Совершенствование экономической деятельности предприятия

Изменение уровня среднереализационных цен и величина прибыли находятся в прямо пропорциональной зависимости: при увеличении уровня цен сумма прибыли возрастает, и наоборот.

Себестоимость продукции, безусловно, относится к числу важнейших качественных показателей, в обобщенном виде отражающих все стороны хозяйственной деятельности предприятия, его достижения и недостатки. Уровень себестоимости связан с объемом и качеством продукции, использованием рабочего времени, сырья, материалов, оборудования, расходованием фонда оплаты труда и т.д. Его снижение приводит к увеличению суммы прибыли и уровня рентабельности, что, в свою очередь, является конечной целью любого предприятия. Контроль над уровнем себестоимости, формирование достоверной и полной информации о структуре затрат и возможности управления ими является основной составляющей управленческого учета.

В зависимости от поставленной управленческой задачи могут использоваться различные методы расчета себестоимости, одним из которых является метод «директ-костинг».

Метод базируется на четком распределении затрат на переменные и постоянные в зависимости от их поведения по отношению к изменениям объема производства и предполагает включение в себестоимость продукции только переменных расходов, в то время как постоянные учитываются отдельно и списываются непосредственно на результаты деятельности предприятия [13, с.23].

Важным преимуществом использования в учете системы «директ-костинг» является возможность изучения взаимосвязей и взаимозависимостей между объемом производства, затратами и прибылью.

Модель анализа прибыли по системе «директ-костинг» выглядит следующим образом:

, (2.29)

где П - сумма прибыли;

К - количество (объем) реализованной продукции;

Ц - цена реализации;

У - удельные переменные затраты на единицу продукции;

Н - сумма постоянных затрат.

Показатели рентабельности характеризуют эффективность работы предприятия в целом, доходность различных направлений деятельности (производственной, предпринимательской, инвестиционной), окупаемость затрат и т.д. Они более полно, чем прибыль, отражают окончательные результаты хозяйствования, потому что их величина показывает соотношение эффекта с наличными или использованными ресурсами. Их используют для оценки деятельности предприятия и как инструмент в инвестиционной политике и ценообразовании.

Показатели рентабельности можно объединить в несколько групп:

1) показатели, характеризующие окупаемость издержек производства и инвестиционных проектов;

2) показатели, характеризующие прибыльность продаж;

3) показатели, характеризующие доходность капитала и его частей.

Все показатели могут рассчитываться на основе балансовой прибыли, прибыли от реализации продукции и чистой прибыли.

Рентабельность производственной деятельности (окупаемость издержек) показывает, сколько предприятие имеет прибыли с каждого рубля, затраченного на производство и реализацию продукции. Ее можно определить как отношение прибыли от реализации (П) или чистой прибыли (ЧП) к сумме затрат по реализованной продукции (З):

(2.30)

Аналогичным образом определяется окупаемость инвестиционных проектов: полученная или ожидаемая сумма прибыли от проекта относится к сумме инвестиций в данный проект.

Рентабельность продаж (оборота) характеризует эффективность предпринимательской деятельности: сколько прибыли имеет предприятие с рубля продаж. Широкое применение этот показатель получил в рыночной экономике.

Рентабельность продаж - это отношение прибыли от реализации продукции или чистой прибыли к сумме полученной выручки (В):

 (2.31)

Методика анализа рентабельности, применявшаяся и применяемая на отечественных предприятиях, также не учитывает взаимосвязь затраты-объем-прибыль. По данной методике уровень рентабельности не зависит от объема продаж, так как с изменением последнего происходит равномерное увеличение прибыли и суммы затрат. В действительности, как мы уже убедились, и прибыль, и издержки предприятия не изменяются пропорционально объему реализации продукции, поскольку часть расходов является постоянной. Поэтому в маржинальном анализе расчет влияния факторов на изменение уровня рентабельности отдельных видов продукции производится по следующей модели:

, (2.32)

где З - сумма затрат по реализованной продукции.

Аналогичным образом проводится анализ рентабельности продаж:

, (2.33)

где В - выручка от реализованной продукции.

Себестоимость продукции является важнейшим показателем экономической эффективности ее производства. В ней отражаются все стороны хозяйственной деятельности, аккумулируются результаты использования всех производственных ресурсов. От ее уровня зависят финансовые результаты деятельности предприятий, темпы расширенного воспроизводства, финансовое состояние субъектов хозяйствования.

Затраты, образующие себестоимость продукции (работ, услуг), группируются в соответствии с их экономическим содержанием по следующим общепринятым элементам:

- материальные затраты (за вычетом стоимости возвратных отходов),

- затраты на оплату труда;

- отчисления на социальные нужды;

- амортизация основных фондов,

- прочие затраты.

В элементе «прочие затраты» отражаются налоги, сборы, отчисления в специальные фонды, платежи по кредитам в пределах установленных ставок, затраты на командировки, оплата услуг связи и др.

Калькуляция себестоимости используется для определения затрат по отдельным видам вырабатываемой продукции и месту возникновения расходов. Для предприятия, работающего в условиях рыночной экономики, часто имеют место экономические ситуации, связанные с колебаниями загрузки производственных мощностей, что влечёт за собой изменение производства и продаж, а это в свою очередь, существенно влияет на себестоимость продукции. Так, в зависимости от изменения степени загрузки производственных мощностей или объемов производства затраты делятся на постоянные и переменные. В зависимости от этой классификации общие суммарные затраты на производство продукции (З) можно представить в виде следующей формулы:

, (2.34)

где: а - сумма постоянных расходов;

b - ставка переменных расходов на единицу продукции;

V - объём производства продукции.

Тогда затраты на единицу продукции следует записать в виде:

, (2.35)

При построении графиков зависимости переменных и постоянных расходов от объема производства продукции хорошо видно, что переменные расходы в себестоимости всего выпуска растут пропорционально изменению объёма производства, а в себестоимости единицы продукции они составляют постоянную величину. Величина постоянных расходов, наоборот, не изменяется с увеличением объёма производства в общей сумме затрат, а в расчёте на единицу продукции затраты уменьшаются пропорционально его росту .Для коммерческих предприятий очень важно определить порог окупаемости затрат, после которого они начнут получать прибыль. Для этого следует установить точку безубыточности.

