ЭО задачник студентам


1. Производственная программа предприятия
В годовой производственной программе предприятия на основе перспективного плана развития, хозяйственных договоров с контрагентами и расчетов производственной мощности определяются номенклатура, количество и сроки изготовления продукции, т.е объем производства, намеченный на плановый период.
При разработке производственной программы большое значение имеет правильный выбор способа выражения и единицы измерения заданного объема работ. Для этих целей используются натуральные, трудовые и стоимостные измерители.
В нефтедобыче к показателям объема продукции в натуральном выражении относятся добыча нефти Qн (т), добыча газоконденсата Qгк (м3), добыча газа Qг (м3), валовая Qв (т) и товарная Qт (т) добыча нефти, газа и газоконденсата.
Товарная добыча нефти, газа и газоконденсата в натуральном выражении определяется
, (1.1)
где Qнр – нетоварный расход продукции, т;
Qон, Qок – остаток нефти в сдаточных емкостях на начало и конец года соответственно, т.
Добыча нефти () рассчитывается как сумма объемов добычи из старых и новых скважин, также скважин, введенных из бездействия:
Qпл = Qст + Qнов. + Qвв.безд (1.3)
Добыча нефти из старых скважин () определяется по следующей формуле:
, (1.4)
где- расчётная добыча нефти, которая была бы получена в планируемом году при работе старых скважин с производительностью, имевшей место в предшествующем году;
-коэффициент изменения добычи по старым скважинам.
Расчетная добыча нефти из старых скважин в планируемом году () составляет
, (1.5)
где - добыча нефти из старых скважин в предшествующем году;
- расчетная годовая добыча нефти из новых скважин, введенных в предшествующем году.
Расчетная годовая добыча нефти из новых скважин, введенных в эксплуатацию в предшествующем году (), определяется следующим образом:
, (1.6)
где - количество новых добывающих скважин в году, предшествующем планируемому;
- среднесуточный дебит новых скважин по нефти в году, предшествующем планируемому, т/сут.;
- коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, введенных в эксплуатацию в предшествующем году, доли ед.
Добыча нефти из новых скважин в планируемом году () определяется по формуле
, (1.7)
где - количество новых добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию из добывающего и разведочного бурения и освоения с прошлых лет;
- проектируемый среднесуточный дебит новых скважин по нефти в планируемом году, т/сут.;
- среднее число дней эксплуатации одной новой скважины в планируемом году, сут.
Добыча нефти из переходящих скважин по месяцам планируемого года () определяется следующим образом:
, (1.8)
где - количество переходящих скважин;
- исходный среднесуточный дебит одной скважины, т/сут.;
- коэффициент изменения дебита, доли ед.;
- календарное число дней в месяце;
- коэффициент эксплуатации;
п – порядковый номер месяца.
Добыча нефти в целом за год () определяется по формуле
, (1.9)
где - коэффициент кратности, доли ед.;
- среднее число дней в месяце.
К показателям объема продукции бурового предприятия относят число скважин, законченных строительством и переданных заказчику, проходка по целям бурения и по назначению, сметная стоимость буровых работ, число скважин, начинаемых и заканчиваемых бурением и т.д. Объем буровых работ характеризуют такие показатели, как станко-месяцы бурения, число подготовительных буровых, вышкомонтажных бригад и бригад по испытанию (опробованию) скважин, количество буровых установок, обеспечивающее выполнение производственной программы и бесперебойную работу буровых бригад.
Количество добывающих скважин, которое необходимо передать заказчику и ввести в эксплуатацию в планируемом году ( ), определяется по следующей формуле:
= , (1.10)
где Qпл – плановый годовой объем добычи нефти, тыс.т;
Qс – объем добычи нефти из старых скважин, тыс.т;
qн – среднесуточный дебит новой скважины, т/сут;
tн – среднее время эксплуатации новой скважины в течение планируемого года, сут.
Годовой объем буровых работ (в сметной стоимости) по скважинам, законченным строительством (), определяется
= , (1.11)
где Нс – средняя глубина скважин, м;
С – сметная стоимость 1 м проходки, руб./м.
Годовой объем проходки (Нпл) определяется по формуле
, (1.12)
где Vкпл – плановая коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес.;
12,17 – среднее число станко-месяцев в календарном году;
nбб – среднегодовое число буровых бригад;
Кз - коэффициент занятости буровых бригад, доли ед.
К показателям, характеризующим скорости бурения и проходки относят:
1. Механическая скорость проходки (Vм) определяется количеством метров, пробуренных за 1 час работа долоте на забое:
, (1.13)
где Н – проходка, м;
tм - время работы долота на забое (время механического бурения), ч.
2. Рейсовая скорость проходки (Vр):
, (1.14)
где - продолжительность спуско-подъемных операций, ч.
3. Техническая скорость бурения (Vт) определяется проходкой за один месяц производительной работы буровой установки
, (1.15)
где 720 -среднее количество часов в месяце;
Тпр - производительное (технологически необходимое время бурения), ч.
Тпр = tм + tсп + tпвр + tкр, (1.16)
где tпвр - общая продолжительность подготовительно-вспомогательных работ;
tкр - время крепления ствола скважины.
4. Коммерческая скорость бурения (Vк ) определяется проходкой за месяц работы буровой установки ( м/ст-мес):
, (1.17)
где Т кб - календарное время бурения, включающее производительное и непроизводительное время, ч.
5. Цикловая скорость строительства скважины (Vц) определяется средней проходкой за время вышкомонтажных работ бурения, крепления и испытания скважин (м/ст-мес):
, (1.18)
где Тц - время цикла строительства скважин, ч.
Общий годовой объем планируемых геологоразведочных работ (в сметной стоимости) находится по формуле
, (1.19)
где , – стоимость переходящего с предшествующего года объема работ по выявлению и подготовке объектов, тыс. руб.;
, – стоимость объема работ по выявлению и подготовке объектов, работы на которых начинаются и заканчиваются в планируемом году, тыс. руб.;
, – планируемый задел на конец года по объектам, переходящим выявлением и подготовкой на следующий год, тыс. руб.;
– стоимость прочего объема работ, не связанных с выявлением и подготовкой объектов, тыс. руб.
В свою очередь:
; (1.14)
, (1.15)
где
и – стоимость объема работ по переходящим выявляемым и подготавливаемым объектам, тыс. руб.;
и – задел выполненных на начало планируемого года работ по этим объектам, тыс. руб.
ЗАДАЧИ
Задача 1.1.
Определить прирост добычи за счет увеличения дебита скважин, роста коэффициента эксплуатации, увеличения скважино-месяцев, числившихся по данным таблицы.
Показатели Условное обозначение План Факт Отклонение
Добыча нефти, тыс. т 5888 6157 269
Скважино-месяцы числившиеся СМч 12826 13050 224
Коэффициент эксплуатации 0,951 0,958 0,007
Среднемесячный дебит, т. q 482,7 492,5 9,8
Задача 1.2.
Определить годовой объем проходки (H), если количество буровых установок (УБ) в обороте - 22, скорость бурения (Vk) - 1800 мес., коэффициент занятости буровых установок в бурении – 0,69.
Задача 1.3.
Определить добычу нефти по переходящему фонду, если входная суточная добыча равна 22,3 тыс. т., число дней в месяце - 30,4; коэффициент кратности- 8,215, коэффициент эксплуатации - 0,975.
Задача 1.4.
Определить объем добычи попутного газа, если добыча нефти – 40,7 млн. т., газовый фактор – 44,3 /т; коэффициент использования ресурсов газа – 0,756.
Задача 1.5.
Определить мощность нефтедобывающего предприятия на конец года по данным: входящая мощность – 40 млн. т. В течение года предусмотрен ввод мощностей – 5 млн. т., в т.ч. за счет ввода из консервации 4 млн. т. и за счет увеличения нефтеотдачи 1 млн. т. Уменьшение мощности вследствие падения дебита – 9 млн.
Задача 1.6.
Определить ввод мощности по данным задачи 1.5 с учетом, что добыча на плановый год - 39,7 млн. т., коэффициент использования мощности - 0,91; коэффициенты, учитывающие:
а) время ввода новых мощностей – 0,55;
б) время эксплуатации новых скважин – 0,39;
в) время эксплуатации выбывающих скважин – 0,49.
2. Основные производственные фонды нефтяной
промышленности и показатели их использования
Основные производственные фонды (ОПФ) – совокупность средств труда, функционирующих в сфере материального производства в неизменной натуральной форме в течение длительного времени и переносящих свою стоимость на вновь созданный продукт по частям, по мере износа.
Для определения эффективности использования основных фондов предприятия и промышленности в целом применяют следующую систему показателей:
Показатели, характеризующие структуру движения основных фондов.
Обобщающие показатели использования основных фондов.
Показатели интенсивного и экстенсивного использования основных фондов.
Для характеристики движения основных фондов используют:
коэффициент обновления;
коэффициент выбытия.
