Реферат: Методические рекомендации и рабочая программа по дисциплине «Основы экономической деятельности предприятия»

Борхович С.Ю., Волков А.Я.


Методические рекомендации

и рабочая программа по дисциплине


«Основы экономической деятельности предприятия»


для студентов специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»


г. Ижевск 2006

Федеральное агентство по образованию

УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ


Нефтяной факультет

Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»


Борхович С.Ю., Волков А.Я.


Методические рекомендации

и рабочая программа по дисциплине


«Основы экономической деятельности предприятия»


для студентов специальности 060800 – Экономика и управление на предприятии нефтяной и газовой промышленности


Факультет………………………………………….ФН
Курс ……………………………………………… ...4 Семестр ……………………………………………. 8 Всего аудиторных часов …………………………..60
Лекции, час …………………………………………45

Практические (семинарские) занятия , час …….. 15

Курсовой проект…………………………………….8

Самостоятельная работа, час ……………………...50

Экзамен (семестр) ……………………………….…8


г. Ижевск 2006
ББК 33.361
Б84


^ Рецензенты: зав. кафедрой РЭНГМ д.т.н., профессор В.И. Кудинов, д.э.н., профессор Л.П. Гужновский, гл. технолог ОАО «Белкамнефть», к.э.н. Сарваров Н.З.


Борхович С.Ю., Волков А.Я.


Методические рекомендации и рабочая программа по дисциплине «Основы экономической деятельности предприятия» для студентами специальности 060800 – Экономика и управление на предприятии (в нефтяной и газовой промышленности).

Ижевск, 2006. 42 с.


Настоящие методические рекомендации разработаны на основании Государственного образовательного стандарта высшего профессионального образования по специальности 060800 – Экономика и управление на предприятии (по отраслям), утвержденного от 17.03.2000 г., номер государственной регистрации 238 ЭК/СП.
В методических рекомендациях изложены принципы построения курса, место дисциплины в учебном процессе и требования к знаниям и умениям специалистов, на основании которых разработаны тематические планы курса, рабочая и порядок ее реализации. Представлены рекомендуемые темы практических и семинарских занятий, курсовых проектов (работ), факультативных занятий.
Особое внимание уделено лекционным занятиям, где представлены не только содержание тематики лекций, но и основные понятия и рекомендуемая дополнительная литература.

Методические указания рекомендуются студентам нефтегазовых специальностей высшего профессионального образования.

ББК 33.361


© Борхович С.Ю., Волков А.Я., 2006


Содержание

стр

1. Цели и задачи дисциплины……………………………………………..5

2. Требования к уровню освоения содержания дисциплины……………6

3. Содержание дисциплины……………………………………………….6

3.1. Разделы дисциплины и виды занятий………………………………..6

3.2. Содержание разделов дисциплины…………………………………..7

4. Примерное содержание практических занятий………………………..10

5. Экзаменационные вопросы……………………………………………..10

6. Темы курсовых работ……………………………………………………11

7. Оформление курсовой работы…………………………………………..12

8. Методика экономической оценки технологических вариантов

разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений………………..13

8.1. Показатели экономической оценки…………………………………...16

8.2. Алгоритм расчета экономических показателей………………………19

9. Формирование издержек производства на предприятия

нефтегазового комплекса………………………………………………..27

9.1. Состав, классификация и структура затрат на производство………..27

9.2. Классификация затрат…………………………………………………..30

9.3. Структура затрат………………………………………………………...34

9.4. Себестоимость строительства скважин………………………………..36

9.5. Свод затрат на строительства скважин………………………………...43

9.6. Себестоимость добычи нефти и газа…………………………………...49

10. Учебно-методическое обеспечение дисциплины………………………63


1. Цели и задачи дисциплины

Целью дисциплины “Основы экономической деятельности предприятия” является приобретение студентами теоретических и практических знаний и навыков в области экономики нефтегазового производства, необходимых для успешной деятельности специалиста в условиях рыночной экономики.

