Пути снижения себестоимости добычи нефти в нефтегазовой отрасли Республики Казахстан

1

КазГПЗ.

-

2900

110

2

Тенгизский ГПЗ

-

12000

1150

3

ЖГПЗ (3-завод) II - очередь

2012.

4000

200

4000

280

4

Кашаганский ГПЗ I очередь

2013

3000

500

5

Боранкольский ГПЗ

3000

140

Итого по ГПЗ

18900

1460

10000

920

Установки комплексной подготовки газа

1

ТОО «Амангельды Газ»

700

2

ТОО «КазГерМунай»

500

90

3

АО «Торгай Петролеум»

150

50

4

На других месторождениях

2012

1550

320

Итого по установкам

1350

140

1550

320

Всего по ГПЗ и УКПГ

20250

1600

11550

1240

Требуется также расширение действующих ГПЗ с одновременным сооружением специальных установок по очистке газа при разработке малых нефтегазовых месторождений.

В рамках реализации Программы утилизации газа недропользователями республики выработка сжиженного газа производятся на установке комплексной подготовки газа. В Казахстане сжиженный углеводородный газ производится на трех ГПЗ - Тенгизский, Казахский, Жанажолский, трех нефтеперерабатывающих заводах - ПКОП, ПНХЗ, АНПЗ.

Динамика выработки сжиженного газа нефтегазоперерабывающими заводами, экспорта и поставки сжиженный углеводородный газ на внутренний рынок за 2009 годы и прогноз до 2014 года приведены в таблице 6:

Таблица 6-Тенденция выработки сжиженного газа за 2009 год и прогноз до 2014 года, в тыс. тонн

Наименование	2009 г. (факт)	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.
ГПЗ РК:	1443	1636	1662	1737	1790	1790
Тенгизшевройл ГПЗ	1157,3	1256	1282	1247	1250	1250
Жанажол - ГПЗ	129,0	150	180	250	300	300
КазГПЗ	92,3	100	100	100	100	100
Казгермунай УКПГ	55,3	80	100	140	140	140
Тургай-Петролум УКПГ	8,8	50	80	80	80	80
НПЗ РК:	382	409	404	413	429	538
ПНХЗ	237,0	254	254	263	271	282
ПКОП	137,0	142	142	141	144	147
АНПЗ	8,0	13	8	9	14	109
Всего производство сжиженного газа	1825	2045	2066	2150	2219	2328
Поставка сжиженного газа на внутренний рынок	520	520	520	550	600	600

Проведенные исследования показывают, что есть возможности для диверсификации отрасли в направлении создания конкурентоспособной экспортной нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью.

Поэтому для создания полного технологического цикла по глубокой переработке углеводородного сырья и развития высокотехнологичных производств, насыщения отечественного рынка базовой нефтехимической продукцией, а также поставки на экспорт конкурентоспособной казахстанской продукции планируется реализация разработанных инвестиционных проектов создания нефтехимических производств и инвестиционных проектов модернизации всех НПЗ.

Республика Казахстан имеет ряд явных преимуществ, которые могут и должны обеспечить успешное строительство нефтехимических комплексов мирового уровня, основными аргументами для этого является следующее:

1) существуют достаточные ресурсы сырья (нефть и газ);

2) будут использованы природные и попутные газы месторождений в различных регионах республики (Тенгиз, Каспий), в которых фракция, содержащая этан, составляет 13 - 16 % и выше от общего объема газа, что является основным экономическим и технологическим преимуществом для производства этилена - базового нефтехимического продукта;

3) этилен может быть использован для производства широкого спектра нефтехимической продукции, но наиболее экономически выгодным будет производство полиэтилена и полипропилена, полистирола, этиленгликоля и другой продукции свыше 20 наименований;

4) начата технологическая модернизация и дооснащение АНПЗ и будет продолжена аналогичная работа по другим НПЗ и ГПЗ, что позволит производить дополнительное сырье для нефтехимических производств.

Полученная в Казахстане нефтехимическая продукция будет способствовать мультипликативному эффекту индустриального развития экономики - производимая базовая продукция является сырьем для смежных отраслей экономики для выпуска продукции промышленного и бытового назначения с высокой добавленной стоимостью: строительные, упаковочные, облицовочные материалы и пластмассовые приборы и изделия и так далее. Например, реализация инвестиционного проекта «Комплекс по производству ароматических углеводородов (бензола и параксилола) на Атырауском НПЗ» в рамках модернизации обеспечит увеличение глубины переработки нефти и выпуск ароматических соединений, потребителями которых могут стать предприятия Китая и стран Центральной и Юго-Восточной Азии, а также создаваемые отечественные предприятия по производству нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью (после 2014 года).

Для завоевания казахстанской нефтехимической продукцией экономической ниши на международном рынке важно учесть территориальную отдаленность Казахстана от основных рынков сбыта и удорожание в конечной цене от транспортной составляющей.

Транспортировка нефти и газа, развитие инфраструктуры

Учитывая прогнозы увеличения добычи нефти и газа для Казахстана, все большее значение приобретает вопрос создания новых и расширение существующих экспортных систем для развития нефтегазотранспортной инфраструктуры.

С целью повышения эффективности использования нефтегазовых ресурсов Казахстан должен продолжить поиск и реализацию проектов по транспортировке казахстанских углеводородов на наиболее привлекательные рынки сбыта при условии минимизации транспортных издержек. Развитие мощностей и направлений экспорта нефти и газа должно соответствовать перспективным объемам добычи и внутреннего потребления, наличию долгосрочных договоренностей с транзитными странами, уровню спроса и ситуации на мировых рынках потребления. Оценка предполагаемых объемов экспорта нефти показывает рост до 75 млн. тонн.

