Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ состояния нефтеперерабатывающего комплекса России
1.1. Роль нефтеперерабатывающего комплекса в национальной экономике 13
1.2. Анализ структуры и состояния нефтеперерабатывающего комплекса 30
1.3. Государственное регулирование деятельности нефтеперерабатывающего комплекса 48
1.4. Анализ деятельности предприятий по разведке и разработке нефтяных месторождений 55
Выводы 62
ГЛАВА 2. Концептуальный подход к стимулированию развития нефтеперерабатывающего комплекса россии в условиях ограниченности ресурсов
2.1. Инвестиции как основа долгосрочного развития нефтеперерабатывающего комплекса 65
2.2. Теоретико-прикладные основы развития нефтеперерабатывающего комплекса 74
2.3. Подход к стимулированию развития нефтеперерабатывающего комплекса на основе институциональных инноваций 87
Выводы 96
ГЛАВА 3. Механизм оптимизации затрат нефтеперерабатывающего комплекса россии в условиях ограниченности ресурсов
3.1. Экономический механизм развития нефтеперерабатывающего комплекса 99
3.2. Модель оценки целесообразности изменения структур выпуска нефтепродуктов и экспорта 106
3.3. Метод формирования затрат на перемещение нефти и нефтепродуктов в цепи поставки 111
3.4. Способ адаптации метода учета затрат АВС к управлению затратами на перемещение нефти и нефтепродуктов в цепи поставки 118
3.5. Оценка эффективности функционирования механизма стимулирования развития фокусного нефтеперерабатывающего предприятия (по теоретической модели) 132
Выводы 138
Заключение 142
Список использованных источников
- Анализ структуры и состояния нефтеперерабатывающего комплекса
- Анализ деятельности предприятий по разведке и разработке нефтяных месторождений
- Теоретико-прикладные основы развития нефтеперерабатывающего комплекса
- Модель оценки целесообразности изменения структур выпуска нефтепродуктов и экспорта
Анализ структуры и состояния нефтеперерабатывающего комплекса
Производство и использование нефти. В 2013 г. добыча нефти в России составила 523,5 млн.т. Около 80 % всего объема добытой нефти приходится на 5 крупнейших компаний [83].
При этом фактор прироста добычи газового конденсата обеспечил более 70 % прироста от общего объема добычи нефти, оставшийся прирост был за счет наращивания добычи в новых регионах и замедления темпов падения добычи на старых месторождениях.
В течение года у большинства крупных нефтяных компаний сохранялась положительная динамика добычи нефти.
Наибольший вклад в прирост объемов добычи нефти в 2013 г. внесли ОАО «НК «Роснефть» с учетом консолидации с ОАО «ТНК-ВР Холдинг» в 2013 г. (около 2 млн. т к уровню 2012 г.), ОАО «Газпром нефть» (0,5 млн. т.), ОАО «НК «Башнефть» (0,6 млн. т). По величине добычи нефти на первом месте находится ОАО «НК «Роснефть», доля которой в общем объеме добычи по стране составляет 36,8 % [82].
Увеличению добычи нефти в этот период способствовало наращивание добычи на Ванкорском месторождении и Уватской группе месторождений (ОАО «НК «Роснефть»), на месторождениях Республики Саха (Якутия) на 9 % (ОАО «НК «Сургутнефтегаз), а также повышение эффективности эксплуатации действующего фонда скважин.
Рост добычи у ОАО «АНК «Башнефть» в 2013 г. к уровню 2012 г. был достигнут за счет проведения высокоэффективных геолого-технических мероприятий на «зрелых» месторождениях. Лидерами среди нефтедобывающих компаний по повышению эффективности утилизации попутного нефтяного газа по итогам 2013 г. стали ОАО «НК «Сургутнефтегаз» (99,8 %) и ОАО «Татнефть» им. В. Д. Шашина (95,1 %).
Наибольшее снижение добычи нефти в 2013 г. против уровня 2012 г. наблюдалось у ОАО «НГК «СЛАВНЕФТЬ» (на 5,9 %) и ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» (на 0,6 %). Снижение добычи ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» связано с естественным истощением запасов в Западной Сибири и снижением добычи на Южно
Хыльчуюском месторождении Тимано-Печорской провинции в результате роста темпов обводненности. Однако это снижение в значительной мере компенсировалось за счет новых добывающих активов, включая разработку месторождения им. Ю. Корчагина на Каспии и новых месторождений в Тимано-Печоре, а также продолжения реализации программ по стабилизации и наращиванию добычи нефти, энергосбережению, экологической безопасности.
