Лекции - Экономика отрасли (ТЭК)

Подождите немного. Документ загружается.

СОСТАВ ТЭК

ТЭК представляет собой наиболее важную часть экономики России. Обеспечивает самые

высокие доходы и энергетическую безопасность страны.

ТЭК включает:

1. поиск и разведку месторождений топлива;

1. добычу нефти, газа, газ. конденсата, угля, горючих сланцев, торфа,

заготовку дров;

2. транспорт углеводородов по магистральным трубопроводам;

3. переработку углеводородов;

4. сбыт топлива конечным потребителям;

5. экспорт топлива;

6. производство электрической и тепловой энергии

Основой ТЭК является добыча топлива. По ее объемам Россия занимает 2 место после США.

Структура добычи топлива в России в 2007 году: газ – 45%, нефть – 42%, уголь – 13%, др.топлива

- менее 1%.

Структура топливного баланса может рассчитываться в тоннах условного топлива или в

тоннах нефтяного эквивалента. Расчет в тоннах условного топлива производится только в России.

1 т условного топлива = 7 млн. ккал.

В мировой практике используются расчеты в тоннах нефтяного эквивалента. За основу

берется калорийность нефти и составляет 11 млн ккал/т

Роль ТЭК в России.

Вклад ТЭК в экономику страны определяется по доле ВВП.

Продукция ТЭК включается в следующие виды деятельности:

1. добыча полезных ископаемых, в т.ч. топливо энергетическое;

2. обрабатывающее производство, в т.ч. производство нефтепродуктов;

3. транспорт, в т.ч. трубопроводный;

4. оптовая и розничная торговля энергоресурсов;

5. производство и распределение электроэнергии, газа и воды.

ТЭК обеспечивает более 60% экспорта России. Наибольший доход от экспорта дает поставка

на мировой рынок. Экспорт энергоресурсов дал возможность накопить большие золото -

валютные резервы, снизить внешнюю задолженность, увеличить бюджет социальной сферы,

оплачивать импорт оборудования.

ЭЛЕКТРО ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ

В качестве первичных источников энергии используется топливо (уголь, мазут),

гидроэнергия, атомная энергия.

2/3 всей электроэнергии в России вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС).

Остальная энергия в равных долях производится гидравлическими и атомными станциями. ТЭС

размещаются относительно равномерно по территории страны и существуют во всех крупных

городах. Наибольшие объемы гидроэнергии производятся станциями, расположенными на Волге,

Енисее, Ангаре.

Атомные электростанции (АЭС) размещаются в регионах с дефицитом топлива. Наибольшее

их число построено в Зап.регионах и на юге страны.

Крупнейшими потребителями электроэнергии является черная и цветная металлургия,

переработка нефти, ЖХК.

Электроэнергия вырабатывается в большинстве субъектов федерации.

1 место по производству электроэнергии занимает Тюменская область.

2 место – Иркутская область

3 место – Красноярский край

В стране существуют возможности для значительного увеличения производства

электроэнергии за счет использования ресурсов топлива в виде газа и угля.

Разработана программа строительства сети атомных электростанций.

УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

Главными потребителями являются ТЭС, черная металлургия, ЖКХ.

Добыча угля на территории 20 субъектов федерации. Более 80% всей добычи приходится на

территории Сибири. Самым крупным производителем является Кемеровская область. В больших

объемах добыча производится в Красноярском крае, р.Коми, Якутии.

Качественный уголь высококалорийный с низким содержанием золы, они могут

перевозиться на большие расстояния.

Низкокалорийный уголь используется в районах добычи для выработки электроэнергии.

В стране добывается 300 млн. т угля, 30% экспортируется.

Россия закупает уголь в Казахстане для обеспечения электростанций Урала.

В стране существует возможность для увеличения добычи в 3-4 раза.

Главными проблемами использования угля является:

1. необходимость развития ж/д транспорт;

1. снижение отходов при сжигании;

2. утилизация шлаков.

НГК

НГК в целом

НГК – сложное структурное объединение, в котором занято больше 1 млн. человек.