С целью развития и диверсификации экспортных маршрутов транспортировки казахстанской нефти проводится работа по реализации следующих проектов: поэтапного расширения нефтепровода КТК, создание ККСТ с присоединением к трубопроводу Баку-Тбилиси - Джейхан и увеличение пропускной способности нефтепровода Казахстан ? Китай. Основные направления экспорта казахстанской нефти представлены в таблице 7.

Таблица 7-Основные тенденции транспортировки нефти до 2014 года

№	Наименование	2010г	2011г	2012г	2013г	2014г
1	Добыча нефти и стабилизированного газового конденсата, в млн. тонн, в том числе	80	81	83	83	85
	Импорт	7,0	7,5	8,0	8,0	9,0
2	Ресурсы к распределению, всего	87,0	88,5	91,0	91,0	94
3	Поставка на внутренний рынок, всего	13,1	13,1	13,3	14,2	15,1
	Битумный завод		0,5	1,0	1,0	1,0
4	Экспортные ресурсы, * в том числе по направлениям:	73,0	73,0	74,0	74,0	75,0
4.1.	Атырау-Самара	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0
4.2.	КТК	28,0	28,0	28,0	32,0	37,0
4.3.	Казахстан-Китай	10,0	12,0	14	20	20
4.4.	ОГПЗ	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
4.5.	порт Актау	11,0	10,0	10,0	3,0	2,0
4.6.	по железной дороге	7,0	6,0	5,0	2,0	1,0

* - распределение по некоторым направлениям является оценочным

С учетом проектов расширения нефтепроводов при сбалансированной добыче нефти и газового конденсата экспорт будет увеличиваться по основным направлениям - это КТК и Казахстан-Китай. В направлении морского порта Актау прогнозируется постепенное снижение объемов путем транспортировки по железной дороге.

Система газовых магистралей была создана в рамках советской газотранспортной системы и остается функционально ориентированной на поставку природного газа из Центральной Азии в Россию и республики Закавказья, поэтому Россия остается основным направлением при экспорте казахстанского газа. Принимая во внимание рост объемов производства товарного газа в долгосрочном периоде, а также необходимость решения энергозависимости юга республики, важным вопросом является диверсификация газотранспортных мощностей.

Отдельное внимание необходимо уделить развитию международного транзита газа через Казахстан, объем которого по прогнозным данным в 2014 году увеличится до 122,3 млрд. куб. м.

Основываясь на принципах многовекторности поставок углеводородов на внутренние и внешние рынки, необходимо продолжить развивать все экономически выгодные маршруты по транзиту и экспортным поставкам природного газа.

Учитывая, что на сегодня нет конкурентной альтернативы российскому направлению экспорта газа и текущая реализация осуществляется на границе Республики Казахстан и Российской Федерации, необходимо продолжить работу по получению справедливой рыночной цены с проведением поставок через уполномоченную казахстанской стороной организацию. При этом проведение соответствующей работы по внесению необходимых норм в нормативные правовые акты для согласования и утверждения уполномоченными органами (в соответствии с Законом Республики Казахстан «О трансфертном ценообразовании») экспортной цены на границе Республики Казахстан и Российской Федерации.

Развитие внутреннего газоснабжения продолжит оставаться одним из приоритетов развития отрасли, направленным на улучшение социальных условий для населения. В настоящее время в республике большая часть газораспределительных сетей среднего и низкого давления протяженностью порядка 11 тыс. км, построенных 30 и более лет назад, исчерпали свой запас прочности. Техническое состояние распределительных газопроводов характеризуется высокой степенью изношенности основных средств и оборудования.

Около 18 % газопроводов, которые эксплуатируются подразделениями АО «КазТрансГаз-Аймак», находятся в предаварийном состоянии. Более 12 % оборудования и трубопроводов эксплуатируются более 35 лет при нормативных сроках эксплуатации стальных труб 30 лет. Ускоренный износ газопроводов происходит из-за того, что около 40 % подземных газопроводов эксплуатируются без системы электрохимзащиты (в 2001 году - более 70 %). Требует ремонта или замены почти половина газорегуляторных пунктов (далее - ГРП) и треть шкафных распределительных пунктов (далее - ШРП).

Из-за ветхости распределительных газопроводов в системе поддерживается давление ниже проектного, так как при повышении давления до проектного уровня увеличиваются утечки газа и срабатывает (отказывает) оборудование морально и физически устаревших ГРП и ШГРП.

С развитием промышленных предприятий и ростом населения отмечается рост потребления газа. Остро стоит вопрос модернизации газораспределительных сетей республики. Для организации надежного обеспечения потребителей газом и снижения эксплуатационных расходов требуется провести комплексную диагностику газораспределительных сетей с целью разработки программы модернизации.

По данным акиматов областей прогнозный объем потребления газа в 2014 году составит 13,8 млрд. куб. м, что в 1,6 раза больше, чем в 2009 году.

С учетом перспектив освоения КСКМ, масштабов реализации Кашаганского месторождения, включая последующие этапы развития, особое значение придается своевременному и адекватному развитию прибрежной инфраструктуры, включающей обеспечение необходимых условий для разведки и добычи, транспортировки и хранения продукции, решение вопросов экологии и создание мер реагирования на чрезвычайные ситуации, строительство инфраструктурных объектов.

В районе п. Дамба Атырауской области реализуется проект строительства Северо-Каспийской экологической базы реагирования на разливы нефти. В районе п. Акшукур севернее г. Актау началось строительство промышленного комплекса по производству металлоконструкций для морских проектов в КСКМ.

Дополнительные сложности вызывают неравномерность размещения заказов на металлоконструкции, неопределенность сроков II фазы Северо-Каспийского Проекта, что сдерживает создание дополнительных мощностей по поставке металлоконструкций в прибрежной зоне.

Следующие направления будут требовать соответствующего внимания -- строительство заводов по производству металлоконструкций, развитие судоверфей, судоремонтных мощностей, обеспеченность инженерной инфраструктурой (электросети, водоснабжение, коммуникации), кадровое обеспечение.