Самая главная причина в снижении темпов прироста углеводородов заключается в падении воспроизводства запасов, вызванное снижением объемов геологоразведочных работ. Как отмечает Литвиненко В.С., начиная с 1991 г. добыча абсолютного большинства видов полезных ископаемых обеспечивается в основном созданным заделом запасов за счет ГРР уже открытых залежей, а также перехода запасов из категории предварительно оцененных в категорию разведанных [95]. Вопрос о необходимости формирования новой стратегии развития минерально-сырьевой базы в добывающих отраслях в последние годы активно обсуждается экспертами и специалистами. Этой проблеме посвящены труды известных ученых и специалистов – Орлова В.П., Гарипова В.З., Козловского Е.А., Канторовича А.Э., Литвиненко В.С. и др. [26, 28, 75, 93].
Ученые института нефтегазовой геологии и геофизики им А. А. Трофиму-ка СО РАН (ИНГГ СО РАН) в своих работах обоснованно доказывают, что объемы геологоразведочных работ не обеспечивают воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности, что может нанести ущерб энергетической и экономической безопасности страны [63, 67].
Начиная с 1994 г., приросты запасов нефти и газа меньше, чем их добыча. В монографии А. Г. Коржубаев («Нефтегазовый комплекс в России», 2007 г.) обобщены данные о соотношении добычи и прироста запасов углеводородов в России за 1991-2005 гг., из которых следует, что прирост запасов опережал добычу за этот период только в 1991, 1992 и 1993 годах [66].
Лишь в последние 2-3 года ситуация с МСБ стала меняться в лучшую сторону в результате усиления внимания государства к этой проблеме. В результате увеличились инвестиции в геологоразведку, включая бюджетные средства и частных недропользователей. Соотношение прироста запасов и добычи углеводородов, по данным Минприроды, несколько сбалансировалось [131].
Снижение темпов роста добычи нефти обусловлено также падением инвестиционной активности нефтяных компаний, что вызвано объективными причинами - ухудшением условий добычи нефти. Новые месторождения, как правило, характеризуются худшими горно-геологическими и географическими параметрами, их разработка требует повышенных капитальных, эксплуатационных и транспортных затрат [10].
Следует отметить, что представители нефтяных компаний считают главной причиной падения инвестиционной активности несовершенство налоговой системы. Действующая система налогообложения не стимулирует нефтяной бизнес к долгосрочным инвестициям, к разработке новых месторождений с повышенными затратами [11]. На необходимость создания стимулирующей налоговой системы предприятий нефтегазового комплекса указывают многие специалисты и ученые. В частности учеными Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН разработаны концептуальные положения развития нефтяного комплекса России, в которых также выдвигается положение о разработке и использовании мер налогового стимулирования [63, 64, 67, 68]. Ученые Санкт-Петербургского горного института (ТУ) неоднократно выступали с предложениями об усилении стимулирующей функции налогов в сфере недропользования [118-120, 147]. В данной работе также предлагаются меры налогового стимулирования.
Анализ основных направлений использования добываемого углеводородного сырья в России показывает, что основная его доля поступает на экспорт в виде необработанного сырья. Например, в 2007 г. на первичную переработку в нефтяной отрасли поступило только 48,5 % добытой нефти (совместно с газовым конденсатом). При этом рост экспорта нефти идет более быстрыми темпами, чем прирост нефтепереработки. Так, например, за период с 2000 г. по 2005 г. экспорт нефти из России увеличился на 73,9 % при росте добычи на 45,4 % и росте переработки сырья на российских НПЗ - на 19,5 %.
