Реферат: Обоснование управленческих решений в разработке нефтяных и газовых месторождений на основе операционного анализа

УДК 622.276.5.003

Обоснование управленческих решений в разработке нефтяных и газовых месторождений на основе операционного анализа

Павловский М.А.

Научный руководитель – доцент, к.э.н. Крестовских Т.С.

г. Ухта, Ухтинский государственный технический университет

В 2003-2004 гг. в ООО «РН - Северная нефть» в эксплуатации находились следующие месторождения: Баганское, Веякошорское, Восточно-Веякское, Макарихинское, Нядейюское, Салюкинское, Сандивейское, Хасырейское, Черпаюское.

Затраты на добычу нефти в 2004 году увеличились по сравнению с 2003 г. на 62,12 % и составили 6 803 718 тыс. руб. Наибольший удельный вес затрат приходится на Хасырейское месторождение, в 2003 году – 26,8 %, а в 2004 году 38 %, что связано с ростом товарной добычи нефти на этом месторождении. В 2003г. году удельный вес добычи нефти на Хасырейском месторождении составил 31,1 % в общем объеме добычи, а в 2004 г. – 44,1 %.

На себестоимость добычи 1 тонны нефти по месторождениям влияют такие факторы как удаленность месторождений; наличие развитой инфраструктуры; нахождение источников электро- и теплоэнергии; наличие подъездных дорог; использование системы ППД; объем добычи нефти на месторождении.

^ Таблица 1

Динамика себестоимости добычи 1 тонны нефти и среднесуточного дебита

за 2003-2004 гг.

Месторождения

Себестоимость добычи 1 т нефти, руб.

Среднесуточный дебит, т/сут.

2003 г.

2004 г.

Изменение

2003 г.

2004 г.

Изменение

Руб

%

т/сут

%

Баган

1938,76

2108,75

169,99

108,77

53,6

73,3

19,7

136,75

Веякошор

1403,57

1914,13

510,56

136,38

114,3

77,5

-36,8

67,80

В.Веяка

4096,41

-

4096,41

-

51,1

-

51,1

-

Макариха

2633,12

3344,05

710,93

127,00

28,7

25,8

-2,9

89,90

Салюка

3821,02

3689,65

-131,37

96,56

13,3

13

-0,3

97,74

Сандивей

1752,7

2053,5

300,8

117,16

47

38,5

-8,5

81,91

Нядейю

2332,6

1921,06

-411,54

82,36

210,7

183,1

-27,6

86,90

Хасырей

1625,34

1768,67

143,33

108,82

201,4

184,2

-17,2

91,46

Черпаю

2716,14

4003,69

1287,55

147,40

112,4

62,8

-49,6

55,87

ВСЕГО

1883,46

2049,85

166,39

108,83

64,28

76,2

11,92

118,54

Самой близлежащей к городу является Баганская группа месторождений, к ним есть подъездные дороги, они централизованно снабжаются электроэнергией. Этот факт отразился на себестоимости 1 тонны нефти. Самыми отдаленными месторождениями являются Хасырейское, Черпаюское, Нядейюское. На этих месторождениях отсутствует какая-либо инфраструктура, грузы завозятся или по зимней дороге или авиатранспортом, электроэнергия вырабатывается собственными дизельными электростанциями, теплоэнергия – котельными. Соответственно это сказывается на увеличении себестоимости 1 т нефти. Но в 2004 году наблюдается тенденция снижения себестоимости 1 т нефти на Нядейюском месторождении на 17,64 %, на это влияет увеличение товарной добычи нефти на данном месторождении в 3,3 раза.

Анализ данных таблицы 1 показывает, что при снижении среднесуточного дебита увеличивается себестоимость добычи 1 тонны нефти, и, наоборот, при росте среднесуточного дебита уменьшается себестоимость добычи 1 тонны нефти.