Основная задача дисциплины - привитие навыков экономического мышления при решении конкретных инженерных задач в научно - исследовательской, производственно-технологической и организационно-управленческой деятельности.

В результате изучения дисциплины “Основы экономической деятельности предприятий” специалист должен знать:

- особенности проявления экономических законов рынка в деятельности предприятий и организаций; правовые основы деятельности предприятий и компаний нефтегазового комплекса страны;

- основы экономики производства - его материальную базу, персонал, экономические категории - производительность труда, себестоимость, прибыль, рентабельность, цену, кредит, налоговую политику и др.;

- основы обеспечения хозяйственной самостоятельности и внешнеэкономической деятельности предприятий;

- методы прогнозирования, выбора перспективных направлений деятельности, технико - экономического анализа и технико-

- экономической оптимизации конструкторских, технологических и организационных решений;

- методы изыскания резервов повышения эффективности нефтегазового производства.

Специалист должен уметь:

- проводить многовариантный технико-экономический анализ, обоснование и выбор оптимальных научных, технических и организационных решений на основе экономических критериев в рамках будущей профессиональной деятельности;

- использовать экономические рычаги и стимулы для повышения заинтересованности работников подразделения предприятия в повышении производительности труда и его результативности.


^ 2. Требования к уровню освоения содержания дисциплины

Значение изучения основных принципов функционирования предприятий и компаний нефтегазового комплекса. Связь изучаемого материала с другими дисциплинами.


^ 3. Содержание дисциплины

3.1. Разделы дисциплины и виды занятий


№ п/п

Раздел дисциплины

Лекции

(час)

Практические занятия

(час)

Самост.

работа


1.

3.2.1. Топливно-энергетический комплекс страны и мировой рынок нефти и нефтепродуктов.

2

1

2

2.

3.2.2. Управление нефтегазовыми ресурсами страны.

2

4

2

3.

3.2.3. Основные фонды предприятия.

4

-

4

4.

3.2.4. Оборотные средства предприятия.


4

-

4

5.

3.2.5. Персонал и оплата труда на предприятии.

4

2

6

6.

3.2.6. Формирование издержек производства. Прибыль и рентабельность.

8

-

8

7.

3.2.7. Инновационная деятельность предприятий. Оценка эффективности инновационной деятельности.

3

2

6

8.

3.2.8.Инвестиционная деятельность предприятий. Методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений.

6

4

8

8.

3.2.9. Юридические основы деятельности предприятия.

4

1

5

9.

3.2.10. Финансовые отношения и налогообложение предприятий.

5

-

3

10.

3.2.11. Внешнеэкономическая деятельность предприятия.

3

1

2




Итого

45

15

50



^ 3.2. Содержание разделов дисциплины


3.2.1. Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) страны и мировой рынок нефти и нефтепродуктов

Значение нефтегазового производства для национальной экономики. ТЭК, его состояние, перспективы дальнейшего развития. Характеристика различных производств в нефтегазовой промышленности: подготовка запасов углеводородов, разработка и эксплуатация месторождений, транспортировка и переработка углеводородов, нефтепродуктообеспечение и газообеспечение. Мировой рынок нефти, нефтепродуктов и природного газа. Современные тенденции в развитии нефтегазовой промышленности.

^ 3.2.2. Управление нефтегазовыми ресурсами страны

Предприятия и их объединения (компании) в нефтегазовом производстве. Вертикально-интегрированные компании и их характеристики. Участие иностранного капитала в эксплуатации нефтегазовых ресурсов. Закон о недрах и закон о нефти. Современная схема управления нефтегазовыми ресурсами страны.

^ 3.2.3. Основные фонды предприятия

Понятие основных фондов. Классификация основных фондов. Состав структура и методы оценки основных фондов в нефтегазовом производстве. Анализ состояния и степени использования основных фондов. Амортизация основных фондов и ее виды. Проблемы оптимального срока использования оборудования на предприятии.