Анализ деятельности предприятий по разведке и разработке нефтяных месторождений
Анализ существующих исследований свидетельствует о том, во всех странах мира нефтегазовая отрасль регулируется не только рыночными инструментами, но и непосредственно с участием государственных институтов. Такая необходимость обусловлена прежде всего тем, что нефтегазовый комплекс эко 49 номики является важной составляющей энергетической безопасности страны, а также важным инструментом решения энергетических и финансово-экономических проблем, а также наличием совокупности объективных условий, к числу которых относятся: - специфические черты производственных и технологических фондов нефтеперерабатывающей промышленности, а именно присутствие в их структуре особенных производственно-технологических комплексов, которые являются единственными в своем роде, т.е. наличие фактора монополизма; - существенные входные барьеры в нефтегазовый комплекс страны, связанные с значительной капиталоемкостью рассматриваемых проектов; - вступление России в ВТО предполагает изменение арсенала инструментов государственной поддержки, акцент перемещается в сферу поддержки спроса, развития институциональных условий, выстраивания системы долгосрочных, устойчивых и предсказуемых мер, способствующих увеличению результативности функционирования промышленных предприятий, в т. ч., на выравнивание макроэкономических показателей, влияющих на конкурентоспособность экономики.
Динамика инновационно-инвестиционных процессов в нефтеперерабатывающей промышленности во многом зависит от возможностей отечественной промышленности выпускать конкурентоспособное оборудование. Меры государственной поддержки, без которой невозможно ее развитие, должны быть направлены не просто на расширение производства или стабилизацию финансового положения машиностроительных предприятий, а на обеспечение качественного рывка. Государственную поддержку должны получить такие технологические разработки, внедрение которых позволит повысить эффективность работы отрасли. Перспективы инновационного развития связаны с применением информационных, наукоемких и энергосберегающих технологий, направленных на значительное снижение издержек в переработке углеводородов [92].
Важнейшей задачей государства является увеличение конкурентоспособности российских перевозчиков, подрядчиков и поставщиков, а также других производителей товаров и услуг. Решение данной задачи позволит сформировать условия понижения затратной составляющей и, соответственно, роста эффективности функционирования нефтеперерабатывающих предприятий. При этом предприятия машиностроения от инвестиций в нефтепереработку могут получить эффект раньше нежели непосредственно сама нефтяная отрасль. Государство, сформировав благоприятный инвестиционный климат для нефтяной отрасли, может получить в бюджет серьезные налоговые доходы и за более ранний период непосредственно через регионы, на территории которых размещаются машиностроительные предприятия, по сравнению с нефтяными налоговыми поступлениями.
Таким образом, от величины конкурентоспособности отечественного машиностроения будут зависеть косвенные эффекты, формирующие инвестиции в нефтепереработку, тем с большим результатом нефтеперерабатывающий комплекс страны сможет сыграть роль локомотива инновационного экономического роста России.
Указанные объективные особенности, а также необходимость решения проблем, рассмотренных в предыдущем параграфе, являются основанием для непосредственного присутствия государства в сфере регулирования нефтеперерабатывающего сектора.
Структура внутреннего рынка нефтепродуктов определяется организационной структурой отрасли. В силу демонополизации отрасли государство не регулирует цены на сырую нефть и нефтепродукты, и даже государственные компании работают в относительно рыночной среде. Если в 1990-е гг., особенно в их первой половине, существовали элементы административного регулирования цен на нефтепродукты, то в 2000-х гг. они исчезли. Но в силу олигополии на общенациональном уровне и наличия монополий на локальном и региональном уровнях рынок нефтепродуктов носит искаженный характер.
Цены на нефтепродукты на внутреннем рынке, фактически, отражают трансфертное ценообразование в рамках ВИНК. В принципе, они формируются по принципу net back по отношению к экспортной цене за вычетом транспорт 51 ных издержек и таможенных пошлин, поскольку большинство компаний имеет выбор между поставками на внутренний рынок и на экспорт. Поэтому цены на внутреннем рынке нефтепродуктов в основном повторяют колебания мировых цен. Но искажающее воздействие таможенных пошлин еще больше, чем на рынке нефти из-за различий между ставкой пошлин на сырую нефть, светлые и темные нефтепродукты. Кроме того, важную роль имеет наличие региональных монополий, когда у потребителей нет выбора поставщика, и контроль над оптовым и в значительной степени розничным звеном сбыта осуществляется со стороны ВИНК.
В результате внутренние розничные цены являются существенно менее во-латильными, чем мировые цены на нефть. В 2012 г. темп роста средних цен нефтепродуктов на экспорт равнялся 103 % к соответствующему периоду 2011 г., а именно по дизельному топливу, не содержащего биодизель, - 102 %, бензину – 96 %, и топливу жидкому, не содержащего биодизель, - 108 %. В связи с увеличением размеров экспорта и роста контрактных цен наблюдалось увеличение на 8 % по сравнению с 2011 г. поступления валютной выручки от экспорта нефтепродуктов.