Одним из перспективных проектов является «Проектирование и строительство самоподъемной плавучей буровой установки» для бурения разведочных, оценочных и эксплуатационных нефтегазовых скважин в акватории Каспийского моря при глубинах воды от 5 до 80 метров.

Анализ в потребности производственных мощностей показал, что существующие и предполагаемые верфи Казахстана могут изготовить металлоконструкции объемом не более 90 тыс. тонн в год (возможность до 160 тыс. тонн/год). На сегодняшний день, численность работающих на них составляет, примерно, 2 тыс. человек.

Политика энергосбережения

Несмотря на высокий уровень обеспеченности Казахстана топливно-энергетическими ресурсами, в условиях роста цен на энергоносители и предстоящего вступления Казахстана во Всемирную торговую организацию (далее - ВТО), перед потребителями энергетических ресурсов стоит важнейшая задача - снижение энергоемкости выпускаемой продукции.

Основными направлениями энергосбережения являются сокращение потерь топливно-энергетических ресурсов при их добыче, преобразовании, транспортировке, хранении и потреблении, а также реализация проектов по внедрению энергоэффективной техники и продукции, передовых технологий.

Одним из основных направлений энергосбережения в газовой отрасли является проведение политики энергосбережения в газотранспортной системе страны на основе снижения расхода газа на собственные нужды и потери, что позволит снизить себестоимость транзита газа и снизить выбросы вредных веществ в атмосферу.

При этом в газотранспортной системе предусматриваются модернизация существующих Газоперерабатывающих агрегатов (далее - ГПА) с увеличением его коэффициента полезного действия (далее - КПД), модернизация камер сгорания ГПА, замена регенераторов на более эффективные, оптимизация режимов работы установленного и используемого оборудования (ГПА, электроприводы насосов и вентиляторов, горелочные устройства, системы теплоснабжения) и др.

Для нефтехимических производств, планируемых к реализации в рамках отраслевой программы, будут использованы лидирующие лицензионные высокотехнологичные и энергосберегающие технологии международного рынка.

В инвестиционном проекте «Строительство интегрированного газохимического комплекса» будут использованы следующие энергосберегающие технологии и установки: газопереработка - ABB/CBI, Linde; паровой крекинг - Linde, ABB/CBI, TECHNIP, Stone & Webster; дегидрирование пропана - UOP, ABB/CBI, Uhde; димеризация этилена - Axens, производство полиэтилена и полипропилена по технологии Basell/Borealis и так далее.

В марте 2010 года подписаны лицензионные соглашения на технологии дегидрирования пропана и производство полипропилена с компанией CBI Lummus (США), в декабре 2010 года планируется разместить заказы на изготовление основного оборудования.

В рамках мероприятий по модернизации АНПЗ осуществляется реализация инвестиционного проекта «Строительство комплекса по производству ароматических углеводородов на Атырауском НПЗ». В комплексе по производству ароматических углеводородов (далее - КПА) будут использованы технологии лицензиара - Axens (Франция), в том числе для предфракционирования ксилолов - «Eluxyl»; изомеризации ксилолов - «ХуМах»; трансалкилирования толуола - «TransPlus» и другого вспомогательного оборудования. Заказ лицензионного оборудования длительного изготовления по секциям для КПА будет осуществлено в сентябре 2010 года.

Тенденция роста потребления газа, связанная с инновационно-индустриальным развитием страны, предусматривает увеличение спроса на газ, и, соответственно, создаст предпосылки роста цен на газ. Необходимо проводить постепенное реформирование ценовой политики по продаже газа. В настоящее время отпускные цены на газ в Казахстане достаточно низкие по сравнению с европейским рынком газа, и колеблются, в зависимости от региона, от 23 до 143 долларов США/тыс. куб. м.

Ресурсные возможности страны после 2020 года будут резко ограничены и, с учетом высоких цен на рынках Европейских стран, которые уже сегодня составляют порядка 250-340 долларов США/тыс. куб. м, цены на газ в Казахстане будут неизбежно расти.

В связи с принятием сопредельными странами (Российская Федерация и др.) курса на либерализацию цен на газ необходима подготовка по введению поэтапной либерализации цен на газ в Казахстане.

При этом цена на внутреннем рынке будет определяться исходя от уровня цены на Европейском рынке за минусом транспортных расходов, а также минус еще 20 - 25 %.

Учитывая, что в тарифе на тепловую энергию топливная составляющая (газ) составляет до 70 %, рост цен на газ до уровня европейской цены (250 - 340 долларов США/тыс. куб. м) может привести к росту конечной стоимости газа, а также стоимости электрической и тепловой энергии. По данным Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий, в случае роста цен на газ, тарифы на тепловую энергию могут увеличиться от 140% (г. Алматы, Южно-Казахстанская область) до 200% (Костанайская область).

В этой связи, целесообразно разработать мероприятия, позволяющие нивелировать данное воздействие, в первую очередь, для социально уязвимых слоев населения.

Рынок сжиженного газа, в основном, относится к конкурентной среде и, соответственно, цены складываются на основе рыночных отношений, за исключением компаний, занимающих доминирующее (монопольное) положение на определенном товарном рынке. Субъекты, занимающие положение более 35% на товарном рынке, включаются в Реестр и их цены подлежат регулированию.

Перспектива внутреннего рынка природного и сжиженного газа

В целях развития инфраструктуры внутреннего газоснабжения будут реализованы инвестиционные проекты на сумму 64,3 млрд. тенге:

«Модернизация газораспределительной системы Южно-Казахстанской области» - 16,5 млрд. тенге. Реализация проекта позволит обеспечить бесперебойное и безаварийное снабжения природным газом существующих и новых потребителей г.

