Организационно-экономическая характеристика предприятия

 

Известно, что нефтедобывающая  промышленность вследствие  значительного удельного веса амортизации относится к фондоемким отраслям. Для нее характерны высокая стоимость нефтяных скважин и сравнительно сжатые сроки их амортизации, отсутствие расходов сырья и основных материалов.

Увеличение по постоянной статье амортизации  на восстановление в 2004 году составило 90798 тыс. руб., т.е. на 62,2%, в связи с тем, что балансовая стоимость скважин за 2004 год увеличилась на 595837 тыс. руб. Было введено 72 новых скважин, из них – 53 добывающих и 11 скважин из консервации.

     а) увеличения нормы  амортизации

(6.92 - 6.00) * 5387564/100% = 49566 тыс. руб.

     б) увеличения  среднегодовой стоимости

(5983401 – 5387564) * 6.92/100% = 41232 тыс. руб.

     По условно-переменной  статье топливо перерасход на 1739 тыс.руб. по отношению к плану в т.ч. по элементам:

а) за счет экономии расхода  газа

 

(Р₁-Р₂)*Ц=Э,      (3.1)

 

где Р₁- расход в отчетном 2003 году;

Р₂- плановый расход;

Ц– цена по плану;

Э– экономия.

(28573 – 33046)*762.6 = -3411 тыс. руб.

Экономия природного газа на установке по подготовке и  перекачке составила 4473 тыс. м³. Снижение удельного расхода природного газа произошло по причине внедрения предварительного сброса жидкости на установках по подготовке и перекачке нефти (ДНС-2, 3, 4, ГЗНУ-312).

а) за счет роста цены 1000 м³

(823.19 – 762.6) * 28573 = 1731 тыс. руб.

б) прочее (+3683 тыс. руб.).

Увеличение произошло  за счет повышения объема дистиллятов  на объектах нефтепромысла № 1 и котельных ЦПВС.

Увеличение условно-переменной статьи сырье и основные материалы  произошло на 219%., из них 53,2% увеличение платы за воду. А рост на 165,8% вызван увеличением выработки битума с 17,4 до 22,8 тыс. т.

Экономия произошла статье вспомогательным материалам и статье по энергии со стороны на 24672 и 49648 тыс. руб. соответственно.

В общем объеме затрат по сравнению с 2003 годом снизился удельный вес статей:

- сырье и основные материалы на 0,36

- вспомогательных материалов на 9,09%;

- энергии со стороны на 1,15%;

- на оплату труда (с отчислениями) на 11,62%;

- амортизации на 7,26%;

- прочих денежных расходов (за счет капитального ремонта скважин) на 0,82%.

Увеличение налоговой  нагрузки (налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и регулярных платежей за недра) связан в введением с 01.01.2003 года II части Налогового кодекса Российской Федерации.

При калькуляционном  исчислении себестоимости элементы затрат сосредоточиваются по комплексным статьям.

Важную роль в определении  затрат на предприятии имеет разработка калькуляций себестоимости по видам продукции, необходимая в процессе ценообразования на различные виды изделий.

Классификация затрат по экономическим  элементам служит для определения заданий по снижению себестоимости продукции, расчета потребностей в оборотных средствах, расчета сметы затрат, а также для экономического обоснования инвестиций.

Такую возможность дает классификация  затрат по калькуляционным статьям.

Исходя из технологических и  организационных особенностей производственного процесса, при планировании и учете себестоимости добычи нефти и газ используется следующая номенклатура статей расходов.