Проблема достаточно высоких цен (в отдельные периоды более высоких, чем в США, но пока еще более низких, чем в Европе) носит комплексный характер. Помимо недостаточной конкуренции, важную роль играет технологическая отсталость нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). В результате при производстве востребованных видов топлива (бензина и дизеля) образуется большое количество мазута и других низкокачественных продуктов. Затраты их сбыта частично закладываются в цену более качественных продуктов. Таким образом, насыщение внутреннего рынка качественными нефтепродуктами возможно только при достаточных инвестициях и адекватных институциональных условиях для них на рынке. Пока государственная политика, включая антимонопольную, не обеспечивает решение этой задачи.
Нехватка мощностей деструктивных и облагораживающих процессов на российских НПЗ препятствовала их адаптации к новым условиям рынка. Это проявилось в том, что при росте объемов производимого бензина, продиктованного спросом на него со стороны рынка, НПЗ были вынуждены увеличить объем переработки нефти и, следовательно, производства мазута, который рынком не был востребован.
В последние годы были приняты меры по улучшению качества выпускаемой продукции: введение Технического регламента по нефтепродуктам, дифференциация ставок акциза на бензин и дизельное топливо в зависимости от их экологического класса, усиление контроля над обеспечением модернизации нефтеперерабатывающих заводов. Следствием данных процессов стало увеличение инвестиций со стороны нефтяных компаний в технологическое перевооружение своих производств.
В 2011 г. осуществлен переход к новой модели определения ставок вывозных таможенных пошлин, выравнивающей экспортные ставки на светлые и темные нефтепродукты (система «60-66-90»), которая также предусматривает повышение с 2015 г. ставки экспортной пошлины на темные нефтепродукты до 100 % от пошлины на нефть (табл. 1.16).
Теоретико-прикладные основы развития нефтеперерабатывающего комплекса
Направлением регулирования структуры нефтяного комплекса, как правило, является стимулирование большего числа организационных форм посредством создания благоприятных условий для рискового капитала, формирования и развития связанных с ним некрупных предприятий.
На этапе ранней добычи происходит формирование ренты, которая в дальнейшем с каждым последующим этапом будет увеличиваться. В данном случае интерес государства заключается в получении максимально возможной части ренты при обеспечении привлекательности дальнейшего инвестирования в нефтяной комплекс страны. Данная задача является трудновыполнимой для существующей системы налогообложения, не учитывающей повышенные риски предприятий, которая может, например, при разработке небольших месторождений изымать у предприятий долю нормальной прибыли, создавая препятствия развитию добычи. При разработке же крупных месторождений данная система может предусматривать сохранение большей части ренты инвесторам, что противоречит задаче государства как владельца ресурсов. Поэтому на этапах ранней и стабильной добычи необходимо применение специальных инструментов налогообложения.
На этапе растущей добычи величина налогов увеличивается, а вместе с тем происходит рост государственной части в доходах нефтяного комплекса. На данной стадии разработки месторождения при стабильных или растущих цен на ресурсы происходит существенное замещение издержек налогами, что обусловливается уменьшением удельных затрат на их добычу. Для привлечения инвестиций может применяться такой инструмент налогообложения как предоставление льготных условий при уплате специальных налогов на начальной этапе разработки месторождения (например, на определенный период времени или до наступления момента окупаемости).
Как правило, на этапах после первых крупных открытий государство принимает ограничительные меры на получение прав на освоение и разработку месторождений. Такие меры направлены, прежде всего, на предотвращение роста масштабов участия иностранных компаний в освоении месторождений в отличие от начального этапа освоения, где такие ограничения для зарубежных компаний отсутствуют. На данном же этапе государство старается увеличить размер налоговых поступлений от освоения и разработки месторождений и для решения задач, которые связаны с разработкой этих ресурсов «побочных» социально-экономических проблем (приобретение опыта, получение сведений российских подрядчиков по осуществлению наукоемких и высокотехнологичных операций).
