64530850

-1 398 017,00

10

Коэффициент оборачиваемости активов (стр.1/стр.2)

0,423

0,424

0,469

0,05

11

Коэффициент оборачиваемости оборотных активов (стр.1/стр.3)

1,068

5,559

3,043

1,97

12

Коэффициент оборачиваемости запасов (стр.5/стр.4)

38,804

52,649

41,079

2,28

13

Коэффициент оборачиваемости денежных средств (стр.1/стр.6)

12,426

42,610

21,517

9,09

14

Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности (стр.1/стр.7)

5,944

7,030

59,085

53,14

15

Оборачиваемость в днях ДЗ (360/стр.14)

60,569

51,211

6,093

-54,48

16

Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности (стр.5/стр.8)

6,113

5,115

5,067

-1,05

17

Оборачиваемость в днях КЗ (360/стр.16)

58,887

70,377

71,044

12,16

18

Коэффициент оборачиваемости собственного капитала (стр.1/стр.9)

0,464

0,464

0,542

0,08

Рисунок 2.7

Таким образом, в ходе детального анализа финансового состояния ОАО «Лукойл» очевидно, что общее финансовое состояние предприятия является положительным. Однако, проанализировав динамику финансовых показателей за исследуемый период, очевидно, что увеличение расходов предприятия происходит не пропорционально увеличениб выручки предприятия, что приводит к уменьшению чистой прибыли предприятия. В связи с чем, предприятию необходимо пересмотреть структуру расходов и снизить себестоимость оказываемых услуг.

2.2 Методика планирования и калькулирования затрат на реализацию нефтепродуктов

Общая схема калькуляции затрат, принятая в ОАО «Лукойл» определяется рядом бухгалтерских операций и включает в себя следующую последовательность этапов: первый шаг, все фактические расходы, понесенные в течение отчетного периода (месяца) на основании первичных документов по использованию материалов, расчет и распределение заработной платы, амортизации материальных и нематериальных активов, денежных затрат на производство отражаются на счетах учета затрат.

На втором этапе, затраты распределяются по назначению после окончания отчетного периода, в частности, расходы на производство. Затраты на вспомогательные производства распределяется между потребителями пропорционально количеству продукта, выпущенного (рабочая нагрузка, услуг) на основании счетчиков и других измерительных приборов.

На третьем этапе происходит распределенных общих и административных расходов. Предварительно собранные на счетах учета затраты сначала пропорционально делят между издержками производства. Потом общехозяйственные и административные расходы распределяются между различными видами продукции, работ и услуг. В основу распределения этих расходов ложатся заработная плата производственных рабочих без доплат для прогрессивной системы бонусов, стоимость полуфабрикатов и доплат для прогрессивная система бонусов, прямые расходы.

Для распределения общехозяйственных и административных накладных сделаны специальные расчеты.

На четвертом этапе прив присутствии производственных дефектов определяются окончательные потери брака, сравнивая затраты на утилизацию и механизм возмещения затрат суммы стоимости его затрат и возможного использования, удержания возвратов с виновников брака.

На пятом этапе определяется фактическая стоимость производства продукции. Отпуск сырья с мест хранения рассматривается не как расход на производство, а как движение сырья, его перемещение.

Материальные затраты включают расходы:

1. Сырья, закупленного на стороне, которая является продукт или продукты, которые используются для того, чтобы нормально для других промышленных целей и процесс упаковки продуктов.

2. Приобретенных комплектующих и полуфабрикатов, используемых в производстве продукции.

3. Операции и производственные услуги третьих лиц или производственных компаний, не связанные с основной деятельностью.

4. Сырье (сырая нефть).

5. Всех видов топлива, приобретенных для использования в производственных целях.

6.Покупной энергии всех видов, а так же той, что производится самой компанией и использованной на производственные нужды.

7. Потерь материальных ресурсов согласно нормам естественной убыли.

8.Тару и упаковку полученных от поставщиков материалов

Рассмотрим существующую классификацию затрат (таблица 2.10).