^ 3.2.4. Оборотные средства предприятия

Оборотные фонды. Фонды обращения, оборотные средства. Состав и структура оборотных средств. Показатели использования оборотных средств. Производственные запасы и проблемы управления производственными запасами.


^ 3.2.5 Персонал и оплата труда на предприятии

Персонал предприятия и его классификация. Понятие кадровой политики предприятия. Организация профессиональной подготовки и повышения квалификации персонала. Системы оплаты труда рабочих и инженерно-технических работников, оплата высшего управленческого персонала. Производительность труда и методы ее измерения в нефтегазовом производстве.

3.2.6 Формирование издержек производства предприятий нефтегазового производства. Прибыль и рентабельность производства

Понятие себестоимости продукции. Государственная регламентация видов затрат, включаемых в себестоимость продукции. Платежи, включаемые в себестоимость продукции. Классификация затрат и ее особенности в нефтегазовом производстве. Калькуляция себестоимости единицы продукции. Себестоимость продукции в различных подотраслях нефтегазовой отрасли. Прибыль и рентабельность производства.

3.2.7 Инновационная деятельность предприятия в нефтегазовом производстве

Понятие инновационной деятельности предприятия. Инновационная деятельность в нефтегазовом производстве. Инновационная деятельность и капитальные вложения (инвестиции). Классификация капитальных вложений. Этапы осуществления инновационной деятельности. Укрупненные нормы капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

^ 3.2.8.Инвестиционная деятельность предприятий. Методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений.

Источники финансирования инновационной деятельности.

Оценка эффективности инвестиционной деятельности предприятия в нефтегазовом производстве

Метод соизмерения затрат и результатов. Учет разновременности. Выбор длительности расчетного периода при оценке эффективности проекта. Техника расчета основных экономических показателей: движение наличности, дисконтированный чистый доход, внутренняя норма доходности, срок возмещения инвестиций. Учет неопределенности и инфляции при экономической оценке проектов и выборе их наилучших вариантов.

^ 3.2.8 Юридические основы деятельности предприятия

Содержание законов Российской Федерации о предприятии и предпринимательской деятельности. Виды предприятий в нефтегазовом производстве. Виды соглашений и контрактов с иностранными партнерами. Ответственность предприятия перед другими предприятиями и кредиторами. Банкротство предприятия.

3.2.9 Финансовые отношения и налогообложение в нефтегазовом производстве

Финансовые взаимоотношения предприятий нефтегазового комплекса. Ценообразование в нефтегазовом комплексе. Налоговая система и виды налогов. Отражение финансового состояния предприятия в балансе предприятия. Взаимосвязь счета расходов и доходов и баланса предприятия.

3.2.10 Внешнеэкономическая деятельность предприятия в нефтегазовом производстве

Квоты и лицензии на экспорт нефти, газа и продуктов их переработки. Нефтяные международные биржи. Выбор времени и объемов совершаемых экспортных сделок.



^ Примерное содержание практических занятий

№ п/п

Раздел дисциплины

Наименование практических занятий

1.

Топливно - энергетический комплекс

Разработка топливно - энергетического баланса страны.

2.

Основные фонды предприятия

Расчет и анализ использования основных производственных фондов предприятия.

3.

Оборотные средства предприятия

Анализ оборачиваемости оборотных средств

4.

Персонал и оплата труда на предприятии

Формы и системы оплаты труда. Тарифная система. Оплата труда рабочих, ИТР и служащих.

5.

Формирование издержек производства. Прибыль и рентабельность

Калькуляция себестоимости продукции.

Смета затрат на производство.

Формирование и распределение прибыли.

6.

Инновационная деятельность предприятия.

1. Эффективность внедрения новой техники.

2. Проектный анализ.

7.

Инвестиционная деятельность предприятия.

Методы оценки коммерческой эффективности инвестиций.


^ 5. Экзаменационные вопросы

1. Сырьевые и топливно-энергетические ресурсы.

