C - общая сумма использования ресурсов.

Коэффициент напряженности норм (R_Н) отражает наиболее высокий уровень выхода продукции на единицу используемых ресурсов, выработку продукции в единицу времени, наименьшие затраты ресурса на единицу изготавливаемой продукции и др. Он рассчитывается по формуле:

, (2.38)

где Y_н - средний процент выполнения нормы.

Показатель прогрессивности характеризуется степенью соответствия норм и нормативов анализируемого предприятия организационному и научно-техническому уровню передового предприятия, принятого за эталон. Организационный и научно-технический уровень производства определяется в применением метода сумм (средней арифметической, средней геометрической) посредством измерения расстояний от эталона. За эталон принимается передовое предприятие с идентичным типом производства, изготавливающее однородную продукцию (выполняющее однородные работы). Коэффициент прогрессивности рассчитывается по формуле:

, (2.39)

где Y_ПИ, Y_ПЭ - показатель организационного и научно-технического уровня производства соответственно исследуемого предприятия и предприятия, принятого за эталон;

С_j, С_i - приведенные затраты ресурса соответственно на исследуемом предприятии и на предприятии - эталоне. Общая схема анализа нормативного хозяйства предприятия представлена на рис. 2.7.

Схема анализа нормативного хозяйства предприятия.

Рисунок 2.7

В первом блоке анализируется изменение организационного и научно-технического уровня развития производства. Во втором, третьем и четвертом блоках выполняется анализ и дается оценка норм и нормативов расхода сырья и материалов, энергии и топлива, технологических потерь, отходов и использования вторичных ресурсов, однородных групп оборудования во времени и по мощности и норм амортизации основных фондов. Глубокому анализу подвергаются нормы затрат труда рабочих по профессиям и нормативы численности по обслуживанию производства.

В пятом блоке выполняется анализ и дается оценка уровня применения норм и нормативов, который определяется как отношение общего количества позиций и операций, связанных с использованием ресурсов на предприятии и в его структурных подразделениях, к числу действующих норм и нормативов на исследуемом объекте. Здесь же анализируется состояние работы по нормированию ресурсов. Особое внимание уделяется факторному анализу изменений норм по видам ресурсов, организационным и научно-техническим мероприятиям, уровням управления (производственная единица, цех, участок. бригада, рабочее место), операциям (организационным, производственным. технологическим), сферам деятельности (снабжение, производство, сбыт организация и управление) и направлениям повышения эффективности производства (снижение материальных, трудовых и других затрат и себестоимости, рост производительности труда, снижение материалоемкости и трудоемкости продукции и т.д.).

В шестом блоке анализируется эффективность применение нормативного метода в планировании, учете и анализе и в системе управления производством по отклонениям от нормативной информации. Особое внимание уделяется факторному анализу и оценке положительных и отрицательных отклонений от норм и нормативов по их инициаторам и виновникам, местам возникновения и центрам ответственности. В процессе анализа выявляются резервы улучшения качества норм (без дополнительных затрат, с текущими затратами и необходимостью капитальных вложений) и перевыполнение плана повышения эффективности производства.

В седьмом и восьмом блоках производятся анализ и оценка использования технических, материальных и финансовых ресурсов.

В девятом блоке выполняется анализ экономического стимулирования улучшения качества норм и нормативов и экономии от рационального использования производственных ресурсов.

О качестве норм и нормативов можно также судить по их количественному изменению, т.е. повышению или понижению норм в связи с их пересмотром.

Таким образом в качестве основного направления улучшения управления себестоимостью в настоящей методике выдвигается совершенствование нормативного метода учета и анализа себестоимости продукции (работ, услуг) как основы комплексной системы ее управления.

3. ОБОСНОВАНИЕ ЗАТРАТ НА ПРОИЗВОДСТВО ПРОДУКЦИИ

3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАНОВОГО УРОВНЯ ЗАТРАТ

Большое внимание на предприятии уделяют размеру и структуре выделенных средств от ОАО «ЮНГ», так как от них зависит успех работы предприятия, выполнение им производственной программы, своевременное выполнение обязательств перед поставщиками, подрядчиками и другими организациями, оказывающими услуги НГДУ разного характера. В рамка выделенных средств для НГДУ, должна находить отражение вся производственная программа предприятия.