Точкой безубыточности называют критический объем продаж, при котором коммерческое предприятие способно покрыть все свои расходы, не получая прибыль, но и без убытка. Разность между фактическим количеством реализованной продукции и безубыточным объемом продаж -это зона безопасности (зона прибыли), и чем она больше, тем прочнее финансовое состояние предприятия.

Расчёт данных показателей основывается на взаимодействии: затраты - объем продаж - прибыль. Для определения их уровня можно использовать графический и аналитический способы.

Для удобства аналитического расчета показателей безубыточного объема продаж и зоны безопасности используем следующие обозначения: П - прибыль; Н - постоянные затраты; В - выручка от реализации продукции; РП - переменные затраты; Т - точка безубыточного объема реализации продукции; Дм - маржинальный доход (общая сумма); Ц - цена; У - удельные переменные затраты; К - количество проданной продукции в натуральных единицах.

Формула маржинального дохода имеет вид:

 (2.36)

Для расчета точки безубыточного объема продаж в денежном измерении используем формулы:

(2.37)

В натуральном измерении:

(2.38)

Для расчета точки критического объема реализации в процентах к максимальному объему, который принимается за 100%, может быть использована формула:

(2.39)

Точка безубыточности находится:

(2.40)

Для определения зоны безопасности по стоимостным показателям:

, (2.41)

По количественным показателям:

, (2.42)

Критический уровень постоянных затрат при заданном уровне маржинального дохода и объема продаж рассчитывается:

, (2.43)

Критический уровень цены определяется:

, (2.44)

Алгоритм графического построения точки безубыточности следующий:

1. Отмечаем на графике линиями: по оси Х - фактический объем производства (К), по оси У - постоянные, переменные расходы и выручку от реализации;

2. Строим линию себестоимости (аb);

3. Строим линию выручки (Ос);

4. Находим точку безубыточности (Т), зону убытков (ЗУ), зону безопасности (ЗБ), точка безубыточного объема реализации продукции (Х).

Рис. 2.6. Зависимость между прибылью, объемом и затратами

По горизонтали показывается объем реализации продукции, по вертикали - себестоимость проданной продукции и прибыль, которые вместе составляют выручку от реализации.

По графику (рис. 2.6.) можно установить, при каком объеме реализации продукции предприятие получит прибыль, а при каком ее не будет. Можно определить так же точку, в которой затраты будут равны выручке от реализации продукции. Она получила название точка безубыточного объема реализации продукции, ниже которой производство будет убыточным.

2.4 Характеристика энергосберегающих программ, принятых в ОАО «Татнефть», направленных на рациональное использование энергетических ресурсов на всех этапах циклов производства и потребления Компании

ОАО «Татнефть» придает большое значение проблеме экономии ресурсов. В целях снижения производственных затрат и, соответственно, себестоимости выпускаемой продукции, повышения конкурентоспособности при постоянно растущих тарифах естественных монополий (на энергоресурсы, транспортные услуги) и повышении стоимости добычи углеводородов из-за усложнения условий недропользования, Компания предпринимает комплексные усилия по формированию максимальных резервов экономии по всем направлениям деятельности, включая энергосбережение.

«Татнефть» реализует комплексную программу энергосбережения с 2000 года. Она охватывает все направления деятельности подразделений, что позволило сэкономить около 1 миллиона 400 тысяч тонн условного топлива или 17 процентов потребления всех топливно-энергетических ресурсов (на сэкономленной энергии компания могла бы проработать больше года).

Удельный расход электроэнергии на добычу тонны нефти по сравнению с 1998 годом снизился на 4,7 процента. В ОАО «Татнефть» широко внедряются цепные приводы скважинного насоса, технологии одновременно-раздельной закачки жидкости и одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной и другие, которые позволяют добиться значительного сокращения энерго- и эксплуатационных затрат, повысить эффективность производства в целом.

Использование технологии оплаты за совмещенную мощность, почасовое планирование и расчет за электропотребление, проведение регулировочных мероприятий и др. обеспечили значительную оптимизацию затрат (за I полугодие 2009 года - 513,6 млн. рублей).

Хорошие перспективы для выработки электроэнергии имеет также использование попутного нефтяного газа, что вписывается в контекст поставленной руководством России задачи минимизировать сжигание на факелах этого вида сырья. Основываясь на опыте внедренной год назад газопоршневой электростанции, было принято решение о внедрении в «Ямашнефти» еще четырех подобных агрегатов.

В Компании начала действовать «Программа энергоэффективной экономики» на период до 2020 года, направленная на снижение потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) по всей технологической цепочке добычи нефти.

Программа последовательно продолжает действующую ранее Программу ОАО «Татнефть» по энергосбережению 2000-2010 гг., значительно расширяя ее границы. Новая программа охватывает не только энергетические, но и природные и материальные ресурсы. Основная цель программы - обеспечение снижения абсолютного потребления ТЭР не менее чем на 7,4% на первом этапе (к 2015 году) и на 13,5% на втором этапе (к 2020 году) по сравнению с 2007 годом.



Рис.2.7. Снижение производственного потребления энергоресурсов по отношению к уровню 1999 года (%).

Дополнительные цели - обеспечение электроэнергией собственного производства к 2020 году до 4,5% от общего объема потребления электроэнергии и частичная компенсация роста затрат, обусловленных ростом тарифов на энергоресурсы и другими факторами. Компенсационные меры предусмотрены за счет снижения абсолютного потребления топливно-энергетических ресурсов, снижения других эксплуатационных затрат, а также развития собственной энергетики. Программа основывается на поэтапном плане мероприятий по обеспечению рационального, экономически обоснованного использования ресурсов. Приоритетными являются мероприятия по внедрению новых инновационных технологий в области энергосбережения, в т.ч. альтернативные источники электроэнергии.

Программа энергоэффективной экономики ОАО «Татнефть» на период до 2020 года соответствует требованиям федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской федерации», а также проекту Государственной программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

Говоря о реализации программы, необходимо отметить еще в 90-х годах до принятия единой корпоративной программы энергосбережения в НГДУ были реализованы крупномасштабные и высокоэффективные мероприятия по внедрению энерго- и ресурсосберегающих технологий. Это было требование времени, так как НГДУ находилось в тяжелом положении и от специалистов требовалось новых подходов и нестандартных решений.

