На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти готовые бесплатные и платные работы или заказать написание уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов по самым низким ценам. Добавив заявку на написание требуемой для вас работы, вы узнаете реальную стоимость ее выполнения.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Быстрая помощь студентам

 

Работа № 101388


Наименование:


Лабораторка Лабораторные работы по экономике предприятия Вариант 4. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1 «Анализ фондоотдачи в добыче нефти»

Информация:

Тип работы: Лабораторка. Предмет: Эконом. предприятия. Добавлен: 30.11.2016. Сдан: 2016. Страниц: 34. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»


Институт нефтегазового бизнеса


Кафедра экономики и управления на предприятии
нефтяной и газовой промышленности


ОТЧЕТ
по лабораторным работам
по дисциплине «Экономика предприятий»


Вариант 4


Уфа
2016
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1
«Анализ фондоотдачи в добыче нефти»
Цель работы: Научиться анализировать изменение показателя фондоотдачи нефтедобывающего предприятия вследствие влияния различных факторов.
Исходные данные:
Показатель Базисный период Отчетный период
1 Коэффициент эксплуатации скважин 0,962 0,955
2 Среднегодовая стоимость активной части ОПФ, тыс. руб. 248113 249991
3 Скважино-месяцы, отработанные по способам эксплуатации: фонтанному 1146 1169
насосному 10318 10418
4 Средний дебит, приходящийся на один скважино-месяц отработанный по способам эксплуатации, т: фонтанному 114 112
насосному 162 157
5 Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду 12331 12441
6 Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду 11917 12136

Ход решения:
Методика анализа фондоотдачи в нефтедобыче.
Для определения влияния на уровень фондоотдачи в добыче нефти степени экстенсивного и интенсивного использования скважин и структуры основных производственных фондов используют следующую формулу:
, (1)
где q – средний дебит нефти, т/скв-мес. отработанный;
СМЧЭ – скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному
фонду скважин;
КБ – коэффициент, характеризующий бездействующий фонд
скважин;
КЭ – коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин, д.ед.;
СактСГ – среднегодовая стоимость активной части основных
производственных фондов, руб.
, (2)
где СМЧД – скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду
скважин.
Рассчитаем:


Для выявления влияния на средний дебит структурных сдвигов по способам эксплуатации средний дебит определяется по формуле
, (3)
где СМОi – скважино-месяцы, отработанные по i-му способу
эксплуатации (фонтанному и насосному);
qi – средний дебит нефти по i-му способу эксплуатации, т/скв-мес.
Рассчитаем средний дебит:




Тогда формула (1) приобретает вид:

. (4)
Рассчитаем фондоотдачу:




Влияние на изменение фондоотдачи каждого фактора производим методом цепных подстановок по нижеследующим формулам, где индексом «1» обозначены данные рассматриваемого (отчетного) периода, а индексом «0» – данные базисного периода.
1 Рассчитаем изменение фондоотдачи за счет изменения среднего дебита:
, (5)

в том числе за счет:
изменения среднего дебита по i-му способу эксплуатации:

, (6)


изменения скважино-месяцев, отработанных по i-му способу эксплуатации:

, (7)



изменения скважино-месяцев, отработанных по всему эксплуатационному фонду скважин:

. (8)


Проверить правильность вычислений можно исходя из равенства:
; (9)

2 Рассчитаем изменение фондоотдачи за счет изменения скважино-месяцев, числившихся по эксплуатационному фонду скважин:

. (10)


3 Рассчитаем изменение фондоотдачи за счет изменения коэффициента, характеризующего состояние бездействующего фонда скважин:
. (11)

4 Рассчитаем изменение фондоотдачи за счет изменения среднегодовой стоимости активной части основных производственных фондов:
. (12)


5 Изменение фондоотдачи за счет изменения коэффициента эксплуатации действующего фонда скважин:

. (13)