Насколько успешно будет выполнена эта программа зависит от способности организации поддерживать оптимальный уровень себестоимости продукции. Основной задачей ее планирования является изыскание и использование имеющихся резервов снижения издержек и определения минимального уровня затрат по добычи нефти и газа. Основными исходными материалами для разработки сметы затрат на предстоящий период являются:

план добычи нефти и газа;

план ввода (выбытия) производственных мощностей;

план технического развития, в котором определяются экономический эффект от запланированных мероприятий, влияющих на снижение затрат, а также расходы, связанные с внедрением этих мероприятий;

трудовые и материальные нормы - нормы расходов электроэнергии, реагентов, ремонтов, ГСМ, нормативы численности по цехам и службам и т.д.

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.

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 от 1 июля 1997 года, 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 t_g(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

, (3.2)

значение технического предела электроэнергии, где W_iv/з и P_iv - фактическое значение четвертого квартала предыдущего года.

Прейскурант предусматривает двухставочные и и одноставочные тарифы на электроэнергию.

Для всех промышленных потребителей с оплачиваемой мощностью электродвигателей 50кВ и выше применяется двухставочный тариф, который состоит из основной платы за 1кВт общей присоединенной установленной мощности трансформаторов и дополнительной платы за отпущенную электроэнергию (кВт*ч), учтенную счетчиком. Расчет затрат на электроэнергию представлен в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Расчет затрат на электроэнергию.

Данные	Ед.изм.	2000 год прогноз
1	2	3
Механизированная добыча
Объем добычи жидкости	т.тн.	9944
Объем добычи нефти	т.тн.	4827
Удельный расход электроэнерги на 1тонну жидкости	квт.ч/тн.	12,6
Удельный расход электроэнерги на 1тонну нефти	квт.ч/тн.	26,0
Расход электроэнергии	тыс.квт./ч.	125502
Цена 1 квт.ч.	руб.	0,09
Сумма	руб.	11296
Максимум нагрузки		14964,5
Цена 1 квт.ч.		1,7
Сумма		25500
Средняя стоимость 1 квт.ч.	руб.	0,293
Итого затрат		36796
Закачка воды в пласт	т.м3	12289
Затраты	т.руб.	29542
Подъем и подача воды (сеноман)	т.м3	7150
Затраты	т.руб.	660
Перекачка нефти	т.м3	4897
Затраты	т.руб.	4306
Внешняя перекачка нефти	т.м3	5892,15
Затраты	т.руб.	2695
Подготовка нефти	т.м3	5942
Затраты	т.руб.	5227
Продолжение таб.3.1
1	2	3
Общепроизводственные нужды
Объем добычи нефти	т.м3	5942
Затраты	т.руб.	1741
Утилизация газа
Объем добычи газа	т.м3	161,8
Затраты	т.руб.	1710
Магистральная перекачка нефти	т.м3	5912,35
Затраты	т.руб.	3703
Прочие производственные потребления
Объем добычи нефти	т.м3	5942
Затраты	т.руб.	890
Реактивная мощность	квар.	142878
Стоимость 1 квар.	руб./квар	0,021
Реактивная мощность	тыс.руб.	3111,9
Количество электроэнергии	ТЫС.КВТ/Ч	297679
Цена 1 квтч	руб.	0,09
Сумма	т.руб.	26788
Максимум нагрузки	КВТ	35495
Цена 1 квтч	тыс.руб.	1,7
Сумма	т.руб.	60482
Сетевые расходы		24456
Итого стоимость покупной энергии	тыс.руб.	114838
ИТОГО		50474

Основная и дополнительная заработная плата рассчитывается на основании утвержденных штатных расписаний.

Затраты на зарплату в смете затрат на добычи нефти и газа должны соответствовать фонду зарплаты, установленному в плане по труду, который утверждается и согласовывается вышестоящей организации.

Снижение или увеличение норматива образования фонда заработной платы рассчитывается с учетом коэффициента трудоемкости работы с фондом скважин, корректирующего падение добычи нефти:

, (3.3)

, (3.4)

Уточненный норматив:

при выполнении плана добычи нефти и в случае невыполнения плана менее 3-х%

, (3.5)

при невыполнении плана добычи более 3-х %

, (3.6)

К₃ -- оказывает влияние на базовый фонд заработной платы при расчете норматива N. Зависит от изменения цены на нефть на мировом рынке. Предполагает изменение базового фонда заработной платы на 0,2%, как при снижении, так и при увеличении цены на нефть.