1. Энергетические затраты – стоимость различных видов энергии, использованной для приведения в движение станков-качалок на скважинах, а также стоимость сжатого воздуха или газа.
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт – состоит из затрат связанных с проведением методов интенсификации добычи нефти; включается зарплата работников, занятых осуществлением этих методов, стоимость воды, воздуха и других материалов для нагнетания скважин и других основных фондов, а также стоимость различных услуг вспомогательных производств.
3. Основная и дополнительная заработная плата с отчислениями на социальное страхование – из держки предприятия на содержание работников, зарплата производственного персонала.
4. Амортизация скважин – представляет собой отчисления по установленным  формам от первоначальной стоимости (нефтяные и газовые скважины, также прочие основные средства, включая подземное и наземное эксплутационное оборудование скважин).
5. Расходы по сбору и транспортировке нефти – затраты на содержание и эксплуатацию газовых сетей и промышленных компрессорных станций.
6. Расходы по технологической подготовке нефти – затраты деэмульсионных установок, включая зарплату обслуживающих их работников и отчисления на социальное страхование, стоимость материалов, электроэнергии, пара, расходуемых при эксплуатации установок и амортизации установок.
7. Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования – расходы по текущему ремонту основных средств, объединяют затраты по ремонту наземного и подземного оборудования, скважин; затраты бригад по подготовке  скважин к ремонту.
8. Цеховые расходы – все расходы по выпуску продукции по цехам предприятия.
9. Общепроизводственные расходы – расходы по управлению НГДУ, включая заработную плату с отчислениями административно-управленческого персонала, содержание зданий и сооружений межцехового значения, расходы по содержанию пожарной и сторожевой охраны.
10. Прочие производственные расходы – налоги, платежи.

Итог первых 9 статей образует производственную себестоимость продукции. Полная себестоимость продукции складывается из производственной себестоимости и прочих производственных расходов.

 

3.2. Анализ прибыли  и рентабельности по системе директ-костинг

 

Проведем  маржинальный анализ прибыли по формуле 3.2 и 3.3, т.к. она позволяет определить изменение суммы прибыли за счет объема реализованной продукции, цены, уровня удельных переменных и суммы постоянных затрат.

Исходные данные для анализа по системе «директ-костинг» приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Исходные  данные для анализа прибыли и  рентабельности

по системе «директ-костинг»

Показатели	Ед.изм.	Обозначения	2003 год	2004 год
Постоянные  издержки	тыс. р.		766840	1315460
Уд. переменные издержки	руб.		277	941,6
Общие издержки, тыс. руб.	тыс. р.		1229583	3082841
Объем реализации, тыс.т.	тыс. т		1670	1877
Цена 1 т нефти, руб./т	руб.		2594	2781

 

По управлению «Нурлатнефть» прибыль от реализации нефти за 2003 год определяется по формуле:

 

П₀₃=К₀₃*(Ц₀₃-У₀₃)-Н₀₃     (3.2)

 

и составит: П₀₃=1670*(2594-277)-766840=3102550 тыс. руб.

за 2004 год прибыль определяется по формуле:

 

П₀₄=К₀₄*(Ц₀₄-У₀₄)-Н₀₄     (3.3)

 

и составит: П₀₄=1877*(2781-941,6)-1315460=2137094 тыс. руб.

Прибыль от реализации нефти в 2004 году  по  сравнению с 2003 г. снижена на 513850 тыс. руб.

Расчет влияния  факторов на изменение суммы прибыли произведем способом цепной подстановки:

П_усл1=К₀₄*(Ц₀₃-У₀₃)-Н₀₃=1877*(2594-277)-766840=3582169 тыс. руб.

П_усл2=К₀₄*(Ц₀₄-У₀₃)-Н₀₃=1877*(2781-277)-766840=3933168 тыс. руб.

П_усл3=К₀₄*(Ц₀₄-У₀₄)-Н₀₃=1877*(2781-941,6)-766840=2685714 тыс. руб.

Изменение суммы  прибыли от реализации нефти произошло за счет изменения:

а) объема реализации нефти

АП_к=П_усл1-П₀₄=3582169-3102550=479619 тыс. руб.

б) цены реализации

АП_ц=П_усл2-П_усл1=3933168-3582169=350999 тыс. руб.

в) удельных переменных затрат

АП_у=П_усл3-П_усл2=2685714-3933168=-1247454 тыс. руб.

г) суммы постоянных затрат

АП_н=П₀₄-П_усл3=2137094-3137320=-1000226 тыс. руб.

Маржинальный анализ прибыли показал, что прибыль от реализации нефти в 2004 г. снизилась на 513850 тыс. руб. и составила 2588700 тыс. руб. Положительное влияние оказало увеличение цены реализации 1 т нефти на 187 руб. Остальные три фактора (удельные переменные, постоянные затраты и объем реализации) на изменение прибыли повлияли отрицательно.