Комплекс полностью удовлетворяет потребности страны в нефтегазовых ресурсах. В России

открыто 3000 месторождений углеводородов. 60% нефти, 80% приходится на Тюменскую

область.

Главными видами продукции НГК являются нефть сырая; нефтепродукты (бензин,

дизельное топливо, реактивное топливо); газ, подаваемый по системе трубопроводов; сжиженные

газы для производственных и бытовых нужд; сера; гелий; йод и др. продукты.

Сырьевую основу комплекса составляет добыча УВ. Размещение добычи полностью

определяется природными факторами и не может быть произвольно изменено. Можно

производить только последовательности освоения месторождений с учетом экономической

эффективности. Размещение производств по переработке УВ может производиться в разных

регионах с учетом затрат на доставку сырья и реализацию готовой продукции.

Особенности НГК

1. высокая неравномерность размещения производства и концентрация его главной части в

нескольких регионах

2. высокая капиталоемкость производства и необходимость постоянного осуществления

инвестиций для поддержания стабильных объемов производства

3. значительное негативное воздействие на ОС

4. высокий уровень риска инвестировании подготовки запасов из-за неопределенности

результатов

5. резкое различие биологических и экономических характеристик разрабатываемых

месторождений

6. непрерывность основных технических процессов, широкое использование суточных

показателей для характеристики объема производства

Современное состояние НГК характеризуется как стабилизация после активного роста,

объемы добычи и переработки УВ изменяются незначительно.

Добыча и транспорт нефти

Добыча нефти является самой крупной составной частью НГК, стоимость ее продукции

составит в 2008 году 3 трлн. руб., т.е. 60% продукции всех добывающих производств страны.

Основу для регулирования нефтедобычи составляют нефтяные, нефтегазовые, газонефтяные

месторождения.

Добычу нефти в России осуществляют более 200 компаний. Около 90% всей добычи

приходится на 10 крупнейших вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК):

Роснефть, Лукойл, ТНК ВР, Сургутнефтегаз.

ВИНК выполняют весь комплекс работ по разведке месторождений, добычу УВ, их

переработке, сбыту конечной продукции.

Основная часть рынка нефти не является свободной, т.к. почти все ее потоки происходят

внутри компаний. Происходит постепенное сокращение числа добывающих компаний за счет их

слияний и поглощений.

ДОСТОИНСТВА ВИНК

1. возможность концентрации фин. ресурсов для реализации крупных инвестиционных

проектов;

2. обеспечение собственным сырьем подразделений по переработке нефти;

3. получение доходов от реализации конечной продукции;

4. получение эффекта от оптимизации всей цепочки производств, что обеспечивает макс

прибыль;

5. возможность диверсификации деятельности за счет создания смежных производств;

6. возможность конкуренции с крупными иностранными нефтяными компаниями.

Крупнейшие компании экспортируют по 20-30 скважин, мелкие компании имеют от

нескольких штук до нескольких десятков.

Запасы нефти открыты на территории 40 субъектов федерации. Промышленная добыча

производиться в 35 регионах.

Наибольшие объемы добычи обеспечивают Уральский и Приволжский округа.

Около 50% всей добываемой нефти экспортируется в другие страны, под названием

«Сибирская Легкая» и «Юралс».

Одним из видов продукции нефтедобычи является попутный нефтяной газ. После

переработки на ГПЗ в виде готовой продукции получается сухой газ, ШФЛУ (которые

используются в нефтехимии). В среднем используется около 70% извлекаемого газа, а у лучшей

компании -90%

Перекачку нефти из районов добычи до НПЗ и на экспорт осуществляет компания

«Транснефть». Основные объемы перекачки производятся с севера Тюм. обл. в Зап. и Южн.

регионы страны.

Развитие трубопроводов системы происходит в направлении Балтийского моря и на Восток

страны. Цель- снижение зависимости от перекачки нефти по территории других государств.

ДОБЫЧА И ТРАНСПОРТ ГАЗА

Россия занимает первое место по запасам газа и его добыче.

Преимущества газа: удобство использования, высокая калорийность и экологическая чистота

сжигания

Основная часть открытых месторождений и прогнозных ресурсов находятся на севере Тюм.