Цена за барель	5	6	7	8	9	10	11	=>	19
К-т роста (снижения) ФЗП	0,92	0,94	0,96	0,98	1	1,02	1,04		1,20

Рисунок 3.1

К₄ -- коэффициент, предусматривающий уровень инфляции. Расчет ФЗП с применением установленных коэффициентов:

, (3.7)

Расчетный ФЗП не должен быть ниже базавого фонда заработной платы, с учетом возврата тарифов и окладов предыдущего периода и выплат предусмотренных КЗОТ.

Можно рассчитать используя среднемесячную заработную плату (на уровне четвертого квартала предыдущего года) и среднесписочную численность по НГДУ. При этом до каждого цеха и службы доводится размер фонда заработной платы.

Таблица 3.2

Распределение фонда заработной платы на планируемый период.

Название цеха службы	Численность персонала (чел.)	ФЗП (тыс.руб.)
1	2	3
НП-1	76	7 501,93
НП-2	53	5 231,60
НП-3	86	8 489,02
НП-4	116	11 450,30
ПРС	267	26 355,45
ППН	107	10 561,92
Газовый цех	43	4 244,50
ЦНИПР	82	8 094,18
АТЦ	43	4 244,50
ЦМТО и КО	38	3 750,96
ЦТОРТ и ООС	96	9 476,12
ПСБ	18	1 776,77
ЦИТС	17	1 678,06
ЖЕУ	69	6 811,00
Маркшейдерская группа	11	1 085,80
АУП	133	13 128,39
Всего	1 255	123 880,50

Расчеты отчислений во внебюджетные фонды осуществляется исходя из полученного фонда заработной платы.

Таблица 3.3

Страховые фонды 2000.

ПФ - 28%, утвержден с 1.01.93г. Законом РСФСР «О государственных пенсиях РСФСР».

ФМС -3,6%, утвержден с 1.01.93г. Перечень, утвержденный постановлением СМ-Правительства РФ от 11.10.93г. №1018.

ФЗ - 1,5%, утвержден с 1.01.96г. Письмо ГНС РФ и Минтруда РФ от 27.03.97г. «СШ-6-07/224а и № 1441-МММ».

ФСС -утвержден с 1.01.92г. Постановлением Госкомтруда СССР и секритариата ВЦСПС от 3.09.90г. №358/16-28.

Материальные затраты на добычу нефти рассчитываются исходя из норм расходов на материалы, запчасти, спецодежду, реагенты и т.д., которые утверждены и используются в нефтегазодобывающей отрасли.

Исходными данными могут служить фактические расходы по видам материалов за предыдущие периоды, а также заявки цехов и служб каждого по своему направлению в ОМТС. Отдел по подготовке нефти формирует заявку на реагент - диэмульгатор, который имеет наибольший удельный вес в стуктуре матермалов - 47% или 3,3 рубля на одну тонну валовой добычи. Поскольку нефть, добываемая на месторождениях НГДу МсН имеет низкую температуру (-17 -22 С⁰) и повышенную устойчивость к разрушению эмульсии.

Специалистами были проведены лабораторные испытания по применению различных марок реагентов-диэмульгаторов и самым эффективным был признан импортный реагент-диэмульгатор марки «Сепарол Wf-41», с удельной нормой расхода 80 грамм на тонну.

Это позволяет проводить качественное разделение водогазонефтяной смеси, отделяя 5 500 м³ в сутки воды на КДФ (концевые делители фаз), используемой в дальнейшем для закачки в пласт. В предшествующем году было использовано 73,11 тонн реагентов-диэмульгаторов. Затраты на закупку и завоз реагента составили 3668,4 тыс.руб. только по Петелинскому месторождению.

Удельный расход соли согласно норм материальных ресурсов по ОАО ЮНГ на 1998 год составил 8 т./скважин. Но в связи со сложным геологическим строением Мало-Балыкского месторождения (после ГРП идет интенсивное поглощение солевого раствора) в НГДУ «МсН» введен повышающий коэффициент для КРС - 2, для ПРС - 1,5.

