Планирование себестоимости продукции нефтегазодобывающего предприятия

Анализ выполнения плана по себестоимости добычи нефти начинают с общей оценки результатов истекшего года по показателям себестоимости. Далее анализ проводят, расчленяя общие величины отклонений по каждой статье калькуляции по факторам.

Причинами отклонения фактических затрат от плановых по статье «расходы на энергию по извлечению нефти» могут быть:

а) изменение объема глубинно-насосной добычи;

б) изменение удельного расхода электроэнергии на 1 т нефти;

в) изменение цены на электроэнергию.

Влияние каждой из этих причин на величину отклонения фактических затрат от плановых определяют с помощью уравнений:

D СQ  = (Q ф  - Q пл) * НР э пл  * Цпл

  D Снр  = (НР эф – НР э пл)  * Q ф * Цпл                   (2.7)

D Сц   = (Цф – Цпл) * Q ф * НР э ф

           где  DСQ, DСнр, DСц - отклонения фактических затрат от плановых вследствие изменения соответственно объема глубиннонасосной добычи, удельного расхода электроэнергии на 1 т нефти и цен на электроэнергию, руб.;

  Qф ,  Qпл  - добыча нефти  глубиннонасосным способом фактически  и по плану, т;

HPэ ф, НРэ пл - удельный расход  электроэнергии на 1 т добываемой

нефти фактически и по плану, кВт-ч;

Цф, Цпл - цена 1 кВт-ч фактическая и по плану, руб.

По статье «заработная плата с отчислениями социальному страхованию» отклонения могут быть в результате изменения численности работающих, занятых в добыче нефти, и уровня средней заработной платы, которые определяют по рассмотренной выше методике.

По статье «амортизация скважин» причинами отклонения затрат от плановых могут быть:

- увеличение или уменьшение числа и стоимости новых, вводимых в эксплуатацию скважин и прочих основных фондов;

- изменение плановых сроков эксплуатации новых скважин и прочих основных фондов.

Статья «расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» включает, в частности, затраты на подземный ремонт. Прежде всего, выясняют влияние на отклонение фактических затрат от плановых фактического изменения числа ремонтов и себестоимости одного ремонта по сравнению с планом:

DСр   =  (Рф  -  Рпл) * Ср.пл,

DСс  =   (Ср.ф-Ср.пл) * Рф,                             (2.8)

где  DСр, DСс - отклонения фактических затрат на подземный (или наземный) ремонт вследствие изменения соответственно числа ремонтов и себестоимости одного ремонта, руб.;

Рф и Рпл - фактическое и плановое число ремонтов;

Ср.ф и Ср.пл - себестоимость одного ремонта фактически и по плану, руб.

По статье «расходы по искусственному воздействию на пласт» отклонения фактических затрат от плановых связаны с изменением объема закачки воды и себестоимости закачки 1 м3 воды.

Анализ затрат по комплексной статье «расходы по технологической подготовке нефти» начинают с сопоставления фактических и плановых сумм на заработную плату, материалы, электроэнергию и другие элементы затрат, определяющие эти расходы. Затем дают количественную оценку факторов, вызвавших отклонение фактических сумм от плановых.

Подход к выявлению отклонений фактических затрат от плановых по остальным экономическим элементам прежний.

В заключительной части анализа должен быть определен общий размер снижения (или повышения) фактической себестоимости 1 т нефти по сравнению с плановой себестоимостью с распределением этой величины по отдельным факторам и статьям затрат, разработаны конкретные мероприятия по использованию выявленных в ходе анализа резервов дальнейшей экономии средств.

В транспорте, хранении и реализации нефти и газа определяются издержки транспорта (в нефтеснабжении - издержки обращения). Себестоимость 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:

 

С = Иэксп/Q(Г),                                                   (2.9)

 

где Иэксп  - эксплуатационные расходы (издержки), руб.;

Q - объем транспорта нефти или  газа, т, тыс. м3 ;

Г- объем транспортной работы (грузооборот), т-км, тыс. м3-км.

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.

Таким образом, затраты, издержки, себестоимость - экономические категории, уровень которых в основном определяет величину прибыли и рентабельности, лежит в основе системы показателей эффективности производства.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2.Плановые объемы работ по производству продукции (работ, услуг) и потребность в основных видах производственных ресурсов

 

Планирование в целом и бюджет, как краткосрочное планирование, представляет собой процесс разработки и принятия целевых установок количественного и качественного характера и определения путей наиболее эффективного их достижения на определенных временных горизонтах.

Любое планирование представляет собой оценку поставленной организацией цели с точки зрения того, какие ресурсы для этого необходимы и будут ли они доступны тогда, когда это станет нужно, и в тех количествах, которые потребуются. Планирование на современном этапе связано с финансовыми ресурсами, в первую очередь, с денежными ресурсами исключением ТПП «Лангепаснефтегаз» не стало.

Территориально-производственное предприятие «Лангепаснефтегаз» (ТПП «Лангепаснефтегаз»)  организовано согласно приказу № 02 от 3.02.1997г. Общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», постановлению администрации г. Лангепас № 573 от 30.04.1997г. путем реорганизации АООТ «ЛУКОЙЛ – Лангепаснефтегаз» с 1 мая 1997г. (приказ № 40 от 5 мая 1997г. ТПП «Лангепаснефтегаз»).

Основными целями деятельности предприятия являются:

• деятельность по разведке, обустройству месторождений и добыче углеводородного сырья;
• рациональное использование и пополнение нефтяных и газовых ресурсов: минимизация удельных и общих издержек на разведку и добычу нефти;
• обеспечение экологической безопасности добычи нефти и газа и социально-экономического развития трудового коллектива ТПП.