Коэффициент обновления () показывает, в какой мере основные фонды были обновлены в отчетном периоде:
, (2.1)
где - стоимость новых основных фондов, введенных в течение отчетного периода;
- стоимость основных фондов на конец периода.
Коэффициент выбытия () показывает, какая часть основных фондов выбыла в отчетном периоде:
, (2.2)
где - стоимость выбывших основных фондов в течение периода;
- стоимость основных фондов на начало отчетного периода.
Среднегодовую стоимость можно рассчитать:
как средневзвешенную стоимость
; (2.3)
2) как среднехронологическую стоимость, когда учет основных фондов ведется непрерывно:
, (2.4)
где - стоимость ОПФ в i период времени;
- длительность периода;
3) с учетом времени действия и бездействия фондов
, (2.5)
где - время действия фондов (мес);
- время бездействия фондов (мес).
Количественными оценками состояния фондов являются показатели:
-коэффициент износа и коэффициент годности, исчисляемые по данным баланса основных фондов на определенную дату.
Коэффициент износа () характеризует долю той части стоимости оборудования, которая перенесена на продукт
, (2.6)
где - износ на начало года.
Коэффициент годности () характеризует неизношенную часть основных производственных фондов или долю той части стоимости, которая не перенесена на продукт:
, (2.7)
, (2.8)
где - остаточная стоимость;
- полная балансовая стоимость.
К показателям эффективности использования основных производственных фондов относятся: фондоотдача, фондоемкость, фондовооруженность и рентабельность основных фондов.
Показатель фондоотдачи () характеризует выпуск продукции в расчете на один рубль стоимости основных фондов и исчисляется как отношение объема годового выпуска продукции (работ, услуг) к среднегодовой стоимости ОФ:
, (2.9)
где Q – объем производства в среднем за период (ден.ед.).
Показатель фондоёмкости продукции () характеризует уровень затрат основных производственных фондов на один рубль произведенной продукции (работ, услуг). Чем ниже фондоёмкость продукции, тем эффективнее используются основные фонды:
, (2.9)
, (2.10)
. (2.11)
Показатель фондовооруженности () отражает объем основных фондов, приходящихся на одного работника в процессе производства
, (2.12)
где - среднесписочная численность работников предприятия.
Между показателями фондоотдачи и фондовооруженности труда существует зависимость
, (2.13)
где - уровень производительности труда.
Рентабельность основных фондов определяется по формуле
, (2.14)
гдеП – прибыль предприятия за период.
Для оценки использования основных фондов (по видам оборудования) применяются три показателя: коэффициент экстенсивного использования (Кэ), коэффициент интенсивного использования (Ки) и коэффициент интегрального использования (Кинт).
Коэффициент экстенсивного использования характеризует эффективность использования оборудования во времени. Он определяется отношением времени работы оборудования (Тр) ко всему календарному времени (Тк), т.е. показывает удельный вес времени производительной работы оборудования
. (2.15)
В бурении коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования определяется по этапам сооружения скважин и в целом по циклу.
На стадии строительно-монтажных работ, бурения и испытания скважин коэффициент экстенсивного использования оборудования определяется делением производительного времени соответственно по каждому этапу (, , ) на календарное или нормативное (, , ) время в станко-месяцах:
- на стадии строительно-монтажных работ
, (2.16)
- на стадии бурения
, (2.17)
- на стадии испытания скважин
. (2.18)
Коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования по циклу сооружения скважин определяется
Кэ=. (2.19)
Для оценки степени использования нефтяных и газовых скважин во времени применяют два показателя.
Коэффициент использования скважин (Кис), представляющий собой отношение суммарного времени работы (эксплуатации) Сэ (в скважино-месяцах) к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин Счэ (в скважино-месяцах)
. (2.20)
Коэффициент эксплуатации (Кэс) показывает отношение суммарного времени работы скважин Сэ (в скважино-месяцах) к суммарному календарному времени действующего фонда скважин Счд (в скважино-месяцах)
. (2.21)
Станко-месяц в бурении и скважино-месяц в добыче нефти и газа - это условная единица измерения времени работы и простоев соответственно буровых установок и скважин, равная 720 станко-часам или скважино-часам (или 30,4 станко-дням или скважино-дням). Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду (Счэ), рассчитывают по следующей формуле:
Счэ=, (2.22)
где Nэ - число скважин эксплуатационного фонда на начало года;
Nн - число новых скважин;
tн.кал - календарное время работы новых скважин в году (в соответствии с планом-графиком ввода скважин);
Nл - число ликвидированных скважин;
tл.кал- календарное время ликвидированных скважин.
Скважино-месяцы, числившиеся (Счд) по действующему фонду, определяются по формуле
Счд=, (2.23)
где Nд, Nвб, Nh д, Nв - число скважин действующего фонда на начало года, вводимых в течение года из бездействия, новых из бурения и выводимых из эксплуатации соответственно;
tвб.кад, tн.д.кал, tв.кал - соответственно календарное время по скважинам, вводимым из бездействия, новым и выводимым в бездействующий фонд.
В том случае, если отсутствует план-график ввода скважин (новых и бездействующих), среднее время их работы планируемом году составляет
tср=сут. (2.24)
Скважино-месяцы эксплуатации в плане определяются
Сэ=,(2.25)
где tост - плановые остановки по скважинам действующего фонда на начало года;
tвб.ост, tн.ост - плановые остановки по скважинам, вводимым из бездействия, и новым скважинам.
Коэффициент интенсивного использования оборудования определяется отношением фактической производительности оборудования в единицу рабочего времени (сутки, час) в натуральных единицах (Qф) к возможной его производительности (Qм) (максимально возможной или проектной)
. (2.26)
В бурении коэффициент интенсивного использования бурового оборудования определяется отношением коммерческой скорости бурения (Vк) к технической (Vт)
. (2.27)
Техническая скорость бурения (м/ст.-мес.) определяется:
, (2.28)
где - общее время подготовительно-вспомогательных работ, ч;
- время крепления ствола скважины, ч.
- время, затрачиваемое на проведение работ по ликвидации осложнений и ремонтных работ (в пределах норматива), ч.
Коммерческая скорость бурения (м/ст.-мес.) находится по формуле
, (2.29)
где - календарное время бурения, включающее непроизводительное время (простои по организационным причинам, ликвидацию аварий и т.д.), ч.
Коэффициент интенсивного использования скважин в добыче нефти и газа определяется отношением фактического дебита скважины (qф) к плановому или проектному (qпр):
. (2.30)
Суммарное использование основных фондов принято определять интегральным коэффициентом
. (2.31)
ЗАДАЧИ
Задача 2.1.
Определить прирост продукции нефтедобывающего предприятия за счет увеличения среднегодовой стоимости основных фондов и за счет роста фондоотдачи по данным таблицы.
Показатели Условное обозначение Базисный год Отчетный год Абсолютные изменения
Объем продукции, тыс. д. ед. ВП 15980 17250 1270
Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. д. ед. Фст 36300 38200 1800
Задача 2.2.
Определить входную производственную мощность бурового предприятия по данным таблицы, если предприятие разбуривает две площади.
Показатели Условное обозначение I площадь II площадь
Средняя глубина скважины, м. 1800 1500
Годовой объем проходки, тыс. м. Н 117,6 93
Фактическая цикловая скорость, м/ ст. мес. 1200 1400
Затраты времени по всему циклу, на скважину (час) 975 720
Задача 2.3.
Определить изменение фондоотдачи в процентах, если прирост проходки по плану составит 9% (Iн=1,09), а прирост среднегодовой стоимости основных фондов – 5% (Iф=1,05).
Задача 2.4.
Определить изменение фондоотдачи за счет роста скорости бурения по данным таблицы, если коэффициент занятости буровых установок в бурении (Кз=0,65).
Показатели Условные обозначения Базовый год Отчетный год
Коммерческая скорость бурения, м/ст. мес 1500 1630
Количество установок в хозяйстве У 22 22
Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. ден. ед. 6300 6300
Задача 2.5.
Рассчитать относительную экономию, полученную в результате рационального использования основных производственных фондов, если среднегодовая стоимость основных производственных фондов в отчетном периоде () составляла 47760 тыс д.ед., в плановом периоде () составит 50940 тыс д. ед., индекс роста объема валовой продукции в плановом году по сравнению с отчетным составит 108,8 (Iр=1,088).
Задача 2.6.
Определить стоимость активной части основных фондов в добыче нефти, если среднегодовая стоимость составляет 142271 тыс. д. ед., а структура основных фондов следующая: здания – 1,9%; сооружения – 68,5%; передаточные устройства – 12,4%; машины и оборудование – 12,2%; транспортные средства – 4,4; инструмент, инвентарь и другие виды основных фондов – 0,2%.
Задача 2.7.
Определить фактическое увеличение фондоотдачи нефтедобывающего предприятия по данным таблицы, если цена 1 тонны - 8 тыс. ден. ед.
Показатели Условное обозначение Базовый год Отчетный год
Коэффициент эксплуатации 0,959 0,967
Объем реализации нефти, млн. т. РП 2,5 ?