Таблица 2.10. Классификация затрат

МВЗ	Наименование элемента затрат на производство	Вид производства	Центр затрат
Амортизация
М, К, С	Амортизация нефтяных скважин, а также оценочных, наблюдательных и контрольных скважин, находящихся на нефтяных площадях	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М, К, С	Амортизация газовых скважин, а также оценочных, наблюдательных и контрольных скважин, находящихся на газовых площадях	Сбор, подготовка и транспортировка газа	Газовый цех, ЦСПТГ, бригады по обслуживанию газового хозяйства
М, К	Амортизация поглощающих и нагнетательных скважин	Поддержание пластового давления	ЦППД или бригады по поддержанию пластового давления в составе ЦДНГ
М, К	Амортизация внутрипромысловых нефтепроводов	Транспортировка жидкости	ЦППД или бригады по подготовке и перекачке нефти в составе ЦДНГ
М	Амортизация внутрипромысловых газопроводов	Сбор, подготовка и транспортировка газа	Газовый цех, ЦСПТГ, бригады по обслуживанию газового хозяйства
М	Амортизация внутрипромысловых водопроводов	Поддержание пластового давления	ЦППД или бригады по поддержанию пластового давления в составе ЦДНГ
Материальные затраты
М	Газ на технологические нужды	Подъем жидкости	ЦДНГ (бригады по добыче нефти и газа)
М	Ингибитор на перекачку жидкости	Транспортировка жидкости	ЦППД или бригады по подготовке и перекачке нефти в составе ЦДНГ
М	Ингибитор на перекачку жидкости	Поддержание пластового давления	ЦППД или бригады по поддержанию пластового давления в составе ЦДНГ
М, К, С	Электроэнергия на механизированную добычу (ЭЦН и ШГН)	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М, К	Электроэнергия на перекачку жидкости	Транспортировка жидкости	ЦППД или бригады по подготовке и перекачке нефти в составе ЦДНГ
М, К	Электроэнергия на закачку воды в пласт	Поддержание пластового давления	ЦППД или бригады по поддержанию пластового давления в составе ЦДНГ
М, К, С	Материалы ПРС
З/п и прочие расходы по содержанию персонала
М	З/П	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М	ЕСН	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М, К, С	З/П	Подземный (текущий) ремонт скважин	ЦПКРС, ЦТРС, бригады по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту в составе ЦДНГ
М, К, С	ЕСН	Подземный (текущий) ремонт скважин	ЦПКРС, ЦТРС, бригады по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту в составе ЦДНГ
Услуги
М, К, С	Услуги по капитальному ремонту скважин	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М	Услуги по капитальному ремонту нефтепроводов	Транспортировка жидкости	ЦППД бригады по по перекачке нефти
М	Услуги по капитальному ремонту газопроводов	Сбор, подготовка и транспортировка газа	Газовый цех, ЦСПТГ, бригады по обслуживанию газового хозяйства
М	Услуги по капитальному ремонту средств автоматизации	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М, К, С	Услуги по текущему ремонту скважин	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М	Услуги по текущему ремонту нефтепроводов	Транспортировка жидкости	ЦППД или бригады по подготовке и перекачке нефти в составе ЦДНГ
М	Услуги по текущему ремонту газопроводов	Сбор, подготовка и транспортировка газа	Газовый цех, ЦСПТГ, бригады по обслуживанию газового хозяйства
М	Услуги по текущему ремонту средств автоматизации	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М, К, С	Услуги геофизики	Подземный (текущий) ремонт скважин	ЦПКРС, ЦТРС, бригады по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту в составе ЦДНГ
М	Услуги по обслуживанию, ремонту и прокату ЭЦН (в части услуг по ЭЦВ)	Поддержание пластового давления	ЦППД или бригады по поддержанию пластового давления в составе ЦДНГ
М, К, С	Услуги по обслуживанию, ремонту и прокату ЭЦН (в части услуг по ЭПУ)	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М, К, С	Услуги по обслуживанию, ремонту и прокату ШГН	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М	Услуги по обслуживанию и прокату прочего оборудования (в части услуг по прокату и ремонту электрооборудования: электроприводов к насосному агрегату)	Транспортировка жидкости	ЦППД или бригады по подготовке и перекачке нефти в составе ЦДНГ
М	Услуги связи	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
Транспортные затраты
М	Вахтовый автотранспорт	Подъем жидкости	ЦДНГ или бригады по добыче нефти и газа в составе ЦДНГ
М, К, С	Технологический транспорт	Подземный (текущий) ремонт скважин	ЦПКРС, ЦТРС, бригады по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту в составе ЦДНГ

Где под наименованием мест возникновения затрат мы имеем в виду: М - месторождение, К - куст скважин, С - скважина.