2.3 Организация работы различных функциональных служб предприятия по планированию себестоимости продукции

На предприятии нефтегазовой отрасли сложилась сложная, но довольно четкая и разумная система управления. В планировании себестоимости участвуют практически все службы. Так, отделом материально-технического снабжения анализируются поставщики сырья и материалов с выбором наиболее оптимальных цен и способов поставки . Все службы главного инженера прорабатывают вопросы экономии сырья и материалов, энерго и теплоресурсов и т. д.

Основная нагрузка по планированию себестоимости ложится на экономические отделы и экономистов в цехах.

В отечественной практике планирование носит децентрализованный характер и рассредоточено практически по всем функциональным отделам предприятия. Руководство работой по экономическому планированию на направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление и использование резервов производства, осуществляют планово-экономический отдел (ПЭО) и отдел экономического анализа (ОЭА). Они же организуют проведение комплексного экономического анализа деятельности предприятия, принимают участие в разработке мероприятий по ускорению темпов роста производительности труда, эффективному использованию производственных мощностей, материальных и трудовых ресурсов, повышению рентабельности производства. Важнейшими задачами ПЭО и ОЭА также являются организация и совершенствование внутрипроизводственного хозяйственного расчета, разработка цен на продукцию и услуги предприятия.

В состав планово-экономического отдела и отдела экономического анализа могут входить следующие структурные подразделения (секторы, бюро, группы): технико-экономического планирования; себестоимости; цен; экономического анализа; учета и статистики; калькуляции; нормативов и др.

Планово-экономический отдел и отдел экономического анализа взаимодействуют со следующими подразделениями предприятия: главной бухгалтерией, отделами главного конструктора, метрологии и стандартизации, технического обучения, рационализации и изобретательства, главного технолога, главного механика, главного энергетика, сбыта, маркетинга, организации труда и заработной платы, капитального строительства, материально-технического обеспечения и т. п., а также всеми основными, вспомогательными и обслуживающими цехами.

Основные функции ПЭО и ОЭА:

1) В области планирования

1.1 Организация и общее руководство разработкой проектов перспективных и текущих планов предприятия:

подготовка предложений для утверждения руководством предприятия о порядке, сроках и участниках разработки проектов планов;

распределение производственной программы между цехами и службами предприятия;

рассмотрение обоснований и расчетов к проектам планов структурных подразделений предприятия;

обеспечение согласованности и взаимной увязки планов цехов и служб предприятия;

разработка планов предприятия в целом.

1.2 Планирование производственно-хозяйственной деятельности структурных подразделений предприятия:

доведение годовых и квартальных заданий цехам и службам по установленному перечню показателей;

участие в разработке годовых, квартальных и месячных программ вспомогательных и непроизводственных цехов;

рассмотрение цеховых планов, их проверка, внесение необходимых корректировок.

1.3 Внесение соответствующих корректировок в планы предприятия и отдельных подразделений в случае изменения производственно-хозяйственной ситуации.

2) В области организации планово-экономической работы

2.1 Подготовка необходимых материалов для рассмотрения проектов планов, итогов работы предприятия и цехов в различных органах управления предприятием.

2.2 Организация хозрасчета на предприятии нефтегазовой отрасли:

разработка системы хозрасчетных показателей цехов и служб в соответствии со спецификой их работы;

контроль за внедрением и совершенствованием хозрасчета в подразделениях предприятия;

участие в разработке положений по материальному стимулированию.

2.3 Организация работы по нормированию и ценообразованию на предприятии нефтегазовой отрасли:

систематизация нормативных затрат на изготовление продукции;

составление нормативных калькуляций, контроль за внесением в них всех текущих изменений;

участие в разработке прогрессивных плановых технико-экономических норм и нормативов и доведение их до цехов, отделов и служб предприятия;

разработка совместно с другими службами предприятия в соответствии с действующим законодательством проектов оптовых и розничных цен и тарифов и представление их на утверждение;

разработка и представление на утверждение внутризаводских цен;

подготовка заключений по проектам оптовых цен на поставляемую продукцию предприятию;

разработка ценников, применяемых при планировании и учете;

анализ цен, выявление убыточных и высокорентабельных изделий, разработка мероприятий по ликвидации убыточности, в случае необходимости внесение предложений о пересмотре цен на высокорентабельные изделия, подготовка и представление для утверждения новых цен всех необходимых материалов.

2.4 Организация разработки мероприятий по эффективному использованию производственных мощностей основных и оборотных фондов, материальных и трудовых ресурсов, по использованию всех резервов производства.

2.5 Организация разработки мероприятий по выполнению и перевыполнению установленных плановых заданий.

3) В области анализа и оперативно-статистического учета

3.1 Контроль за выполнением цехами и службами предприятия годовых, квартальных, месячных, декадных и суточных планов и заданий.

3.2 Организация и руководство работой по комплексному, экономическому анализу производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

3.3 Представление необходимых обобщающих материалов и справок по результатам анализа производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

3.4 Контроль за правильностью производимых соответствующими службами и цехами предприятия расчетов экономической эффективности внедрения новой техники, рационализаторских предложений и других организационно-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности производства, надежности и качества продукции, развитие специализации и кооперирования, механизацию инженерного и управленческого труда.

3.5 Организация статистической отчетности предприятия:

сбор необходимых материалов, обобщение, подготовка и представление статистической отчетности в сроки и по формам, установленным директивными органами;

контроль за качеством статистической отчетности на предприятии нефтегазовой отрасли;

систематизация статистических материалов и составление правок по статистической отчетности.

4) В области методологической работы

4.1 Методическое руководство, разработка форм и документации, порядка и сроков проведения работ по:

технико-экономическому планированию;

оперативно-производственному планированию (совместно с производственно-диспетчерскими службами предприятия);

внутризаводскому хозяйственному расчету (совместно с главной бухгалтерией);

учету и анализу результатов производственно-хозяйственной деятельности (совместно с главной бухгалтерией);

расчетам экономической эффективности;

статистической отчетности.