Результаты сегодняшнего дня подтверждают, что основная доля - 44% эффекта приходится на мероприятия по совершенствованию системы разработки месторождений, 41% на мероприятия по совершенствованию системы энергообеспечения, и остальные 15% в области добычи, транспортировки и подготовки нефти.

Рис.2.8.Объем и структура выполнения мероприятий по энергосбережению

Как показала практика, результат внедрения высокотехнологичных мероприятий явились основным фундаментом снижения энергопотребления и вектором задающим направление дальнейшей эффективной работы нашего предприятия в этой области. Ключевыми и определяющими направлениями были и остаются:

- разработка и внедрение новых решений в схемы разработки мелких месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязких нефтей в карбонатных и терригенных отложениях;

- формирование системы ППД с учетом требований разработки на основе учета индивидуальных особенностей разрабатываемых месторождений, залежей, участков, горизонтов, а также физико-химических свойств добываемой продукции;

- внедрение схемы предварительной подготовки нефти непосредственно на промыслах с организацией сепарации попутной пластовой воды и ее подготовкой для целей ППД;

- формирование схемы электроснабжения объектов нефтедобычи с использованием рабочих напряжений в сетях 110, 35 и 10 киловольт;

- внедрение схемы резервуарной подготовки нефти и др.

Все эти мероприятия, позволившие НГДУ в короткие сроки перейти из категории планово-убыточного в рентабельное, были приняты за основу при формировании корпоративной программы энергосбережения ОАО «Татнефть», которая дала новый импульс дальнейшему их развитию.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРЕДПРИЯТИЯ

3.1 Организационно-экономическая характеристика НГДУ «Ямашнефть»

3.1.1 Организационная структура НГДУ «Ямашнефть»

Под организационной структурой управления предприятием понимается состав (перечень) отделов, служб и подразделений в аппарате управления, системная их организация, характер соподчиненности друг другу и высшему органу управления фирмы, а так же набор координационных и информационных связей, порядок распределения функций управления по различным уровням и подразделениям управленческой иерархии. Сущность и главная цель управления заключается в организации, координировании, регулировании деятельности рабочих и специалистов в коллективах для обеспечения производительного использования трудовых и материальных ресурсов и получении оптимальных технико-экономических результатов. Для выполнения этих задач в НГДУ «Ямашнефть» существует организационная структура управления (приложение 1).

В состав НГДУ входят: ЦДНГ - 1,2,3,4,5, ЦППД, ЦПРС, ЦППН и БПО.

Цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ 1-5) являются основными производственными подразделениями НГДУ, осуществляющими управление технологическим процессом добычи нефти и газа в заданном районе. Главная задача - обеспечение выполнения суточных, месячных, годовых заданий по добыче нефти и газа с соблюдением установленных режимов работы производственных объектов.

Цех поддержания пластового давления (ЦППД) осуществляет технологический процесс закачки жидкости в пласт на месторождениях НГДУ. Главная задача-обеспечение бесперебойной закачки технологической жидкости в пласт в соответствии с утверждённым планом.

Цех перекачки и подготовки нефти (ЦППН) осуществляет обеспечение бесперебойной перекачки и подготовки кондиционной нефти и сдачи её в «Транснефть».

Цех подземного ремонта скважин (ЦПРС) производит своевременный и качественный ремонт скважин с целью обеспечения их бесперебойной работы, проводит мероприятия по интенсификации добычи нефти, испытывает новые образцы глубинного оборудования в скважинах.

НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть». Начальник НГДУ осуществляет общее руководство за деятельностью управления и через своих заместителей всеми отделами, службами и структурными подразделениями НГДУ.

Распределение обязанностей между руководителями, специалистами и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утвержденными начальником управления.

В НГДУ в соответствии с выполняемыми функциями выделяются основное и вспомогательное производство. Основное производство охватывает процессы, непосредственно связанные с изготовлением целевой продукции. Вспомогательное производство обеспечивает нормальные условия для бесперебойного выпуска продукции подразделениями основного производства.

Реструктуризация предприятия- это комплексное преобразование деятельности компании, состоящее в изменении структуры производства, активов, пассивов, а также системы управления с целью повышения устойчивости, доходности, конкурентоспособности, преодоления убыточности, угрозы банкротства;

В течение 2007-2010 гг. в процессе реструктуризации из состава ОАО «Татнефть» были выведены:

- управления технологического транспорта (УТТ) и образовано ООО УК «Татспецтранспорт»;

- управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС), управление «Нефтехимсервис» и Актюбинское управление канатно-контейнерных и пакерных методов (АУКК и ПМ) и образовано ООО УК «Татнефть-Ремсервис»;

- АЦБПО ЭПУ и образовано ООО УК «Система-Сервис»;

- кроме того, из состава НГДУ выведены энергические цеха (ПРЦЭиЭ и ТЭЦ) и цеха по сервису глубинно-насосного оборудования (ПРЦГНО), которые присоединены соответственно к ООО УК «Татнефть-Энергосервис» и УК ООО «Татнефть-МехСервис», выведенены цеха автоматизации и образовано УК ООО «Татинтек».

В приложении приведена организационная структура НГДУ «Ямашнефть» на 1.01.2011 г.

3.1.2 Анализ ТЭП НГДУ «Ямашнефть» за 2009-2010 гг.

В ходе проведения анализа основных технико - экономических показателей НГДУ «Ямашнефть» за 2009 -2010 годы приложение 6), следует уделить внимание тем обстоятельствам, которые повлекли за собой их изменение, а именно, в условиях какой финансово - экономической политики функционировало предприятие.

В целом НГДУ с поставленными задачами справилось.

На основе данных, которые представлены в приложении 6 проанализируем динамику основных технико-экономических показателей [3,4].

Важным показателем работы всего НГДУ является добыча нефти. В 2010 году НГДУ «Ямашнефть» добыло 1 614,5 тыс.тн. нефти, что на 18,5 тыс.тн. больше уровня 2009 года. Это произошло за счет ввода в эксплуатацию в 2010 году НГДУ «Ямашнефть» 27 нефтяных скважин при плане 24, что по сравнению с 2009 годом больше на 19 скважин.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец 2010г. составил 1635 скважин - это на 15 скважин больше, чем в предыдущем году.

Увеличение добычи нефти привело и к незначительному увеличению сдачи добытой нефти: в 2010 г. она составила 1 604,977 тыс.тн., а это в свою очередь на 11,137 тонн больше уровня прошлого года.