Таким образом, общее изменение фондоотдачи вследствие влияния всех факторов составит:
. (14)

Проверить правильность вычислений можно исходя из равенства:
. (15)

Результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Результаты анализа изменения фондоотдачи в добыче нефти под влиянием различных факторов
Фактор Изменение,
т/тыс. руб.
1 Изменение среднего дебита, в т.ч. -0,22
1.1 изменение среднего дебита по насосному способу эксплуатации -0,210
1.2 изменение среднего дебита по фонтанному способу эксплуатации -0,009
1.3 изменение скважино-месяцев, отработанных по насосному способу эксплуатации 0,063
1.4 изменение скважино-месяцев, отработанных по фонтанному способу эксплуатации 0,010
1.5 изменение скважино-месяцев, отработанных по всему эксплуатационному фонду скважин -0,075
2 Изменение скважино-месяцев, числившихся по эксплуатационному фонду скважин 0,062
3 Изменение коэффициента, характеризующего состояние бездействующего фонда скважин 0,066
4 Изменение среднегодовой стоимости активной части основных производственных фондов -0,053
5 Изменение коэффициента эксплуатации действующего фонда скважин -0,052
ИТОГО -0,199

Выводы:
Общее изменение фондоотдачи вследствие влияния всех факторов составило -0,199. Из сводной таблицы видно, что среди анализируемых факторов повлияло изменение среднего дебита по насосному способу эксплуатации, несмотря на общее изменение фондоотдачи изменение скважино-месяцев, отработанных по насосному способу эксплуатации.


ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №2
«Анализ фондоотдачи в бурении скважин»
Цель работы: Научиться анализировать изменение показателя фондоотдачи бурового предприятия вследствие влияния различных факторов.
Исходные данные:
Показатель Базисный период Отчетный период
1 Среднегодовая стоимость ОПФ, тыс. руб. 47269 50196
2 Среднегодовая стоимость прочих ОПФ, тыс. руб. 10730 11186
3 Среднегодовая стоимость активной части ОПФ, тыс. руб. 36849 39011
4 Среднегодовое количество буровых установок в хозяйстве, комплект 187 182
5 Объем буровых работ,
тыс. руб. 109499 134601
6 Среднее время производительной работы 1 буровой установки в год, ст-мес. 803,4 812,2

Ход решения:
Методика анализа фондоотдачи в бурении скважин.
Для определения влияния на уровень фондоотдачи в бурении скважин степени экстенсивного, интенсивного и интегрального использования буровых установок и структуры основных производственных фондов используют следующую формулу:


, (16)
где t – среднее время производительной работы одной буровой
установки в год, ст-мес./комплект;
nСГ – среднегодовое количество буровых установок в хозяйстве,
комплект;
ПБУ – средняя производительность одной буровой установки,
руб./ст-мес.;
ССГ – среднегодовая стоимость основных производственных
фондов, руб.
Влияние на изменение фондоотдачи каждого фактора производим методом цепных подстановок по нижеследующим формулам, где индексом «1» обозначены данные рассматриваемого (отчетного) периода, а индексом «0» – данные базисного периода.
П 0бу=109499/(187*803,4)=0,728
ФО0=803,4*187*0,728/(10730+47269)=1,885
П1бу=134601/(182*812,2)=0,910
ФО1=812,2*182*0,910/(11186+50196)=2,191
1 Изменение фондоотдачи в зависимости от изменения уровня экстенсивного использования (во времени) буровых установок:
. (17)
ФОt=(812,2-803,4)*187*0,728/57999=0,020
2 Изменение фондоотдачи в зависимости от изменения уровня интенсивного использования (производительности) буровых установок:
. (18)
ФОПбу=812,2*187*(0,910-0,728)/57999=0,476
3 Изменение фондоотдачи в зависимости от изменения среднегодового числа буровых установок:
. (19)
ФОnСГ=812,2*(182-187)*0,910/57999=-0,063
4 Изменение фондоотдачи за счет изменения среднегодовой стоимости основных производственных фондов:
. (20)
ФОСсг=812,2*182*0,910*(1/61382-1/57999)=-0,127
Таким образом, общее изменение фондоотдачи вследствие влияния всех факторов составит
. (21)
ФО=0,020+0,476-0,063-0,127=0,306
Проверить правильность вычислений можно исходя из равенства:
. (22)
ФО=2,191-1,885=0,306
Более подробно можно рассчитать изменение фондоотдачи за счет изменения удельного веса активной части ОПФ:
, (23)
где ? – удельный вес активной части ОПФ, д.ед.;
? – изменение стоимости оборудования, приходящегося на один
комплект буровой установки в хозяйстве, руб./комплект.
. (24)
?=57999/61382=0,944
n1=39011/61382=0,636
n0=36849/57999=0,635
ФОСактсг=(803,4*187*0,728)/61382х(0,636/0,635*0,944-1)=-0,102
Результаты расчетов представлены в таблице 2. и сделать выводы о том, какой из анализируемых факторов в большей и меньшей степени повлиял на общее изменение фондоотдачи.