Среднегодовая стоимость основных фондов, млн д. ед. 84 84
Скважино-месяцы числившиеся 15213 15213
Среднемесячный дебит, т. 500 500
Задача 2.8.
Определить коэффициент эксплуатации и использования скважин по данным таблицы, если на 80 скважинах будут проведены мероприятия по интенсификации добычи (на операцию тратится 36 часов).
Показатели Условные обозначения Фонтанные скважины Глубинонасосные скважины
Фонд действующих скважин 150 320
Фонд бездействующих скважин 6 24
Ввод в эксплуатацию скважин с 1 июля 50
Ликвидировано скважин с 1 июля 20
Межремонтный период 180 90
Продолжительность 1 ремонта, час 24 48

3. Оборотные средства предприятий
Оборотные средства промышленности – это совокупность оборотных производственных фондов и фондов обращения.
Оборотные фонды – это предметы труда и некоторые элементы средств труда, которые обслуживают один производственный цикл, полностью в нем потребляются и целиком переносят свою стоимость на изготовляемую продукцию.
Фонды обращения функционируют на стадии обращения и охватывают средства предприятия, вложенные в готовую продукцию, денежные средства, находящиеся в кассе, на счетах в банке и в пути, средства в расчетах.
В зависимости от способа регулирования оборотные средства делятся на нормируемые и ненормируемые.
К нормируемым оборотным средствам относятся те, по которым создаются необходимые производственные запасы сырья, материалов, тары, незавершенного производства, вложения в расходы будущих периодов, готовую продукцию.
Общая формула определения норматива оборотных средств по запасам материальных ценностей в денежном выражении выглядит следующим образом:
, (3.1)
где - расход материальных ценностей в рассматриваемом периоде, руб.;
Т - продолжительность рассматриваемого периода, сут.;
Нз - норма запаса данного вида материальных ценностей, сут.
При определении норматива по отдельным видам оборотных средств эта формула несколько модифицируется.
Для буровых предприятий потребность в оборотных средствах определяется в зависимости от объема выполненных работ, геологических условий бурения, организации производства и материально-технического снабжения. Основную часть оборотных средств при этом составляют инструменты и оборудование – долота, бурильные трубы, муфты и пр.
Нефтегазодобывающие предприятия устанавливают нормативы запасов по отдельным видам основных материалов в натуральном выражении, а затем пересчитывают их по стоимости. Аналогично в нефтяной и газовой промышленности определяются нормативы оборотных средств на вспомогательные материалы, топливо и прочее.
Особое место отводится определению норматива средств на обеспечение запаса скважинных насосов (Нсн ):
, (3.2)
где Nзн - норма запаса насосов, сут.;
nр - число ремонтов насоса до его износа;
tр - продолжительность одного ремонта, включая перевозки со скважины до ремонтной площадки и обратно, сут.;
nн- фонд насосных скважин;
Тн - средний срок службы насосов, сут.;
Цн - цена одного глубинного насоса, д.е.
При определении норматива оборотных средств на готовую продукцию у нефтедобывающих предприятий норма запаса составляет 5 суток.
Для нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий определение норматива на сырье и покупные полуфабрикаты зависит от условий снабжения, вида транспорта, продолжительности подготовки сырья к переработке и мощности предприятий. Норма запаса при этом устанавливается в пределах от 2-3 до 10-15 дней, а иногда даже до 45-60 дней.
Величина запасов же на вспомогательные материалы (катализаторы, аммиак, соду, фенол, ацетон, бензол, серную кислоту, едкий натри и др.) находится в пределах 25-70 дней. Кроме того, к вспомогательным относятся материалы, используемые для ремонта оборудования (смазочные, обтирочные и т.п.). Запасы для них определяются в размере примерно 5% от стоимости ремонтных работ.
Норматив на запасные части Нзч основан на составе действующего оборудования, сроке службы отдельных частей, условях изготовления и поставки запасных частей:
, (3.3)
где Д - количество одноименных деталей одной установки;
У - число одинаковых установок;
Nд - норма запаса данной детали, сут;
Ку - коэффициент уменьшения запасных деталей, учитывающий их количество на всех установках данного типа;
tд - срок службы одной детали, сут;
Цд — цена одной детали, д.е.
Также норматив оборотных средств на запасные части может устанавливаться в процентах к балансовой стоимости данной группы основных фондов (примерно 4,0-4,5% ).
Норматив оборотных средств на незавершенное производство и полуфабрикаты собственного изготовления зависит от длительности производственного цикла, т.е. от времени с момента поступления сырья на переработку и до выхода готовой продукции.
На нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях продолжительность производственного цикла незначительная и составляет всего несколько дней.
Если же производственный цикл достаточно длительный и наиболее дорогостоящие и трудоемкие процессы осуществляются не сразу, в расчет норматива на незавершенное производство вводится поправка на коэффициент нарастания затрат.
Норматив оборотных средств на незавершенное производство (Ннп) при этом определяется по формуле
, (3.4)
где С - себестоимость планируемого выпуска товарной продукции, руб.;
tц - длительность производственного цикла, дни;
Кнз - коэффициент нарастания затрат;
Т пл — продолжительность планового периода, дни:
, (3.5)
где - средняя себестоимость остатка незавершенного производства и полуфабрикатов собственного изготовления.
К показателям эффективности использования оборотных средств относят: коэффициент оборачиваемости, коэффициент закрепления оборотных средств и среднюю продолжительность одного оборота.
Коэффициент оборачиваемости () выражает число оборотов оборотных средств за рассматриваемый период и показывает, сколько раз стоимость оборотных средств, равная их среднему остатку, оборачивалась и возвращалась в денежной форме в течение данного периода времени:
,(3.6)
где Qрп – выручка от реализации за период, д.е;
- средний остаток оборотных средств, д.е.
По экономическому содержанию коэффициент оборачиваемости близок к показателю фондоотдачи.
Коэффициент закрепления оборотных средств () показывает, какой объем оборотных средств приходится в данном периоде на каждый рубль реализованной продукции. По экономическому содержанию он аналогичен показателю фондоемкости
. (3.7)
Средняя продолжительность одного оборота в днях () – время, в течение которого совершается кругооборот средств, показывает, сколько дней занимает один полный оборот материальных оборотных средств:
, (3.8)
где t – число дней в рассматриваемом периоде.
Поскольку этот показатель не зависит от длины периода, для которого он исчислен (месяц, квартал, год), его удобно использовать для сравнения скорости обращения оборотных средств за периоды различной продолжительности.
Результат улучшения использования оборотных средств – абсолютное и относительное их высвобождение.
Абсолютное высвобождение () определяется по формуле
, (3.9)
где и - средний остаток оборотных средств по плану и фактически соответственно.
Относительное высвобождение () определяется по формуле
, (3.10)
где и - коэффициент закрепления оборотных средств соответственно по плану и фактически;
Q1 – фактическая выручка за период;
Т0 – плановая продолжительность одного оборота.
ЗАДАЧИ
Задача 3.1.
Рассчитать норматив оборотных средств под производственные запасы, (НОСзп) по данным:
- буровое предприятие потребляет в год томнонажного цемента на сумму 324 тыс д. ед.,
- интервал поставки по договору – 23 дня,
- транспортный запас – 4 дня,
- технологический запас – 1 день,
- страховой запас – 3 дня.
Задача 3.2.
Определить норматив оборотных средств на готовую продукцию (НОСгп) по данным:
- годовой объем добычи нефти – 5100 тыс. т.,
- себестоимость 1 т. – 4650 д. ед.,
- время транспортировки нефти от скважины к групповой установке – 1 день,
- время на подготовку нефти – 2 дня,
- время для оформления платежных документов – 1 день.
Задача 3.3.
Определить прирост реализации продукции (Р) за счет ускорения оборачиваемости оборотных средств, если при плановой продолжительности одного оборота (t) 45 дней фактическая продолжительность одного оборота составила 41,3 дня, среднегодовые остатки оборотных средств (ОС) были равны 137,5 тыс. ден. ед.
Задача 3.4.
Определить относительное высвобождение оборотных средств по данным таблицы.
Показатели Условное обозначение План Факт
Стоимость работ, тыс. д. ед Р 21349 22925
Средние остатки оборотных средств, тыс.д.ед. ОС 3100 3140,4
Продолжительность 1 оборота, дни t 53 50
4. Производительность труда и оплата труда на предприятии
Нефтяная и газовая промышленность имеет свою специфику, свои технологические особенности, влияющие на определение показателя эффективности использования персонала - производительности труда.
В бурении производительность труда зависит от природных (горно-геологических) условий.
При стабильных горно-геологических условиях бурения (эксплуатационного и разведочного) производительность труда определяется натуральным показателем
, (4.1)
где Пт — производительность труда, м/чел;
Н— проходка за определенный период времени, м;
Ч — среднесписочная численность работающих за определенный период времени, чел.
Однако наиболее широкое применение нашел такой специфичный натуральный показатель, как объем проходки (м) на буровую бригаду в единицу времени (месяц, год).