Все остальные элементы затрат по всем видам производств, которые составляют технологическую цепочку по добыче нефти и газа, считаются косвенными по отношению к месторождению, за исключением случаев, когда цехом (или несколькими цехами) обслуживается только одно месторождение. В этом случае все затраты такого цеха (цехов) прямо относятся на это месторождение вне зависимости от вида производства.

Поскольку цеха выполняют ряд услуг, являющихся самостоятельно калькулируемыми объектами, то их затраты в части прямых относятся на себестоимость цеха, а в части косвенных затрат перераспределяются по другим цехам (планово-учетным подразделениям). При этом затраты одного цеха включаются в затраты другого по плановой или неполной себестоимости, так как при оказании взаимных услуг ни одно из подразделений, участвующих в данном процессе, не сможет закрыть свою фактическую себестоимость до тех пор пока аналогичную операцию не произведет другое.

Позаказный метод калькулирования применяется на вспомогательных производствах, деятельность которых складывается из комплекса работ, -- ремонты, техническое обслуживание. К таким подразделениям относятся:

- производство по прокату и ремонту электрооборудования;

- производство по прокату и ремонту эксплуатационного оборудования;

- цех по производству подземного и капитального ремонта скважин;

В данном случае может применяется как полный позаказный метод калькулирования, так и упрощенный. Для осуществления полного позаказного метода калькулирования применяется следующая методика, составляются сметы прямых затрат на ремонты по видам ремонтов:

- фонд заработной платы исходя из нормативов;

- начисления на социальные нужды с фонда заработной платы;

- расходы материалов по видам;

- затраты на использование спецтехники исходя из продолжительности ремонта;

-расстояния, объемов грузоперевозок.

На основании смет по видам ремонтов составляются сметы по заказам. В конце периода косвенные затраты цеха распределяются на соответствующие элементы затрата по заказам. Сформированные заказы по фактической себестоимости списываются на затраты соответствующего подразделения.

При использовании упрощенного позаказного метода, в отличие от полного позаказного метода, применяется следующая технология калькулирования себестоимости:

-- формируются плановые калькуляции заказов на работы и услуги, выполняемые и оказываемые на сторону;

-- в течение учетного периода затраты цехов вспомогательного производства собираются по соответствующим элементам без разбивки по заказам;

-- в конце учетного периода суммарные затраты относятся на работы и услуги, выполненные на сторону;

-- оставшиеся затраты относятся на статью калькуляции «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» нефти или газа природного.

Попроцессный метод калькулирования на предприятиии используется теми вспомогательными производствами, деятельность которых связана с обеспечением основного и вспомогательного производства различными энергетическими ресурсами - электроэнергией, теплоэнергией, водой и т. п. Их отличие от позаказных вспомогательных подразделений в том, что их прямые затраты не могут быть отнесены прямым счетом на себестоимость конкретных потребителей. Затраты этих подразделений могут быть распределены между потребителями исходя из потребленных ими объемов и себестоимости единицы ресурса.

Часть затрат непосредственно может быть отнесена на процессы основного производства в разрезе конкретных производственных объектов, а часть - на себестоимость вспомогательных производств, затраты которых также включаются в себестоимость основного продукта.

К подразделениям, применяющим попроцессный метод калькулирования, относятся цех по производству пара, водоснабжения и цех по производству электроснабжения.

После формирования затрат по цехам и участкам осуществляется калькулирование себестоимости конечных продуктов (нефти, природного и попутного газа).

Технология калькулирования включает:

-- распределение затрат цехов основного производства между соответствующими статьями калькуляции;

-- распределение затрат по переделам и статьям калькуляции, общим для нескольких продуктов, которые были собраны в процессе учета затрат основного и вспомогательного производства в соответствии с принятыми технологическими и объемными критериями.

2.3 Анализ состава затрат на реализацию нефтепродуктов, факторы оказывающие существенное влияние на уровень затрат

Рассмотрим факторы, которые оказывают наибольшее влияние на уровень расходов. Среди основных факторов, могут быть определены в зависимость от продолжительности эксплуатация нефтяных месторождений и расстояния между нефтебазой и заправочной станцией.

Нефтебазы являются основным направлением поставки нефтепродуктов, поступающих в розничную продажу и участвуют как в розничной так и в оптовой торговли.