Среднегодовой действующий фонд нефтяных скважин увеличился на 26 скважин и составил 1 976 скважин.

Коэффициент использования фонда скважин, в отчетном году по сравнению с 2009 г. незначительно уменьшился, и составил 0,770 и 0,863 соответственно.

Среднесуточный дебит показывает производительность скважин, т.е. добычу продукции в единицу времени. В отчетном году среднесуточный дебит скважин по нефти составил 3,53 т./с., что на 0,43 т/с больше уровня 2009 года, а по жидкости 6,24 и 5,6 т./с. в 2010 и 2009 гг. соответственно.

Межремонтный период работы насосных скважин в 2010 г. по сравнению с 2009 снизился на 214 суток и составил 1274 сут. При этом МРП по ЭЦН возрос на 5186 суток и составил в отчетном году 5865 сут., а по СКН снизился на 276 суток и составил 1261 сут.

Количество текущих ремонтов в отчетном году составило 558 скважин, что на 55 скважин меньше уровня 2009г. и на 7 скважин больше плановой величины; капитальный ремонт составил 163 скважины, что на 10 скважин больше, чем в 2009г. и на 5 скважин выше запланированного показателя.

Величина капитальных вложений в действующих ценах в 2010 году составила 709 341 тыс.руб., что на 309 623 тыс.руб. больше уровня 2009 года и на 12 870 тыс.руб. ниже планового показателя. При этом капитальные вложения в эксплуатационное и разведочное бурение в отчетном году по сравнению с базисным возросли в 2,2 раза и составили 472316 тыс.руб., что ниже плановой величины на 8745 тыс.руб.

Строительно-монтажные работы в действующих ценах увеличились в 2 раза и составили в 2010 году 117 331,6 тыс.руб., что также больше плана на 31,6 тыс.руб.

В отчетном году ввод основных фондов составил 735 694 тыс.руб., что на 291 432 тыс.руб. больше уровня 2009 года и на 4 019 тыс.руб. выше плановой величины.

Товарная продукция в денежном выражении включает в себя товарную добычу нефти в денежной оценке по действующим ценам предприятия и стоимость услуг на сторону. В 2010 году в НГДУ «Ямашнефть» она составила 12 035 230,57 тыс.руб., что больше уровня 2009 года на 1 179 198,57 тыс.руб. Такое изменение произошло в основном из-за разницы цен действующих в 2010 и 2009 г.г.

Согласно установленному ОАО «Татнефть» лимиту проводилась работа по оптимизации численности работников НГДУ. Среднесписочная численность всего персонала в отчетном году снизилась по сравнению с базисным на 58 человек, в том числе численность промышленно-производственного персонала (ППП) уменьшилась на 41 чел., а непромышленного - на 17 человек. Вследствие этого снизился и удельный расход среднесписочной численности ППП на 1 скважину: в 2010 году он составил 0,400 против уровня 2009 года - 0,426. При этом производительность труда 1 работника увеличилась с 1921 т.т/ч. в 2009 г. до 2044 т.т/ч. в 2010 г., что несомненно является положительным фактором работы НГДУ.

В 2010 году среднемесячная зарплата незначительно увеличилась и составила 26 468 руб. Рост относительно уровня 2009 года составил 746 рублей. При этом среднемесячная зарплата ППП возросла с 29 931 руб. в 2009 г. до 30 981 руб. в 2010, а непромышленного персонала незначительно снизилась на 75 рублей и составила 14 854 руб.

Текущие выплаты из прибыли увеличились в 2010 г. по сравнению с 2009 г. на 28 604 тыс.руб. и составили 62 846 тыс. руб. Относительно планового показателя произошло снижение на 5 003 тыс.руб.

В результате изменения цен на материалы, электроэнергию, услуг оказанных другими предприятиями, ввода новых скважин и т.д. затраты на производство товарной продукции также увеличились и в 2010г. составили 7 807 889 тыс. руб., что больше уровня 2009 г. на 1 603 928 тыс. руб.

Эксплуатационные затраты увеличились по сравнению с 2009 г.на 309 577 тыс. руб. и составили 2 840 766 тыс. руб. в 2010 году. Наибольший рост наблюдается по таким статьям, как: расходы на энергию по извлечению нефти, расходы по искусственному воздействию на пласт, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, общепроизводственные расходы, прочие производственные расходы.

Повышение себестоимости товарной продукции обусловлено в основном ростом цен на материалы, электроэнергию, услуги.

Из всего вышесказанного можно сделать вывод, что добыча нефти с каждым годом становится все более сложной и, требующей больших затрат и вложений.

3.2 Оценка эффективности сложившейся практики повышения энергоэффективности добычи нефти

Учитывая, что энергетические затраты в составе эксплуатационных занимают одну из значимых составляющих, а также постоянный рост тарифов на энергоносители и электроэнергию, в НГДУ «Ямашнефть» вопросам энергосбережения уделяли и уделяют особое внимание. Эта работа проводилась на предприятии до формирования корпоративной программы энергосбережения, и тому были основания. Вступление в действие Постановления Совета Министров СССР от 1984 года о новой методике оценки деятельности предприятий потребовало от НГДУ по-новому организовать свое производство, и в первую очередь - направленное на повышение эффективности всех сфер деятельности и оптимизацию затрат. Реализация крупномасштабных мероприятий и программ 1985-1987 гг. позволила НГДУ из категории планово-убыточного перейти в разряд рентабельных предприятий. В связи с чем на тот момент, когда формировалась программа энергосбережения акционерного общества «Татнефть», в НГДУ «Ямашнефть» были реализованы наиболее эффективные мероприятия, в том числе направленные на энергосбережение. Ряд из них и по сегодняшний день качественно продолжают влиять на эффективность работы предприятия:

- это разработка и внедрение новых решений в схемы разработки мелких месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязких нефтей в карбонатных и терригенных отложениях;

- формирование системы ППД с учетом требований разработки на основе учета индивидуальных особенностей разрабатываемых месторождений, залежей, участков, горизонтов, а также физико-химических свойств добываемой продукции;

- внедрение схемы предварительной подготовки нефти непосредственно на промыслах с организацией сепарации попутной пластовой воды и ее подготовкой для целей ППД;

- формирование схемы электроснабжения объектов нефтедобычи с использованием рабочих напряжений в сетях 110, 35 и 10 киловольт;

- внедрение схемы резервуарной подготовки нефти и др.