4.2 Изучение и распространение передового опыта планово-экономической работы, оперативного учета и анализа хозяйственной деятельности служб предприятия.

Задачи отделов:

проанализировать состав и структуру затрат на производство для определения основных направлений поиска резервов их снижения;

изучить изменение уровня затрат по сравнению с предыдущим периодом и планом как в целом, так и по отдельным статьям себестоимости;

установить и количественно измерить факторы, повлиявшие на изменение затрат на производство и себестоимости продукции;

определить вклад каждого подразделения в общие результаты, достигнутые предприятием по снижению себестоимости;

выявить и количественно измерить резервы снижения затрат на производство и реализацию продукции.

Источники информации для проведения анализа затрат на производство и себестоимости продукции:

1) Форма № 2 «Отчет о прибылях и убытках».

2) Форма № 5-з «Отчет о затратах на производство продукции (работ, услуг)».

3) Журнал-ордер № 10.

4) Журнал-ордер № 10/1.

5) Машинограммы.

6) Ведомость № 12 «Учет затрат цехов основного производства вспомогательного производства».

7) Ведомость № 15 «Общезаводские расходы. Расходы будущих периодов и коммерческие расходы».

8) Разработочные таблицы.

9) Листки расшифровки на суммы, отраженные в других журналах-ордерах.

10)Ведомости начисления заработной платы.

11) Расценки по заработной плате.

12) Данные синтетического и аналитического учета, отраженные на бухгалтерских счетах (субсчетах)

- 20 «Основное производство»;

- 21 «Полуфабрикаты собственного производства»;

- 23 «Вспомогательные производства»;

- 25 «Общепроизводственные расходы»;

- 26 «Общехозяйственные расходы»;

- 28 «Брак в производстве»;

- 96 «Резервы предстоящих расходов»;

- 97 «Расходы будущих периодов» и др.

13) Отчеты об отчислениях в ФСЗН.

14) Калькуляции единицы продукции.

15) Нормативные документы.

16) Положения по планированию, учету и калькулированию затрат на производство и себестоимости продукции.

17) Сметы затрат.

18) Бизнес-план (прошлого периода). Нужно отметить, что бизнес-план также является источником информации, так как в нем анализируются показатели за несколько лет и можно проследить динамику их изменения более досконально в связи с тем, что затраты на производство продукции анализируется еще более детально, а именно по видам продукции.

Затраты, произведенные предприятием в иностранной валюте и подлежащие включению в себестоимость продукции (работ, услуг), отражаются в валюте, действующей на территории Республики Казахстан, в суммах, определяемых путем пересчета иностранной валюты по курсу Национального банка Республики Казахстан действующему на дату совершения операций.

Согласно Методическим рекомендациям по прогнозированию, учету и калькулированию себестоимости продукции, товаров (работ, услуг) в промышленных организациях Министерства промышленности Республики Казахстан, введенными в действие приказом Министерства промышленности Республики Казахстан от 01.04.2004 г. № 250, группирует затраты по калькуляционным статьям:

- сырье и материалы;

-покупные комплектующие изделия, полуфабрикаты и услуги производственного характера;

- возвратные отходы (вычитаются);

- топливо и энергия на технологические цели;

- основная заработная плата производственных рабочих;

- дополнительная заработная плата производственных рабочих;

- налоги, отчисления в бюджет и внебюджетные фонды, сборы отчисления местным органам власти, согласно законодательству;

- расходы на подготовку и освоение производства;

- погашение стоимости инструментов и приспособлений целевого назначения (прочие специальные расходы);

- общепроизводственные расходы;

- общехозяйственные расходы;

- технологические потери;

- потери от брака;

- прочие производственные расходы;

- расходы на реализацию.

ОЭА классифицирует затраты на производство и реализацию продукции по группировочным признакам.

Далее на предприятии нефтегазовой отрасли делается общая оценка показателей себестоимости продукции.

Руководитель должен принимать экономически обоснованные управленческие решения, учитывая зависимость и соотношение затрат на произведенную и реализованную продукцию, объемы реализации и прибыли, тенденции экономического развития. Одним из основных факторов формирования прибыли является себестоимость реализованной продукции. От ее уровня зависят финансовые результаты деятельности предприятия и его финансовое состояние, так как между размерами величины прибыли и себестоимости существует обратная функциональная зависимость. Как известно, себестоимость реализованной продукции имеет практическое значение для определения рентабельности продаж, т. е. при росте затрат на реализованную продукцию более высокими темпами, чем выручка от реализации, рентабельность продаж снизится, и наоборот. Себестоимость реализованной продукции, естественно, неравна себестоимости произведенной. Различия в темпах роста себестоимости произведенной и реализованной продукции показывают тенденции изменения рентабельности продаж в следующем периоде, когда будут реализованы остатки готовой продукции отчетного периода. Так, если себестоимость произведенной продукции увеличивалась более медленными темпами, чем реализованной, можно предположить, что в следующем периоде при прочих равных условиях рентабельность продаж повысится.

Планирование, учет и калькулирование себестоимости добычи нефти осуществляется в разрезе следующих статей:

- расходы на энергию по извлечению нефти;

- расходы по искусственному воздействию на пласт;

- основная заработная плата производственных рабочих;

- дополнительная заработная плата производственных рабочих;

- отчисления на социальные нужды;

- амортизация скважин;

- расходы по сбору и транспортировке нефти;

- расходы по сбору и транспортировке газа;

- расходы по технологической подготовке нефти;

- расходы на подготовку и освоение производства;

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

- цеховые расходы;

- общепроизводственные расходы;

- прочие производственные расходы, включая отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и платежи за недра;

- коммерческие расходы.