Исходными данными являются результаты анализа финансово-хозяйственной деятельности ООО «ЛУКОЙЛ- Пермьнефтепродукт " за 2012 год, по поводу материалов, ООО «ЛУКОЙЛ Нижегороднефтепродукт» и ООО «Лукойл -Санкт-Петербург».

Нефтебазы "ЛУКОЙЛ-Пермьнефтепродукт" разделены на четыре группы по вмещаемым объемам: до 10000 м3 от 10 до 20 \000 м3 от 20 до 50000 м3, более 50000 м3 (см. таблицу 2.10).

Таблица 2.10. Доля групп нефтебаз в показателях производственной деятельности

Группа нефтебаз	Удельный вес	Коэффициент оборачиваемости резервуарного парка
	В резервуарном парке	В объеме реализации	В затратах
До 10 тыс. м3	23,2	41,9	53,6	1,02
От 10 до 20 тыс. м3	32,6	28,7	21,4	0,50
От 20 до 50 тыс. м	28,1	16,2	12,0	0,33
Свыше 50 тыс. м3	16,1	13,2	13,0	0,46
Всего	100,0	100,0	100,0	0,57

Самая большая группа хранения нефти занимает наибольшую долю расходов типы, такие как материалы для нужд собственных нужд (51,2 %), безопасность хранения материалов (46,8 %), обслуживание (48,7 %), настройка оборудования (53,1 %), образование (89,4 %), НДС (42,7 %), пожарная сигнализация (54,5 %).

Вторая группа нефтебаз имеет несколько иную структуру расходов: затраты на электроэнергию для отопления (59,2 %), страхование, операции с имуществом (51,5 %), налоги на имущество (46,4 %), службы безопасности (64,9 %), сигнализация (57,9 %), рекламы и аудитории услуг (59,5 %) пожарная безопасность (100,0 %), обслуживание оргтехники (52,7 %), учет заработной платы (79,2 %) и удержаний из заработной платы (78,4 %).

Решающим фактором в распределении расходов групп является соотношение нефтехранилищ и нефтебаз в объеме продаж в каждой группе.

Уровень товарооборота был решающим показателем с точки зрения затрат. Техническое обслуживание и эксплуатацию 1 куба резервуарной емкостью существенно различается в зависимости от объема хранилища. В группе хранения до 10 000 м3 самая высокая стоимость на кубический м. Емкость топливного бака, на 131,4 % выше, чем средняя стоимость для всех нефтебаз.

Важное значение, для оценки затрат в зависимости от емкости резервуарного парка имеют уровень и динамика удельных затрат по группам нефтебаз (таблица 2.11). Группа хранения нефти резервуарного парка вместимостью 10 000 м3 имеет самые высокие удельные затраты в целом, эти две группы отличаются меньшими затратами по сравнению с первой группой нефтебаз и средней стоимости для всех существующих парков хранения. Отношение общей доли удельных затрат и емкости резервуарного парка нефтебазы позволяет снизить удельные затраты по сравнению с нефтебаз с самой низкой емкостью.

Зависимость затрат в зависимости от мощности резервуарного парка формирует удельные затраты на тонну нефтепродуктов. Реализация нефтепродуктов является количественным отражением степени загрузки мощностей и отражает зависимость не только от производственной мощности нефтебазы, но и эффективности использования.

Затраты на тонну нефтепродуктов, имеют более низкую стоимость на единицу емкости для хранения в первой группе нефтебаз, где скорость оборота бака хранилища больше единицы. Другим важным результатом исследования, является выявление существенной разницы между максимальным и минимальным значениями стоимости бака (в 5,4 раза) на тонну нефтепродуктов (в 1,7 раза).