обл. На данный регион приходится более 90% всей добычи газа в стране.

Естественный газ делится на:

 природный газ – получаемый из газовых залежей

 нефтяной – извлекаемый вместе с нефтью.

92% всей добычи составляет природный газ.

В добыче газа существует высокий уровень монополизации, более 80% всего производства

приходится на компании: Газпром, Сургутнефтегаз, ЛУКОЙЛ.

Доля Газпрома постоянно снижается, а других компаний растет.

Наибольшие объемы добычи газа в составе Газпрома приходятся на Ямбург и Уренгой.

Самыми крупными потребителями газа в России являются электростанции, металлургия,

ЖКХ и транспорт газа.

В Росси создана единая система газоснабжения, охватывающая Европейскую часть страны,

Урал и Зап. Сибирь.

Частью данной система является подземные хранилища газа, которые создается в регионах

высокого потребления этого топлива. Закачка газа производится летом, а отбор – зимой.

ПЕРЕРАБОТКА УВ

Включает переработку нефти, попутного нефтяного газа, газового конденсата, ШФЛУ.

В России существует 27 крупных НПЗ общей мощностью 260 млн т в год.

Наибольшее число НПЗ существует в Центральном и Приморском Федеральных округах. Из

регионов наибольшую мощность имеют Башкортостан, Самарская, Омская, Ленинградская

области.

Большинство НПЗ входит в состав ВИНК, они работают по схеме процессинга (т.е. не

являются собственниками сырья и оказывают услуги по его переработке головной компании).

В России производят более 500 продуктов переработки УВ.

Они делятся на 6 групп:

1. моторные топлива

2. энергетическое топливо, используемое на электростанциях

3. смазочные масла

4. технические жидкости

5. нефтяной кокс, используемый в металлургии и на электростанциях

6. битумы, используемые в строительстве и используемые в производстве электродов.

Состав технических процессов по переработке нефти и уровень затрат на переработку

зависит от характеристик сырья. Наиболее ценными являются легкие сорта нефти с низким

содержанием серы, воды и примесей, имеющую низкую вязкость.

В структуре продукции повышается доля высокооктановых бензинов и снижается доля

мазута.

Особенностью переработки нефти в России является низкая доля ценной продукции и

высокий удельный вес малоценных продуктов.

Доля бензина в 2-3 раза ниже, чем в развитых странах.

Уровень развития переработки определяется долей топлива, соответствующему

евростандарту.

Производство по переработке нефти размещается в районах высокой концентрации

потребления нефтепродуктов. Это связанно с тем, что перекачка сырой нефти по трубопроводу

обходится значительно дешевле, чем перевозка готовых НП по ж/д. Кроме того, НПЗ потребляют

большое количество воды и электроэнергии, поэтому все они размещаются на крупных реках

радом с электростанциями.

Крупные НПЗ имеют производительность от 10 до 20 млн т в год. В ряде случаев

переработка нефти комбинируется с нефтехимией, что дает возможность повысить эффективность

использования сырья, снизить затраты на перемещение полученных полуфабрикатов,

использовать общую инфраструктуру.

Главными проблемами по переработки нефти являются:

1. устарелое оборудование и техника

2. низкая глубина переработки сырья

3. несоответствие продукции международным стандартам.

Кроме крупных НПЗ в России эксплуатируется около 40 минизаводов с мощностью до 1 млн

т. Они обеспечивают моторным топливом потребителей в отдельных районах, куда доставка с

крупных НПЗ обходится дорого.

Переработка газов производится для выделения «сухого газа», который перекачивается по

трубопроводам и тяжелых фракций, которые не рационально использовать как топливо.

В России перерабатывается около 10% всего добываемого газа, В США более 80%.

Наибольшие мощности по переработке имеются у компани «Сибур» и у Уральской

геофизической компании. Основные производства компании расположены в Нижневартовске,

Радужном, Губкинском, Тобольске.

Из нефтяных компаний наибольший объем переработки выполняют «Сургутнефтегаз» и

«Лукойл».

ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

Производится с целью выделения из сырья компонентов для нефтехимии.

Наибольшие объемы конденсата существует на Уральском и Ямбурском месторождении, где

производятся его первичная переработка.

