— 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 =

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 (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 П ФАКТ. — 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.

Таблица 2. Расчет индекса ИСОФ для линейной части магистральных газопроводов

Таблица 3.Расчет индекса ИСОФ для компрессорных станций