В акционерном обществе «Татнефть» успешно реализована программа энергосбережения, принятая в 1999 году и рассчитанная на 10 лет (с 1999 по 2009 год). Достигнутые результаты стали возможны не только за счет четкой организации работ по достижению намеченных целей со стороны руководства компании и лично генерального директора, грамотной инженерной политики на основе экономической эффективности, но и поддержки Правительства РТ по налоговому стимулированию добычи нефти из убыточных малодебитных и высокообводненных скважин, в том числе за счет методов ПНП и добычи нефти из новых месторождений.

Стимулирующими факторами для предприятий, осуществляющих добычу нефти в РТ, в том числе и в акционерном обществе «Татнефть» по успешной деятельности и реализации своих целевых программ, стали Указ Президента РТ от 12.02.1997 г. «О мерах по увеличению нефтедобычи в РТ» и постоянное личное внимание Председателя Правительства Республики и Президента к вопросам энерго- и ресурсосбережения в отраслях промышленности Татарстана. Выполнение мероприятий, согласно утвержденной программе, позволило акционерному обществу «Татнефть» снизить абсолютное потребление энергоресурсов на 33,4% при росте объемов добычи на 7,3%, сэкономлено более 1,7 млн.тонн условного топлива.

Не менее значимых результатов достигнуто и в НГДУ «Ямашнефть». Снижение потребления энергоресурсов относительно 1999 года составило 39,6% при первоначально запланированных 26%. Удельные нормы электропотребления на добычу одной тонны нефти снижены с 57,7 кВт./час до 50,2 или на 15%.

Основная доля или 44% эффекта приходится на мероприятия, направленные на совершенствование процессов разработки и, в первую очередь, на сохранение обводненности добываемой продукции и ограничение добычи попутной пластовой воды. На протяжении более 20 лет НГДУ удается сохранять обводненность на уровне 43%, что позволило исключить добычу жидкости более чем на 6,2 млн.тонн, с экономией электроэнергии в объеме 43 млн.кВт./час, на сумму более 25 млн.рублей. Остальная часть или 56% приходится на другие направления деятельности, связанной с добычей, транспортом, подготовкой нефти и самой энергетикой.

Процессы добычи нефти неразрывно связаны с разработкой месторождений, диктующей свои условия по объемам бурения, схемам обустройства, энергоснабжению, системе ППД и другим составляющим.

Согласно Закону № 1816 от 21 октября 1998 года «Об энергосбережении»в ОАО «Татнефть» осуществлена разработка концепции энергосбережения, которая включает в себя 3 направления:

- создание и использование энергосберегающих технологий;

- разработка и использование нового высокоэффективного оборудования;

- организационные мероприятия по энергосбережению.

На основании письма ОАО «Татнефть» № 93 от 14 марта 2000года в НГДУ «Ямашнефть» были разработаны и утверждены 7.04.2000г мероприятия по экономической стабилизации и энергосбережению на 2000-2005гг, направленные на:

- совершенствование технологии добычи нефти;

- совершенствование системы разработки месторождений;

- совершенствование системы энергообеспечения;

- организация транспортных услуг;

- совершенствование системы поддержания пластового давления;

- организация кап.ремонта рабочих машин;

- совершенствование системы КИП и А;

- совершенствование работ по кап.ремонту скважин;

- совершенствование системы подготовки нефти.

За годы действия первого этапа программы энергоэффективности( 2000-2005 годы) НГДУ «Ямашнефть» снизило потребление топливно-энергетических ресурсов на 33,28% (при плане 15,13%) и сэкономило 12854 тонн условного топлива к базовому потреблению 1999 года.

С 2006 года НГДУ работает по 2-му этапу долгосрочной программы энергоэффективной экономики. За 2006-2009 годы получена экономия в размере 15291 тонн условного топлива к базовому потреблению 1999 года, потребление снижено на 39,59 при плане 26,0%..

В конечном итоге реализация этой программы позитивно повлияла на экономику предприятия, НГДУ «Ямашнефть» достичь наиболее низких уровней эксплуатационных затрат как на добычу одной тонны нефти (рис. 3.1), так и на одну скважину (рис. 3.2)эксплуатационного фонда, включая нагнетательные



Рис. 3.1. Удельные эксплуатационные затраты на 1 тн. добычи нефти за 2009г.

Рис.3.2. Удельные эксплуатационные затраты на 1 скважину

эксплуатационного фонда за 2009г.

В структуре мероприятий по энергосбережению в области разработки нефтяных месторождений серьезные и значимые места занимают гидродинамическое воздействие на нефтеносные пласты и закачка полимера (по 33%). Не менее эффективными также остаются мероприятия по остановке обводненных скважин -18% и по оптимизации отбора жидкости - 9%

Сформированная схема ППД НГДУ «Ямашнефть» в настоящее время соответствует требованиям разработки месторождений с учетом их многопластовости, с различными характеристиками по приемистости, пластовому давлению и дозированным объемам закачки

В целях повышения эффективности системы ППД в НГДУ «Ямашнефть» используются разные модификации и конструкций КНС и типоразмеров насосных агрегатов позволяющие точечно и дозировано вести закачку одновременно на одном кусту за счет применения различных штуцеров в различные пласты с различными давлениями

Однако такие действия, которые продиктованы условиями разработки, требуют использования энергоемких насосов типа ЭЦН, которые не всегда отвечают условиям рационального расходования электроэнергии. В связи с чем удельные нормы электропотребления на закачку 1 куб.м. воды для целей ППД и ее себестоимости остаются выше средней по ОАО «Татнефть».

Но вместе с тем такой системный подход закачки в пласт позволяет обеспечивать ее высокую эффективность 112тн. нефти на 1000 м3 закачки при среднем по ОАО «Татнефть» 42 тн./тыс. м3

Поэтому НГДУ «Ямашнефть» удаетсявот уже на протяжении более 20 лет сохранять обводненность на уровне 40-42%, что значительно ниже проектных значений, несмотря даже на то, что в проекты разработки неоднократно вносились корректировки. За время проведения программы по энергосбережению добыча жидкости по отношению к проектной снижена в 5,4 раза или на 6,2 млн.тонн, а это дополнительная экономия потребления электроэнергии на добычу жидкости около 43 млн. кВт./час. на сумму более 25 млн.рублей.