На стадиях растущей и стабильной добычи прибыль повышается быстро, что соответственно сопровождается ростом налоговых выплат. В целях повышения поступлений в бюджет государства на этих стадиях применяются такие инструменты прямого государственного регулирования как создание государственных предприятий, а также размещение государственных инвестиций. Основной целью является использование ресурсного богатства для решения общих задач социально-экономической политики страны в целом. Однако впоследствии уменьшающаяся прибыль добывающих предприятий вынуждает государство уменьшать налоговые ставки в целях поддержания геологоразведочных работ и непосредственно добычи на уровне, обеспечивающем удовлетворение потребности в ресурсах нефти, а также поддерживающем определенный уровень занятости на территории, где осуществляется разработка месторождений. Соответственно, ввиду снижения прибыльности операций, ослабевает и степень прямого государственного участия.
Главной задачей государственного регулирования на этапе растущей и стабильной добычи является максимально допустимое получение экономической ренты посредством введения специальных налогов, а также формирования государственных предприятий.
В процессе понижения качества открываемых месторождений и повышения трудности их разработки происходит ослабление государственных ограничений на предоставление прав на пользование участками недр. Такая ситуация создает условия для развития специализированных поисково-разведочных, обустраивающих и добывающих компаний (табл. 2.9).
После того как месторождения достигают стабильной добычи, крупные вертикально интегрированные компании стремятся уйти из этого региона. Таким образом, государственное регулирование направлено на создание условий для развития и поддержания активности независимых добывающих компаний, которые уже функционируют на рынке, а также которые только создаются или приходят из других регионов страны.
Заключительный этап называется «затухающим». На данном этапе также действуют эффекты, характерные для стадии падающей добычи, однако уже происходит приближение месторождения к пределу получения экономической эффективности и их выбытие. Зачастую некоторые объекты продолжают работать довольно долго после выбытия большего количества месторождений вследствие наличия особо ценных качеств нефтей и удобного местоположения по отношению к существующей инфраструктуре.
На этапе падающей добычи главной государственной задачей становятся решение вопросов социальной сферы, сохранение уровня занятости, для чего используются не только льготные режимы налогообложения, но и применение особых налоговых режимом, в которые входят различные упрощенные льготные системы (табл. 2.10).
Модель оценки целесообразности изменения структур выпуска нефтепродуктов и экспорта
Полученная картина весьма показательна. Во-первых, неожиданно высокая рентабельность продаж К1 объясняется отсутствием затрат на транспортировку и простотой организации сбыта: не требуются агенты, заказы принимает сотрудник предприятия, не выходя из кабинета. Безусловно, это выгодно, но вряд ли достижимо в отношениях с другими клиентами. Тем не менее директору было бы целесообразно предпринять меры, с одной стороны, по расширению контактов с К4, а с другой - по введении некоторой платы за доставку товара в зависимости от расстояния до потребителя, величины партии и др.
Затраты на доставку товара К2 вообще составляют около половины всех затрат для этой категории потребителей, причем основная причина - незначи 137 тельный размер закупок. Возможно, стоит установить минимальную величину партии, доставляемой за счет предприятия, предложив остальным клиентам забирать товар самовывозом.
Различия в затратах на работу с той или иной категорией потребителей зависят от организации взаимодействия персонала с клиентом.
Показатель 31 % для К4 позволяет поставить вопрос об эффективности организации работы с ними. Предприятие не может себе позволить терять крупных клиентов из-за высокой доли затрат на поддержание контактов, но, возможно, удастся оптимизировать этот процесс.
Наконец, очевидный, но последний по значимости фактор - упаковка. Выгодность крупногабаритной упаковки очевидна, но реальный выигрыш относительно невелик.
Обращает на себя внимание еще один аспект проблемы, существенный для принятия решений. Среди затрат, сгенерированных теми или иными видами деятельности, есть как постоянные, так и переменные. Так, затраты на хранение, управление предприятием, частично работу с потребителями (в части затрат на содержание рабочих мест директора и менеджера по продажам) являются постоянными, соответственно для них основной фактор - объем продаж. Затраты на доставку являются условно-постоянными до момента, пока не будет полностью загружена машина и не потребуется заказывать еще один рейс. т.е. для К2, при доставке товара которым транспорт загружается лишь на четверть, эти затраты еще долго будут постоянными.
Отсюда можем сделать вывод о том, что главная причина нерентабельности К2 заключается в незначительном объеме продаж этой категории клиентов, не оправдывающем затрат. Возникает вопрос: можно ли его увеличить? Это можно сделать либо за счет увеличения продаж в натуральном выражении, либо за счет повышения цены.
Вторая группа затрат - расфасовка, доставка - являются переменными. Их снижение на единицу товара возможно за счет улучшения организации сбыта.