2. Состояние нефтяной и газовой промышленности.

3. Управление нефтегазовыми ресурсами.

4. Предприятие как субъект хозяйствования.

5. Организационно-правовые формы предпринимательской деятельности.

6. Производственные фонды предприятия.

7. Классификация основных средств предприятия.

8. Оценка основных средств предприятия.

9. Износ основных фондов, виды износа, амортизация и амортизационные отчисления.

10. Методы начисления амортизации.

11. Показатели использования основных фондов и методика их определения.

12. Оборотные средства предприятия. Состав и структура оборотных средств.

13. Показатели эффективности использования оборотных средств.

14. Ускорение оборачиваемости оборотных средств.

15. Персонал предприятия, его структура и методы определения. Определение численности работающих.

16. Производительность и оплата труда.

17. Состав, классификация и структура затрат на производство.

18. Себестоимость строительства скважин.

19. Себестоимость добычи нефти и газа.

20 Себестоимость изделий на предприятиях нефтяного и газового машинно-аппаратно и приборостроения.

21. Ценовая политика. Ценообразование в нефтегазовом комплексе.

22. Сущность, значение, функции прибыли. Источники получение прибыли.

23. Формирование и распределение прибыли, налог на прибыль.

24. Рентабельность работы предприятия.

25. Финансы предприятия.

26. Бухгалтерский баланс предприятия. Финансовый механизм.

27. Рынок ценных бумаг.

28. Налоги. Основные налоги предприятия.

29. Особенности налогообложения в нефтегазовой промышленности.

30. Дать понятия: аренда, лизинг, франчейзинг.

31. Инновационная и инвестиционная деятельность на предприятиях нефтегазового комплекса.

32.Техникэкономический анализ проектных решений.

33. Методы оценки коммерческой эффективности инвестиций.

34. Внешнеэкономическая деятельность. Виды внешнеэкономической деятельности.

35. Риск, виды рисков. Факторы и процедура банкротства предприятия.

^ 6. Темы курсовых работ

1. «Анализ деятельности нефтегазодобывающего предприятия и разработка предложений по улучшению его работы».

2. «Анализ экономической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пласта….. месторождения……».

3. «Анализ экономической эффективности внедрения новой техники и технологии».

4. « Разработка и экономическое обоснование инвестиционных проектов».

5. «Управление нефтегазовыми ресурсами предприятия и оценка эффективности их использования».

6. «Анализ себестоимости продукции на нефтегазодобывающем предприятии».

7. «Анализ резервов нефтегазодобывающего предприятия и пути экономии материальных ресурсов на предприятии».

8. «Расчет и экономическое обоснование вариантов разработки технологической схемы (или проекта) разработки…… месторождения».


^ 7. Оформление курсовой работы

Текстовая часть курсовой работы должна быть написана на одной стороне листа белой бумаги формата А4 (297х210) чернилами одного цвета (шариковой ручкой), четким и понятным почерком. Высота букв должна быть не менее 2,5 мм. Расстояние между основаниями строк текстовой части должно быть не менее 8 мм.

Текстовая часть текста может быть также, и отпечатана на принтере через полтора межстрочных интервала. Шрифт Times New Roman, формулы в редакторе Microsoft Equation 3,0.

Текст следует печатать, соблюдая следующие размеры полей: левое – 30 мм; правое – 10 мм; верхнее – 20 мм; нижнее – 15 мм.

На протяжении всего текста должно строго соблюдаться единообразие терминов, обозначений, условных сокращений и символов. Не допускается применять одинаковые термины и обозначения для различных понятий без указания их смыслового значения.

При выполнении расчетной части проекта должна использоваться только международная система единиц измерения – СИ (ГОСТ 8.417-81; СТ СЭВ 1052 – 78). При пользовании источниками, содержащими справочные данные в системах единиц СГС, МКГСС и др., необходимо предварительно пересчитать их в единицах СИ и уже в таком виде вводить в расчетах.

Номер страницы проставляется цифрами в правом верхнем углу без точки и черточек. На первых двух страницах (титульный лист, задание) номер страницы не ставят. Список использованных источников и приложения необходимо включать в сквозную нумерацию.

Иллюстрации (таблицы, схемы, графики), которые располагаются на отдельных страницах курсовой работы, также включаются в общую нумерацию страниц.

Все рисунки должны иметь наименования (заголовок). Наименование рисунка должно быть кратким и соответствовать содержанию. Заголовок пишется над рисунком с прописной буквы. Если рисунок имеет поясняющие данные, то их оформляют под рисуночным текстом. Номер иллюстрации располагают ниже поясняющей надписи. В тексте при ссылках на номер рисунка его следует писать сокращенно, например: рис.1. Рисунки должны размещаться сразу после ссылки на них в тексте. Рисунки следует размещать так, чтобы их можно было рассматривать без поворота текста.

Цифровой материал, помещенный в работе, как правило, оформляется в виде таблиц. Таблицу размещают после первого упоминания о ней в тексте, таким образом, чтобы ее можно было читать без поворота записки или с поворотом по часовой стрелке. Таблицы должны нумероваться в пределах всего текста арабскими цифрами (без знака № перед цифрой). Надпись «Таблица» с указанием порядкового номера помещается над правым верхним углом таблицы, например Таблица 1. Каждая таблица должна иметь содержательный заголовок. Заголовок помещается под словом «Таблица».

^ 8. Методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений
Оценка эффективности инвестиционного проекта может производиться с учетом социально-экономических последствий его осуществления для общества в целом и с учетом финансовых последствий только субъекта (оператора), реализующего проект, в предположении, что он производит все необходимые затраты и получает все его результаты. В первом случае определяется общественная (социально-экономическая), а во втором – коммерческая эффективность инвестиционного проекта.

Главными принципами оценки эффективности инвестиционного проекта являются: рассмотрение проекта на протяжении его жизненного цикла; моделирование денежного потока, связанного с осуществлением проекта; учет фактора времени.

Чаще всего расчетный период (жизненный цикл) инвестиционного проекта обосновывается: исчерпыванием запасов углеводородов; износом основной части основных фондов; прекращением потребностей рынка в производимой продукции.

В методических рекомендациях предлагается экономическую оценку вариантов разработки проводить с использованием системы показателей, характерных для рыночной экономики, широко используемых в зарубежной, а сейчас и в отечественной практике.

В экономическую оценку включаются технологические варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин, порядком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь, уровнями добываемой нефти, жидкости, вводом из бурения добывающих и нагнетательных скважин, объемом закачиваемой воды, реагентов, способами эксплуатации и др.

Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам.

Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

Для стоимостной оценки результатов и затрат могут использоваться базисные, мировые, прогнозные и расчетные цены.

Для установления влияния экономических факторов на показатели эффективности разработки рекомендуется оценку технологических вариантов осуществлять в нескольких экономических вариантах, отражающих, например, различные условия сбыта добываемой продукции (внутренний, внешний рынки), изменения действующей налоговой системы (наличие льготного налогообложения или уменьшение налоговых ставок), условия начисления амортизации (традиционная система или ускоренная), различные коэффициенты дисконтирования и др. Экономическую оценку вариантов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами следует проводить с учетом "Закона о недрах", в котором в целях стимулирования их освоения предусматривается освобождение от выплаты трех налогов: акциза, платы за недра, отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Нефтедобывающее предприятие, имеющее на момент оценки проектного документа налоговые льготы, должно учитывать их в расчетах эффективности технологических вариантов разработки.

Экономически обоснованная величина коэффициента нефтеизвлечения определяется за период рентабельной эксплуатации объекта. За рентабельный срок принимается период получения положительных значений текущего (годового) дисконтированного потока наличности.

Методические рекомендации предусматривают использование программных средств для решения задач, поставленных в проектных документах.