Натуральный показатель имеет серьезные недостатки и несопоставим по предприятиям, площадям и во времени при любых изменениях глубин и горно-геологических условий. Основные показатели, определяющие производительность труда в бурении, - это коммерческая скорость и удельная численность персонала
, (4.2)где Пт - производительность труда, ;
Смц - станко-месяцы полного цикла строительства скважин;
VК - коммерческая скорость строительства, м/ст.-мес.;
Чуд - удельная численность работников, чел./ст-мес.
Более универсальным показателем производительности труда в бурении, позволяющим соизмерить количественно неоднородную продукцию, является стоимостной (в руб./чел.). Он характеризует объем работ в сметной стоимости в расчете на одного работника в единицу времени
, (4.3)
где S -сметная стоимость выполненного объема работ, руб.;
Ч - среднесписочная численность работающих, чел.
В нефте- и газодобыче производительность труда зависит от дебитности скважин, способа эксплуатации, геолого-геофизических свойств нефтегазосодержащих пластов, стадии разработки месторождения и т.д. Поэтому применяют показатель трудоемкости, т.е. количество человек, приходящихся на обслуживание одной скважины
, (4.4)
где Чппп - среднесписочная численность промышленно-производственного персонала (ППП), чел.;
Э - эксплутационный фонд скважин, шт.
Этот показатель позволяет сопоставить уровень производительности труда между отдельными предприятиями нефтегазодобычи.
В системе транспорта и хранения нефти и газа наибольшее распространение получили натуральные измерители производительности труда.
Производительность труда на магистральном транспорте нефти и газа определяется следующим образом:
, (4.5)
где Q - количество транспортируемой нефти или газа в т, м3, в год;
Чср.г. - среднегодовая численность персонала.
, (4.6)
где L - протяженность участка нефтегазопровода, км;
Q*L - транспортная работа (грузооборот) тн-км, 1000 м3 км.
Производительность труда на транспорте и хранении нефти и газа в стоимостном выражении определяется следующим образом:
, (4.7)
где Вт - тарифная выручка (произведение установленного тарифа на транспортную работу), руб.
Кроме того, производительность труда определяется при помощи показателя трудоемкости обслуживания () 100 км линейной части нефтегазопровода или одной насосной (компрессорной) станции или 1000 кВт установленной мощности (N):
, (4.8)
, (4.9)
где - количество насосных (компрессорных) станций
. (4.10)
Для определения уровня производительности труда на нефтегазоперерабатывающих и нефтегазохимических предприятиях используют методы: натуральный, стоимостной, трудовой.
По натуральному методу производительность труда определяют по формуле
, (4.11)
где - количество выработанной продукции в натуральном выражении.
Этот показатель используется для характеристики производительности труда на отдельных технологических установках, в цехах, вырабатывающих один продукт или несколько сопоставимых по качеству.
Стоимостной метод - наиболее распространенный, по которому производительность труда определяется
, (4.12)
где - объем товарной продукции в стоимостном выражении;
Qi и Цi - объемы и цена производства отдельных продуктов переработки.
Определение производительности по трудоемкости нефтегазоперерабатывающей продукции проводится в два этапа.
Сначала определяют трудоемкость по отдельным технологическим установкам. Для этого все затраты предприятия распределяют между установками, за исключением затрат, не связанных непосредственно с производством продукции. Затем определяется трудоемкость отдельных продуктов.
Предприятия машино-аппарато- и приборостроения характеризуются широкой номенклатурой выпускаемой продукции. Поэтому для определения уровня производительности труда здесь используются в основном стоимостной и трудовой методы:
, (4.14)
где и - валовая или товарная продукция в готовых ценах предприятия.
При трудовом методе определения уровня производительности труда трудоемкость изготовления товарной (валовой) продукции измеряется в нормо-часах:
, (4.15)
где ВП (ТП) - трудоемкость изготовления продукции в нормo-часах.
В пределах фонда заработной платы, определенного по нормативу, предприятие самостоятельно с учетом специфики производства и стоящих перед ним задач устанавливает фонд заработной платы по отдельным категориям работников.
Расчетные величины, которые берутся в основу оплаты труда различных групп работающих, определяются тарифной системой, включающей в себя следующие элементы: тарифно-квалификационные справочники, тарифные сетки, тарифные ставки и районные коэффициенты к заработной плате.
Тарифно-квалификационные справочники представляют собой перечень рабочих профессий с их тарифно-квалификационными характеристиками.
Тарифная сетка служит для определения соотношений расчетной заработной платы рабочих разной квалификации и является средством регулирования заработной платы в квалификационном разрезе. В нефтяной и газовой промышленности, нефтеперерабатывающей отрасли применяются шестиразрядные тарифные сетки.
Тарифные ставки определяют размер заработной платы за единицу времени и дают возможность дифференцировать заработную плату по условиям труда и формам оплаты труда. В нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности тарифные ставки дифференцируются по формам оплаты труда: для сдельщиков и повременщиков, по условиям труда: на работах с нормальными условиями труда, на работах с особо тяжелыми и вредными условиями труда.
Тарифный разряд характеризует уровень квалификации рабочего или работы.
Тарифный коэффициент показывает, во сколько раз уровень оплаты труда по данному разряду выше оплаты труда по I разряду. Часовая тарифная ставка любого разряда образуется умножением ставки I разряда на соответствующие тарифные коэффициенты. Соотношение тарифных коэффициентов VI и I разрядов называется диапазоном тарифной сетки.
Средний тарифный коэффициент () по группе рабочих определяется как средневзвешенная по численности рабочих величина
, (4.16)
где kср - средний тарифный коэффициент;
ki - тарифный коэффициент i-го разряда;
Чi - численность рабочих i-го разряда;
n - число разрядов.
На основе действующей тарифной системы в нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности применяются сдельная и повременная формы оплаты труда.
Форма сдельной оплаты труда подразделяется на системы прямой сдельной, сдельно-премиальной, сдельно-прогрессивной, аккордной и косвенной сдельной. Сдельная форма оплаты труда может быть индивидуальной и бригадной. В повременной форме оплаты труда различаются простая и повременно-премиальная системы.
При прямой индивидуальной сдельной оплате труда () заработная плата рабочего за расчетный период определяется исходя из количества выработанной продукции и расценки, т. е. заработной платы, приходящейся на единицу продукции (работы) :
, (4.17)
где Р - сдельная расценка, руб.;
Нф - фактическая выработка продукции рабочим за расчетный период, штук (т, м3, м2, км и т. д.);
Рчас - часовая тарифная ставка рабочего определенного разряда, руб.;
Нвыр - норма выработки за расчетный период;
tшт - норма времени, ч.
Коэффициент выполнения нормы выработки () определяется по формуле
. (4.18)
Сдельно-премиальная система оплаты труда представляет собой прямую сдельную с учетом премий за выполнение и перевыполнение принятых в данном производственном подразделении показателей премирования.
Заработок рабочего по этой системе () определяется по формуле
, (4.19)
где Зсд-прем- заработок рабочего по сдельно-премиальной системе оплаты труда, руб.;
Пв - процент премии, выплачиваемой при выполнении показателей премирования;
Ппи - процент перевыполнения показателей премирования;
Пи - процент премии, выплачиваемой при перевыполнении показателей премирования.
При сдельно-прогрессивной оплате труда продукция (работа), произведенная в пределах установленной нормы (базы), оплачивается по основным сдельным расценкам, сверх установленной нормы - по повышенным расценкам.
Общий заработок () можно определить при этом по формуле
, (4.20)
где Пн - процент выполнения нормы выработки;
Писх - исходная база для начисления прогрессивного заработка, выраженная в процентах выполнения нормы выработки;
kр — коэффициент увеличения основной сдельной расценки, взятый по шкале сдельно-прогрессивной оплаты труда.
При бригадной сдельной оплате труда заработная плата начисляется по фактической выработке и сдельным расценкам, а распределяется между отдельными членами бригады в соответствии с количеством отработанного времени и тарифными разрядами.
Бригадная сдельная расценка определяется по формулам:
, (4.21)
, (4.22)
где Рбр - бригадная сдельная расценка на единицу продукции (работы), руб.;
Тст - тарифные ставки членов бригады соответственно разрядам рабочих, руб.;
Нбр - норма выработки, установленная для всей бригады;
tе — нормированная трудоемкость работ по каждому разряду работ, нормо-час.
Общая сумма заработной платы бригады составляет
, (4.23)
где Збр - общий заработок бригады, руб.;
Нф - фактическая выработка бригады.
Общий заработок каждого члена бригады определяется по формуле
, (4.24)
где Зраб - заработная плата одного рабочего бригады, руб;
Тбр - общий тарифный заработок бригады (исходя из количества отработанных каждым рабочим часов и их тарифных ставок по разрядам), руб.;
Траб - тарифный заработок отдельного рабочего.