Готовые продукты из конденсата получаются на Сургутском ЗСК: дизельное топливо,

авиабензин, реактивное топливо.

Одним из видов продукции НГК являются сжигаемые газы - легкие УВ, которые при

обычном давлении являются газами и превращаются в жидкость при высоком давлении.

Сжиженные газы получаются из попутного газа и газоконденсата.

Самые крупные производители - Тобольский НХК и Сургутский ЗСК.

Основным потребителями являются: жкх, нефтехимия, авто транспорт.

Часть продукции экспортируется. Для сжиженного газа устанавлен особый режим экспорта

– он вывозится в том случае, если удовлетворены внутренние потребности.

НГК ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ

НГК представляет собой основу экономики области, на него приходится 60% валового

регионального продукта и 85% всей отгрузки промышленной продукции.

Область поставляет в 2 раза больше углеводородных ресурсов, чем все остальные регионы

страны вместе взятые. В регионе открыто более 600 месторождений газа.

Наибольшие запасы нефти в ХМАО, газа в ЯНАО.

Современный НГК в основном использует материальную базу, созданную в 70-80г.

Крупнейшее месторождение региона в основном выработаны и для поддержания

производства осуществляется ввод в разработку большого числа мелких месторождений.

В области имеются добывающие подразделения большинство из них -крупных масштабов.

Система транспортировки нефти является одной из крупнейших в мире. По ней

перекачивают более 300 млн т в год.

В регионе эксплуатируются уникальная система газопроводов. Объем производства

моторного топлива составляет 3 млн т в год. Существуют встречные поставки, те ввоз

нефтепродуктов из других регионов и вывоз за пределы области подразделениями Газпрома.

Существует производство моторных масел в Тюменской области и битумов в Сургуте.

Единственным предприятием нефтехимии является Тобольский НХК. Газохимический комплекс

строится в Новом Уренгое.

Существуют возможности увеличения объемов переработки углеводородов в 2-3 раза из-за

наличия сырья и дешевой электроэнергии.

ЗАТРАТЫ В НГК

Включает 2 направления затрат, которые различаются:

 по экономическому содержанию

 по порядку учета:

1. инвестиции

2. эксплутационные расходы.

Общая характеристика инвестиционной деятельности

Инвестиции – затраты на развитие экономки (социальной сферы) с целью получения

будущей прибыли или социального эффекта.

Инвестиции делятся на 2 группы:

1. финансовые вложения организации

2. инвестирование в нефинансовые активы

финансовые вложения – затраты на приобретение ценных бумаг, предоставление кредитов

другим организациям, вклады в уставный каптал организации. Делятся на:

 долгосрочные (более года)

 краткосрочные (до года)

Инвестиции в нефинансовые активы включают вложения:

1. в основной капитал

2. в нематериальные активы

3. вложения в нефинансовые активы

4. затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы

98% всех инвестиций в нефинансовые активы приходятся на инвестиции в основной

капитал. Они представляют собой затраты в ОФ. Их результатом является здания, сооружения,

оборудование, транспорт и др.

Различают следующие виды структур инвестиций в основной капитал:

1. по видам экономической деятельности (добыча ПИ, обрабатывающие производства,

транспорт, торговля)

2. по видам сооружений или преобразованных объектов (оборудование, здание)

3. по источникам финансирования (кредиты банка, бюджетные средства от вышестоящих

организаций)

4. технологическая структура (доля оборудования, СМР)

5. территориальная структура (распределение инвестиций по субъектам Федерации)

Капитальные вложения – инвестиции в основной капитал

в составе инвестирования на развитие НГК выделяются направления затрат:

1. геологоразведочные работы

2. разработка месторождений

3. транспорт по магистральным трубопроводам

4. переработка углеводородного сырья

5. сбыт нефти, газа и продуктов переработки

Затраты на геологоразведочные работы

Затраты на разведку и поиск нефти и газа составляют 80% всех затрат по стране в целом и

более 95% Тюм.обл.