Таблица 2.11Удельные затраты по группам нефтебаз в зависимости от ёмкости резервуарного парка и объёмов реализации (руб. на м³)

Всего	Статьи затрат	По группам нефтебаз
		до 10 тыс. м	от 10 до 20 тыс. м	от 20 до 50 тыс. м	свыше 50 тыс. м3
1. Основные сырьё и материалы	36,4	73,9	20,3	10,0	51,2
2. Прочие сырьё и материалы	43,9	100,5	6,2	66,1	--
3. Транспортировка нефтепродуктов бензовозами	19,	47,4	8,2	10,0	18,1
4. Железнодорожные перевозки	113,4	241,9	88,7	7,8	123,3
5. Текущий ремонт	17,0	1,6	25,0	0,8	41,5
6. Капитальный ремонт	52,0	152,4	41,9	10,7	--
7. Затраты на топливо	15,7	24,4	10,6	14,5	15,7
8. Электроэнергия на технологические нужды	18,6	24,3	2,6	43,1
9. Заработная плата	160,2	398,5	114,9	20,3	153,9
10. ЕСН на заработную плату	57,4	129,8	39,8	20,4	53,4
11. Амортизация основных средств	38,8	93,2	25,9	16,4	26,1
12. Налоги, включенные в себестоимость	22,8	31,2	17,1	1,1	60,6
13. Оплата услуг сторонних организаций	62,8	158,1	39,1	15,9	35,8
14. Услуги легкового автотранспорта	23,7	91,0	8,0	0,2	ОД
15. Другие виды затрат	57,4	143,7	36,9	79,5	15,8
Всего	739,5	1711,9	485,2	316,8	595,5



Проанализировав зависимость формирования расходов периода от использования все нефтяных месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ» нефтебазы были сгруппированы по периодам эксплуатации до 25 лет, 25-50 лет, 50-100 лет, более 100 лет. Основные технико-экономические показатели этой группы приведены в таблице 2.12.

Для анализа зависимости формирования затрат от продолжительности эксплуатации все нефтебазы ОАО «ЛУКОЙЛ» были сгруппированы по периодам эксплуатации: до 25 лет; 25--50 лет; 50--100 лет, свыше 100 лет. Основные технико-экономические показатели такой группировки приведены в таблице № 2.3. В объёме наличной резервуарной ёмкости ОАО «ЛУКОЙЛ» 46,4% приходится на нефтебазы со сроком эксплуатации в интервале 25--50 лет и 48,8% -- в интервале 50--100 лет, а на базы, эксплуатируемые свыше 100 лет, остаётся всего 5,8% всех ёмкостей. Из всего объёма реализации 50,1% приходится на нефтебазы, эксплуатирующиеся в интервале 50--100 лет, 40,2% -- в интервале 25--50 лет, 7,1% -- действующие в периоде до 25 лет. Анализ эффективности эксплуатации нефтебаз свидетельствует, что с ростом продолжительности эксплуатации расчётные показатели реализации нефтепродуктов на одну нефтебазу и куб. метр резервуарного парка увеличиваются. Только по нефтебазе, действующей более 100 лет, эти показатели снижаются. Структура затрат по группам нефтебаз в зависимости от сроков их эксплуатации представлена в таблице № 2.4.

Из общей суммы издержек обращения на нефтебазы, действующие от 50 до 100 лет, приходится 42,1%, на нефтебазы с интервалом эксплуатации 25--50 лет -- 38,3%, на самые молодые нефтебазы -- 18,3%, а на самые старые -- 1,3%. Структура затрат группе нефтебаз, в соответствии с условиями их эксплуатации приведены в таблице 2.13.

Анализ основан на данных от финансово-хозяйственной деятельности из 167 станций «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт». Общие технические и экономические показатели работы АЗС, в зависимости от типа и мощности представлены в таблице 2.14.

Таблица 2.12. Основные технико-экономические показатели деятельности нефтебаз в зависимости от продолжительности эксплуатации

Показатели	Ед.	Всего	В том числе по срокам эксплуатации
			до 25 лет	25-50 лет	50-100 лет	свыше 100 лет
1. Количество нефтебаз	шт.	27	3	12	11	1
2. Удельный вес в общем количестве	%	100,0	14,1	44,4	40,7	3,8
3. Емкость резервуарного парка	м3	380793	26476	176780	155344	22193
4. Удельный вес в общей ёмкости	%	100,0	7,0	46,4	40,8	5,8
5. Средняя ёмкость одной нефтебазы	м3	14107	8825	14732	14122	22193
6. Годовой объём реализации	Т	215824	15284	86790	108146	5605
7. Удельный вес в общем объёме реализации	%	100,0	7,1	40,2	50,1	2,6
8. Объём реализации одной нефтебазы: -- годовой -- среднесуточный	т т	7997,0 21,9	5095,0 13,9	7233,0 19,8	9831,0 27,0	5605,0 15,4
9. Объём реализации на единицу резервуарной ёмкости в год	т	0,57	0,58	0,49	0,70	0,25
10. Затраты на реализацию -- всего -- одной нефтебазы -- на единицу ёмкости -- на тонну реализации	млн руб. млн руб. руб. руб.	281,6 10,4 739,5 1304,7	51,4 17,1 1942,9 3365,6	107,8 9,0 610,0 1242,5	118,7 10,8 764,1 1097,6	3,7 3,7 162,0 641,4

Данные по структуре видов затрат в зависимости от срока эксплуатации приведены в таблице 2.13.



Таблица 2.13. Структура видов затрат в зависимости от срока эксплуатации нефтебаз

Статьи затрат	По всем нефтебазам	В том числе по срокам эксплуатации
		до 25 лет	25-50 лет	50-100 лет	свыше 100 лет
1. Основные сырьё и материалы	4,9	3,6	3,4	6,8	7,0
2. Прочие сырьё и материалы	5,9	--	15,5	--	--
3. Транспортировка нефтепродуктов бензовозами	2,6	1,4	3,7	2,4	--
4. Железнодорожные перевозки	15,3	8,2	12,6	20,6	23,4
5. Текущий ремонт	2,3	3,2	0,1	4,0	0,8
6. Капитальный ремонт	7,0	2,7	9,2	7,2	--
7. Затраты на топливо	2,1	0,7	2,1	2,7	4,2
8. Электроэнергия на технологические нужды	2,5	0,5	6,1	0,3	--
9. Заработная плата	21,7	36,3	31,2	24,4	36,4
10. ЕСН на заработную плату	7,8	13,6	5,4	8,2	13,4
11. Амортизация основных средств	5,3	10,0	3,5	4,8	4,0
12. Налоги, включённые в себестоимость	3,1	2,2	1,2	5,2	2,2
13. Оплата услуг сторонних организаций	8,5	8,9	6,3	10,3	8,6
14. Услуги легкового автотранспорта	3,2	4,9	3,0	2,8	--
15. Прочие статьи затрат	7,8	6,4	16,8	--	--
Всего	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0

Основные технико-экономические показатели деятельности АЗС в зависимости от мощности заправок приведены в таблице 2.14.

Таблица 2.14. Основные технико-экономические показатели деятельности АЗС

Показатель	Ед.	АЗС
		Всего	По мощности (заправок в сутки)
			1000	750	500	250	150
1. Количество АЗС -- всего	шт.	167	41	34	47	43	2
в процентах	%	100,0	24,6	20,4	28,1	25,8	1,1
2. Годовой объём реализации -- всего	тыс.	266,	97,7	56,3	72,9	40,2	2,6
в процентах	%	100,0	36,4	21,1	27,4	15,1	--
3. Объём реализации одной АЗС	т	1595	2366	1656	1551	935	8
в процентах	%	100,0	148,3	103,8	97,2	58,6	0,5
4. Прямые затраты -- всего	млн. руб.	276,5	103,7	53,3	81,7	37,7	0,2
в процентах	%	100,0	37,5	19,3	29,6	13,6	--
5. Прямые затраты на одну АЗС -- всего	млн. руб.	1,7	2,5	1,6	1,7	0,9	0,1
в процентах	%	100,0	147,1	94,1	100,0	52,9	5,6
6. Прямые затраты на тонну реализации -- всего	руб.	1037,9	1069,1	946,7	1120,7	937,8	12500,0
в процентах	%	100,0	103,0	91,2	108,0	90,4	1204,3
7. Валовый доход -- всего	млн. руб.	609,8	218,9	132,3	169,8	88,8	0,04
в процентах	%	100,0	35,9	21,7	27,9	14,6	--
8. Валовый доход на одну АЗС -- всего	млн руб.	3,7	5,3	3,9	3,6	2,1	0,02
в процентах	%	100,0	143,2	105,4	97,3	56,8	--
9. Валовый доход на реализованную тонну -- всего	руб.	2289,0	2256,7	2350,0	2329,2	2209,0	2252,6
в процентах	%	100,0	98,6	102,7	101,8	96,5	98,4
10. Полные затраты -- всего	млн. руб.	335,2	124,7	66,0	98,0	46,2	0,2
в процентах	%	100,0	37,2	19,7	29,2	13,8	0,1
11. Полные затраты на одну АЗС: всего	млн. руб.	2,0	3,0	1,9	2,1	1,1	0,1
в процентах	%	100,0	150,0	95,0	105,0	55,0	5,0
12. Полные затраты на одну тонну -- всего	руб.	1258,3	1285,6	1172,3	1344,3	1149,3	1250,0
в процентах	%	100,0	102,2	93,2	106,8	91,3	993,4