Таблица 2 – Результаты анализа изменения фондоотдачи в бурении скважин под влиянием различных факторов
Фактор Изменение, руб./руб.
1 Изменение уровня экстенсивного использования буровых установок 0,020
2 Изменение уровня интенсивного использования буровых установок 0,476
3 Изменение среднегодового числа буровых установок -0,063
4 Изменение среднегодовой стоимости основных производственных фондов -0,127
в том числе за счет изменения удельного веса активной части основных производственных фондов -0,102
ИТОГО 0,306


ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №3

«Оценка степени использования скважин»

Цель работы: Освоить формулу расчета показателей использования скважин нефтегазодобывающего предприятия во времени.

Исходные данные:
Показатель Значение
1 Число скважин в действующем фонде на начало года, скв. 158
2 Число скважин в бездействующем фонде на начало года, скв. 20
3 Число скважин, вводимых из бездействия, скв. 8
4 Дата ввода скважин из бездействия 9 сент.
5 Число новых скважин, вводимых из бурения, скв. 7
6 Дата ввода новых скважин из бурения 14 авг.
7 Число скважин, выводимых в бездействующий фонд, скв. 4
8 Дата вывода скважин в бездействующий фонд равно-мерно
9 Число ликвидированных скважин 2
10 Дата ликвидации скважин 19 янв.
11 Время остановок скважин действующего фонда, сут. 15
12 Время остановок вводимых из бездействия скважин, сут. 11
13 Время остановок новых вводимых скважин, сут. 8

Ход решения:

Методика определения показателей степени использования нефтяных
и газовых скважин во времени.
Коэффициент экстенсивного использования в нефтегазодобыче определяется двумя способами:
, (25)
где – коэффициент эксплуатации скважины, д.ед.;
– коэффициент использования скважины, д.ед.
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин показывает отношение суммарного фактического времени работы скважин к суммарному календарному времени действующего фонда скважин:
, (26)
где СМЧД – скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду
скважин;
СМО – скважино-месяцы отработанные (без времени ремонта).
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин показывает отношение суммарного фактического времени работы скважин к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин (с учетом всех простоев):
, (27)
где СМЧЭ – скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному
фонду скважин.

Суммарное использование основных фондов принято определять интегральным коэффициентом использования скважин:
Кi = Кэ ? Ки . (28)
Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду, определяют:
, (29)
где NЭ – число скважин эксплуатационного фонда на начало года, скв.;
Nн – число новых скважин, введенных из бурения, скв.;
tн.кал – календарное время работы новых скважин в году
(в соответствии с планом-графиком ввода скважин), дни;
Nл – число ликвидированных скважин, скв.;
tл.кал – календарное время работы ликвидированных скважин, дни.


Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду, рассчитываются:
, (30)
где NД – число скважин действующего фонда на начало года, скв.;
Nвв – количество вводимых в течение года из бездействия, скв.;
tвв.кал – календарное время работы вводимых из бездействия
скважин, дни;
Nвыб – число выводимых в бездействующий фонд скважин, скв.;
tвыб.кал – календарное время работы выводимых в бездействующий
фонд скважин, дни.

Скважино-месяцы, отработанные (эксплуатации) в плане, определяются:

, (31)
где tост – плановые остановки по скважинам действующего фонда на
начало года, дни;
tвв.ост, tн.ост – плановые остановки по скважинам, вводимым из
бездействия и новым скважинам, дни.

СМО=(365-15)*158/30,4+8*(113,2-11)/30,4+7*(139,6-8)/30,4-4*183/30,4=1852,196

КЭ=1852,196/1934,894=0,957;

КИ=1852,196/2168,131=0,854;

Кi = 0,957? 0,854=0,817.

Результаты расчетов представлены в таблице 3.

Таблица 3 – Показатели экстенсивного использования скважин
Показатель Значение
1 Фактическое время эксплуатации скважин, скв-мес. 1852,196
2 Плановое время работы скважин действующего фонда, скв-мес. 1934,894
3 Плановое время работы скважин эксплуатационного фонда, скв-мес. 2168,131
4 Коэффициент эксплуатации скважин 0,957
5 Коэффициент использования скважин 0,854
6 Интегральный коэффициент экстенсивного использования 0,817

Выводы:
Скважины эксплуатационного фонда использовались на 85%.
Скважины действующего фонда эксплуатировались на 95%.


ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №4
«Нормирование оборотных средств на промышленных предприятиях»

Цель работы: Научиться рассчитывать номы и нормативы оборотных средств промышленных предприятий с учетом специфики отрасли.

Исходные данные для расчета норматива оборотных средств нефтегазодобывающего предприятия:
Показатель Вариант
4
1. Норма запаса скважинных насосов, дни 14
2. Число ремонтов насоса до его износа, ед. 5
3. Продолжительность одного ремонта, дни 3
4. Перевозка насоса до ремонтной площадки и обратно, дни 3
5. Фонд скважин, работающих со скважинными насосами, скв. 60
6. Средний срок службы насоса, лет 2
7. Цена одного насоса, руб./шт. 7600


Исходные данные для расчета норматива оборотных средств бурового предприятия:
Показатель Вариант
4
1 Планируемый расход вспомогательных материалов при бурении скважин, тыс. руб.:
химические реагенты 500
цемент 270
кальцинированная сода 145
прочие вспомогательные
материалы 260
2 Плановый период, дни. 90
3 Норма запаса вспомогательных материалов, дни
химические реагенты 20
цемент 15
кальцинированная сода 21
прочие вспомогательные
материалы 42
4 Аварийный запас для вспомогательных материалов, дни 4
5 Число бурящихся скважин в плановом периоде, скв. 5
6 Длина обсадных труб, подлежащих спуску (общая), м 2500
7 Страховой запас труб, дни 9
8 Норма запаса обсадных труб, дни 25
9 Продолжительность подготовки труб к спуску, дни 4
10 Цена 1 метра обсадных труб, руб./м 40
Исходные данные для расчета норматива оборотных средств строительного предприятия:
Показатель Вариант
4
1 Планируемый объем производства геофизических станций, ед. 40
2 Расход основных материалов и комплектующих на 1 станцию, тыс. руб./ед. 35
3 Норма запаса основных материалов и комплектующих, дни 23
4 Расход вспомогательных материалов на 1 станцию, тыс. руб./ед. 50
5 Норма запаса вспомогательных материалов, дни 44
6. Расход топлива на 1 станцию, тыс. руб./ед. 24
7 Норма запаса топлива, дни 20
8 Расход инструмента, запасных частей и малоценного инвентаря на 1 станцию, тыс. руб./ед. 58
9 Норма запаса инструмента, запасных частей и малоценного инвентаря, дни 70
10 Расход прочих производственных запасов на 1 станцию, тыс. руб./ед. 18
11 Норма запаса прочих производственных запасов, дни 32
12 Продолжительность цикла изготовления 1 станции, дни 48
13 Коэффициент нарастания затрат, д.ед. 0,80
14 Производственная себестоимость единицы продукции,
тыс. руб./ед. 230
15 Остаток расходов будущих периодов по плану, млн. руб. 3
16 Норма запаса готовой продукции, дни 9
17 Цена реализации 1 геофизической станции, тыс. руб./ед. 350