Для того чтобы правильно оценивать результаты проекта, а также обеспечить сравнимость показателей проектов в различных условиях, необходимо учесть влияние инфляции на расчетные значения результатов и затрат. Для этого следует потоки затрат и результаты приводить в прогнозных (текущих) ценах, а при вычислении интегральных показателей (NPV, IRR, PI) переходить к расчетным ценам, т.е. ценам, очищенным от общей инфляции.
^ 8.1. Показатели экономической оценки
Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения - определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:



где NPV - дисконтированный поток денежной наличности; Пt - прибыль от реализации в t-м году; At - амортизационные отчисления в t-м году; Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году.

Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному голу. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:



где Пt - прибыль от реализации продукции; Т - расчетный период оценки деятельности предприятия; Bt - выручка от реализации продукции в t-м году; Эt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году; Ht - сумма налогов; Ен - норматив дисконтирования, доли ед.; t, tр - соответственно текущий и расчетный год.

Выручка от реализации продукции (Bt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти и нефтяного газа на их объемы добычи:



где Цн, Цг - соответственно цена реализации нефти и газа в t-м году; Qн, Qг - соответственно добыча нефти и газа в t-м году.

Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) представляет собой то значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвестиции равна сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются. Или, другими словами, это то значение норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока наличности за расчетный срок равна нулю:



Определяемая таким образом внутренняя норма возврата капитальных вложений сравнивается затем с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если расчетное значение IRR равно или больше требуемой инвестором нормы дохода, инвестиции в данный проект оправданы.

Индекс доходности (РI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений:



Период окупаемости (Пок) - это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:



где Пок - период возврата вложенных средств, годы.

Иными словами, это тот период, за пределами которого NPV становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Капитальные вложения рассчитываются по годам ввода месторождения в разработку до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока, если имеется необходимость.

Для нефтяных месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевооружение.

Расчет капитальных вложений при составлении проектной документации для разрабатываемых месторождений, особенно если они территориально примыкают к другим месторождениям, должен осуществляться с учетом возможности использования имеющихся мощностей объектов промыслового обустройства для нужд проектируемого объекта.

Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и промобустройство.

Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважины, количества добывающих, нагнетательных и других скважин, вводимых из бурения.

Расчет капитальных вложений в объекты нефтепромыслового обустройства производится в соответствии с объемными технологическими показателями по каждому варианту разработки и удельными затратами в разрезе отдельных направлений: оборудование для нефтедобычи; оборудование прочих организаций; сбор и транспорт нефти и газа; комплексная автоматизация; электроснабжение и связь; промводоснабжение; базы производственного обслуживания; автодорожное строительство; заводнение нефтяных пластов; технологическая подготовка нефти; методы увеличения нефтеотдачи пластов; очистные сооружения; природоохранные мероприятия;

прочие объекты и затраты.

Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и транспорту нефти, комплексной автоматизации технологических процессов, водоснабжению промышленных объектов, электроснабжению, связи и в базы производственного обслуживания определяются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на количество нефтяных скважин, вводимых из бурения, а в заводнение нефтяных пластов - на количество нагнетательных скважин.

Капитальные вложения на подготовку нефти, очистные сооружения рассчитываются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на вводимую в данном году мощность по добыче нефти и очистке.

Капитальные вложения на инфраструктуру рассчитываются в процентном отношении к сумме затрат на нефтепромысловое строительство. Затраты на природоохранные мероприятия исчисляются в процентах от общей суммы капитальных затрат, включая стоимость буровых работ.


^ 8.2. Алгоритм расчета экономических показателей. 8.2.1. Капитальные вложения. Бурение скважин:
Ксквi = Кскв ´ Nсквi ´ Сi,

где Кскв - стоимость бурения скважины (добывающей, нагнетательной, резервной и др.), млн. руб.; Nсквi - ввод скважин (добывающих, нагнетательных, резервных и др.) из бурения в году i, скв.; Сi - коэффициент инфляции года i; i - индекс текущего года.