Таким образом, проведенные теоретическое обоснование и практический расчет позволяют сделать вывод о том, что ABC не только предоставляет менеджеру достоверную информацию о выгодности категорий потребителей, но и принимать экономически обоснованные управленческие решения для ПНН, направленных на повышение эффективности функционирования предприятия.
Предложенный в диссертации механизм оптимизации затрат нефтеперерабатывающего комплекса России в условиях ограниченности ресурсов, состоящий из экономического механизма, модели и методов оптимизации затрат по направлению движения нефти от стадии ее закупки у поставщика до поставки готовой продукции потребителю целесообразнее использовать в комплексе и во взаимосвязи между собой.
1. Выявлено, что переработка нефти в России и экспорт российских нефтепродуктов сегодня представляют собой нарушение принципа рациональности использования природных ресурсов.
2. Предложена модель «Упущенная выгода» для оценки целесообразности изменения структуры выпуска нефтепродуктов, а так же изменение структуры экспорта, в котором будет преобладать продукция переработки нефти, реализация которой осуществляется решением следующих задач: расчет упущенной выручки в результате экспорта продукции производств с низкой глубиной переработки нефти (за альтернативу принимается высокая глубина переработки); расчет упущенной выручки в результате экспорта нефти вместо экспорта нефтепродуктов, полученных из нее при высокой глубине переработки.
3. Определено, что изменение структуры выпуска нефтепродуктов и качественное наращение перерабатывающих мощностей представляется целесооб 139 разным, но требует дальнейшего уточнения исходных данных, построения маркетинговых прогнозов, оценки капиталовложений и эффективности проектов модернизации и строительства мощностей; необходим анализ возможных последствий снижения экспорта нефти в увязке с увеличением экспорта продукции переработки.
4. Рассчитано, что: эффект в виде увеличения выручки от смены структуры выпуска нефтепродуктов может составить более 700 млрд. рублей ежегодно; переработка экспортируемой нефти, со структурой выпуска как в США, может принести дополнительно выручки более одного трлн.рублей; экспортная кор зина нефтепродуктов стоит практически столько же сколько и сама нефть; под тверждается тенденции преобладания в структуре экспорта темных нефтепро дуктов и роста удельной упущенной выручки, то есть чем больше продукции производят российские НПЗ, тем менее она ценна.
Расчет является несовершенным и несет в себе значительные погрешности, вследствие недоступности автору достаточно детализированной информации по: средним мировым котировкам на продукты переработки нефти, структуре экспорта российских нефтепродуктов. Вместе с тем, результаты расчета достаточно информативны и представляют определенную ценность.
5. Установлено, что наиболее перспективный и адекватный современным рыночным условиям подход к формированию затрат по направлению движения нефти от стадии ее закупки у поставщика до поставки готовой продукции потребителю должен иметь в основе функциональное описание модели деятельности предприятия. Управлять данными затратами необходимо исходя из принципа управления обслуживанием видов деятельности предприятия и составляющими его функциями ПНН. При этом процесс управления должен быть нацелен на ПНН всей ЦП, а не только на ПНН отдельных этапов движения нефти и нефтепродуктов, реализацию стратегических целей предприятия.
6. Разработан метод формирования затрат на ПНН в ЦП. Содержанием которого является: - новый взгляд на рассмотрение процесса формирования затрат на ПНН в ЦП; авторский подход к исследованию затрат на отдельные функции ПНН этапов ЦП и определение их значимости для всей цепи поставки; - разработка принципиальной схемы формирования затрат на ПНН в ЦП, а также схемы формирования затрат на ПНН в ЦП отдельных видов нефти и нефтепродуктов и конкретного заказа; - предложен алгоритм применения данного метода; - использование при разработке метода формирования затрат инструментария концепции теории управления, управленческого учета.
Практическая значимость метода заключается в выработке конкретного алгоритма, правил и инструментария применения метода формирования затрат на ПНН в ЦП с целью повышении эффективности управления затратами на ПНН в ЦП в рыночных условиях, характеризующихся высокой степенью изменчивости и непредсказуемости при усилении конкуренции. Метод может быть использован в целях повышения эффективности управления затратами на ПНН не только всей ЦП и отельных этапов движения нефти и нефтепродуктов, но и для управления затратами на ПНН в ЦП определенного ресурса и отдельных заказов.