Заработная плата при косвенной сдельной системе оплаты труда () определяется по формуле
, (4.25)
где Рчас - часовая или дневная тарифная ставка обслуживающего рабочего, руб.;
n -число обслуживаемых объектов (рабочих, бригад, агрегатов и т.п.);
Нвыр - часовая (дневная) норма выработки одного обслуживаемого рабочего (бригады, агрегата), штук (нормо-час);
Нф — фактическое выполнение заданий по отдельным объектам обслуживания, штук (нормо-час).
Заработная плата рабочего, обслуживающего много объектов, определяется как сумма заработков по каждому обслуживаемому объекту, рассчитываемых так же, как при прямой индивидуальной сдельной оплате труда, но с введением поправочных коэффициентов, Сдельные расценки при этом рассчитываются на каждую операцию.
При повременной оплате труда заработная плата рабочего за проработанное время рассчитывается по формуле
, (4.26)
где Зп - заработок повременщика за отработанное время, руб;
Т - фактически отработанное за расчетный период время по данным табельного учета, ч.
При повременно-премиальной системе оплаты труда рабочему, помимо заработной платы по тарифной ставке за фактически отработанное время, выплачивается премия за выполнение и перевыполнение конкретных показателей премирования.
К основным видам доплат относятся: доплата за работу в ночное время; перерывы в работе кормящих матерей, которые засчитываются в рабочее время и оплачиваются по среднему заработку; оплата льготных часов подростков, рассчитываемая по часовой тарифной ставке за каждый непроработанный час. Оплату очередных и дополнительных отпусков рассчитывают исходя из средней длительности отпуска по бюджету рабочего времени и средней заработной платы; оплата времени выполнения государственных обязанностей рассчитывается аналогично оплате очередных и дополнительных отпусков.
ЗАДАЧИ
Задача 4.1.
Определить прирост продукции () за счет роста численности (Чппп) и производительности труда (ПТ) по данным таблицы.
Показатели Условное обозначение План Факт Абсолютное изменение
Выпуск продукции, тыс.д.ед. Вп 21546 23700 2154
Среднесписочная численность персонала, чел. Чппп 900 936 36
Задача 4.2.
Определить, на сколько процентов должна быть повышена производительность труда, если планируется увеличить объем продукции на 5,6%, а численность - на 1,5%.
Задача 4.3.
Определить, на сколько процентов снизилась трудоемкость 1м проходки при увеличении скорости бурения (Vк) с 1650 м/ст.мес. до 1800 м/ст.мес. Годовой объем проходки (Н) – 326 тыс.м. Численность промышленно-производственного персонала в расчете на одну буровую установку, находящуюся в бурении, – 90чел.
Задача 4.4.
Определить сдельную расценку на бурение 1м в интервале 230-600м. Норма времени на интервал – 122ч. Состав вахты: бурильщик VI-го разряда, тарифная ставка которого 100д.ед.; 1 помощник бурильщика IV-го разряда, тарифная ставка - 72д.ед.; 2 помощник бурильщика III-го разряда, тарифная ставка - 62д.ед.
Задача 4.5.
Определить сдельный заработок бригады, распределить его между вахтами, если нормативное время на бурение скважины - 736, часовая тарифная ставка вахты - 490,1д. ед, выработано I вахтой 186,3 часа, II вахтой 190часов, III – 187,5 часов, IV – 172,2 часа.
Задача 4.6.
Определить сдельную расценку на слесарную работу IV разряда, норма выработки 20 изделий за смену, тарифная ставка IV разряда - 330 д.ед. за смену.
Задача 4.7.
Определить сдельную расценку, если норма времени на изделие - 20 мин., часовая тарифная ставка - 45д.ед.
Задача 4.8.
Определить сумму премии буровой бригады, если сдельный заработок бригады - 168200 д.ед., продолжительность бурения и испытания по норме – 29,39 дней, фактически – 26,36 дней. По положению за окончание работ в срок начисляется премия 20% и 2% за каждый процент ускорения продолжительности бурения.
Издержки производства на предприятиях
нефтегазового комплекса
Полная себестоимость — это выраженные в денежной форме текущие затраты на производство и реализацию продукции. В себестоимость продукции включаются затраты:
непосредственно связанные с выпуском продукции, включая затраты на управление;
на освоение продукции новых видов;
связанные с улучшением качества продукции, с совершенствованием техники, технологии, организации производства, осуществляемые в ходе производственного процесса (кроме затрат, осуществляемых за счет капиталовложений);
на улучшение условий труда, техники безопасности, повышение квалификации работников;
связанные с реализацией продукции.
Затраты, связанные с производством продукции и услугами, составляют производственную себестоимость. Прибавление к ним затрат, связанных с реализацией продукции (внепроизводственные расходы), дает полную себестоимость продукции.
Наряду с определением общей суммы затрат на производство всей продукции необходимо также знать, во что обходится предприятию изготовление единицы продукции каждого вида, т. е. какова себестоимость единицы продукции.
Классификация затрат осуществляется с целью систематизации множества разнообразных расходов на производство и их объединения в отдельные группы.
Для целей планирования и учета все затраты классифицируются (группируются) по экономическим элементам и статьям расхода (калькуляции). По элементам составляется смета затрат, по статьям - калькуляция себестоимости.
Группировка затрат по экономическим элементам следующая:
сырье и основные материалы;
вспомогательные материалы;
топливо со стороны;
энергия со стороны;
амортизационные отчисления основных фондов;
заработная плата основная и дополнительная;
отчисления на социальное страхование;
прочие денежные затраты.
Группировка затрат по экономическим элементам едина для всех отраслей промышленности. Группировка же затрат по статьям расходов отражает специфику, статьи носят комплексный характер.
Под структурой себестоимости принято понимать отношение отдельных элементов затрат к их общей сумме.
В бурении принято деление затрат на зависимые от времени бурения и от объема бурения, а точнее - от глубины и диаметра скважин.
Затраты, зависимые от времени бурения, изменяются пропорционально продолжительности бурения скважин. Затраты этой группы составляют 60-80% всех затрат на бурение.
Затраты, зависимые от объема бурения, — это те, размер которых определяется глубиной и конструкцией скважин. В эту группу входят затраты на долота, обсадные трубы, цемент.
Для характеристики себестоимости продукции в планах и отчетах предприятий используются следующие показатели:
изменение себестоимости сравнимой товарной продукции;
затраты на 1 руб. товарной продукции.
Изменение себестоимости сравнимой товарной продукции () можно определить по формуле
, (5.1)
где QiплCiпл - сумма произведений планового количества продукции (нефть, газ и т. д.) на плановую себестоимость этой продукции;
∑QiплCiф -сумма произведений планового количества продукции всех наименований на себестоимость этой продукции в отчетном периоде.
Затраты на 1 руб.товарной продукции определяются делением себестоимости всей товарной продукции на ее объем (в оптовых ценах предприятия).
Затраты на 1 руб. товарной продукции () определяются по формуле
, (5.2)
где СТП - себестоимость товарной продукции;
QТП – объем товарной продукции за тот же период.
Определение затрат на подготовку запасов проводится по стадиям работ и категориям запасов. Затраты на выявление 1 т запасов категории С1 () определяются по формуле
, (5.3)
где Сп - затраты на стадии детальных поисков и предварительной разведки, руб.;
Сск - стоимость продуктивных скважин, оцененных по стоимости добывающих скважин, руб.;
3Cl - запасы категории С1, т.
Затраты на перевод 1 т запасов из категории C1 в категорию В () определяются по формуле
, (5.4)
где Св — затраты на перевод 1 т запасов категории C1 в категорию В, руб.;
Сдр - затраты на стадии детальной разведки, руб.;
3сlв- запасы категории C1, переведенные в категорию В, т.
Затраты на 1 т извлекаемых запасов () за весь период детальных поисков, разведки и доразведки
, (5.5)
где Сдор - затраты на стадии доразведки, руб.;
Сск - суммарная стоимость продуктивных скважин, руб.
Для определения затрат на проведение буровых работ составляют сметы, состоящие из основных расходов, накладных и плановых накоплений.
К основным расходам (Зос) сметы относятся: основная заработная плата, дополнительная с отчислениями на социальное страхование; стоимость материалов, сжатого воздуха, электроэнергии, воды; амортизационных отчислений; стоимость услуг подсобно-вспомогательных производств; расходы на транспорт; полевое довольствие и прочие расходы.
Если из суммы основных расходов вычесть затраты на полевое довольствие, премии рабочим, возмещение ущерба организациям и частным лицам в связи с проведением геологоразведочных работ, то получатся прямые затраты (Зпр).
Накладные расходы состоят из следующих статей расходов:
общепроизводственных расходов геологических партий;
общехозяйственных расходов геологических партий и экспедиций и отчислений на содержание вышестоящих организаций;
прочих отчислений.
На сумму прямых и накладных расходов начисляют плановые накопления
, (5.6)
где Пн -величина плановых накоплений, руб.;
Зн - накладные расходы, руб;
Nпл – норма плановых накоплений, %.