Затраты на ГРР в НГК включает:

1.общее региональное изучение рынка

2.лабораторные работы

3.геофизические работы

4.коммерческие работы

5.бурение поисковых и разведочных скважин

6.строительство производственных объектов

7.транспортировка грузов и персоналов

ИНВЕСТИЦИИ В СТРОИТЕЛЬСТВО

На начальном этапе освоения месторождения в общем объеме инвестиций занимают

объекты инфраструктуры (дорого, энерго – и водоснабжение, аэропорты и вертолетные площадки,

вахтовые поселки).

Удельные капитальные вложения (УКВ) в добычу газа рассчитываются на 1000 куб. м новой

мощности, на 1000 куб. м среднегодовой добычи.

Особенностью добычи газа является более высокая стабильность объема производства,

поэтому УКВ рассчитываются на 1000 куб. м максимальной проектной добычи.

Затраты на бурение нефтяных скважин. Факторы, влияющие на стоимость скважины:

1. район расположения месторождения, влияющий на уровень затрат по доставке

оборудования, материалов и персонала

2. состояние земной поверхности, наиболее сильное удорожание происходит при

бурении скважины в поймах рек, где существуют высокие природоохранные

требования

3. твердость горных пород, чем выше, тем больше расход долот, больший объем

подъемных операций, ниже скорость бурения, выше затраты

4. глубина скважины, стоимость скважин резко возрастает при глубине свыше 3000

м, т.к. при этом увеличивается доля спуска подъемных операций

5. наличие осложнений при бурении и конструкции скважины. Осложняющие

факторы – мощные газовые пласты, аномально высокое пластовое давление,

поглощение промывочных жидкостей, обвалы пород в скважинах. Для

предупреждения осложнений производится спуск дополнительной технической

колонны труб. Высокой стоимостью характеризуются горизонтальные скважины,

при применении которых происходит усложнение технологий работ и снижается

скорость бурения

6. концентрация буровых работ. При массовом строительстве скважин и высокой

плотности их размещения стоимость скважины ниже, чем при бурении редкой

сетки скважин, наиболее низкие затраты возникают при разбуривании крупных

многопластовых месторождений и наличии нескольких сеток скважин.

Для характеристики капиталоемкости строительства скважин используются показатели:

 стоимость 1 м проходки

 стоимость 1 законченной скважины в целом

В 2007 году в нефтяной промышленности России средняя стоимость 1 м проходки составила

12000 руб, 1 пробуренной скважины 30U000U000 руб.

ИНВЕСТИЦИИ В СТРОИТЕЛЬСТВО МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

По трубопроводам перекачивается весь добываемый в стране газ, 98% нефти, часть

продуктов перерабатываемых углеводородов (бензин, дизельное топливо, ШФЛУ, этилен,

аммиак).

Трубопроводный транспорт является самым дешевым способом доставки углеводородных

ресурсов.

Преимущества:

- непрерывность работы;

- надежность;

- автоматизированный режим;

- низкая трудоемкость;

- независимость от климатических условий.

Необходимым условием строительства трубопроводов является наличие определенного

минимального объема перекачки. Оптимальная производительность трубопроводов составляет 60-

80 млн т в год, газопроводов – 30-35 млрд м

в год. При этом достигаются самые низкие удельные

затраты.

Факторы, которые влияют на стоимость строительства трубопроводов:

- Рельеф местности и состояния земной поверхности (затраты возрастают при строительстве

горной местности и угрозе землетрясении).

- Диаметр трубопроводов (чем больше диаметр, тем выше затраты на стоимость 1 км

трубопровода, но ниже удельные затраты при эксплуатации в расчете на тысячу м

нефти или на

1000 куб. м).

- Наличие водных преград (реки, заливы), что вызывает необходимость строительства линий

дублеров, наличие охраняемых природных объектов.

- Общее состояние инфраструктуры в речные строительства, наличие железнодорожных и

автомобильных дорог, источников энергосбережения и населенных пунктов для проживания

персонала.

В процессе эксплуатации трубопроводов производятся работы на их реконструкции,

замене оборудования и линейной части, что так же включают в объем инвестиций.

