Вертикальная интеграция: оценка эффективности и воздействия на структуру отраслевого рынка

     Исходя из расчетных данных таблицы №2, можно сделать вывод, что показатель фондоотдачи на предприятии невысок. Выручка организации от единицы основных фондов составляет в 2007 г. – 1,4 руб., в 2008 г. – 2,24 руб., а в 2009 г. – 1,33 руб. Понижение показателя в 2009 г. в сравнении с 2008 г связано с уменьшением выручки в 2009 г. При расчете показателя учитываются собственные и арендованные основные средства, не учитываются основные средства, находящиеся на консервации и сданные в аренду. Повышение фондоотдачи ведет к снижению суммы амортизационных отчислений, приходящихся на один рубль готовой продукции или амортизационной емкости.

     Наряду  с фондоотдачей применяется фондоемкость – обратный показатель фондоотдачи. Изменение фондоемкости в динамике показывает изменение стоимости основных средств на один рубль продукции и применяется при определении суммы относительного перерасхода или экономии средств в основные фонды. Показатель фондоемкости в 2007 г. составил 71 коп. на 1 руб. выручки, в 2008 г. уменьшился на 26 коп, но в 2009 г. увеличился до 75 коп. Отклонение за 3 года составляет 4 коп. Данные значения показывают о положительном состоянии на предприятии.

     Следующий показатель эффективности использования  основных фондов – фондовооруженность. В 2007 г. фондовооруженность составила 12675500 руб. на одного производственного рабочего, в 2008 г. увеличилась до 14149500 руб. на 1474000 руб. В 2009 г. происходит дальнейшее увеличение данного показателя до 19177200 руб. Такое изменение данного показателя связанно с увеличением численности производственных рабочих.

     Наиболее  обобщающим показателем эффективности  использования основных фондов является фондорентабельность. Рентабельность основных фондов предприятия в 2007 г. составил 29% (показывает что на 1 руб. стоимости основных фондов приходится 29 коп. прибыли). В 2008 г. происходит увеличение рентабельности до 32 коп. В 2009 г происходит резкое сокращение почти в 2 раза, чем в 2008 г. и составляет 17 коп прибыли на 1 руб. стоимости основных фондов.

Компания ОАО «Лукойл» так же является крупнейшим налогоплательщиком в Российской Федерации, общая сумма налогов, выплаченных в 2009 г., - 21,5 млрд. долл.

      В секторе разведки и добычи ОАО «Лукойл» располагает качественным диверсифицированным портфелем активов. Основным регионом нефтедобычи Компании является Западная Сибирь. «Лукойл» также реализует проекты по разведке и добыче нефти и газа за пределами России: в Казахстане, Египте, Азербайджане, Узбекистане, Саудовской Аравии, Колумбии, Венесуэле, Кот-д’Ивуаре, Гане, Ираке.

      В 2005 году с введением в эксплуатацию Находкинского месторождения Компания начала реализацию газовой программы, в соответствии с которой добыча газа будет расти ускоренными темпами как в России, так и за рубежом, а доля газа будет доведена до трети от суммарной добычи углеводородов. Ресурсной базой для реализации этой программы являются месторождения Большехетской впадины, Каспийского моря и Центрально-Астраханское месторождение в России, а также международные газовые проекты – Кандым – Хаузак – Шады в Узбекистане и Шах-Дениз в Азербайджане.

      Компания  «Лукойл» владеет нефтеперерабатывающими мощностями в России и за рубежом. В России Компании принадлежат четыре крупных НПЗ – в Перми, Волгограде, Ухте и Нижнем Новгороде, и два мини-НПЗ. Совокупная мощность российских НПЗ составляет 45,1 млн т/год нефти. За рубежом Компании принадлежат НПЗ в Болгарии, Румынии и Украине, а также 49%-ая доля в нефтеперерабатывающем комплексе ISAB (о. Сицилия, Италия) и 45%-я доля в НПЗ TRN (Нидерланды). Совокупная мощность зарубежных НПЗ Компании составляет 26,4 млн т/год нефти. В 2009 году на НПЗ Компании (с учетом долей в переработке на комплексах ISAB и TRN) было переработано 62,70 млн т нефти, в том числе на российских – 44,46 млн т.

      В 2008 году в рамках реализации Программы  стратегического развития на 2008–2017 годы в ОАО «Лукойл» был создан новый бизнес-сектор – «Электроэнергетика». В него, помимо приобретенного в 2008 году ОАО «ЮГК ТГК-8» и собственных электростанций на месторождениях в России, входят также предприятия, генерирующие электро- и теплоэнергию в Болгарии, Румынии и Украине. Общая выработка электрической энергии организациями сектора в 2009 году составила около 14,7 млрд кВт/ч, выработка тепловой энергии – 16,9 млн Гкал. В долгосрочной перспективе бизнес-сектор «Электроэнергетика» станет важным фактором роста денежных потоков и акционерной стоимости Компании.

      По  состоянию на начало 2010 года сбытовая сеть Компании охватывала 26 стран мира, включая Россию, страны ближнего зарубежья  и государства Европы (Азербайджан, Беларусь, Грузия, Молдова, Украина, Болгария, Венгрия, Финляндия, Эстония, Латвия, Литва, Польша, Сербия, Черногория, Румыния, Македония, Кипр, Турция, Бельгия, Люксембург, Чехия, Словакия, Хорватия, Босния и Герцеговина), а также США, и насчитывала 199 объектов нефтебазового хозяйства с общей резервуарной емкостью 3,13 млн м³ и 6 620 автозаправочных станций (включая франчайзинговые).

      Как любое сложное образование, организация  состоит из отдельных взаимосвязанных  частей, т.е. имеет определенную структуру. Схема организационной структуры ОАО «Лукойл» представлена в Приложении 1.