Ход решения:
Методика определения нормативов и норм оборотных средств.

Расчет потребностей в оборотных средствах может в значительной мере варьироваться в зависимости от особенностей отрасли промышленности (предприятия) и даже при расчете отдельных видов оборотных средств.
Для нефтегазодобывающего предприятия расчет норматива средств на обеспечение запаса скважинных насосов можно рассчитать по следующей формуле:
, (32)
где НЗ – норма запаса насосов, дни;
Nрем – число ремонтов насоса до его износа, ед.;
tpем – продолжительность одного ремонта, включая перевозки со
скважины до ремонтной площадки и обратно, дни;
nнас.скв – фонд насосных скважин, скв.;
Тсл.нас – средний срок службы насосов, дни;
Цнас – цена одного скважинного насоса, руб.

Для управления буровых работ общий норматив оборотных средств будет складываться из суммы норматива на обсадные трубы (Ообс.тр) и норматива на вспомогательные материалы (Овсп.мат):
, (33)
Норматив оборотных средств, необходимых для покрытия потребностей в обсадных трубах, можно рассчитать по следующей формуле:
, (34)
где nскв – число бурящихся скважин в планируемом периоде, скв.;
L – длина обсадных труб, подлежащих спуску (общая), м;
ЗСТР – страховой запас труб, м;
НЗ – норма запаса обсадных труб, дни;
НПОДГ – продолжительность подготовки труб к спуску, дни;
Ц – цена 1 метра обсадных труб., руб./м;
Тплан – продолжительность планового периода, дни.
, (35)
где НСТР – норма страхового запаса труб, дни.


Норматив на вспомогательные материалы складывается из суммы нормативов на каждый i-й вспомогательный материал (Oi), необходимый при бурении и строительстве скважин (химические реагенты, цемент, сода, прочие):
. (36)
, (37)
где МРi – расход i-го вспомогательного материала, руб.;
Тплан – продолжительность рассматриваемого периода, дни;
НЗi – норма запаса i-го вспомогательного материала, дни;
Навар – норма аварийного запаса вспомогательных материалов, дни.









Для строительного предприятия общий норматив оборотных средств рассчитывается по формуле
, (38)
где ОПЗ – норматив производственных запасов, руб.;
ОНП – норматив незавершенного производства, руб.;
ОГП – норматив готовой продукции, руб.;
ОРБП – норматив расходов будущего периода, руб.
Норматив на производственные запасы складывается из суммы нормативов на каждый j-й вид материально-технических ресурсов (Oj), необходимых для производства геофизических станций (основные и вспомогательные материалы, комплектующие, топливо, инструменты, запчасти, хозяйственный инвентарь, прочие):
. (39)
, (40)
где МРj – расход j-го вида материально-технических ресурсов на
единицу продукции, руб./ед.;
Q – плановый объем производства геофизических станций, ед.
Тплан – продолжительность рассматриваемого периода, дни.
НЗj – норма запаса j-го вида МТР, дни.

, (41)
где Тцикл – продолжительность цикла изготовления 1 станции, дни.