В статью «Расходы на энергию по извлечению нефти» включаются энергетические затраты по механизированному (глубинными насосами, электроцентробежными погружными насосами), компрессорному и бескомпрессорному газлифтному способам извлечения нефти, состоящие из стоимости:

- электроэнергии, расходуемой на приведение в движение станков-качалок, групповых приводов, электроцентробежных погружных насосов;

- сжатого воздуха и газа, потребляемого при компрессорном способе извлечения нефти;

- газа природного, используемого при бескомпрессорном газлифтном способе извлечения нефти.

Затраты по статье определяются исходя из потребляемого количества электроэнергии, сжатого воздуха и газа и стоимости их единицы.

При планировании расходов на энергию по извлечению нефти используются действующие нормы удельного расхода на 1 т добычи жидкости: электроэнергии в кВт*ч, сжатого воздуха и газа в м.

Плановая и фактическая стоимость 1 кВт*ч электроэнергии, потребляемой для двигательных целей, определяется в смете затрат прокатно-ремонтного цеха электрооборудования и энергоснабжения, а также по данным учета фактических расходов этого производства.

Затраты по статье полностью относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Расходы по искусственному воздействию на пласт» включаются затраты, связанные с проведением работ по поддержанию пластового давления (работы по законтурному, внутриконторному, очаговому, площадному заводнению) и повышению нефтеотдачи пластов (работы по закачке ПАВ и пара, термическому воздействию на пласт).

Эти затраты планируются по цеху ППД. Они включают затраты на энергию, стоимость воздуха и газа, амортизацию нагнетательных скважин и других основных фондов цеха ППД, основную и дополнительную заработную плату, отчисления на социальные нужды, цеховые расходы.

Затраты относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Основная заработная плата производственных рабочих» и «Дополнительная заработная плата производственных рабочих» включается основная и дополнительная заработная плата операторов по добыче нефти и газа, находящихся в ведении цехов по добыче нефти и газа, занятых на работах по обслуживанию скважин и групповых замерных установок.

Эти затраты относятся на себестоимость добычи нефти и газа пропорционально количеству скважино-месяцев, числившихся по действующим нефтяным и газовым скважинам.

В статью «Амортизация скважин» включаются амортизационные отчисления на полное восстановление, производимые по действующим нормам амортизации от стоимости нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных и контрольных скважин.

Особенности расчета амортизации по нефтяным и газовым скважинам:

1) начисление амортизации на полное восстановление производится по установленным нормам амортизации по нефтяным скважинам в течение 15 лет (6,7%), по газовым скважинам - 12 лет (8,2%) независимо от фактического срока их службы;

2) не производятся амортизационные отчисления по нефтяным и газовым

скважинам, временно законсервированным в установленном порядке, в течение всего времени консервации до ввода этих скважин в эксплуатацию;

3)по ликвидированным скважинам амортизационные отчисления

производятся до полного погашения их первоначальной стоимости, то есть до исчисления 15-тилетнего или 12-тилетнего срока начисления амортизации.

Расчет суммы амортизационных отчислений производится по трем группам скважин: по новым скважинам, вводимым в эксплуатацию в планируемом году; по переходящим с прошлого года скважинам, срок амортизации которых истекает в планируемом году; по скважинам, срок амортизации которых не истекает в планируемом году.

Для вновь вводимых скважин начисление амортизации начинается с первого числа месяца, следующего за месяцем ввода скважин в эксплуатацию:

(17)

где -норма амортизационных отчислений, %; -время эксплуатации скважин с момента ввода до конца планируемого года без учета месяца ввода, мес.

Для скважин, по которым истекает срок амортизации, начисление амортизационных отчислений производится по формуле:

(18)



где - время эксплуатации скважин от начала планируемого года до 1-го числа месяца, следующего за месяцем выбытия скважины из эксплуатации (с учетом месяца выбытия), мес.

По третьей группе скважин расходы начисляются по полной норме амортизации:

. (19)

Амортизационные отчисления по нефтяным скважинам относятся на себестоимость добычи нефти, по газовым - на себестоимость добычи газа.

В статью «Расходы по сбору и транспортировке нефти» включаются:

1) затраты, связанные со сбором, перекачкой и хранением нефти, состоящие из расходов по содержанию и эксплуатации:

- сети нефтепроводов (выкидных линий, сборных коллекторов и др.) от устья нефтяных скважин до емкостей товарного парка НГДУ, конденсатопроводов;

- насосных станций (пунктов);

- нефтеемкостей, земерных групповых установок, мерников, булитов и др.

- ловушечных устройств для улавливания нефти.

2) стоимость потерь нефти в пределах установленных норм при добыче и хранении в товарных емкостях, а также при перекачке по нефтепроводам, выходящих из товарных нефтяных емкостей.

Затраты по статье относятся на себестоимость нефти.

В статью «Расходы по сбору и транспортировке газа» включаются расходы по сбору, сепарации (отделению газа от нефти) и транспортировке газа, состоящие из затрат по содержанию и эксплуатации:

- сети газопроводов (выкидных линий от устья газовых скважин, сборных коллекторов, шлейфов, магистральных газопроводов);

- сепараторных установок, групповых газовых установок, дожимных компрессорных станций, насосных станций и другого технологического оборудования.

Затраты по статье относятся на себестоимость добычи попутного и природного газа пропорционально их валовой добыче.

В статью «Расходы по технологической подготовке нефти» включаются:

- стоимость реагентов, используемых в технологическом процессе подготовки нефти;

- затраты по содержанию и эксплуатации технологических установок (термохимических, комплексной подготовки нефти) и другого технологического оборудования, используемого при подготовке и стабилизации нефти;

- стоимость технологических потерь нефти при ее подготовке в пределах нормативов.

Затраты по статье относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Расходы на подготовку и освоение производства» включаются затраты на подготовительные работы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих предприятий на вновь вводимых в разработку площадях.

Расходы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих предприятий, планируются в смете затрат на производство и учитываются в составе расходов будущих периодов. Величина этих расходов определяется сметой с необходимыми расчетами к ней, которая утверждается предприятием.