Итого капитальных вложений в бурение скважин за период:



где Т - продолжительность периода расчета (5, 10, 15 и т.д. лет, весь срок), годы.

Промысловое обустройство:

Коi = (Кн + Кст + Кат + Кэс + Кпв + Кбо + Кад) ´ Nдобi ´ Сi,

где Кн - удельные капитальные вложения в оборудование предприятий нефтедобычи, не входящее в сметы строек, млн. руб./доб. скв.; Кст - удельные капитальные вложения в сбор и транспорт нефти и газа, млн. руб./доб. скв.; Кат - удельные капитальные вложения в автоматизацию и телемеханизацию, млн. руб./доб. скв.; Кэс - удельные капитальные вложения в электроснабжение и связь, млн. руб./доб. скв.; Кпв - удельные капитальные вложения в промводоснабжение, млн. руб./доб. скв.; Кбо - удельные капитальные вложения в базы производственного обслуживания млн. руб./доб. скв.; Кад - удельные капитальные вложения в строительство дорог, млн. руб/доб. скв.; Nдобi - ввод добывающих скважин из бурения в году i.

Оборудование для прочих организаций, не входящее в сметы строек:

Кпрi = Кн ´ Nдобi ´ al,

где a1 - доля затрат для прочих организаций, доли ед.

Заводнение нефтяных пластов:

Кзавi = Кзав ´ Nнi ´ Сi,

где Кзав - удельные капитальные вложения в заполнение нефтяных пластов, млн. руб/нагн. скв.; Nнi - ввод нагнетательных скважин в году i, скв.

Технологическая подготовка нефти:

Ктпi = Ктп ´ Qi ´ Сi,

где Ктп - удельные капитальные вложения в технологическую подготовку нефти (обезвоживание и обессоливание), тыс. руб./т;Qi - прирост добычи нефти в году i, тыс. т.


Очистные сооружения:

Кочi = Коч ´ Qвi ´ Сi,

где Коч - удельные капитальные вложения в очистные сооружения, тыс. руб./м3 вводимой суточной мощности; Qвi - вводимая мощность по очистке в году i, тыс. м3/сут.

Оборудование для методов увеличения нефтеизвлечения:

Кмунi = Кмун ´ Nмунi ´ Сi,

где Кмун - стоимость спецоборудования для закачки рабочего агента, млн. руб.; Nмунi - ввод специальных установок для закачки рабочего агента в году i, шт.

Прочие объекты и затраты:

Кпi = (Коi + Кзавi + Ктпi + Кочi + Кмунi + Кбо - Кн ´ Nдобi) ´ а2,

где а2 - доля затрат в прочие объекты и промысловое обустройство, доли ед.

Итого капитальных вложений в промысловое обустройство:

Кпоi = Коi + Кпрi + Кзавi + Ктпi + Кочi + Кмунi + Кпi.

Капитальные вложения в природоохранные мероприятия:

Кохрi = (Кбурi + Кпоi ) ´ а3,

где а3 - доля затрат в природоохранные мероприятия в суммарных капиталовложениях, доли ед.

Всего капитальных вложений:

Ксумi = Кбурi + Кпоi + Кохрi.

Всего капитальных вложений за период:


^ 8.2.2. Эксплуатационные затраты.
Текущие затраты (без амортизации на реновацию):

Обслуживание нефтяных скважин (включая общепроизводственные затраты):

Тобi = Тоб ´ Nдi ´ Сi,

где Тоб - затраты по обслуживанию действующего фонда нефтяных скважин, млн. руб/скв-год; Nдi - действующий фонд нефтяных скважин в году i, скв.

Обслуживание нагнетательных скважин:

Тнагi = Тнаг ´ Nнагi ´ Сi,

где Тнаг - затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн. руб/скв-год; Nнагi - действующий фонд нагнетательных скважин в году i, скв.