Норматив оборотных средств в незавершенном производстве можно определить по формуле
, (42)
где – среднесуточный выпуск товарной продукции в
планируемом периоде по производственной
себестоимости, руб./сут;
КН – коэффициент нарастания затрат, д.ед.
Коэффициент нарастания затрат – это отношение средней себестоимости остатка незавершенного производства и полуфабрикатов собственного изготовления к производственной себестоимости выпуска товарной продукции.
, (43)
где Себпр– производственная себестоимость одной геофизической
станции, руб./ед.;


Норматив оборотных средств в готовой продукции можно определить по формуле
, (44)
где – длительность хранения готовой продукции на складе
(подготовка готовой продукции к отгрузке, доставка ее на
станцию, оформление документов и т.п.), дни.

Норматив оборотных средств в расходах будущих периодов можно определить по формуле
OPБП = РБП1 + РБП – РБП2 , (45)
где PБП1 – сумма средств (остаток) на начало планируемого года, руб.;
РБП – средства, расходуемые в течение планируемого года, руб.;
РБП2 – средства, списываемые на себестоимость продукции, руб.
. (46)
. (47)


OPБП =3000000+7400000+9200000=19600000руб.

Варианты исходных данных для расчета норматива оборотных средств строительного предприятия представлены в таблице 9.
Рассчитаем показатели эффективного использования оборотных средств.
Коэффициент оборачиваемости характеризует количество реальной продукции, получаемой с каждого рубля оборотных средств, и определяется по формуле
, (48)
где nоб – коэффициент оборачиваемости;
Ц – цена реализации одной геофизической станции, руб./ед.;
ОГЕОФ – общий норматив оборотных средств по предприятию, руб.

Коэффициент загрузки характеризует сумму оборотных средств, авансируемых на 1 рубль выручки от реализации продукции, и рассчитывается по формуле:
. (49)

Период оборота оборотных средств показывает продолжительность полного круга оборота оборотных средств, совершаемого от первой фазы их приобретения до изготовления продукции и ее реализации:
. (50)


Выводы:
Для нефтегазодобывающего предприятия норматив средств на обеспечение запаса скважинных насосов составил
Для управления буровых работ общий норматив оборотных средств составил
Для строительного предприятия общий норматив оборотных средств составил


ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №5

«Построение внутрипроизводственной тарифной сетки оплаты труда
и определение месячного фонда оплаты труда на предприятии»

Цель работы: научиться рассчитывать тарифные ставки для оплаты труда рабочих предприятия и определять фонд оплаты труда.

Исходные данные:
На предприятии действует шестиразрядная тарифная сетка. Оплата труда производится по трем группам оплаты (высшая, средняя, низшая).

Действующая шестиразрядная тарифная сетка
Разряд I II III IV V VI
Тарифный коэффициент 1,00 1,33 1,69 1,91 2,16 2,44

Количество рабочих по группам и формам оплаты труда, работающих на предприятии:
Группа по оплате Рабочие Количество рабочих
I II III IV V VI
низшая повременщики 1 5 4 1 2 4
сдельщики 2 4 4 2 3 3
средняя повременщики 3 1 2 3 1 1
сдельщики 4 3 1 5 3 2
высшая повременщики 3 2 3 2 3 4
сдельщики 4 2 3 3 2 2


Показатель Вариант
4
Фонд оплаты труда рабочего-повременщика 1 разряда за месяц
по низшей группе, руб. 4150
Месячный фонд времени одного рабочего, час. 164,8
Индекс превышения высшей группы оплаты труда над низшей группой 1,22
Индекс превышения высшей группы оплаты труда над средней группой 1,06
Индекс превышения часовых тарифных ставок рабочих-сдельщиков над рабочими-повременщиками 1,10


Ход решения:

Методика построения внутрипроизводственной тарифной сетки.