Сумма основных расходов, накладных и плановых накоплений образует сметную стоимость геологоразведочных работ ():
. (5.7)
Сметная себестоимость () определяется по формуле
. (5.8)
В бурении базой для планирования себестоимости служат сметы настроительство скважин или группы скважин. Смета состоит из четырехразделов и отдельных статей затрат:
раздел I - подготовительные работы к строительству скважин;
раздел II- строительно-монтажные работы;
раздел III - бурение и крепление скважин;
раздел IV - испытание скважин на продуктивность или освоение нагнетательных скважин.
Кроме того, в смете учитываются расходы на промыслово-геофизические работы, на создание резервов для проведения работ в зимнее время и т. д. Сметная стоимость строительства скважины рассчитывается по формуле
, (5.9)
где Ссм с - сметная стоимость строительства скважин, руб.
В сметной стоимости наибольший удельный вес занимают затраты на бурение и крепление. Затраты, зависящие от времени бурения (), рассчитываются следующим образом:
, (5.10)
где Сч – стоимость часа (суток), руб.;
tбп – продолжительность бурения и подготовительных работ к бурению, ч.
Расчеты по статьям расходов, входящих в затраты, зависящие от метра проходки и времени, имеют свои особенности.
Затраты на электроэнергию при бурении, креплении и испытании скважин () определяются по формуле
, (5.11)
где Ссч - стоимость электроэнергии по счетчику на бурение, крепление и испытание скважины, руб.;
Спм — размер оплаты подключенной мощности, руб.;
Свс — стоимость содержания высоковольтной сети, руб.
, (5.12)
где НРэп, НРэ6к, НРэис - нормы расхода электроэнергии соответственно на подготовительные работы к бурению, бурение и крепление, испытание первого объекта, кВт∙ч/сут;
tвс, tп, tис - время соответственно подготовительных работ к бурению, бурения и испытания, сут;
Сэ - стоимость 10 кВт∙ч электроэнергии, учтенной счетчиком, руб.
, (5.13)
где nпч - подключенная мощность, кВт;
С′пч - стоимость 1 кВт подключенной мощности, руб.
, (5.14)
где Сс — стоимость одних суток содержания высоковольтной сети.
Общая стоимость обсадных труб, предусмотренных конструкцией скважины,

, (5.15)
где Нт— длина колонны m-го типа труб с определенным их диаметром, маркой стали и толщиной стенки, м;
Соm.т - цена 10 м труб m -го типа;
nm — число типов труб, спускаемых в скважину.
Стоимость работ по испытанию объектов на продуктивность
, (5.16)
где Сзри - расходы на заработную плату бригады по испытанию за сутки, руб.;
Сб1 - стоимость содержания буровой установки и инструмента за сутки испытания, руб. (при испытании второго и последующих объектов увеличивается на 0,45);
Зэс - стоимость расхода энергии за сутки испытания, руб.;
Сам - амортизация оборудования, руб.;
С'м- - стоимость суточного расхода материалов, руб.;
Сиз - стоимость износа инструмента, руб.;
Ссв - стоимость сжатого воздуха, руб.;
Счк - стоимость часа эксплуатации передвижного компрессора, руб.;
tис — время испытания, сут.
При изменении скорости бурения изменяется и себестоимость строительства скважин. Степень изменения себестоимости буровых работ (ΔСν) вследствие роста скорости бурения
(5.17)
или
, (5.18)
где ΔТ - сокращение продолжительности бурения за счет роста скорости бурения, %;
νпл и νф - соответственно плановая и фактическая скорость бурения м/ст-мес;
Узв - удельный вес затрат, зависящих от времени, %.
Себестоимость всей товарной продукции нефтедобывающего предприятия формируется из затрат на добычу нефти и газа, выработку продуктов стабилизации нефти, подготовку нефти на экспорт, а также затрат на работы и услуги промышленного характера, выполняемые на сторону.
Различают производственную и полную себестоимость товарной добычи нефти и газа.
При планировании и анализе себестоимости определяют снижение себестоимости (в %), обусловленное:
- ростом объема производства
, (5.20)
- повышением производительности труда
, (5.21)
- сокращением норм расхода материалов
, (5.22)
- изменением цен на материалы
, (5.23)
где ΔN – процент роста объёма производства;
ΔСзп - процент увеличения заработной платы;
ΔПп.т - процент роста производительности труда;
ΔНр - процент изменения расхода материальных затрат;
ΔЦ — процент изменения цен на материалы;
Ууп , Узп , Ум — соответственно удельный вес условно-постоянных расходов, заработной платы, материальных затрат в полной себестоимости продукции.
Относительное изменение амортизационных отчислений (), обусловленное изменением объемов производств (объема добычи нефти и газа) и улучшением использования основных фондов, рассчитывается:
, (5.24)
где Замф, Зампл - соответственно общая сумма амортизационных отчислений отчетного и планового периода, руб.;
Qф , Qпл - товарная продукция отчетного и планового периода, т.
Полная себестоимость товарной добычи нефти и газа слагается из производственной себестоимости и внепроизводственных расходов.
В транспорте, хранении и реализации нефти и газа определяются издержки транспорта (в нефтеснабжении издержки обращения). Себестоимость транспортировки одной тонны (С) выражает затраты на единицу объема транспортируемой нефти или газа или на единицу транспортной работы и определяется делением общей суммы издержек на транспортируемое количество нефти или газа или на объем транспортной работы:
или , (5.25)
где И - эксплуатационные расходы (издержки), тыс. руб.;
Q - объем транспорта нефти или газа, тыс. т, млн. м3;
Р - объем транспортной работы, млн. т∙км, млрд. м3 км.
Затраты на материалы (М) с учетом транспортно-заготовительных расходов определяются по формуле
, (5.26)
где Кт — коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы (в среднем Кт = 1,05-1,1);
n - номенклатура материалов;
Нi -норма расхода материала, кг, т;
Цмi - оптовая цена материала данного вида, руб/кг, руб/т.
По элементу затрат "Нефть или газ на собственные нужды» расход нефти или газа учитывается по покупной цене.
Потери нефти и газа при транспортировке и хранении учитываются также по покупной цене.
Затраты на производство нефтепродуктов учитываются по процессам или установкам по следующим статьям: 1) сырье, основные материалы и полуфабрикаты; 2) вспомогательные материалы (реагенты, катализаторы); 3) топливо и энергия на технологические цели; 4) основная и дополнительная заработная плата производственного персонала; 5) отчисления на социальное страхование; 6) расходы на содержание и эксплуатацию оборудования; 7) внутризаводская перекачка и хранение нефти и нефтепродуктов; 8) цеховые расходы; 9) общезаводские расходы; 10) расходы на подготовку и освоение производства; 11) потери от брака в производстве.
Калькуляции себестоимости нефтепродуктов составляются по каждому процессу, начиная с головного. Последовательность их составления всецело определяется поточной технологической схемой завода. Перерабатываемые в последующих процессах полуфабрикаты оцениваются по себестоимости их производств в предыдущих процессах.
При калькулировании себестоимости нефтепродуктов различаются простые и комплексные процессы нефтепереработки.
К простым относятся процессы, в которых в одном потоке вырабатывается только один вид продукции (обезвоживание, обессоливание, очистка светлых нефтепродуктов и т. п.), к комплексным - процессы, в которых в одном технологическом потоке (цикле) из одного или нескольких видов сырья (полуфабрикатов) одновременно получается несколько нефтепродуктов (прямая перегонка нефти, газофракционирование, полимеризация и т. п.), причем одни из них являются основными (целевыми), а другие - попутными (остаточными и побочными).
Все затраты на производство нефтепродуктов в комплексных процессах учитываются, как правило, в целом по процессу, если выработка нефтепродуктов осуществляется в одном потоке на одной или нескольких однотипных установках. Если же каждый из основных (целевых) нефтепродуктов комплексного процесса получается в отдельном, самостоятельном потоке, то в целом по процессу учитываются только затраты по обработке, без стоимости сырья и вспомогательных материалов. Сырье и вспомогательные материалы относятся по прямому признаку на соответствующий нефтепродукт.
В простых процессах, осуществляемых в одном потоке на одной или нескольких однотипных установках, себестоимость тонны нефтепродуктов определяется делением общей суммы затрат на количество полученного нефтепродукта.
Попутные (остаточные и побочные) нефтепродукты в комплексных процессах не калькулируются. Они оцениваются условно, исходя из их качества и характера использования. При этом предусмотрены следующие методы оценки попутной продукции:
в долях от средней плановой стоимости нефти, поступающей на завод;
по себестоимости сырья процесса;
по средней себестоимости основной продукции перегонки нефти или себестоимости, аналогичной по качеству продукции другого процесса.
Себестоимость одной тонны основных нефтепродуктов, получаемых в одном потоке (Z), рассчитывается по формуле
, (5.27)
где Z - себестоимость тонны основного нефтепродукта, руб.;
Q - количество перерабатываемого сырья, т;
Q' - возвратные отходы, т;
S - затраты по обработке, руб.;
q' -- количество попутных нефтепродуктов, т;
Ц' - цена тонны возвратных отходов, руб.;
q - количество основных нефтепродуктов, т;
Ц - цена 1 т сырья, руб.;
Рн - цена 1 т попутных нефтепродуктов, руб.