К расходам, включаемым в указанную смету, относятся:

- амортизация скважин при отсутствии оформления их консервации;

- амортизация прочих основных фондов производственного назначения;

- фонд оплаты труда и отчисления на социальные нужды;

- общепроизводственные расходы.

Погашение указанных расходов производится в срок до 12 месяцев с момента начала добычи нефти и газа

Расходы на подготовку и освоение производства относятся на себестоимость добычи нефти и природного газа пропорционально их валовой добыче. Включаются в себестоимость добычи нефти и природного газа по норме погашения, установленной на 1 т их валовой добычи, исходя из общей суммы расходов, длительности их погашения и планового объема добычи продукции в этом периоде.

В статью «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» включаются затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных и контрольных скважин, а также ремонтом указанных скважин.

На указанную статью относятся:

1) стоимость штанговых насосов как при первоначальной установке, так и при их смене;

2) затраты по подъему и спуску в скважины насосно-компрессорных труб, насосных штаг и электропогружных центробежных насосов;

3) затраты на ремонт подземного оборудования: смена и ремонт штанговых насосов, электропогружных центробежных насосов, плунжеров и их частей, устранение обрыва или разворота насосно-компрессорных труб и насосных штанг и так далее;

4) расходы по ремонту наземного оборудования: станков-качалок, групповых приводов, фонтанной и компрессорной арматуры, электромоторов, автотрансформаторов и станций управления электропогружных центробежных насосов, вышек, мачт, эстакад морских, оборудования автоматики и телемеханизации;

5) стоимость материалов, необходимых для ухода за оборудованием и содержания его в рабочем состоянии: переводников и муфт трубных и штанговых, манометров, запасных частей к средствам автоматики и телемеханизации, установка которых производится непосредственно в местах эксплуатации оборудовании, смазочных материалов;

6) амортизационные отчисления от стоимости наземного и подземного оборудования: насосно-компрессорных труб, насосных штанг, электропогружных центробежных насосов, станков-качалок, фонтанной и компрессорной арматуры, групповых приводов, электромоторов, вышек, мачт, мерников при скважинах, эстакад морских и другого оборудования;

7) расходы, связанные с капитальным ремонтом и консервацией скважин, числящихся в составе основных фондов, производимые согласно действующей инструкции по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации, утвержденной в установленном порядке;

8) расходы по работам, связанным с изменением погружения штанговых насосов, электропогружных центробежных насосов и лифтовых труб, с устранением песчаных и парафинистых пробок, промывкой забоя скважин, их перфорированием, свабированием, тартанием и другим работам, выполняемым в процессе текущего подземного ремонта скважин.

Затраты по первоначальному монтажу наземного оборудования на скважинах производятся за счет средств на капитальные вложения.

Расходы на содержание и эксплуатацию наземного и подземного оборудования состоят из затрат цеха ремонта скважин, производства проката эксплуатационного оборудования прокатно-ремонтного цеха нефтегазопромыслового оборудования, производства проката электрооборудования прокатно-ремонтного цеха электрооборудования и электроснабжения, прокатно-ремонтного цеха электропогружных установок и цеха автоматизации производства.

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования (кроме затрат прокатно-ремонтного цеха электропогружных установок и расходов по ремонту скважин) относятся на себестоимость нефти и природного газа пропорционально валовой добыче этой продукции в тоннах.

Затраты прокатно-ремонтного цеха электропогружных установок относятся на себестоимость добычи нефти.

Расходы по ремонту скважин относятся только на себестоимость добычи нефти и природного газа по прямому признаку в зависимости от производства работ на нефтяных и газовых скважинах.

В статью «Общепроизводственные расходы» включаются затраты, связанные с управлением предприятием и организацией производства в целом: фонд оплаты труда персонала управления с отчислением в фонды (пенсионный, медицинского и социального страхования), расходы на командировки и подъемные при перемещении работников, на служебные расходы и содержание легкового транспорта, конторские, типографские, почтово-телеграфные и телефонные расходы, амортизация, содержание и ремонт зданий, сооружений и инвентаря общепроизводственного назначения, затраты на содержание, капитальный и текущий ремонт общепромысловых дорог и амортизационные отчисления на их реновацию, расходы на организованный набор рабочей силы, на подготовку кадров, плата за экологию, расходы на охрану предприятия и другие расходы общепроизводственного характера.

Общепроизводственные расходы включаются в себестоимость продукции основного производства (включая товары культурно-бытового назначения и хозяйственного обихода, изготавливаемые из отходов) и в себестоимость той части продукции (работ, услуг) вспомогательного производства, которая выполняется на сторону или для нужд капитального строительства и непромышленных хозяйств предприятия.

В себестоимость товаров культурно-бытового назначения и хозяйственного обихода, а также работ (услуг) для собственного капитального строительства и непромышленных хозяйств включается соответствующая доля той части общепроизводственных расходов, которая связана с их производством. Указанная доля определяется в техпромфинплане предприятия в процентах к цеховой себестоимости товаров, работ, услуг.

Остальная сумма общепроизводственных расходов включается в себестоимость добычи нефти, газа попутного, газа природного, продукции стабилизации нефти и обессоливания нефти, поставляемой на экспорт, пропорционально общим затратам на их производство.

В статью «Прочие производственные расходы» включаются оплата нефти, полученной от буровых и геолого-разведочных организаций, а также платежи и налоги, возмещаемые в себестоимости добычи нефти.

К платежам и налогам относятся:

1) налог на добычу полезных ископаемых, отчисления в страховой и дорожный фонды;

2) отчисления в фонд НИОКР, устанавливаемые в процентах от затрат на добычу нефти и природного газа;

3) плата за землю, определяемая в зависимости от площади, занимаемой предприятием, и платой за 1 га.