В качестве УКВ на трубопроводном транспорте используются два показателя:

1. стоимость строительства 1 км линейной части;

2. удельные затраты на перекачку 1 т нефти или 1000 м

газа на расстояния 100 км.

Сущность эксплуатационных расходов.

Эксплуатационные расходы осуществляются в ходе текущей производственной

деятельности, организации нефтегазового комплекса по производству и реализации продукции.

В отличии от инвестиций они не носят единовременного характера и постоянно

возобновляются.

Они носят название себестоимость продукции.

Себестоимость является одним из главных показателей эффективности производства, она

определяет размер прибыли, налогооблагаемых платежей, возможности инвестирования за счет

собственных средств.

Различают среднеотраслевую и индивидуальную себестоимость.

Среднеотраслевая себестоимость характеризует типичный уровень затрат в данном виде

деятельности.

Индивидуальная себестоимость формируется на каждом конкретном предприятии и может

резко отличаться от средней по отрасли.

Эксплуатационные расходы делятся по двум признакам:

1.по элементам затрат;

2.по статьям калькуляции

Элементы затрат включают однородные виды расходов: материальные затраты, оплата

труда, ЕСН, амортизационные основные средства, природные расходы.

Материальные затраты включают: 1) расходы на приобретение сырья, основные

вспомогательные материальные энергоресурсы, водные и т.д.

Состав элементов затрат в ресурсах является одинаковым для всех организаций и

определенным ПБУ.

Сырье и основные материалы образуют основну продукта.

В добыче нефти и газа сырье и основные материалы отсутствуют, т.к. используются

природные продукты.

Вспомогательные материалы не образуют основу продукта и используются в

технологических процессах в качестве дополнительных факторов производства.

Оплата труда включает суммы начисления по тарифным ставкам, сдельным расценкам, по

окладам, а так же размещение премии и надбавки включая территориальные коэффициенты.

ЕСН включает выплаты в пенсионный фонд, фонды социального и медицинского

страхования.

Амортизация вычисляется исходя из балансовой стоимости основных средств и

установленных норм амортизации.

Прочие расходы в основном составляют из администрационно-управляемых ресурсов.

Эксплуатационные расходы делятся на:

- условно-постоянные

- условно-переменные

К условно-постоянным относятся такие расходы, которые в незначительной степени зависят

от объема производства (амортизационные основные средства, содержание помещений,

административно-управляемые расходы)

Величина условно-переменных затрат зависит от объема производства.

Особенностью нефтегазовой промышленности является высокий удельный вес условно-

постоянных расходов. Это вызывает увеличение затрат на единицу продукции при уменьшении

объема производства.

Деление ЭР по статьям калькуляции характеризуют их величину по месту возникновения,

т.е. по цехам или технологическим процессам.

Калькуляция может включать однородные элементы расходов (з/п) и комплексные статьи,

включая различные элементы.

Состав статьи калькуляции зависит от видов деятельности.

Соответствие с действующим в России положением о бух. учете перечень статьи

калькуляции установления каждой организацией самостоятельно.

СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ПОПУТНОГО ГАЗА

Себестоимость продукции является одним из важнейших показателей, определяющих

прибыльность производства.

Особенностями технологических процессов добычи нефти, определяющими формирование

затрат является:

1. непрерывность производства;

2. сильное влияние на экономически природных факторов;

3. наличие долгосрочной тенденции к увеличению удельных затрат, из-за ввода в

разработку менее эффективных месторождений;

4. размещение производителей деятельности на большой территории;

5. высокий удельный вес условно постоянных расходов;

6. отсутствие незавершенного производства;

7. наличие попутного продукта в виде нефтяного газа.

Расходы на добычу нефти и попутного газа определяется по элементам сметы затрат и по

статьям калькуляции.

В составе типовой калькуляции себестоимости добычи нефти выделяют следующие статьи:

1. расходы на энергию по извлечению нефти. Состоят из затрат на электроэнергию при

использовании насосной добычи нефти и на сжатый газ при добыче. Расходы по данной статье

отсутствуют при фонтанной эксплуатации скважин.

2. Расходы по искусственному воздействию на пласт. Включают весь комплекс затрат,

связанный с поддержанием пластового давления в продуктивных пластах. Состоят из

эксплуатационных, водозаборных и нагнетательных скважин, водоводов, насосных станциях

высокого давления.

3. Зарплата персонала, занятого непосредственно добычей нефти и отчисления на соц.

нужды. К данной категории относятся работники цехов по добыче нефти.

4. Амортизация добывающих и контрольных скважин. Амортизация начисляется

равномерно, в течение нормативного срока службы скважин = 15 годам. Независимо от

фактической продолжительности эксплуатационных скважин. Не начисляется амортизация только

по скважинам, законченным в установленном порядке до ввода месторождения в разработку.

Амортизация производится также по ликвидационным скважинам в течение нормативного срока.

По нефтяным скважинам не возникает экономических потерь из-за недоамортизации. Стоимость

скважин, не включающая название оборудования, фонтанных арматур, труб, штанги, которая

является самостоятельным объектами амортизации. Начисление амортизации скважин начинается

с 1 числа месяца следующим за месяцем их включения в состав ОФ предприятия.

5. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа. Состоят из затрат на перекачку

жидкости от скважин до установок подготовки нефти, созданию сети трубопроводов,

сепарационных установок и др.

6. Расходы, включающие стоимость реагентов, используемых при разделении нефти и воды,

затраты на эксплуатацию установок обезвоживания нефти, стоимость технологических потерь

нефти в пределах установленных норм.

7. расходы на подготовку и освоение производства, включающие затраты по доразведке

месторождений, созданию новых структурных подразделений, научно-исследовательских и

опытно-конструкторских работ.

8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования. Включают затраты на ремонт

скважин и оборудования (труб, насосов, электродвигателей).

9. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Рассчитывается по специальной

формуле, установленной налоговым кодексом РФ, при этом учитывается средняя цена продажи

рос. Нефти на европейском рынке и средний курс рубля $, средняя цена устанавливается мин.

экономического развития, средний курс -Центробанком. НДПИ устанавливается на нефть и не

начисляется на попутный газ.

10. Цеховые расходы, включают затраты на содержание аппарата управления цехов по

добыче нефти, содержание охраны труда.

11. Общепроизводственные расходы, состоят из затрат по НГДУ в целом и на содержание

вышестоящих органов.

12. Прочие производственные расходы, включают затраты на страхование имущества,

рекультивацию земель, земельный налог, платежи за выбросы вредных веществ.

13. Коммерческие расходы, связанные с транспортом нефти и газа до магистральных

трубопроводов или пунктов отгрузки по ж/д.

При составлении калькуляции рассчитывается общая величина расходов и затрат на одну

тонну нефти и 1000 кубометров газа. Определяется себестоимость валовой и товарной продукции.

Товарная продукция меньше валовой за счет внутреннего потребления предприятия, потерь

продукции.

Распределение эксплуатационных расходов между нефтью и попутным газом производится

по специальной методике: -затраты на энергию по извлечению жидкости из скважин, ППД,

подготовке нефти относятся только на нефть, все другие расходы распределяются между нефтью и

газом, их валовой добыче.

Соотношение затрат по стадиям калькуляции изменяется по стадиям разработки

месторождений. В начальный период наибольший удельный вес занимают общепроизводственные

расходы и амортизация скважин. На старых месторождениях повышается доля затрат на

извлечение жидкости из скважин, подготовку нефти и ППД.

Себестоимость определяется только по НГДУ и официально не рассчитывается по

месторождениям.

На уровень себестоимости добычи нефти влияют следующие факторы:

1) производительность скважин (чем выше дебит, тем ниже удельные затраты).

Низкий дебит скважин по нефти является критерием прекращения эксплуатации скважин при

достижении пределов рентабельности.

2) Общий объем добычи нефти (чем больше добыча, тем ниже удельные затраты из-за

высокой доли условно-постоянных расходов).

3) Район расположения месторождения (наиболее высокие затраты возникают при

разработке месторождений в районе крайнего севера на заболоченных территориях, находящихся

на большом удалении от объектов инфраструктуры).