Рис. 3.3. Динамика изменения показателей разработки месторождений НГДУ Ямашнефть относительно предусмотренных проектом

Вторым по значимости в мероприятиях энергосберегающей программы является область совершенствование системы энергообеспечения (рис.3.4), где наиболее эффективными являются (рис.3.5)проведение регулировочных мероприятий нагрузок по зонам суток и (рис.3.6) поддержание оптимального коэффициента мощности электросетей cosг (косинус фи), на долю которых приходится 43% и 23% эффекта соответственно.

Рис. 3.4. Структура мероприятий по совершенствованию системы энергообеспечения

Рис.3.5. Проведение регулировочных мероприятий в 2009г.

Рис.3.6. Динамика изменения COSц с 2000 по 2009 гг. и полученной экономии

В настоящее время НГДУ «Ямашнефть» расходует 2,8% от всей потребляемой электроэнергии по акционерному обществу, обеспечивая при этом 6,2% всей добычи нефти ОАО «Татнефть».Схема электроснабжения НГДУ формировалась, учитывая разбросанность и удаленность нефтепромысловых объектов с использованием номиналов высокого напряжения (110Кв,35Кв), которые обеспечили минимальные потери в сетях и улучшили надежность системы. Схема расчетов по высокому напряжению позволяет рассчитываться по более низкому тарифу, а это 95% потребления нашего НГДУ, при среднем по ОАО «Татнефть» - 70%.

Серьезный вклад в реализацию программы энергосбережения сделаны в области добычи, транспортировки и подготовки нефти.

К наиболее серьезным технологиям можно отнести внедрение цепного привода, за счет которого сэкономлено около 1,5 млн. кВт

Рис.3.7.Эффективность внедрения ПЦ-60 с целью экономии электроэнергии с 2002 г.

За счет внедрения дифференцированных подвесок глубинно насосного оборудования, получена экономия электроэнергии свыше 427 тыс.квт.ч.

Рис.3.8. Эффективность внедрения дифференциальных подвесок для экономии электроэнергии с 2004 г.

Итог всей работы по оптимизации энергозатрат наиболее полно характеризует удельные нормы расхода электроэнергии на 1 тонну добычи нефти. По этому показателю НГДУ «Ямашнефть» имеет максимально низкий результат, и сохранение его на данном уровне наша задача в перспективе.



Рис. 3.9.Динамика изменения удельной нормы расхода электроэнергии на 1 тонну добытой нефти.

Таким образом, можно отметить, что реализация программы энергосбережения оказала положительное влияние на основные технико-экономические показатели НГДУ «Ямашнефть».

Необходимо отметить, что в компании ОАО «Татнефть» вопросы повышения эффективности добычи нефти рассматриваются гораздо шире - в рамках реализуемой долгосрочной программы ресурсосбережения, а программа энергосбережения является только составляющей данной программы. В ОАО «Татнефть» разработаны и имеются достаточно много эффективных технологий, позволяющих реализовывать эту программу, в том числе и в рамках государственной программы. Эти технологии сведены в типовое комплексное решение энергоэффективной добычи нефти. Аналогичное типовое комплексное решение разработано и для Архангельского месторождения, включающее в себя только часть технологий комплексного решения акционерного общества и состоит из 12 пунктов. Проведенные технико-экономические расчеты показывают, несмотря на то, что данное комплексное решение требует больших финансовых вложений и инвестиций, оно имеет высокуюэнергоэффективность.

С целью участия в конкурсе на получение Государственной поддержки, компания «Татнефть» подготовила документы по типовому комплексному решению и направила их в Министерство энергетики РФ. Включенные в состав этого типового решения технологии, могут быть внедрены на более чем 50 месторождениях компании, для чего потребуется более 15 млрд.рублей инвестиций.

3.3 Факторный анализ себестоимости продукции и финансовых результатов деятельности НГДУ «Ямашнефть»

3.3.1 Факторный анализ себестоимости добычи нефти

Анализ динамики и структуры себестоимости добычи нефти

Себестоимость продукции является важнейшим показателем экономической эффективности ее производства. В ней отражаются все стороны хозяйственной деятельности, аккумулируются результаты использования всех производственных ресурсов. От ее уровня зависят финансовые результаты деятельности предприятий, темпы расширенного воспроизводства, финансовое состояние субъектов хозяйствования.

Анализ себестоимости продукции, работ и услуг имеет большое значение в системе управления затратами. Он позволяет изучить тенденции изменения ее уровня, установить отклонение фактических затрат от нормативных и их причины, выявить резервы снижения себестоимости продукции и дать оценку работы предприятия по использованию возможностей снижения себестоимости продукции.

Анализ динамики и структуры себестоимости добычи нефти целесообразно проводить на основании сметы затрат на производство, которая рассчитывается по экономическим элементам с целью определения общих затрат по предприятию. Экономические элементы характеризуют направления расходования денежных средств. Элементы затрат, рассчитываемые методом прямого счета с помощью технически обоснованных норм и нормативов, следующие:

1) материальные затраты;

2) фонд оплаты труда;

3) отчисления в социальные фонды;

4) амортизация основных фондов;

5) прочие затраты.

По всем статьям затрат сметы в отчетном году произошло увеличение, за счет чего затраты на производство продукции увеличились на 1651507 тыс. руб. относительно уровня 2009 года и составили 8301304тыс. руб.

Материальные затраты НГДУ «Ямашнефть» в 2010 году выросли относительно 2009 года на 138224 тыс. руб. и составили 1718676 тыс. руб. Это произошло за счет увеличения таких статей затрат как услуги производственного характера на 128026 тыс. руб., что повлияло в большей степени, энергия со стороны на 28232 тыс. руб. Снижение затрат по статьям топливо со стороны, вспомогательные материалы, оплата работ по рекультивации земель не оказало значительного влияния на общее увеличение материальных затрат.

Расходы на оплату труда в отчетном году по сравнению с базисным выросли на 11017 тыс. руб. и составили 285670 тыс. руб. Это произошло за счет увеличения двух составляющих: заработной платы на 10848 тыс. руб. и расходов на удешевленное питание бригад ПРС на 169 тыс. руб.

Рост расходов на оплату труда повлек за собой рост по статье отчисления в социальные фонды. Так, несмотря на снижение ДМС на 2505 тыс. руб., страхования от несчастных случаев на 2126 тыс. руб., долгосрочного страхования на 963 тыс. руб. отчисления в социальные фонды увеличились на 1317 тыс. руб. и составили 87968 тыс. руб. Наибольшее влияние на это оказал рост страховых взносов на 6848 тыс. руб., а также НПФ на 63 тыс. руб.

Амортизация на восстановление в 2010 году увеличилась на 44350 тыс. руб. по сравнению с 2009 годом и составила 367424 тыс. руб. Это произошло за счет увеличения ввода основных фондов в отчетном году.

Прочие денежные расходы - статья, занимающая наибольший удельный вес в себестоимости продукции, так как в состав прочих расходов входит НДПИ и регулярные платежи за пользование недрами. В 2010 году НДПИ составил 4963470 тыс. руб., что на 1293457 тыс. руб. больше, чем в 2009 г. Регулярные платежи также увеличились в отчетном году на 893 тыс. руб. и составили 3653 тыс. руб. На увеличение прочих затрат повлиял и рост отчислений на капитальный ремонт на 81052 тыс. руб. Уменьшение услуг, оказанных структурными подразделениями на 8942 тыс. руб. значительного влияния не оказало.

Уменьшив сумму производственных затрат на затратыуслуг, не входящих в валовую продукцию, и предстоящих расходов, получим себестоимость всей товарной продукции. В 2010 году она составила 7807889 тыс. руб., что на 1603928 тыс. руб. больше, чем 2009 году, в том числе эксплуатационные расходы составили 2840766 тыс. руб., обязательные отчисления - 4967123 тыс. руб.

Одним из показателей себестоимости предприятия является себестоимость единицы изделия. В НГДУ «Ямашнефть» используется показатель предельный уровень эксплуатационных затрат на 1 т. добычи нефти, который в отчётном году составил 1760 тыс. руб., что на 174 тыс. руб. больше, чем в базисном.

Наибольший интерес представляет собой показатель эксплуатационные расходы, зависящие от деятельности НГДУ. Он исключает затраты, на изменение которых предприятие не может повлиять. В 2010 году эксплуатационные расходы, зависящие от деятельности НГДУ составили 1693239 тыс. руб., что больше, чем в 2009 году на 195480 тыс. руб.

Калькуляция себестоимости представляет собой расчет себестоимости добычи нефти, составленный по статьям затрат, отражающий затраты предприятия на производство и реализацию продукции исходя из валовой добычи нефти, попутного или природного газа.

Калькуляция себестоимости добычи нефти НГДУ «Ямашнефть» представлена в таблице 3.1.

Таблица 3.1.Калькуляция себестоимости добычи нефти НГДУ «Ямашнефть»

	2009 г.	2010 г.	Отклонение
	всего, тыс. руб.	на 1 тн, руб.	уд.вес, %	всего, тыс. руб.	на 1 тн, руб.	уд.вес, %	+/-	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. Расходы на энергию по извлечению нефти	53762	33,74	0,87	73049	45,26	0,94	19287	35,87
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	465807	292,36	7,51	444310	275,26	5,69	-21497	-4,62
3. Заработная плата производственных рабочих	46775	29,36	0,75	43638	27,04	0,56	-3137	-6,71
4. Отчисления на соц.нужды	11270	7,07	0,18	11501	7,13	0,15	231	2,05
5. Амортизация скважин	180921	113,55	2,92	232750	144,20	2,98	51829	28,65
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти	284610	178,63	4,59	386065	239,18	4,94	101455	35,65
7. Расходы на подготовку нефти	85009	53,35	1,37	107595	66,66	1,38	22586	26,57
8. Расходы на подготовку и освоение производства				22269	13,80	0,29
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	786531	493,65	12,68	1096388	679,25	14,04	309857	39,40
в т.ч. ПРС	188513	118,32	3,04	220396	136,54	2,82	31883	16,91
9. Цеховые расходы	430243	270,03	6,93	188687	116,90	2,42	-241556	-56,14
10. Общепроизводственные расходы	186261	116,90	3,00	234514	145,29	3,00	48253	25,91
11. Прочие производственные расходы	3672772	2305,15	59,20	4967123	3077,30	63,62	1294351	35,24
в т.ч. налог на добычу полезных ископаемых	3670013	2303,42	59,16	4963470	3075,04	63,57	1293457	35,24
отчисления на недра	2759	1,73	0,04	3653	2,26	0,05	894	32,40
Производственная себестоимость
а) валовой продукции	6203961	3893,80	100,00	7807889	4837,25	100	1603928	25,85
б) товарной продукции	6203691	3893,80		7807889	4836,10	100	1604198	25,86
Валовая продукция:
нефть, т.т	1596			1614,5
Товарная продукция:
нефть, т.т	1593,29			1614,118

Из таблицы 3.1. видно, что производственная себестоимость валовой продукции в 2010 году увеличилась относительно предыдущего года на 1603928 тыс. руб. и составила 7807889 тыс. руб. На 1 тонну производственная себестоимость в отчетном периоде составила 4837,25 руб., тогда как в 2009 году - 3893,79 руб.

Изменению подверглись все статьи затрат калькуляции. Наибольшее увеличение произошло по следующим статьям: «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» в отчетном годуувеличились на 309857 тыс. руб. или на 39,40 % относительно базисного года и составили 1096388 тыс.руб. «Расходы на энергию по извлечению нефти» увеличились на 19827 тыс. руб. или на35,87% и в 2010 году составили 73049 тыс. руб. или 33,74 руб./т. Это связано с увеличением стоимости 1 т. извлекаемой жидкости на 8,09 руб. и 1 т. извлекаемой нефти на 14,57 руб.; «Расходы по сбору и транспортировке нефти» увеличились на 101455 тыс. руб. или 35,65% и составили в отчетном году 386065 тыс. руб. «Амортизация скважин» выросла на 51829 тыс. руб. или на 28,65% и в 2010 году составила 232750 тыс. руб.; «Расходу на подготовку нефти» также выросли на 22586 тыс. руб. или на 26,57% и составили в 2010 году 107595 тыс.руб.

Общепроизводственные и прочие производственные расходы в отчетном году увеличились на 48253 тыс.руб. и 1294351 тыс.руб. и составили 234514 тыс. руб. и 4967123 тыс. руб. соответственно. Рост прочих производственных расходов на 35,24% обусловлен увеличением НДПИ на 1293457 тыс.руб. и отчислений на недра на 894 тыс.руб.