ЗАДАЧИ
Задача 5.1.
Определить снижение себестоимости 1т нефти при добыче по плану 5 млн.т., фактически добыто 5,3 млн. т. Плановые затраты на добычу - 31,5 млн. д. ед. Удельный вес условно-постоянных затрат в общих затратах 58,9%.
Задача 5.2.
Определить, как повлияло на уровень себестоимости метра проходки невыполнение планового задания по коммерческой скорости, если затраты, зависящие от времени, составляют 31%. Средняя глубина скважин – 1800м. Коммерческая скорость по плану - 1200м/ст.мес., фактически – 1100м/ст.мес. Плановая себестоимость 1м = 56д.ед.
Задача 5.3.
Определить дополнительную прибыль от снижения себестоимости и от увеличения объема реализации по данным:
Показатели Условные обозначения План Факт
Объем реализации нефти, млн.т. Р 7,0 7,2
Цена 1 тонны, тыс.д.е. Ц 8,0 8,0
Себестоимость 1 тонны, тыс.д.е. C’ 5,92 5,81
Задача 5.4.
Определить абсолютное снижение себестоимости добычи по данным:
а) стоимость основных фондов на начало года - 101,5 млн.д.е.;
б) стоимость вводимых основных фондов – 9,3млн.д.е., выводимых – 2,5млн.д.е.;
в) средняя норма амортизации - 10,2%;
г) годовой объем добычи по плану - 5 млн. т, фактически – 5,25млн.т.
Задача 5.5.
Определить процент снижения себестоимости нефти за счет роста производительности труда в % по данным:
а) производительность труда выросла в отчетном году по сравнению с предыдущим годом на 8%, а средняя заработная плата увеличилась на 4%;
б) зарплата в смете расходов составляет 16,9% с отчислениями соцстраху.
Задача 5.6.
Определить плановую прибыль бурового предприятия, если сметная стоимость работ по строительству скважин равна (Ссм) 26540 д.е., плановые накопления (Нпл) – 6%, задание по снижению себестоимости (З) – 1,5%.
Задача 5.7.
Определить увеличение рентабельности за счет роста прибыли и уменьшения среднегодовой стоимости основных производственных фондов по данным таблицы.
Показатели Условные обозначения План Факт Изменение
1. Балансовая прибыль, тыс.д.е. Пб 1202 2042 840
2. Среднегодовая стоимость основных производственных фондов, тыс.д.е. Фст 15644 15149 -495
3. Рентабельность фондов, % Re 7,687 13,5 5,8
6. Ценообразование на предприятии
Процесс формирования цены в современных российских условиях выглядит следующим образом:
цена изготовителя (Ци):
, (6.1)
где Ип - себестоимость производства продукции (работ, услуг);
П - прибыль изготовителя;
2) отпускная цена (Цот):
, (6.2)
где Нк - косвенные налоги, включаемые в струтуру цены;
цена закупки торговой фирмой (Цз) :
, (6.3)
где Нпоср – надбавка оптового посредника (включает издержки, прибыль и косвенные налоги посредника);
розничная цена (Цр):
, (6.4)
где Тн – торговая надбавка (включает издержки, прибыль и косвенные налоги розничной торговли).
Прибыль изготовителя в цене – величина прибыли за вычетом косвенных налогов, получаемая изготовителем от реализации единицы товара.
Если цены на товар свободные, то величина этой прибыли зависит напрямую от ценовой стратегии изготовителя-продавца.
Если цены регулируемые, то величина прибыли определяется нормативом рентабельности, установленным органом власти, и с помощью других рычагов прямого ценового регулирования.
Цены в топливно - энергетическом комплексе складываются под влиянием большого количества факторов: издержек, баланса спроса и предложения, мер государства по регулированию деятельности энергетических предприятий, цен мирового рынка, инвестиционной политики и др. По мере развития рыночных отношений круг регулируемых государством цен сужается и увеличивается роль свободных цен.
Цены во все большей степени формируются в результате конкуренции как между отдельными энергоносителями, так и между отдельными топливодобывающими и энергопроизводящими предприятиями.
Общей характеристикой для ТЭК является преимущественное регулирование со стороны государства ценообразования на топливно-энергетические ресурсы. Так, в газовой промышленности 95% добычи и сбыта российского природного газа, осуществляемых РАО «Газпром», производится по ценам, регулируемым государством.
В электроэнергетической отрасли установление тарифов на электроэнергию является функцией отраслевых государственных органов. Монополизм в ценообразовании распространяется также и на транспортировку топливно -энергетических ресурсов, что связано со сложившейся структурой управления в отраслях ТЭК .
В области государственного регулирования топливно -энергетического комплекса в региональном аспекте значительную роль играют региональные энергетические комиссии . Большая часть тарифов на энергоносители устанавливается ФЭК, кроме тарифа на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям энергоснабжающими организациями. И в качестве рекомендаций для рассмотрения и последующего утверждения региональными энергетическими комиссиями устанавливаются тарифы на тепловую энергию и мощность, отпускаемую на потребительский рынок субъектами оптового рынка.
Аналогично ценообразованию в электроэнергетике цены на газ призваны обеспечивать самофинансирование РАО «Газпром » посредством возмещения обоснованных затрат при разных уровнях надежности газоснабжения, включая покрытие текущих издержек и обеспечение необходимой прибыли. Цены должны обладать определенной гибкостью при предоставлении потребителям права выбора условий газоснабжения. Цена должна быть равновесной, то есть учитывать спрос и предложение на рынке, не допускать дефицит или избыток газа .
Специфика ценообразования в нефтяной отрасли связана, во -первых, с ведущей ролью этого товара в российском экспорте. Нефть традиционно остается приоритетной статьей экспорта. Цены на топливо, несмотря на их либерализацию, формируются под воздействием механизмов, далеких от реальных рыночных принципов.
Показательно, что биржевая торговля охватывает около 1% топлива, производимого в России, а ее цены не влияют на цены внебиржевого рынка.
Формирование цен на нефтепродукты происходит следующим образом: отпускные цены нефтеперерабатывающих заводов увеличиваются компаниями -перепродавцами на размер снабженческо - сбытовой наценки, а затем на размер торговой наценки при реализации продуктов в розницу.
На уровень и динамику цен на нефтепродукты влияют монополизм в нефтяном секторе, налогообложение, динамика мировых цен на нефть. Вертикально - интегрированные компании ориентированы на мировые рынки нефти и существующую там систему цен. При благоприятной мировой конъюнктуре импорт российской нефти увеличивается, что приводит к дефициту сырья на внутреннем рынке, росту отпускных цен нефтеперерабатывающих заводов. Вследствие этого на внутреннем рынке возрастают цены на нефтепродукты и возникает ситуация дефицита углеводородов. Фактический монополизм на рынке нефти порождает ценовую дискриминацию третьего типа, которая проявляется в том, что монополии, продукция которых оказалась высококонкурентной на мировом рынке, стремятся не только довести цены на внутреннем рынке до мировых, но и повысить их по сравнению с мировыми тем более, чем ниже эластичность остаточного спроса на товар на внутреннем рынке.
ЗАДАЧИ
Задача 6.1.
Определить розничную цену изделия. Известно, что в расчёте на единицу продукции: всего на сырьё и материалы израсходовано 150 д.е., возвратные отходы, реализуемые по цене исходного сырья - 10%, расходы на оплату труда - 100 д.е., амортизационные отчисления - 220 д.е., расходы на подготовку и освоение производства - 60 д.е., цеховые расходы - 180 д.е., общехозяйственные расходы - 80 д.е.., прочие производственные расходы - 20 д.е., коммерческие расходы - 3%, производственная рентабельность -10%. Социальные отчисления – 26%, НДС – 18%. Надбавка оптового посредника 7,5%, надбавка розничного посредника - 15%.
Продолжение табл.
1 2 3
12. Коммерческие расходы 0,03*стр. 11 24,630
13. Полная себестоимость Сумма стр . 11, 12 845,630
14. Прибыль Стр. 12*0,1 84,563
15. Цена оптовая изготовителя Сумма стр. 13, 14 930,193
16. НДС Стр. 15*0,18 167,435
17. Цена оптовая отпускная Сумма стр . 15, 16 1097,628
18. Надбавка оптовая Стр. 17 * 0,075 82,322
19. Цена оптовых закупок Сумма стр . 17, 18 1179,950
20. Надбавка розничная Стр. 19*0,12 141,594
21. Цена розничная Сумма стр . 19, 20 1321,544
7. Финансовые результаты деятельности предприятия
Конечным финансовым результатом хозяйственной деятельности предприятия является балансовая (валовая) прибыль (Пб):
, (7.1)
где Пр - прибыль (убыток) от основной деятельности;
Ппр - прибыль (убыток) от реализации основных средств и иного имущества предприятия;
Вн - финансовые результаты от внереализационных операций.