С ростом мощности АЭС удельные затраты на тонну реализованной продукции увеличиваются, материальные затраты по мере роста мощности АЭС сокращаются в расчёте на тонну реализованных нефтепродуктов. При этом сокращаются удельные затраты по таким статьям расходов, как «сырьё и материал», «хозяйственные нужды», «обеспечение техники безопасности», «работы и услуги сторонних организаций». Однако нет чёткой и последовательной тенденции в зависимости между мощностью АЭС и услугами по доставке нефтепродуктов. Отмечено, что на величину транспортных затрат как в абсолютном, так и в удельном выражении сильное влияние оказывает дальность перевозок, а не объём реализации продукции. Наиболее значимыми по степени воздействия и динамике затрат являются такие статьи, как затраты на оплату труда, амортизацию основных средств, начисление единого социального налога, услуги охраны, капитальный ремонт и затраты на сырьё и материалы. Анализ показал, что с позиции управления затратами и обеспечения их оптимизации наиболее эффективными являются автозаправочные станции типа АЗС-500.

Продолжительность эксплуатации АЭС оказывает непосредственное влияние на уровень и динамику затрат на реализацию нефтепродуктов. Новые станции требуют меньших затрат на поддержание и эксплуатацию, проведение текущих и капитальных ремонтов, обновление оборудования, чем объекты нефтепродуктообеспечения со сроком эксплуатации 20--25 лет. Однако старые АЭС имеют более устойчивый рынок сбыта и постоянных покупателей, что обеспечивает им оптимальное соотношение затрат на тонну реализованной продукции. Прямые затраты как в расчёте на одну АЭС, так и на тонну реализованных нефтепродуктов имеют синусоидальные колебания. В течение первых пяти лет эксплуатации прямые и полные затраты максимальны, затем они снижаются и достигают минимума за 10--15 лет. Затем вновь начинается рост затрат, достигающий максимума в интервале 20--25 лет, после чего уровень затрат вновь начинает медленно снижаться.

Таблица 2.15. Уровень затрат по группам АЗС в зависимости от сроков эксплуатации

Сроки эксплуатации	Удельные затраты	Удельные доходы
	прямые	полные	на одну АЗС, млн руб.	на реализованную тонну, руб.
	на одну АЗС, млн руб.	на реализованную тонну, руб.	на одну АЗС, млн руб.	на реализованную тонну, руб.
До 5 лет	2,1	1162,4	2,5	1378,2	4,0	2243,6
От 5 до 10 лет	1,4	881,0	1,7	1100,4	3,6	2260,2
От 10 до 15 лет	1,3	1204,7	1,5	1402,7	2,3	2043,6
От 1 5 до 20 лет	1,4	845,8	1,8	1074,6	4,0	2375,6
От 20 до 25 лет	1,9	1159,1	2,3	1473,7	3,4	2218,6
От 25 до 30 лет	1,8	1103,7	2,2	1331,8	4,0	2377,9
Свыше 30 лет	1,6	906,6	2,0	1135,5	4,2	2373,6

Исследования показывают, что продолжительность работы автозаправочных станций оказывает влияние на формирование таких затрат как материалы и сырье, текущий и капитальный ремонт, амортизацию, техническое обслуживание, потребление электроэнергии на технологические цели.

Проведённое исследование даёт основание утверждать, что между динамикой и уровнем затрат на реализацию нефтепродуктов и удалённостью АЭС от обеспечивающих их нефтебаз существует достаточно тесная корреляция. Транспортные расходы по доставке нефтепродуктов являются важным фактором увеличения затрат, но не всегда являются основным и решающим источником их роста. В отдельных регионах удельные затраты на тонну реализованных нефтепродуктов снижаются по мере увеличения удалённости АЭС от нефтебаз, но при этом затраты на содержание одной АЭС, как правило, увеличиваются. Таким образом, соотношение между уровнем и динамикой затрат на содержание АЭС и её удаленностью от нефтебаз сложнее, чем традиционное представление по этому вопросу.