В 2010 году в калькуляции появилась новая статья «Расходы на подготовку и освоение производства». В эту статью входят расходы на услуги по оценке запасов месторождений, по отсыпке временных подъездных путей, геолого-разведочные работы, расходы по ликвидации непродуктивных скважин, по созданию проекта и технологической схемы разработки месторождений. На 1 тонну расходы в отчетном году составили 13,80 руб. Несмотря на рост производственной себестоимости значительно уменьшились затраты по статье «Цеховые расходы» - на 56,14% -в отчетном году они составили 188687 тыс. руб. или 116,90 руб./т. «Расходы по искусственному воздействию на пласт» так же снизились на 21497 тыс. руб. или на 4,62% и составили в 2010 году 444310 тыс. руб.

Расходы по статье «Заработная плата производственных рабочих» в 2010 году снизились на 3137 тыс. руб. или 6,71% относительно 2009 годаи составили 43638 тыс. руб., в то время как «Отчисления на социальные нужды» увеличились на 231 тыс.руб. или 2,05% и составили 43638 тыс. руб.

Производственная себестоимость увеличилась на 25,85%, это произошло в том числе за счет роста валовой продукции с 1596 тыс. т. до 1614,5 тыс. т., т.е. на 18,5 тыс. т. (1,16%). Это говорит о том, что на уменьшение производственной себестоимости наибольшее влияние оказало увеличение постоянной части расходов. На основе данных табл. 3.3., представленной выше были построены диаграммы структуры затрат на добычу нефти за 2009-2010 года.

Рис. 3.10. Структура себестоимости добычи нефти в 2009 г., в %



Рис. 3.11. Структура себестоимости добычи нефти в 2010 г., в %

Как видно из диаграмм 3.10. и 3.11. наибольший удельный вес как в 2009г., так и в 2010г.занимала статья «Прочие производственные расходы» - 59,20% и 63,62% соответственно. Наименьший - «Отчисления на социальные нужды»: 0,18% в 2009 году и 0,15% в 2010.Удельный вес остальных статей затрат изменился соответственно увеличению или уменьшению суммы расходов по статьям.

Так статья «Цеховые расходы»в структуре себестоимости в 2009 году составляла 6,93%, а в 2010 году -2,42%. Удельный вес статьи «Расходы по искусственному воздействию на пласт» снизился на 1,82% и составил в отчетном году 5,69%. Статья «Заработная плата производственных рабочих» в структуре затрат составила 0,56%, что на 0,20% меньше, чем в 2009 году.

Удельный вес статьи «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» в 2010 году увеличился на 1,36 % и составил 14,04%. Статья «Расходы на подготовку и освоение производства» в структуре себестоимости составила в 2010 году 0,29%. Увеличились в структуре себестоимости также и остальные статьи, но эти изменения незначительны.

Себестоимость продукции в НГДУ складывается из эксплуатационных расходов и обязательных отчислений. К обязательным отчислениям относятся: налог на добычу полезных ископаемых; регулярные платежи за недра; региональный транспортный налог, остальные статьи затрат относятся к эксплуатационным.

Так производственная себестоимость продукции в 2010 году составила 6203961 тыс. руб., в том числе эксплуатационные расходы - 2531189 тыс. руб., обязательные отчисления - 3672772 тыс. руб., в 2008 году - 7830762 тыс. руб., в том числе эксплуатационные расходы - 2511364 тыс. руб., обязательные отчисления - 5319398 тыс. руб.

Анализ состава и структуры эксплуатационных расходов представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Анализ состава и структуры эксплуатационных расходов за 2009-2010 гг.

	2009 г.	2010 г.	Отклонение
	всего, тыс. руб.	на 1 тн, руб.	уд.вес, %	всего, тыс. руб.	на 1 тн, руб.	уд.вес, %	+/-	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. Расходы на энергию по извлечению нефти	53762	33,74	1,98	73049	45,26	2,39	19287	35,87
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	465807	292,36	17,13	444310	275,26	14,51	-21497	-4,62
3. Заработная плата производственных рабочих	46775	29,36	1,72	43638	27,04	1,43	-3137	-6,71
4. Отчисления на соц.нужды	11270	7,07	0,41	11501	7,13	0,38	231	2,05
5. Амортизация скважин	180921	113,55	6,65	232750	144,20	7,60	51829	28,65
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти	284610	178,63	10,46	386065	239,18	12,61	101455	35,65
7. Расходы на подготовку нефти	85009	53,35	3,13	107595	66,66	3,51	22586	26,57
8. Расходы на подготовку и освоение производства				22269	13,80	0,73
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	786531	493,65	28,92	1096388	679,25	35,82	309857	39,40
в т.ч. ПРС	188513	118,32	6,93	220396	136,54	7,20	31883	16,91
9. Цеховые расходы	430243	270,03	15,82	188687	116,90	6,16	-241556	-56,14
10. Общепроизводственные расходы	186261	116,90	6,85	234514	145,29	7,66	48253	25,91
Итого эксплуатационных затрат	2719702	1706,96	100,00	2840766	1896,49	100,00	341460	12,56

Согласно таблице 3.2., эксплуатационные затраты в 2010 году составили 3061162 тыс. руб., что на 341469 тыс. руб. больше, чем в 2009 году. На 1 тонну эксплуатационные затраты в отчетном году составили 1896,49 руб./т., тогда как в базисном 1706,96 руб./т.

Наибольшему увеличению в отчетном периоде подверглись расходы: на содержание и эксплуатацию оборудования - на 185,60 руб./т., по сбору и транспортировке нефти на60,55 руб./т., по общепроизводственные расходы - на 28,39 руб./т., амортизация скважин - на 30,65 руб./т. Расходы на подготовку нефти и расходы на энергию по извлечения нефти также выросли на 13,31руб./т. и на 11,52 руб./т. соответственно.

Снизились в отчетном периоде такие статьи затрат как: «Цеховые расходы» - на 153,13 руб./т., «Расходы по искусственному воздействию на пласт» - на 17,10 руб./т.Расходы на заработную плату производственных рабочихснизилисьна2,32 руб./т., в то время как отчисления на социальные нужды выросли на 0,06 руб./т.Расходы на подготовку и освоение производства составили в отчетном году 13,80 руб./т.