Нефть, полученная от буровых и геолого-разведочных организаций, включается в натуральном и стоимостном выражении в объем добычи нефти нефтегазодобывающего управления и оплачивается им исходя из фактической себестоимости 1 т добычи нефти за вычетом платежей и налогов, возмещаемых в себестоимости.

Затраты по статье «Прочие производственные расходы» в части оплаты нефти, полученной от буровых и геолого-разведочных организаций, а также платежей и налогов, перечисленных выше, полностью относятся на нефть.

В статью «Коммерческие расходы» включаются затраты, связанные с транспортировкой нефти от товарного парка нефтегазодобывающего управления до магистрального нефтепровода управления магистральными нефтепроводами или емкостей покупателя нефти, а также с транспортировкой нефти от товарного парка до нефтеналивного пункта (эстакады), где производится налив нефти в железнодорожные цистерны или нефтеналивные суда.

К таким расходам относятся:

а) амортизационные отчисления от стоимости собственных нефтепроводов, расположенных между товарным парком и местом передачи нефти в трубопроводы или емкости покупателя, а также местом налива нефти в цистерны и нефтеналивные суда, насосных станций, эстакад, причалов и других основных фондов;

б) затраты по содержанию нефтепроводов, нефтеналивных сооружений, эстакад, морских и речных причалов, насосных станций, находящихся в пункте налива нефти в цистерны и нефтеналивные суда, железнодорожных подъездных путей и др.

Эти расходы планируются и учитываются в составе затрат цеха подготовки и перекачки нефти.

Затраты по статье «Коммерческие расходы» включаются полностью в себестоимость добычи нефти.

Планирование и учет цеховых расходов осуществляется по каждому цеху в отдельности без выделения планово-учетных подразделений.

Распределение цеховых расходов между планово-учетными подразделениями, а также включение этих расходов в себестоимость отдельных видов продукции, работ и услуг цехов и планово-учетных подразделений производится пропорционально основной и дополнительной заработной плате производственных рабочих.

При оценке показателей себестоимости на первом этапе сопоставляются изменение затрат на произведенную и реализованную продукцию с изменением выручки от реализации по данному образцу.



3. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СНИЖЕНИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

3.1 Системный подход к анализу факторов снижения себестоимости на нефтегазовых предприятиях

Системный подход к анализу факторов снижения себестоимости на нефтегазовых предприятиях в условиях рыночной экономики все более приобретает характер системного анализа. При проведении системного анализа необходимо пройти несколько этапов Рассмотрим содержание этих этапов применительно к экономическому анализу хозяйственной деятельности предприятия.

На первом этапе объект исследования представляется как система, для которой определяют цели и условия функционирования.

Хозяйственную деятельность предприятия можно рассматривать как систему, состоящую их трех взаимосвязанных элементов: ресурсов, производственного процесса и готовой продукции.

Целью работы предприятия является рентабельность, т.е. по возможности высокий результат в денежном выражении за рассматриваемый период времени. Экономический принцип деятельности предприятия - обеспечение либо максимального выпуска продукции при данных затратах ресурсов, либо альтернативно заданного выпуска продукции при минимальном расходе ресурсов. Условия функционирования предприятия определяются системой долговременных экономических нормативов налогообложения и - внешнеэкономическими связями предприятия, т.е. рынком финансирования, рынком купли и рынком продажи.

Для проведения системного экономического анализа необходима разработка качественных характеристик экономики предприятия - системы синтетических и аналитических показателей.

Отбор показателей, характеризующих деятельность предприятия, осуществляется на втором этапе анализа.[9]

На третьем этапе проведения системного экономического анализа составляется общая схема системы, устанавливаются ее главные компоненты, функции, взаимосвязи, разрабатывается схема подсистем, показывающая соподчинение их элементов.

На основе информационной модели хозяйственной деятельности, т.е. модели формирования экономических факторов и показателей составляется общая блок-схема комплексного экономического анализа, классифицируются факторы и показатели, формализуются связи между ними.

Экономические, производственные отношения, являющиеся предметом изучения экономических наук, находятся в тесной взаимосвязи с производительными силами. Содержание последних характеризует технические условия производства, от которых зависят производительная сила труда и экономические показатели вообще. Вот почему в основе всех экономических показателей хозяйственной деятельности предприятий и объединений лежит организационно-технический уровень производства продукции и используемой техники, прогрессивность технологических процессов, техническая и энергетическая вооруженность труда, степень концентрации, специализации, кооперирования и комбинирования, деятельность производственного цикла и ритмичность производства, уровень организации производства и управления.

Предметом экономического анализа непосредственно не является техническая сторона производства, но экономические показатели изучаются в тесном взаимодействии с техникой и технологией производства, его организацией.

Экономические показатели характеризуют не только технические, организационные и природные условия производства, но социальные условия жизни производственных коллективов, а также внешнеэкономические связи предприятия, т.е. состояние рынков финансирования, купли и продажи.

Эффективность использования производственных ресурсов в свою очередь, проявляется в трех измерениях:

1) в объеме и качестве произведенной и реализованной продукции (причем, чем выше качество изделий, тем, как правило, больше объем продукции, выраженной в оптовых ценах предприятия);

2) в величине потребления или затрат ресурсов на производство, т.е. себестоимости продукции;

3) в величине примененных ресурсов, т.е. авансированных для хозяйственной деятельности основных и оборотных фондов.

Такова общая принципиальная схема формирования экономических показателей хозяйственной деятельности.

При системном анализе особое внимание уделяется исследованию взаимной связи и обусловленности его отдельных разделов, показателей и факторов производства. Знание факторов производства, их взаимосвязей, умение определить их влияние на отдельные показатели производственной деятельности позволяют воздействовать на уровень показателей посредством управления факторами. Поэтому на четвертом этапе системного анализа хозяйственной деятельности определяются все основные взаимосвязи и факторы, дающие количественные характеристики.

...