Расчеты составлены с учетом интенсивного поглощения солевого раствора при проведении ПРС, КРС, после проведенных ГРП. Расходы на реагент отражаются в смете затрат по цеху ППН по статье «Расходы на технологическую подготовку нефти».

Представленный расчет отражает запланированные на предстоящий период средства на приобретение кабеля, который используется для ремонта кабельных линий, составляет 16,6% от всех затрат на материалы или 1,2 рубля на одну тонну валовой добычи.

Таблица 3.4

Расчет затрат на приобретение кабеля.

Цех подземного ремонта, анализируя затраты прошлого года, используя нормы расхода соли на одну скважину/тонн. Составляет расхода соли для глушения скважин

Таблица 3.5

Расчет соли на приготовление технологической жидкости.

№	Название	Сумма	Ед.изм.	Производственная программа
1	2	3	4	5
	Расчет соли на ПРС
1	Кол. ПРС	1007	скв./рем.
2	Удельный расход соли	12,1	т./рем.
Продолжение таб.3.5
1	2	3	4	5
3	Расход соли	12184,70	тонн	=стр1*стр2
4	Цена соли	444	руб./тонна	=стр3*стр4
	Итого	5410
	Расчет соли на КРС
1	Кол. КРС	316	скв./рем.
2	Удельный расход соли	16	т./рем.
3	Расход соли	5056,00	тонн	=стр1*стр2
4	Цена соли	444	руб./тонна	=стр3*стр4
	Итого	2244,9

Расчеты по прочим материалам выполнены исходя из среднедействующего фонда скважин и нормативов.

Таблица 3.6

Прочие материалы.

Среднедействующий фонд скважин	Норматив вспомогательных материалов на 1 скважину руб./скв.	Сумма 2000 года тыс.руб.
830	2,2	1866,3

Все материальные затраты по добыче нефти и газа представлены в сводной таблице.

Таблица 3.7

Сводный расчет материальных затрат.

Показатели	Един. изм.	2000 г Всего
1	2	3
Закачка воды в пласт	тыс.тн.	22288
Затраты	тыс.руб.	11600
Подготовка нефти	тыс.тн.	6249,85
Затраты	тыс.руб.	32519
в том числе затраты на диэмульгаторы ППН	Тыс.руб.	22625
Потери нефти	Тыс.тн.	19,07
Затраты	тыс руб.	8393,2
Прочие материалы (ЦППН)	тыс руб..	1500
Сбор утилизации газа	млн.м3	161,8
Продолжение таб.3.7
1	2	3
Затраты	тыс.руб.	1392,5
Расход материалов	тыс.руб.	480
Потери газа	млн.м3	5,194
Затраты	тыс.руб.	912,5
Соль	тыс.руб.	7654,9
на ПРС	тыс.руб.	5410
на КРС	тыс.руб.	2244,9
Запчачти на оборудование	тыс.руб.	372
Спецодежда	тыс.руб.	1912,6
Кабель	тыс.руб.	15422
Задвижки	тыс.руб.	1231
Запчасти, ремонт ключей на ПРС	тыс.руб.	1050
Труба (текущий ремонт трубопроводов ЦТОРТ)	тыс.руб.	4726,3
Химреагент для ЦНИПР	тыс.руб.	933
Прочие материалы	тыс.руб.	1866,3
Итого по статье	тыс.руб.	80679

Расходы на амортизацию оборудования в последнее время в НГДУ резко снижены в связи с тем, что оборудование числится на балансе другого предприятия, а НГДУ передается в долгосрочную аренду с последующим правом выкупа (лизинг), на оставшиеся на балансе в НГДУ основные средства введен понижающий коэффициент.

Потребность в топливе для технологических нужд определяется по формуле:

, (3.8)

где Н_Т - удельная норма расхода топлива; Q - объем работ; В - эквивалент калорийности.

Для расчета затрат на топливо и ГСМ пользуются отраслевыми нормами расхода топлива и ГСМ на 100 км. пробега и 1 машино-час. Расчет ведется по формуле:

, (3.9)

где Z - сумма затрат; К - перерасчета в кг; N - норма расхода в литрах; Р_план - пробег плановый; Ц_Т - цена топлива (1 тонны).

При планировании затрат, связанных с транспортными расходами НГДУ МсН пользуются нормативами, разработанными нормтивно-исследовательской станции инженерно-экономическим центром ОАО ЮНГ.

Нормативы разработаны путем установления их взаимосвязи от нормообразующих факторов для структурных подразделений, исходя из содержания, характера объемов работ, выполняемых теми или иными видами автотранспортных средств и спецтехникой. При расчете нормативов учтен фактический выход автотранспорта на линию и потребленное количество спецтехники для выполнения объема работ, утвержденное руководством НГДУ и соответствующих служб. Нормативы разработаны с учетом необходимого времени на переезды к обслуживаемым объектам, в зависимости от фактического расстояния. Расчет необходимого на планируемый период топлива представлен в таблице.

Таблица 3.8

Топливо со стороны.

При планировании комплексного элемента затрат «Прочие расходы» основными исходными документами являются сметы административно-управленческих и общехозяйственных расходов, сметы на подготовку кадров, на проведение работ сторонними организациями. В состав прочих расходов приведен в таблице 3.9.

Таблица 3.9

Прочие расходы.

Из представленной таблицы видно, что услуги сторонних организаций составляют большую часть «прочих затрат», при этом очень высокие затраты на амортизацию - 29,7 рубля от всей суммы затрат на услуги, или 29,7 рубля на тонну.

Транспортные организации оказывают услуги на основе заблаговременно представленных заявок, но расценки и тарифы регулярно повышаются, увеличивается число выездов на объекты в результате возникновения непредвиденных обстоятельств (аварии, порывы, выезд комиссий, и т.п.), которые расположены на значительном расстоянии друг от друга.

Услуги по прокату нефтепромыслового оборудования составляют 3,4% от всей суммы затрат на услуги, или 4,1 рубля на 1 тонну нефти.

Услуги по текущему ремонту составляют 0,4% от всей суммы затрат на услуги, или 0,5 рубля на 1 тонну нефти.

Руководству предприятия необходим разрабатывать дополнительные мероприятия и искать дополнительные резервы расходов по услугам сторонних организаций.

В гл.2 были показаны основные направления и возможности регулирования затрат на добычу нефти и газа, систематизированы и оценены предложения по рационализации их уровня и структуры. Главным критерием реализации описанных (в гл. 2) мероприятий по повышению эффективности эксплуатационных издержек является их целесообразность, определяемая сопоставлением затрат, которые необходимо понести предприятию при реализации того или иного мероприятия и полученного от него экономического эффекта. Исходя из этого, по каждому мероприятию должна быть проделана тщательная работа для обоснования целесообразности их осуществления на данном нефтедобывающем предприятии.

3.2. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПО

ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТА ЗАТРАТ.

1. Большое внимание на предприятии уделяется оценке достаточности средств для выполнения целевых задач на планируемый период, т.к. от этого зависит успех работы НГДУ - выполнения им производственной программы. Финансовое планирование должно быть неразрывно связано с финансовым контролем. В процессе плановых расчетов доходов и расходов необходимо проверить обоснованность расходования средств на те или иные цели, а также обоснованность норм запасов материальных ценностей.

Основными задачами оценки достаточности средств для добычи нефти и газа являются:

определение минимальных денежных средств предприятия, достаточных для обеспечения бесперебойного производственного процесса;

оценка обеспечения предприятия финансовыми ресурсами для его развития, расширения, модернизации, реконструкции и социального развития.

Выявление внутренних резервов и мобилизация их для повышения эффективности производства

Определение источников, размеров и направлений использования денежных накоплений, ФЭС.

Рассмотрим подробнее расчет экономической оценки по модернизации насосв ЦНС-300 на ЦНС-360.

Таблица 3.10

Модернизация насосов ЦНС.

Материальные затраты
Наименование затрат	До внедрения	На внедрение	После внедрения	Экономический эффект (сумма, тыс.руб.)
	кол	ст-ть	сумма	кол	ст-ть	Сумма
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Насос, шт.	8	200	1600	8	200	1600
Набивка, м.	312	0,00025	0,1
Литол, кг.	31,2	0,016	0,5
Подшипник, шт.	60	0,042	2,5
Сальниковая рубашка	15	460	6900
Дренажная система, 30% от стоимости ЦНС	15	60	900
Графический подшипник				9,9	1,333	13,2
Торцевое уплотнение				5,1	1,333	6,8
Итого			9403,1			1620		7783
Трудозатраты
Наименование затрат	До внедрения	На внедрение	После внедрения	Экономический эффект (сумма, тыс.руб.)
	кол	ст-ть	сумма	кол	ст-ть	Сумма
Слесарь, 4р.	1	23	23
Слесарь, 5р.	1	29	29
Машинист, 3р.				1	19	19
Бригада те.обслуживания	24	100	2400	1	100	100
Итого			2542			119		2333
Всего экономический эффект			11856			1739,2		10116

Мероприятия по удалению асфальтносмоловых отложений также требуют минимальных затрат, но дает достаточно высокий результат, о чем свидетельствует приведенный ниже расчет.

Таблица 3.11

Расчет экономической эффективности мероприятия по удалению АСПО в нагнетательных скважинах.

Показатель	Ед.изм.	Сумма
Дополнительная добыча	тонн	28
Цена сверхплановой добычи нефти на 1 тонну	руб.	350
Условно-переменные расходы на 1 тонну	руб.	58
Услуги «Нефтехимсервис» на обработку 1 скважины	руб.	80
Экономический эффект 28*350-(80*20+28*57)	руб.	6604

Экономическая оценка всего комплекса программных мероприятий приведена в таблице 3.12.

Таблица 3.12

Комплекс программных мер по повышению эффективности затрат.

Оценивая итоги расчетов по предлагаемым мероприятиям, необходимо отметить, что резервы снижения себестоимости на добычу нефти в НГДУ МсН имеются, при этом улучшается финансовый результат деятельности НГДУ, а значит и акционерного общества в целом.

В таблице 3.13 представлены сметы затрат без учета мероприятий и с учетом их проведения.

Таблица 3.13

Смета затрат на производство продукции по НГДУ «Майскнефть».

Для большей наглядности представим финансово-экономическую оценку последствий реализации проекта в виде таблицы 3.14, где отражены основные показатели.

Таблица 3.14

Финансово-экономическая оценка последствий реализации проекта. тыс.руб.

На рисунке отражено изменение одной тонны нефти.

Изменение себестоимости 1 тонны нефти, руб.

Рисунок 3.2

Руководству предприятия, производственным и экономическим службам необходимо более внимательно оценить резервы и возможности своего коллектива предприятия, его производственных мощностей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Объектом исследования дипломного проекта является НГДУ «Майскнефть». Деятельность НГДУ «МСН», одного из структурных подразделений ОАО «Юганскнефтегаз», которая связана с добычей нефти и газа на пяти месторождениях: Мало-Балыкского, Угутского, Западно-Угутского, Петелинского, Киняминского. Процесс добычи связан с определенными затратами, которые отражают сколько и каких ресурсов было использовано на производственный процесс управления НГДУ предприятием. Состав и структура затрат формируются на основании нормативных документов, отраслевых методик и методик, разработанных для ОАО «ЮНГ».

Основную долю в с\с нефти и газа свыше 60% составляют условно-постоянные.

В настоящее время одним из основных элементов, определяющих успешность деятельности предприятия является система планирования, составления смет и бюджетов. При этом возникает необходимость обоснования затрат на предстоящий период, что само по себе невозможно без диагностики сложившегося уровня в отчетном периоде с целью выявления нерациональных затрат. Анализ уровня, структуры , их динамики по сравнению с планом и предшествующим периодом, анализ влияния факторов является важнейшим инструментом управления производственными затратами. В ходе проведенного в дипломном проекте анализа было выявлено, что в отчетном периоде по сравнению с базисным можно отметить увеличение эксплуатационных издержек в среднем на 22%, при этом по сравнению с планом рост наблюдается лишь на 18%, т.о. в целом происходит значительный рост затрат на добычу нефти и газа. Возрастает также и себестоимость 1 тн нефти по сравнению с базисным периодом на 31 рубль, в планируемом периоде ожидается дальнейший рост с\с 1тн. на 23 руб.

За истекший период выявлены существенные структурные сдвиги в составе затрат, в частности, сокращение доли амортизации (с 16,3% до 3,2%), что явилось последствием реструктуризации и передачи основных средств НГДУ в Имущественный Комплекс. В настоящее время основные фонды используются нефтегазодобывающим предприятием на условиях лизинга.

Показаны результаты факторного анализа уровня затрат за отчетный период по сравнению с плановыми показателями на основе которых можно сделать выход об ухудшении природных условий эксплуатации м\р, росте обводненности, что объясняет рост затрат на технологическую подготовку нефти. Наблюдается также рост издержек по искусственному воздействию на пласт, растут затраты на электроэнергию по извлечению нефти.

В ходе проведенного детального анализа производственных затрат на добычу нефти по группам факторов были выявлены внутри производственные резервы, к числу которых можно отнести: увеличение объемов добычи нефти, и газа за счет улучшение использования средств труда (в т.ч. действующего фонда скважин) и сокращение затрат на добычу нефти за счет повышения уровня производительности труда, экономного использования сырья, материалов, топлива, энергоресурсов.

Для того, чтобы использовать выявленные резервы разработан комплекс программных мер по повышению эффективности затрат. Однако, при разработке мероприятий необходимо учесть целый ряд производственных параметров. Исходя из производственной программы предприятия составляются сметы, используя при этом межотраслевые и отраслевые нормы и нормативы, которые нередко устарели, требуют доработок, т.к. наблюдается превышение расхода над нормативами. Для этого необходимо, проводить анализ и оценку норм и нормативов, учитывать также такие факторы, как повышение технического уровня производства, улучшение организации производства и и труда по добыче.

Представлены мероприятия по повышению эффективности эксплуатационных затрат. Разработаны они по трем направлениям: Технико-технологические, организационные и управленческие.

Основным критерием реализации данных мероприятий по снижению себестоимости является их целесообразность, определяемая сопоставлением затрат, которые необходимо понести предприятию при реализации того или иного мероприятия и полученного от него экономического эффекта. Суммарный экономический эффект от внедрения комплекса предложенных мер составляет 33306,8 тысруб.

С учетом мероприятий была разработана сравнительная смета затрат на производство. Плановая себестоимость составляет свыше 1158 млн.руб., с учетом предложенных мероприятий -1124 млн.руб., экономия сметы затрат составит более 33 млн.руб., что позволит снизить с\с 1тн. нефти.

Результаты последствий реализации проекта позволяют повысить финансовый результат на 48506,8 тыс.руб. или на 13% от планового.

Если рассмотреть предложения более подробно то можно отметить, что они не требуют больших затрат на внедрение:

Замена насосных установок преследует своей целью переход на энергосберегающую технику, последствием чего является модернизация устаревшего парка нефтепромыслового оборудования, износ которого в настоящее время составляет более 65%, повышение коэффициента полезного действия оборудования.

Предварительный сброс воды на кустах с закачкой ее в пласты позволяет более полно использовать потенциал мощностей ЭПУ, существенно сократить затраты на эксплуатацию насосных агрегатов ДНС.

Одной из главных проблем при добыче нефти на месторождениях НГДУ «МСН», является борьба с асфальтоносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) на внутрискважинном оборудовании. Сложности заключаются в большой трудоемкости, в отсутствии материально-технических ресурсов на проведение депарафинизации. Целью предложенного мероприятия является восстановления приемистости нагнетательных скважин.

Замену импортного реагента (Сепароль) на отечественные (СНПХ,ЛМЛ-4312) предлагается использовать - дифферинцировано только в весенне-летний период и только на УПСВ, на стадии предварительной подготовки нефти, т.к. они значительно дешевле.

Сложности в планировании, учет и контроль за затратами часто объясняется проблемами систем коммуникации информационных потоков между отделами и службами.

Примером может служить негативная практика подачи заявок на МТР, которая часто приводит к их неоперативности и трудоемкости. Для совершенствования этой схемы необходимо более эффективно использовать средства автоматизации.

Ведение единой базы данных (единого справочника) по поставщикам и подрядчикам для производственных, юридических и экономических служб предприятия (возможно в целом по ОАО «ЮНГ») - направлено на улучшение использования рабочего времени, получение единой достоверной информации.