В нефтяной промышленности определение прибыли от основной деятельности имеет свои особенности.
В нефтегазодобыче прибыль от основной деятельности определяется
(7.2)
где Цi – цена продукции, руб/т;
Сi – себестоимость единицы продукции, руб/т;
Qр – объем реализации продукции, т;
n - номенклатура реализуемой продукции.

В бурении прибыль может определяться следующим образом:
, (7.3)
где Ссм – сметная стоимость строительства скважин, руб.;
Сф – фактическая себестоимость строительства скважин, руб.

Прибыль в геологоразведке определяется
(7.4)
где Ссмг – сметная стоимость выполненного объема работ, руб.;
Сфг – фактическая себестоимость выполненных работ, руб.

Налогооблагаемая прибыль (Пн) предприятия определяется по формуле
, (7.5)
где По – доходы по разным видам деятельности, облагаемые в особом порядке;
Л – льготы по налогу на прибыль.
Чистая прибыль (Пч) остается в распоряжении предприятия после уплаты налогов и других сборов:
, (7.6)
где Нп – налог на прибыль;
Нд – налог на доходы, облагаемые в особом порядке.
Прибыль, являясь важнейшим показателем результативности производственно-хозяйственной деятельности предприятия, не дает полного представления о ее эффективности, т.к. не учитывает величину затрачиваемых ресурсов. Эффективность производственно-хозяйственной деятельности предприятия оценивают системой показательной рентабельности.
Наличие обобщающего показателя, рассматриваемого как критерий оценки эффективности деятельности, позволяет создать полную картину финансового и экономического состояния предприятия.
Система показателей рентабельности включает:
- рентабельность активов предприятия;
- рентабельность собственного капитала;
- рентабельность продаж (реализации);
- рентабельность производства;
- рентабельность продукции.
В общем виде рентабельность определяется отношением прибыли к показателю, отражающему определенный результат деятельности, умноженным на 100 (в %):
, (7.7)
где У — уровень показателя.
В зависимости от конкретных целей рентабельность определяется по балансовой, чистой и нераспределенной прибыли.
Рентабельность активов () определяется по балансовой и чистой прибыли
, (7.8)
, (7.9)
где Пб и Пч - прибыль соответственно балансовая и чистая, руб.
А - величина активов предприятия (на начало или конец года, или среднегодовая), руб.
Рентабельность активов характеризует процент балансовой прибыли, полученный на рубль капитала, вложенного в активы, или процент чистой прибыли, остающейся на предприятии в расчете на рубль активов.
Рентабельность собственного капитала () показывает, какую прибыль имеет предприятие с каждого рубля, вложенного в предприятие собственниками:
, (7.10)
(7.11)
где Пнр - прибыль предприятия нераспределенная,
Кс - собственный капитал предприятия.
Рентабельность продаж (реализации) () характеризует процент прибыли, получаемый предприятием с каждого рубля выручки от реализации продукции
(7.12)
где Вр - выручка от реализации продукции, руб.
Рентабельность производства () — это отношение балансовой прибыли к сумме среднегодовой стоимости основных производственных фондов (ОФ) и оборотных (ОС) средств
(7.13)
Рентабельность продукции () определяется как отношение балансовой прибыли к затратам на производство продукции

8. Определение экономической эффективности капитальных вложений
Для оценки общей экономической эффективности инвестиций может использоваться система следующих показателей:
интегральный эффект;
индекс рентабельности;
норма рентабельности;
период окупаемости.
1. Интегральный эффект (Эинт) представляет собой величину разностей результатов и затрат за расчетный период, приведенных к одному, обычно начальному, году, т.е. с учетом дисконтирования результатов и затрат:
, (8.1)
где Тр - расчетный год;
Рt - результат в t-й год;
Зt - затраты в t-й год;
αt - коэффициент дисконтирования (дисконтный множитель).
, (8.2)
где d - ставка дисконта.
Интегральный эффект называют также чистым дисконтированным доходом, чистой приведенной или чистой современной стоимостью, чистым приведенным эффектом.
2. Индекс рентабельности (JR). Метод дисконтирования — метод соизмерения разновременных затрат и доходов, помогает выбрать направления вложения средств, когда этих средств особенно мало. Данный метод полезен для организаций, находящихся на подчиненном положении и получающих от вышестоящего руководства уже жестко сверстанный бюджет, в котором суммарная величина возможных инвестиций определена однозначно. В таких ситуациях рекомендуется проводить ранжирование всех имеющихся вариантов инвестиций в порядке убывающей рентабельности.
В качестве показателя рентабельности можно использовать индекс рентабельности. Он имеет и другие названия: индекс доходности, индекс прибыльности. Индекс рентабельности представляет собой отношение дисконтированных доходов к дисконтированным на эту же дату инвестиционным расходам:
, (8.3)
где Дj - доход в периоде j;
Кt – размер инвестиций в периоде t.
В числителе этого выражения - величина доходов, приведенных к моменту начала реализации инноваций, а в знаменателе - величина инвестиций, дисконтированных к моменту начала процесса инвестирования.
Другими словами, здесь сравниваются две части потока платежей: доходная и инвестиционная.
Индекс рентабельности тесно связан с интегральным эффектом. Если интегральный эффект положителен, то индекс рентабельности JR > 1, и наоборот. При JR> 1 проект считается экономически эффективным. В противном случае (JR < 1) -неэффективным.
В условиях жесткого дефицита средств предпочтение должно отдаваться тем решениям, для которых наиболее высок индекс рентабельности.
3. Норма рентабельности (Ер) представляет собой ту норму дисконта, при которой величина дисконтированных доходов за определенное число лет становится равной иннвестиционным вложениям. В этом случае доходы и затраты инновационного проекта определяются путем приведения к расчетному моменту.
Данный показатель иначе характеризует уровень доходности конкретного инновационного решения, выражаемый дисконтной ставкой, по которой будущая стоимость денежного потока приводится к настоящей стоимости инвестиционных средств.
Показатель нормы рентабельности имеет другие названия: внутренняя норма доходности, внутренняя норма прибыли, норма возврата инвестиций.
Норма рентабельности определяется аналитически как такое пороговое значение рентабельности, которое обеспечивает равенство нулю интегрального эффекта, рассчитанного за экономический срок жизни инноваций.
Получаемую расчетную величину Ер сравнивают с требуемой инвестором нормой рентабельности. Вопрос о принятии решения может рассматриваться, если значение Ер не меньше требуемой инвестором величины.
Если проект полностью финансируется за счет ссуды банка, то значение Ер указывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которого делает данный проект экономически неэффективным.
В случае когда имеется финансирование из других источников, то нижняя граница значения Ер соответствует цене авансируемого капитала, которая может быть рассчитана как средняя арифметическая взвешенная величина плат за пользование авансируемым капиталом.
4. Период окупаемости (То) является одним из наиболее распространенных показателей оценки эффективности инвестиций. В отличие от используемого в отечественной практике показателя «срок окупаемости капитальных вложений», он также базируется не на прибыли, а на денежном потоке с приведением инвестируемых средств в инновации и суммы денежного потока к настоящей стоимости.
Инвестирование в условиях рынка сопряжено со значительным риском, и этот риск тем больше, чем длиннее срок окупаемости вложений. Слишком существенно за это время могут измениться и конъюнктура рынка, и цены. Такой подход неизменно актуален и для отраслей, в которых наиболее высоки темпы научно-технического прогресса и где появление новых технологий или изделий может быстро обесценить прежние инвестиции.
Ориентация на показатель «период окупаемости» часто выбирается в тех случаях, когда нет уверенности, что инвестиционное мероприятие будет реализовано, и потому владелец средств не рискует доверить инвестиции на длительный срок.
Формула для расчета периода окупаемости
, (8.4)
где К - первоначальные инвестиции в проект;
Д - ежегодные денежные доходы.
ЗАДАЧА
Задача 8.1.
Определить эффективность инвестиций в реконструкцию АЗС, связанных с заменой морально-устаревших топливно-заправочных комплексов. Общий объем инвестиций - 3,5 млн. руб. Источниками финансирования проекта являются собственные средства предприятия, доходность – 10%. Ставка налога на прибыль – 24%. Динамики денежных потоков представлена в таблице.
Показатели Годы
1 2 3
1 2 3 4
Выручка от реализации, тыс. д.е 5865 7020 9360
Себестоимость реализации, тыс. д.е., 4522 5400 7200
в т.ч. амортизационные отчисления 304,0 338 340
Прибыль балансовая, тыс.д.е. 1353 1620 2160
Прибыль чистая, тыс. д.е. 1028 1231 1642
Поток денег, тыс. д.е. 1332 1569 1982
Определить:
чистый дисконтированный доход (ЧДД),
индекс доходности (ИД),
внутреннюю норму доходности Евн,
срок окупаемости инвестиций.

Приложенные файлы

  • docx 26695189
    Размер файла: 580 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий