержек на объекте
управления - месторождении) является более объективным.
Управление портфелем объектов разработки в рамках данного подхода означает
оптимальный выбор объектов и способов воздействия на них. При этом в связи с
характерным для отрасли многообразием видов технологических объектов на базе группы
производственных единиц, связанных с выпуском однородного продукта (например,
связанных с добычей нефти на определенном месторождении), создается так называемый
“экономический объект” (например, выкидные трубопроводы, данного месторождения,
осуществляющие транспортировку водогазонефтяной жидкости с данного месторождения).
Все издержки должны быть разнесены между экономическими объектами.
В рамках метода технологической цепочки формирование издержек на объектах
управления осуществляется в следующей последовательности (рис. 6):
1) Отнесение прямых затрат на объекты (собираются затраты, которые возможно напрямую
связать с деятельностью входящих в их состав производственных единиц);
2) Распределение издержек вспомогательных подразделений по потребителям услуг
(затраты, собранные по экономическим объектам вспомогательных производств,
перераспределяются между экономическими объектами, в соответствии с объемом
потребленных услуг);
3) Распределение издержек вспомогательного производства на экономические объекты
основного производства (окончательное перераспределение затрат экономических
объектов вспомогательного производства и формирование полных смет затрат
экономических объектов основного производства, общепроизводственных и
общехозяйственных объектов);
4) Формирование издержек по объектам управления (калькулирование себестоимости
основных продуктов по объектам разработки).
1. Отнесение
прямых затрат
Экономические объекты
вспомогательного производства
Экономические объекты
вспомогательного производства
2. Распределение издержек
вспомогательных подразделений по
потребителям услуг
3. Распределение издержек
вспомогательного производства
Экономические объекты
основного производства
Общепроизводственные
экономические объекты
Общехозяйственные
экономические объекты
4. Формирование издержек по объектам
управления (калькулирование)
Рис. 6 Процедура формирования издержек по объектам управления в рамках метода
технологической цепочки
Необходимо отметить, что на этапе распределения издержек вспомогательных
подразделений по потребителям услуг в данном методе используется математическая
процедура расчета себестоимости продукции каждого из объектов, основанная на решении
системы линейных уравнений, в которой значения фактической себестоимости всех
подразделений вспомогательного и основного производств вычисляются одновременно
(тогда как для метода валовых издержек характерно упрощенное пропорциональное
разнесение сумм издержек по цехам).
Основные отличия рассмотренных методов информационной поддержки представлены
в табл. 1.
Таблица 1
Категория сравнения
Метод валовых издержек
Метод технологической цепочки
Минимальный
Подразделение (цех)
Экономический объект (цепочка
учетный объект
объектов технологической
цепочки, выпускающих единый
продукт)
Порядок
сумма издержек по цехам
сумма издержек каждого
формирования
основного производства в
технологического объекта,
издержек по объектам разрезе комплексных статей
участвующего в производстве
управления
Используемые
валовые показатели (добыча
объект потребления данным
Категория сравнения
критерии
Объективность и
точность получаемых
оценок
Требования к уровню
методологии учета
Метод валовых издержек
сырья, закачка жидкости,
заработная плата основных
рабочих и т.д.)
недостаточно детальное
отражение издержек, невысокий
уровень точности
невысокие
Метод технологической цепочки
технологическим объектом
продукции других объектов
(решается система уравнений)
детальное отражение издержек,
высокий уровень точности,
прозрачное формирование
стоимости продукции
высокие
Основные выводы
На основе исследования, проведенного в рамках данной статьи, могут быть сделаны
следующие основные выводы
1. Управление активами нефтяной компании, представленными запасами углеводородного
сырья в недрах, ориентировано на рост стоимостных показателей, характеризующих
эффективность ее деятельности и включает различные направления роста стоимости
запасов – стратегии управления (применение методов повышения нефтеотдачи, покупка
запасов, проведение геолого-разведочных работ и т.д.).
2. Выбор стратегии с учетом все внешних и внутренних факторов может быть осуществлен
только на основе оценки эффективности мероприятий, проводимых на объектах
управления (издержек по объектам управления), что возможно только при
соответствующей информационной поддержке.
3. Необходимым условием формирования информационной поддержки, обеспечивающей
объективность получаемых оценок, является перенос акцентов с подразделения как
центра затрат на объект разработки, что взаимосвязано изменением организационной
структуры компании.
4. Основным инструментом информационной поддержки при территориальной
распределенности, характерной для предприятий нефтегазового сектора, является
корпоративная информационная система, которая позволяет обеспечить единое
информационное пространство и универсализировать информационные потоки по
объектам управления.
5. В российских компаниях в настоящее время осуществляется переход от трехуровневой к
двухуровневой организационной структуре управления, сопровождающийся изменением
подходов к информационной поддержке
Использованная литература
1. Н. Кобяков: реформа как шаг к управлению. Интервью генерального директора ООО
“ЛУКОЙЛ-Пермь”. // Нефть России. 2004. – №5. – с. 40-41.
2. Томскнефть” слила своих “дочек” в “Васюган”. // Коммерсант. – 2003. – 5 декабря. – с.15.
3. Пермская нефть: Искусство быть выше обстоятельств. – М.: Дело, 2003. – 240 с.
 Крюков Я.В., 2004