Описываемую мной организационную структуру  можно смело назвать   Функционально-линейной структурой (штабное управление).

      Схема организационной структуры нефтяной компании «Лукойл» подтверждает факт тот, что изменения стратегий и организационная структура находятся в тесной взаимосвязи. Стратегия компании является основным фактором, определяющим ее организационную структуру; многоцелевая стратегия усложняет организационную структуру компании, совершенствуя которую компания обеспечивает эффективность решения стратегических задач. Как известно, можно выделить несколько этапов в развитиии фирмы, а именно 6. Нефтяная компания «Лукойл» находится на высшем уровне своего развития, т.е. компания занимает ведущее место среди нефтяных компаний на национальном рынке, и постепенно завоевывает позиции на мировом, расширяя сеть филиалов и представительств 

 Таблица №3 - Производственные показатели нефтяной компании «Лукойл». 

  По данным таблицы №3 ,добыча нефти группой «Лукойл» (с учетом доли в добыче, осуществляемой зависимыми организациями) в 2009 году составила 97 615 тыс. т (1 972 тыс. барр./сут). Среднесуточная добыча нефти выросла на 2,7% по сравнению с уровнем 2007 года.

      Добыча  газа в России в 2009 году составила 10 663 млн м3, что на 16,9% меньше по сравнению с 2007 годом. Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании в России по состоянию на конец 2007 года составил 304 скважины, фонд скважин, дающих продукцию 211.

      Суммарный объем поставок нефти компанией в 2009 году достиг 115 млн т, что превышает уровень 2007 года на 13%. В отчетном году существенно (на 7%) вырос объем экспорта нефти из России благодаря поставкам нефти с Южно-Хыльчуюского месторождения через Варандейский терминал. При этом объем переработки внутри страны остался неизменно высоким.

      Объем оптовых продаж нефтепродуктов в стране в отчетном году составил 9,80 млн т, что на 26,4% ниже уровня 2007 года. Постепенное повышение мировых цен на нефть в 2009 году сказалось и на ценах внутреннего рынка на основные нефтепродукты (они оставались на 10–20% выше экспортных цен с учетом затрат на транспортировку и экспортных пошлин).

Объемы  нефтедобычи ОАО «Лукойл» намного превосходят объемы переработки, в связи с этим компания стремится к приобретению дополнительных мощностей.  

2.2 Оценка уровня  затрат ОАО «Лукойл» 

      Операционные расходы это затраты и платежи, связанные с проведением за определенный период времени финансовых, производственных, хозяйственных операций. Операционные расходы включают затраты на производство и реализацию продукции, административные и финансовые расходы.

В компании ОАО «Лукойл» операционные расходы включают следующие виды затрат:

- Затраты на добычу углеводородов;

- Затраты  на переработку на собственных  НПЗ;

- Затраты  на переработку на сторонних  и зависимых НПЗ;

- Затраты  предприятий нефтехимии;

- Затраты на транспортировку нефти до НПЗ;

- Затраты  предприятий энергетики;

- Прочие  операционные расходы; 

Таблица №4 – Операционные расходы ОАО «Лукойл» 

      Изменение операционных расходов в составе  запасов нефти и нефтепродуктов, произведённых внутри группы, включает в себя расходы по добыче и переработке  нефти и нефтепродуктов, которые были произведены предприятиями группы в течение отчётного периода, но не реализованы третьим сторонам.

      Исходя  из данных таблицы №4, по сравнению с 2007 г. операционные расходы увеличились на 979 млн. долл.США, или на 19,5%, что в основном объясняется общим увеличением операционных расходов в России, вызванным реальным укреплением рубля к доллару США на 14,3%, ростом расходов на добычу углеводородов, переработку нефти, а также ростом затрат предприятий энергетики.

      В состав затрат на добычу углеводорода входят затраты на ремонт добывающего оборудования, расходы на оплату труда, затраты на проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, на приобретение ГСМ, на оплату электроэнергии, страхование имущества и иные аналогичные затраты.

      Наши  затраты на добычу в 2009 г. увеличились на 399 млн. долл. США, или на 20,1%, по сравнению с 2007 г. Рост затрат в основном был обусловлен укреплением рубля к доллару США, ростом расходов на энергообеспечение, повышение нефтеотдачи пластов, ростом заработной платы, а также ростом прочих производственных расходов. Средняя величина удельных затрат на добычу углеводородов выросла с 3,39 до 4,04 долл./барр. н. э., или на 19,2%, по сравнению с 2007 г.

      Затраты на переработку на собственных НПЗ выросли за 2009 г. на 108 млн. долл. США, или на 16,1%, по сравнению с 2007 г. Затраты на переработку на собственных заводах в России увеличились на 17,8%, или на 86 млн. долл. США, в результате укрепления рубля к доллару США, увеличения расходов на энергообеспечение и роста потребления присадок. Затраты на переработку на наших заводах за рубежом выросли на 11,8%, или на 22 млн. долл. США, по сравнению с 2007 г. в результате роста расходов на энергообеспечение.

      Наряду  с собственным производством  нефтепродуктов мы имеем возможность  перерабатывать нефть на сторонних и зависимых НПЗ как в России, так и за рубежом. В течение 2009 г. мы не перерабатывали нефть на сторонних НПЗ в России и Белоруссии в отличие от 2007 г. Однако благодаря началу переработки нефти на ТРН мы увеличили объёмы переработки на сторонних и зависимых НПЗ на 6,7% по сравнению с 2007 г. (с учётом объёмов переработки нефтепродуктов). Таким образом, затраты на переработку на сторонних и зависимых НПЗ выросли на 8,3% по сравнению с 2007 г. Стоимость процессинга на наших западноевропейских заводах выше, чем на заводах в России и Республике Беларусь.