Для внедрения этих мероприятий необходима информационная поддержка, участие руководства НГДУ предприятия в принимаемых управленческих решениях, связанных с рационализацией затрат, с усилением контроля и учета за издержками (вт.ч. по центрам ответственности, т.е. на местах формирования - промыслах, цехах, службах).

Реализация предложений по повышению эффективности затрат с учетом организационно- технических мероприятий даст возможность экономическим службам НГДУ более обоснованно подходит к разработке бюджетов, что позволит в целом для нефтяной компании повысить эффективность бюджетного планирования и управления затратами.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.

Положение о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг, включаемых в себестоимость продукции) и о порядке формирования финансовых результатов, учитываемых при налогообложении прибыли, утвержденное постановлением правительства Российской Федерации от 5.08.92г. № 552 (с изменениями и дополнениями).

Алексеева М.М. Планирование деятельности фирмы : Учебно-методическое пособие. - М.: Финансы и статистика, 1997. 248с.

Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа. - М.: Финансы и статистика, 1997. 288с.

Богдановская Л.А., Виноградов Г.Г. Анализ хозяйственной деятельности в промышленности. - Мн.: Выш.шк., 1996. 350с.

Безруких П. С., Кашаев А. М., Комиссарова И.П. Учет затрат и калькулирование в промышленности. - М.: Финансы и статистика, 1989. 261с.

Бортников А. П. Нормативный учет затрат на производство. - М.: Финансы и статистика, 1982. - 182с.

Бренц А.Д., Тищенко В.Е., Малышев Ю.И. и др. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов - М.: Недра, 1986г. - 511с.

Злотникова Л.Д. Анализ хозяйственной деятельности предприятий в нефтяной и газовой промышленности: Учебник для техникумов. - М.: Недра, 1998. - 204с.

Карпова Т. П. Основы управленческого учета: Учебное пособие - М. ИНФРА-М, 1997. - 392с.

Ковалева А.М. Финансы предприятий. - М.: Финансы и статистика, 1997. 265с.

Ковалев В.В. Финансовый анализ. - М.: Финансы и статистика, 1995. 311с.

Макарьева В.И. Комментарий к Положению о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг), включаемых в себестоимость и единых нормах амортизации. - М.: Финансы и статистика, 1995.-208с.

"Методические рекомендации по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа". М.: Министерство, Топлива и Энергетики Российской Федерации, 1995. - 130с.

Ремизов. В., Ермилов О., Чугунов Л. Стратегическое управление //Газовая промышленность, 1996. - №3/4

Санамова Ю.А. Экономика, организация и планирование промышленного производства: Учебник для экономических специальностей ВУЗов. - М.:Высшая школа, 1985. - 415с.

Стоянова Е.С. Финансовый менеджмент. Российская практика. - М.: Перспектива, 1994. - 492с.

Соколовская Г. А. Себестоимость продукции в планировании и управлении промышленностью. - М.: Экономика, 1987. - 298с.

Шматов Ю.М., Малышев В.Е. и др. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности: Учебник для техникумов. - М.:Недра. 1990. - 411с.

Шеремет А.Д., Сайфулин Р.С. Методика финансового анализа. - М.: Инфра-М, 1996. - 176с.

Шим Джей К., Сигел Джоэл Г. Методы управления стоимостью и анализ затрат / перевод с англ. - М.: Информационно-издательский дом «Филинъ», 1996. - 344с.

Шим Джей К., Сигел Джоэл Г. Финансовый менеджмент / перевод с англ. - М.: Информационно-издательский дом «Филинъ», 1996. - 400с.

Экономика и статистика фирм: Учебник/ В. Е. Адамов, С. Д. Ильенковой, Т.П. Сирота и др.; Под ред. д.э.н., проф. С. Д. Ильенковой. - М.: Финансы и статистика, 1996. - 240с.

Экономика транспорта и хранения нефти и газа: Учебник для вузов/ Бренц А.Д., Колядов Л.В., Комарова Л.А. и др. - М.: Недра, 1989. - 287с.

Яругова А. Управленческий учет. Опыт экономически-развитых стран. / перевод с польского С.Н.Рогозиной, Г.И. Лебедевой. - М.: Финансы и статистика, - 1991. -237с.