Проявление зависимости в сторону снижения себестоимости 1 т нефти наглядно проявилось на Хасырейском месторождении. Несмотря на его удаленность, отсутствие инфраструктуры и благодаря высокому среднесуточному дебиту (в 2003 г. – 201,4 т/сут., в 2004г. 184,2 –т/сут.), себестоимость добычи 1 т нефти одна из самых низких, 2003г. – 1625,34 руб./т, а в 2004 г. она составила 1768,67 руб./т. В 2003 году были введены новые месторождения: Восточновеякское и Нядейюское. На Надейюском месторождении в 2003 г. при дебите 210,7 т/сут. себестоимость составила 2332,6 руб./т, а в 2004 г. при дебите 183,1т/сут, себестоимость - 1921,06 руб/т. На Восточновеякском месторождении была введена 1 разведочная скважина, которая, проработав 3 месяца, была переведена в консервацию из-за неэффективности эксплуатации, при этом себестоимость 1 т нефти составила 4096,41 руб./т.

Структура себестоимости добычи нефти по месторождениям довольно стабильна и по месторождениям Вала Гамбурцева представлена в таблице 2.

Таблица 2

Структура себестоимости добычи нефти по месторождениям, входящим в группу

^ Вала Гамбурцева за 2003-2004 гг.

Элементы затрат

Месторождения группы Вала Гамбурцева

2003 г.

удельный вес %

2004 г.

удельный вес %

1. Материальные затраты - всего

109 056

6,4

298 826

7,67

2. Затраты на оплату труда

280 168

16,3

505 072

12,96

3. Отчисления на социальные нужды

63 480

3,7

103 020

2,64

4. Амортизация основных средств

186 794

10,9

253 528

6,51

5. Прочие затраты – всего

1 076 408

62,7

2 849 405

73,13

Всего затрат на производство

1 715 906

100

3 896 141

100

Предприятие при осуществлении различных видов деятельности в условиях рынка с целью принятия эффективных управленческих решений должно владеть знанием безубыточного объема продаж продукции и зоной безопасности предприятия, критической выручкой от ее реализации, величиной маржинального дохода, запасом финансовой устойчивости (зоной безубыточности) и операционным рычагом каждого вида деятельности.

Точка безубыточности (критическая точка) – финансовый рубеж, на котором выручка от реализации в точности соответствует величине затрат. Принцип «точки безубыточности», или критического объема продаж, позволяет определить в каждой конкретной ситуации объем реализации, обеспечивающий безубыточную деятельность предприятия в сложившихся условиях.

Разность между фактическим объемом продаж и безубыточным объемом продаж продукции называется зоной финансовой безопасности предприятия (зона прибыли), и чем она больше, тем прочнее финансовое состояние предприятия.

Зона безопасности показывает, на сколько процентов фактический объем продаж выше критического, при котором рентабельность равна нулю.

С целью расчета этих показателей все затраты в зависимости от объема добычи нефти разделяются на условно-переменные и условно-постоянные, определяется сумма маржинального дохода и его доля в выручке от реализации. Затем рассчитывается безубыточный объем продаж нефти и критическая выручка от реализации (порог рентабельности), т.е. та сумма выручки, которая необходима для возмещения расходов предприятия на добычу нефти. Прибыли при этом не будет, но не будет и убытка. Рентабельность при такой выручке от реализации будет равна нулю.

^ Маржинальный доход – это разность между выручкой от реализации и переменными затратами или это сумма прибыли и постоянных затрат.

Критический объем продаж нефти рассчитывается по формуле:

, (1)

где ^ Сп– общая сумма постоянных затрат на добычу нефти, руб.;

Ц – цена 1 т нефти, руб.;

Сv – переменные затраты в расчете на 1 т нефти, руб.

Критический объем продаж показывает объем продаж нефти в точке безубыточности, при котором прибыль равна нулю.

^ Порог рентабельности – это отношение суммы постоянных затрат к доле маржинального дохода в выручке от реализации:

, (2)

где Вк– порог рентабельности, руб.;

Вф– фактическая выручка от реализации, руб.;

d – маржинальный доход на 1т нефти, руб.;

М – маржинальный доход, руб.

В точке критического объема продаж прибыль равна нулю, а выручка от реализации покрывает только переменные и постоянные затраты:

Вк=Спер.+ Сп., (3)

где Спер- переменные затраты.