Для анализа предприятия разделены на диапазоны по удалённости от нефтебаз: до 20 км, 20--50 км, 50--100 км, свыше 100 км (см. таблицу 2.16).



Таблица 2.16. Удельные затраты в зависимости от удалённости АЗС

Показатели	Единица измерения	Всего	В том числе по удалённости автозаправочных станций
			до 20 км	Ог 20 до 50 км	от 50 до 100 км	свыше 100 км
1. Количество АЗС, удельный вес в общем количестве	шт. %	167 100,0	63 57,7	38 22,8	46 27,5	20 12,0
2. Мощность АЗС, удельный вес в общей мощности	зап./сут. %	101000 100,0	40350 39,9	24500 24,3	24650 24,4	11500 11,4
3. Объём реализации, удельный вес в общей реализации	тыс. т %	266,4 100,0	126,4 47,5	69,4 26,1	49,4 18,5	21,1 7,9
4. Объём реализации одной АЗС: годовой среднесуточный	т т	1595,2 4,4	2006,3 5,5	1826,3 5,0	1073,9 2,9	1055,0 2,9
5. Затраты прямые: всего на одну АЗС на реализованную тонну в т. ч. транспортные	млн руб. млн руб. руб. руб.	276,5 1,7 1037,9 182,6	123,0 2,0 973,1 122,5	67,3 1,8 969,7 168,2	58,3 1,3 1180,2 263,6	28,0 1,4 1327,0 401,4
6. Затраты полные: всего на одну АЗС на реализованную тонну	млн руб. млн руб. руб.	2,0 2,0 1258,3	2,4 2,4 1191,5	2,2 2,2 1194,5	1,5 1,5 1390,7	1,7 1,7 1564,0
7. Валовый доход: всего на одну АЗС на реализованную тонну	млн руб. млн руб. руб.	609,8 3,7 2289,0	286,8 4,6 2269,0	162,2 4,3 2337,2	108,0 2,3 2186,2	52,8 2,6 2502,4

Эксплуатационные расходы одной станции уменьшаются с увеличением расстояния от резервуарных парков, общая стоимость эксплуатации станции технического обслуживания, расположенных в радиусе от 50 до 100 км, на 35% меньше по отношению к станции, работающей в диапазоне от 20 км отложения. Удельные затраты на тонну продаж, однако, более как расстояние между станциями складов обслуживания. Например, устройство более удаленных станций, 36,4% выше, чем у ближайших нефтебаз. Анализ показывает, что прямые затраты на эксплуатацию АЗС, что расстояние между станцией нефтебазы имеют тенденцию к снижению, а удельные затраты на тонну нефтепродуктов, напротив, увеличилось.

Проведен сравнительный анализ существующих АЗС может обнаружить и подтверждают общую тенденцию: уровень абсолютной затрат и определяется не только местоположение блока АЗС, но объем продаж.

Так как расстояние между отложением снизилась привлекательность расположение заправочных станций, заправочные станции, которая увеличивает число участников снижается уровень обслуживания потребителей. В конечном итоге все эти факторы влияют на объем нефтепродуктов.

Подведем итог. Мы обнаружили, что прибыль предприятия зависит от двух факторов: цены продукции и затрат на ее производство. Цена продукции на рынке есть следствие взаимодействия спроса и предложения. Под воздействием законов рыночного ценообразования в продукты на конкурентоспособной цене может быть выше или ниже по желанию производителя или покупателя, она выравнивается автоматически. Другое дело - затраты на производство - издержки производства. Они могут увеличиваться или уменьшаться в зависимости от количества потребляемого работы или материальные ресурсы, искусства, производства и других факторов. Следовательно, производитель имеет много рычагов, чтобы сократить расходы, он может активировать с руководством.

В целом, затраты на производство и продажу (себестоимость проданных товаров, работ, услуг) представляют собой смету расходов, используемых в производстве товаров (работ, услуг) природных ресурсов, сырья, топлива, энергии, капитала, рабочей силы и других производственных затрат и продаж.

Таким образом, ясно, что эти результаты дают прочную основу для повышения обоснованности планирования затрат розничных продаж, выявление резервов их уменьшения и увеличения на этой основе рентабельности продаж.

Размещено на Allbest.ru

...