По данным табл. 3.1 проведем факторный анализ рентабельности издержек добычи нефти по следующей модели:

 

R=П/З=(К*(Ц-У)-Н)/(К*У+Н)     (3.4)

 

R₀₃=П₀₃/(К₀₃*У₀₃+Н₀₃)= 3102550/(1670*277+766840)=2,52 или 252%

R_усл1=П_усл1/(К₀₄*У₀₃+Н₀₃)= 3582169/(1877*277+766840)=2,78 или 278%

R_усл2=П_усл2/(К₀₃*У₀₃+Н₀₃)= 3933168/(1877*277+766840)=3,05 или 305%

R_усл3=П_усл3/(К₀₄*У₀₃+Н₀₃)= 2685714/(1877*277+766840)=2,09 или 209%

R₀₄=П₀₄/(К₀₄*У₀₄+Н₀₄)= 2137094/(1877*941,6+1315460)=0,69 или 69,3%

Полученные  данные показывают, что уровень рентабельности за 2004 год снизился по сравнению с прошлогодним уровнем на 192%, в том числе за счет изменения:

- объема добычи

AR_к=R_усл1-R₀₄=278-252=26%

- цены реализации

AR_ц=R_усл2-R₀₃=305-252=53%

- удельных переменных затрат

AR_у=R_усл3-R_усл2=209-305=-96%

• суммы постоянных издержек

AR_н=R₀₄-R_усл3=69-244=-175%

AR=AR_к+AR_ц+AR_у+AR_н=26+53-96-175=-192%

Факторный анализ изменения рентабельности показал, что на его изменение повлияли все 4 фактора, причем влияние поделилось поровну – два фактора повлияли в сторону увеличения рентабельности, а два фактора в сторону ее уменьшения. В результате повышения цены реализации рентабельность увеличилась на 53%; увеличение объема добычи нефти увеличило рентабельность на 26%. Увеличение рентабельности по первым двум факторам не смогло перекрыть негативное влияние изменения удельных переменных затрат (- 96%) и увеличения постоянных издержек (- 175%).

 

 

 

3.3. Анализ  функциональной зависимости между

себестоимостью, объемом реализации и прибылью

 

Себестоимость продукции учитывается  и планируется только в части  переменных производственных затрат. Постоянные расходы при этом полностью списываются за счет маржинального дохода отчетного периода, т.е. относятся на его уменьшение. Маржинальный доход (маржа) представляет собой разницу между выручкой от продаж и переменной себестоимостью и предназначен для возмещения постоянных затрат и получения прибыли. фактически прибыль вместе с постоянными затратами понимается как маржинальный доход предприятия. Этот метод учета получил название «директ-кост». Использование его в управлении позволяет принять наиболее эффективное из альтернативных решений на основе анализа функциональной зависимости между себестоимостью, объемом и прибылью (СVР).

Зависимость СVР используется для определения порога прибыли, или точки критического объема продукции, который необходимо произвести и сбыть, чтобы покрыть переменные и постоянные затраты за соответствующий период. Точка безубыточности показывает сумму маржинального дохода, которая возмещает общую сумму постоянных затрат за определенный период.

Основными резервами снижения себестоимости являются резервы сокращения затрат, которые будут способствовать экономии сырья, материалов, энергии и резервы увеличения производства продукции, при увеличении объема производства продукции возрастают только переменные затраты, сумма же постоянных расходов, как правило, не изменяется, в результате снижается себестоимость 1 тонны нефти.

Резервом сокращения затрат может  быть снижение обводненности продукции за счет отключения высокообводенных скважин и проведения мероприятий, направленных на снижение обводненности продукции, а также применение методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Резервом увеличения производства продукции в НГДУ «Нурлатнефть» может быть создание системы заводнения и проведения мероприятий, направленных на повышения дебита скважин (бурение горизонтальных и разветвленных скважин, зарезки боковых стволов в отработанном фонде скважин и т.д.).

 

3.4. Факторный анализ  точки безубыточности и зоны  безопасности

 

Анализ порога прибыли или точки  безубыточности широко используется в  странах с регулируемой рыночной экономикой для оценки выгодности производства. Он базируется на взаимосвязи между объемом производства (продаж), себестоимостью и прибылью (ВОСП).

Основой анализа является классификация  затрат по их отношению к объему производства на переменные и постоянные.

Переменные затраты меняются прямо  пропорционально изменению объема производства и сбыта продукции. Эти расходы легко поддаются  стандартизации и нормированию.