Разность между фактической выручкой от реализации (Вф) и порогом рентабельности, т.е. выручкой от реализации в критической точке (Вк), называется запасом финансовой прочности (ЗФУ), который в стоимостном выражении рассчитывается по формуле:

ЗФУ = Вф – Вк (4)

Запас финансовой прочности в процентах рассчитывается по формуле:

ЗФУ= (5)

Запас финансовой прочности тем выше, чем ниже сила операционного рычага. Действие операционного рычага проявляется в том, что любое изменение выручки от реализации порождает определенное изменение прибыли.

В практических расчетах для определения силы воздействия операционного рычага применяют отношение маржинальной дохода к прибыли:

L=, (6)

где L – сила воздействия операционного рычага;

П – прибыль от продаж.

Результаты операционного анализа приведены в таблицах 3.

Анализ за 2003 год показал, что из 9 месторождений, на которых ведется добыча, являются убыточными 5 месторождений: Восточно-Веякское, Макарихинское, Салюкинское, Нядейюское и Черпаюское. По Восточно-Веякскому месторождению критический объем добычи нефти должен составлять 12909 т, что на 10708 т больше фактической добычи. По Макарихинскому месторождению для выравнивания убытка не хватает 17048 т. По самому убыточному Салюкинскому месторождению годовой критический объем добычи нефти составляет 338926 т, при фактической добыче 108770 т.

В целом по предприятию за 2003 год сложилась позитивная ситуация: при критическом объеме добычи в 1 557 985 т, фактическая товарная добыча составила 2228234 т, что на 43 % больше критического. Основную роль в этом сыграла добыча по Хасырейскому и Сандивейскому месторождениям.

В 2004 году ситуация улучшилась, из 8 месторождений убыточными остались только Макарихинское, Салюкинское, и Черпаюское месторождения. Из них самым убыточным является Черпаюское месторождение, у которого критический годовой объем больше фактического на 366048т. По Макарихинскому и Салюкинскому месторождениям недостающий объем продаж нефти составляет соответственно 57249т и 138154т.

В целом по месторождениям фактическая добыча превысила критический объем на 1238921,32 т (59,56%). Это произошло за счет добычи нефти на Хасырейском, Надейюском, Баганском и Сандивейском месторождениях.

Таблица3

Результаты операционного анализа по месторождениям ОАО «Северная нефть» за 2004 год

Показатели

Месторождения ОАО «Северная нефть»

Всего

Баган

Веякошор

Салюка

Сандивей

Макариха

Нядейю

Хасырей

Черпаю

Товарная добыча, т

453 952

192 102

107 039

520 747

35 378

423 904

1 462 211

123 792

3 319 125

Выручка от реализации,

тыc. руб.

1197071,424

506572,974

282261,843

1373209,839

93291,786

1117834,848

3855850,407

326439,504

8752532,63

Переменные затраты, тыс. руб.

709 556,01

259 927,72

194 964,33

692 182,75

77 834,11

609 181,45

1 968 472,86

269 223,58

5125128,76

Маржинальный доход, тыс. руб.

487 515,41

246 645,25

87 297,51

681 027,09

15 457,68

508 653,40

1 887 377,55

57 215,92

3627403,87

Постоянные затраты, тыс. руб.

247 714,02

107 781,04

199 971,62

377 173,39

40 471,62

205 164,99

617 697,35

226 401,26

1678589,33

Прибыль от продаж нефти,

тыс. руб.

239 801,39

138 864,21

-112 674,11

303 853,70

-25 013,94

303 488,41

1 269 680,20

-16 9185,34

1948814,53

Запас финансовой прочности,

тыс. руб.

588821,1694

285206,6145

-364312,797

612684,717

-150966,78

666956,95

2593914,987

-965269,34

4701882,7

Критический объем продаж нефти, т

230 660

83 946

245 193

288 405

92 627

170 981

478 550

489 840

1535763

Критическая выручка от реализации продукции, тыс. руб.

608250,2546

221366,3595

646574,64

760525,122

244258,56

450877,9

1261935,42

1291708,84

4050649,93

Переменные затраты на 1 т нефти, руб.

1563,06

1353,07

1821,43

1329,21

2200,07

1437,07

1346,23

2174,81

1544,12