Сбор и транспорт нефти и газа:

Тсбтi = Тсбт ´ Qжi ´ Сi,

где Тсбт - затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс. руб/т жид.; Qжi - добыча жидкости из пласта в году i, тыс. т.

Технологическая подготовка нефти:

Ттпi = Ттп ´ Qжпi ´ Сi,

где Ттп - затраты по технологической подготовке нефти, тыс. руб/т жид.; Ожнi - объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс. т.

Энергетические затраты на извлечение жидкости:

Тэниi = Вмех ´ СкВт × ч ´ Qмехi ´ Сi,

где Вмех - удельный расход электроэнергии при добыче жидкости мехспособом, кВт × ч/т жид.; СкВт × ч - стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс. руб.; Qмехi - добыча жидкости мехспособом в году i, тыс. т.

Энергетические затраты на закачку воды:

Тэнзi = (Взак ´ СкВт × ч + Св) ´ Qзакi ´ Сi,

где Взак - удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт × ч/м3; Св - стоимость воды, тыс. руб/м3; Qзакi - объем закачиваемой воды в году i,

тыс. м3.

Затраты на применение МУН:

Тмунi = Тмун ´ Pмунi ´ Сi,

где Тмун - стоимость закачки реагента или скв-опер; Рмунi - объем закачиваемого реагента (кол-во скв-опер).

Итого текущих затрат (без налогов и платежей):

Тi = Тобi + Тнагi + Тсбтi + Ттпi + Тэниi + Тэнзi + Тремi + Тмунi,

где Тремi - ремонтный фонд в году i, млн. руб.

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти.

Дорожный фонд:

Тдорi = Цн ´ Qнi ´ а4/100 ´ Сi,

где Цн - продажная цена нефти (без НДС, акцизного сбора), тыс. руб/т;

Qнi - добыча нефти в году i, тыс. т; а4 - ставка дорожного налога, %.

Государственный фонд занятости:

Tзaнi = Тзп ´ Ч ´ а5/100 ´ Сi,

где Тзп - среднегодовая заработная плата одного работающего, млн. руб.;

Ч - численность работающих, чел.; а5 - ставка налога в фонд занятости, %.

Фонд социального страхования:

Тсоцi = Тзп ´ Ч ´ а6/100 ´ Ci,

где а6 - ставка налога социального страхования, %.

Фонд медицинского страхования:

Тмедi = Тзп ´ Ч ´ а7/100 ´ Сi,

где а7 - ставка налога медицинского страхования, %.

Пенсионный фонд:

Tпенi = Тзп ´ Ч ´ а8/100 ´ Сi,

где а8 - ставка налога пенсионного страхования, %

Фонд НИИОКР:

Tнииi = Тi ´ а9/100,

где а9 - ставка налога в фонд НИИОКР, %.

Страховой фонд:

Тстрi = Цн ´ Qнi ´ а10/100 ´ Сi,

где а10 - ставка налога в страховой фонд, %.

Плата за недра:

Тнедi = Цн ´ Qнi ´ а11/100 ´ Ci,

где a11 - ставка налога платы за недра, %.

Плата за землю:

Тземi = а12 ´ Sмест ´ Сi,

где а12 - ставка земельного налога, тыс. py6/гa; Sмест - площадь месторождения, тыс. га.

Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:

Тплатi =Тдорi + Тзанi + Тсоцi + Тмедi + Тнииi + Тстрi + Тнедi +Тземi.

Итого текущих затрат с налогами и платежами (без амортизационных отчислений):

Ттекi = Тi + Тплатi.

Всего текущих затрат за период:



Амортизационные отчисления (реновация). Амортизационный фонд по скважинам (добывающим, нагнетательным, контрольным и др.). млн. руб.:

Фсквнi = Фсквнi-1 + Ксквi - Ксквi-15,

где Фсквнi-1 - стоимость по скважинам года, предшествующего расчетному, млн. руб.; 15 - амортизационный срок по скважинам, годы.

Амортизационный фонд по прочим основным фонд