4) Характеристики нефти и газа (дополнительные затраты возникают при добыче

вязкой нефти, использовании тепл. методов разработки, высоком содержании серы)

В настоящее время в практике нефтяных компаний выделяются следующие виды

себестоимости: -полная с/с добычи (2000 руб за тонну) –техническая с/с (не учитываются налоги)

–операционная с/с (без учета амортизации и налогов).

ОБЪЕМЫ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Себестоимость добычи природного газа в несколько раз ниже чем с/с попутного нефтяного

газа. Это связано с тем, что количество продукции, полученной из газовых скважин значительно

больше, чем количество попутного газа, полученного из нефтяных скважин. Фондоемкость

добычи природного газа ниже, чем попутного нефтяного. На уровень себестоимости природного

газа влияют те же факторы, что и себестоимости нефти: размеры месторождений и их

продуктивность, район размещения производства, состояние земной поверхности, концентрация

мощностей, технологических установок, качественные характеристики углеводородов, т.е.

содержание серы, тяжелых фракций гелия.

Наиболее крупным элементом расходов является амортизация ОС. В отличие от добычи

нефти первое место занимает амортизация не скважин, а установок комплексной подготовки газа.

Нормативный срок службы скважин 12 лет, начисление амортизации по ним производится в таком

же порядке как и по нефтяным скважинам.

В состав с/с добычи природного газа входят земельный налог и налог на добычи полезных

ископаемых. НДПИ по газу устанавливается в виде фиксированной величины на 1000 кубометров

добычи. В настоящее время его величина равна 147руб/1000 кубометров. Размер НДПИ по газу в

несколько раз меньше чем по нефти. Наиболее низкие значения с/с природного газа существуют

по группе крупнейших месторождений на севере Тюменской области (Уренгой, Ямбург). На них

дебиты скважин составляют сотни тысяч м3 в сутки. Производственные объект имеют высокую

мощность. Уровни с/с газа=150-300 руб за 1000 м3 на внутреннем рынке.

По мелким и истощенным месторождениям в других регионах страны с/с газа превышает

1000 руб за 1000м3. Структура с/с газа изменяется по стадиям разработки месторождений. По

мере выработки залежи и снижения пластового давления возникают дополнительные затраты на

строительство и эксплуатацию компрессорных станций, подающих газ под высоким давлением в

систему магистральных трубопроводов.

Величина эксплуатационных расходов возрастает при наличии газового конденсата.

Возникают дополнительные расход на вспомогательные материалы в основном этанол при

перекачке продукции по нефтяным месторождениям. Возникает необходимость в строительстве и

эксплуатации установок по переработке конденсата. Общее увеличение расходов при наличии

конденсата = 20-30%. Общие расходы предприятия распределяются между газом и конденсатом

по специальной методике.

СЕБЕСТОИМОСТЬ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

Особенности технологических процессов переработки нефти, влияющие на

эксплуатационные расходы:

1.непрерывность процессов в течение года за исключением остановок в летний период на 2 –

3 недели для ремонтных работ и при авариях

2.использование большого числа разнообразных технологических установок, на которых

последовательно из исходного сырья получаются различные продукты

3.взаимозависимость технологических установок и необходимость синхронизации их

работы по объемам производства и характеристика продукции

4.высокая пожаро – и взрыво – опасность производства из – за специфики сырья,

промежуточных и конечных продуктов, протекания основных технологических процессов при

высоких температурах и давлениях.

Отличия структуры затрат на переработку нефти от структуры затрат на добычу:

1.высокая доля расходов на приобретение сырья за исключением случаев работы НПЗ по

процессингу. Процессинг – форма организации работы, при которой НПЗ не покупают нефть у

добывающих предприятий, а только оказывает услуги по ее переработке собственнику нефти.

Собственниками нефти являются органы управления крупных компаний

2.отсутствие налога на добычу ПИ

3.широкий ассортимент продукции, включающий более 100 наименований. Это определяет

необходимость условного распределения расходов м/у продуктами

4.широкий ассортимент вспомогательных материалов в виде реагентов, катализаторов,

растворителей.

5.высокая энергоемкость производства из – за необходимости нагревания исходного сырья и

промежуточных продуктов

6.высокие затраты на обеспечение безопасности работ