5. Амортизация скважин – плановую сумму амортизационных расходов по скважинам определяют на основе балансовой стоимости скважин и действующих норм амортизационных отчислений. Годовая норма амортизации на реновацию скважин составляет 6,7% , а на капитальный ремонт – от 0,5 до 2,5% (в зависимости от района расположения предприятия). При этом амортизационные отчисления на реновацию скважин прекращаются после истечения пятнадцатилетнего срока их службы независимо от того, продолжается эксплуатация скважины или нет.
Если скважину после истечения амортизационного срока продолжают эксплуатировать, то по ней начисляют расходы по амортизации только на капитальный ремонт. Если скважину по каким-то причинам ликвидируют до истечения пятнадцатилетнего амортизационного срока, то до конца этого срока по ней начисляют только амортизационные отчисления на реновацию.
Расчет суммы амортизационных отчислений по скважинам производят по трем группам скважинам: по новым скважинам, вводимым в планируемом году; по переходящим с прошлого года скважинам, срок амортизации которых истекает в планируемом году.
Для вновь вводимых в эксплуатацию скважин расходы на амортизацию рассчитываются исходя из времени работы скважины после их ввода в эксплуатацию (начисление амортизации начинается с первого числа месяца, следующего за месяцем ввода скважин в эксплуатацию) по формуле:
Н=Нf *М /12, (2.3)
где Нf – годовая норма амортизационных отчислений, % ;
М – время эксплуатации скважин с момента ввода до конца планируемого года, мес.
Для скважин, по которым истекает срок амортизации, начисление расходов в планируемом году рассчитывают по вышеприведенной формуле. Время эксплуатации скважин в данном случае считается от начала планируемого года до 1-го числа месяца, следующего за месяцем выбытия скважины из эксплуатации.
По скважинам, временно законсервированным в установленном порядке, амортизационные отчисления в период консервации не производят. Срок амортизации по этим скважинам удлиняется на период их консервации.
По третьей группе скважин расходы начисляются по полной норме (на реновацию (погашение) и капитальный ремонт).
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа – для определения суммы затрат составляют соответствующую смету. Планируют затраты по сбору, хранению и внутрипроизводственной транспортировке нефти, осуществляемые ЦКПН, по содержанию и эксплуатации нефтепроводов от скважин до товарных парков, насосных станций, замерных установок, ловушечных установок и других технических средств по сбору и транспортировке нефти.
7. Расходы по технологической подготовке нефти – для определения суммы затрат составляют соответствующую смету. В данной статье планируют расходы ЦКПН по содержанию и эксплуатации установок по деэмульсации нефти, сбору, подготовке и сбору пластовой воды в поглощающие скважины и ее подаче к нагнетательным скважинам.
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования – в эту статью включают амортизационные отчисления от стоимости наземного и подземного оборудования:
Зсэо = См + Ртр + Анпо, (2.4)
где См – стоимость материалов, необходимых для нормальной эксплуатации
оборудования;
Ртр – расходы по текущему ремонту подземного и наземного оборудования;
Анпо – амортизационные отчисления от стоимости наземного и подземного оборудования.
9. Цеховые расходы – в эту статью включают основную и дополнительную заработную плату цехового персонала, отчисления на социальное страхование, амортизацию цеховых зданий, сооружений и инвентаря и т.д.
10. Общепроизводственные расходы – они состоят из заработной платы с отчислениями на социальное страхование общепроизводственного персонала, а также заработной платы с отчислениями работников РИТС не учитываемой в калькуляционной статье “ Основная и дополнительная заработная плата производственного персонала “, командировочных и т. д:
Зобщ-пр = Ру + Робщ-хоз + СиО, (2.5)
где Ру – расходы, связанные с управлением;
Робщ-хоз – общехозяйственные расходы;
СиО – налоги, сборы и прочие отчисления.
11. Прочие производственные расходы:
Зпр = Огрр + Ониокр + Ро, (2.6)
где Огрр – отчисления на геологоразведочные работы;
Ониокр – отчисления на науно – исследовательские и опытно – конструкторские работы;
Ро – расходы по оплате нефти, полученной от буровых и геологоразведоч-
ных организаций.
12. Производственная себестоимость – представляет собой сумму статей расходов с 1 -11 включительно.
13. Внепроизводственные расходы:
Звнепр = Ан + Рс, (2.7)
где Ан – амортизационные отчисления нефтепроводов, нефтеналивных устройств, подъездных путей, находящихся на балансе предприятия;
Рс – расходы по содержанию основных фондов, включающих заработную Плату с отчислениями, затраты на материалы, электроэнергию и др.
14.Полная себестоимость товарной продукции – суммируем производственную себестоимость и внепроизводственные расходы добычи нефти и газа.
Основные итоги плановых расходов, приведённых в плановой калькуляции, переносят в сводную смету затрат предприятия.
Таблица 2.10
Сводная смета затрат ТПП «Урайнефтегаз»
|
Показатель |
Отчетный год |
Плановый год |
|
1.Сырье и материалы |
476680 |
447852 |
|
2.Вспомогательные мате-риалы |
91382 |
91455 |
|
3.Топливо |
29637 |
23991 |
|
4.Энергия |
290418 |
265112 |
|
5.Заработная плата |
285639 |
295510 |
|
6.Отчисления на соци-альное страхование |
114022 |
119204 |
|
7.Амортизация основных средств |
307526 |
286645 |
|
8.Прочие расходы |
3873076 |
3601304 |
|
ИТОГО затрат на произ-водство |
5468380 |
5131073 |
|
9.Затраты на работы и услуги, не включаемые в валовую продукцию |
95953 |
89719 |
|
10.Производственная се-бестоимость валовой про дукции |
5372426 |
5041354 |
|
11.Внутрипроизводствен-ный оборот |
60889 |
65221 |
|
12.Производственная се-бестоимость |
5311537 |
4976133 |
|
13.Внутрипроизводствен-ные расходы |
6114 |
4220 |
|
14.Полная себестоимость товарной продукции |
5317652 |
4980353 |
Таким образом, калькулирование себестоимости продукции служит основой снижения издержек производства и выбора оптимального объема выпуска товаров и услуг, то есть формирования бюджета.
2.3 Определение ресурсоемкости выполнения производственного
плана
Для оценки ресурсоемкости выполнения производственной программы необходимо произвести расчет производственных параметров на плановый период таблица 2.4.
Таблица 2.11
Технико-экономические показатели ТПП «Урайнефтегаз»
|
Показатель |
Ед. изм. |
Отчетный год |
Плановый год |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1. Добыча нефти в т.ч.: - собственная; - фонтанным способом; - насосным способом; Кроме того ЗАО «Тур-сунт» |
т. тн. |
4485,0 4485,0 274,2 4210,8 136,4 |
4500,0 4500,0 253,0 4247,0 212,1 |
|
2. Сдача нефти |
т. тн. |
4435,9 |
4431,0 |
|
3. Добыча попутного газа |
млн.м3 |
203,6 |
195,0 |
|
4. Газовый фактор |
м3/ тн. |
74,0 |
74,1 |
|
5. Поставка попутного газа |
млн. м3 |
166,0 |
110,4 |
|
6.Добыча жидкости |
т. тн |
3426,8 |
38250 |
|
8. Закачка воды в пласт |
т. м3 |
40507 |
44102 |
|
9. Ввод новых нефтяных скважин |
скв. |
26 |
36 |
|
10.Ввод скважин из бездейс-твия прошлых лет |
скв. |
54 |
34 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31