Основными видами деятельности ТПП являются следующие:

• добыча нефти и газа;
• разведка нефтяных и газовых месторождений;
• переработка отходов кабельной продукции для производства запасных частей к нефтепромысловому и буровому оборудованию, сантехнической продукции, товаров народного потребления и других изделий;
• строительство промышленных и социальных объектов;
• осуществление коммерческой деятельности;
• осуществление маркшейдерской, топографо-геодезической и картографической деятельности;
• разработка общераспространенных полезных ископаемых;
• осуществление бухгалтерского учета и финансовых расчетов, включая налоговые выплаты, ведение оперативного учета;
• переработка древесных и лесорубочных отходов;
• осуществление природоохранной деятельности, проведение энергосберегающей политики.

ТПП  разрабатывает 9 месторождений. Основной годовой объем добычи нефти - 77,8% приходится на месторождения, находящиеся в стадии падающей добычи. Количество добывающих скважин, работающих с водой – составило 2502 (весь действующий фонд скважин).

ТПП планирует свою деятельность и определяет перспективы развития исходя из задач выполнения объемов производства и сметы затрат, утвержденной Обществом.

Производственная структура ТПП "Лангепаснефтегаз" включает в себя основное и вспомогательное производство.

В состав основного производства входят: 8 цехов добычи нефти и газа (ЦДНГ), 2 цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН), цех поддержания пластового давления (ЦППД), цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР), центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС).

На основное производство возложены функции, обеспечивающие выполнение плана по добыче нефти и газа; качественную подготовку нефти и газа и их сдачу; осуществление закачки рабочего агента в пласт; работу скважин и производственных объектов в соответствии с утвержденными технологическими режимами; проведение научно-исследовательских и опытно-промышленных работ, направленных на интенсификацию и рациональную разработку месторождений, увеличение нефтеотдачи пластов; осуществление экологического контроля за состоянием поверхностных вод, почв, воздуха, удовлетворение потребности в высококвалифицированных кадрах и другое.

 В состав вспомогательных  производств ТПП «Лангепаснефтегаз»  входят: центральная база производственного  обслуживания по прокату и ремонту бурового и нефтепромыслового оборудования (ЦБПО БНО), центральный склад, тематическая партия.

Главной задачей и предметом деятельности ЦБПО БНО является: осуществление капитального ремонта нефтепромыслового оборудования, изготовление продукции машиностроения, изготовление нестандартного оборудования, запчастей, инструментов, сервисное обслуживание оборудования ППД, капитальный ремонт НКТ, штанг, насосов, производство кислорода.

Производственные показатели 2010-2012 г. ТПП «Лангепаснефтегаз» представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Производственные показатели 2010-2012 г. ТПП «Лангепаснефтегаз»

№ п/п	Наименование  показателя	Един. изм.	2010 год факт	2011 год факт	% 2010г /11	откл 2010г /11	2011 факт	План 2012
1	Добыча нефти	тыс. тн.	5658,554	5703,8	100,8	45,246	5817,495	5800,0
2	Сдача нефти	тыс. тн.	5655,841	5649,858	99,9	-5,983	5770,473	5760,0
3	Добыча попутного газа	млн.м3	256,542	261,888	102,1	5,346	272,049	265,0
4	Обьем товарной продукции	тыс.руб	12790182	23463115	183,4	10672 933	28352 198	28900 000
5	Средняя стоимость 1 тонны товарной  нефти (без НДС)	руб.	2265,47	4118,18	181,8	1852,71	4876,06	4967,00
6	Стоимость 1 тыс.м3 товарного газа попутного (без НДС)	руб.	281,56	578,45	205,4	296,89	682,86	690,50

 

Таким образом, плановые объемы производства для  ТПП «Лангепаснефтегаз» в 2012г. будут составлять 5760,0 тыс.тонн нефти и 265,0 млн.м3 попутного газа, при цене 4967,00 руб. за 1 тонну нефти и 690,50 руб. за 1 м3 газа.

На основании плановых  объемов работ на 2012 г. производится расчет потребности в основных видах производственных ресурсах по плановао-учетным подразделениям.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ПЛАНИРОВАНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ РАБОТ ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»

3.1.Расчет смет затрат  по планово-учетным подразделениям

 

Основными источниками информации служат фактические фактические данные из производственных отчетов, данных бухгалтерского учета: синтетические и аналитические счета, отражающие затраты материальных трудовых и денежных средств за предыдущий период, сметные и нормативные данные о затратах на производство и реализацию продукции, расчеты производственно-технологических служб.

1. Рассматривая расходы на электроэнергию необходимо учесть, что плановая и фактическая стоимость 1кВт/час электроэнергии определятся для двигательных целей к включаемой в расходы на электроэнергию по извлечению нефти. Стоимость электроэнергии определяется по прейскуранту №09-01 – тарифов на электроэнергию и тепловую энергию, а расчеты согласно «Инструкции по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях», утвержденная Главгосэлектронадзором 10.04.1990 года, где устанавливаются два метода расчета: нормативный и оптимизационный.

Нормативный метод – основан на применении значений коэффициента реактивной мощности установленных данной инструкцией.

Оптимизационный метод – основан на использовании значений коэффициента реактивной мощности, полученной по специальной оптимизационной программе, прошедшей аттестацию и имеющую сертификат на применение выданной Главгосэлектронадзором.

Согласно инструкции выбор метода осуществляет энергоснабжающая организация.

Основой для обеих методов расчета является значение коэффициента реактивной мощности tg(фи):

• для нормативного метода это значение в нашем случае составит 0,47;
• рассчитанного по оптимизационному методу, конкретно по каждому присоединению, составляет от 0,05 до 0,2.

В обеих методах определяются технические пределы потребления реактивной мощности и энергии по формуле:

 

 , (3.1)

 

• значение технического предела мощности