При известном фонде оплаты труда рабочего-повременщика 1-го разряда (ФОТ1) и фонде времени одного рабочего по предприятию в целом (Ф) определяется часовая тарифная ставка рабочего-повременщика 1-го разряда по формуле
. (51)
Тогда часовые тарифные ставки рабочих-повременщиков i-го разряда определяются исходя из тарифных коэффициентов рабочих i-го разряда (Ki) по действующей тарифной сетке по формуле
CTi = CT1 ? Ki . (52)
Тарифные ставки рабочих-повременщиков, оплачиваемых по другим группам оплаты, рассчитываются исходя из того, насколько оплата труда рабочих той или иной группы оплаты выше или ниже другой.
Тарифные ставки рабочих-сдельщиков определяются в зависимости от того, как отличается (насколько процентов больше или меньше) заработная плата рабочего-сдельщика от рабочего-повременщика.
Тогда месячный фонд оплаты труда всех рабочих предприятия можно найти по формуле
, (53)
где – тарифная ставка рабочего-повременщика i-го разряда,
оплачиваемого по j-й группе оплаты, руб./час;
– количество рабочих-повременщиков i-го разряда,
оплачиваемых по j-й группе оплаты, чел.;
– тарифная ставка рабочего-сдельщика i-го разряда,
оплачиваемого по j-й группе оплаты, руб./час;
– количество рабочих-сдельщиков i-го разряда,
оплачиваемых по j-й группе оплаты, руб./час.

ФОТ=4987,3911?164,8=821922,05 руб.

Результаты расчетов представлены в таблице 4.
Таблица 4 – Тарифная сетка оплаты труда рабочих предприятия
Группа
по оплате Рабочие Тарифные ставки рабочих по разрядам
I II III IV V VI
низшая повременщики 25,18 167,45 170,22 48,09 108,78 245,76
сдельщики 55,38 147,31 187,18 105,78 179,43 202,69
средняя повременщики 86,94 38,54 97,95 166,06 62,60 70,71
сдельщики 127,48 127,16 53,86 304,36 206,52 155,53
высшая повременщики 92,16 81,72 155,75 117,35 199,07 299,83
сдельщики 135,12 89,85 171,26 193,56 145,93 164,85


ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №6
«Определение цены на нефть с учетом влияния различных факторов
и анализ безубыточности добычи нефти»
Цель работы: освоить методику определения продажной цены на нефть и охарактеризовать степень влияния на неё различных факторов, закрепить навыки по расчету безубыточного объема добычи нефти.
Исходные данные:
Доля условно-переменных расходов в себестоимости добычи нефти составляет по статьям:
- «Расходы на энергию по извлечению нефти» – 43,4%;
- «Расходы по искусственному воздействию на пласт» – 34,1%;
- «Расходы по сбору и транспортировке нефти» – 9,9%;
- «Расходы по технологической подготовке нефти» – 56,7%;
- «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» – 17,8%;
- «Прочие производственные расходы» – 92,8%.
Показатель Вариант
9
1 Расходы на энергию по извлечению нефти 109018
2 Расходы по искусственному воздействию на пласт 72245
3 Основная заработная плата производственных рабочих 16541
4 Отчисления на социальные нужды 6717
5 Амортизация скважин 32978
6 Расходы по сбору и транспортировке нефти 10084
7 Расходы по технологической подготовке нефти 24555
8 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования 300282
9 Цеховые расходы 13994
10 Общепроизводственные расходы 138971
11 Прочие производственные расходы 7720
ИТОГО ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СЕБЕСТОИМОСТЬ (сумма 1-11)
Валовая добыча нефти, тыс. т. 1800
Обводненность нефти, % 84,1
Фактическая прибыль предыдущего года 9000
Экспортная ставка НДС, % 16

Задачи работы:
1) исходя из имеющихся исходных данных рассчитать себестоимость добычи нефти и долю каждой статьи затрат в калькуляции добычи нефти;
2) определить плановую и продажную цену на нефть;
3) рассчитать изменения найденной продажной цены на нефть:
a) если обводненность нефти увеличивается на 1%;
b) заработная плата работников предприятия увеличивается на 1%;
c) транспортные расходы увеличиваются на 1%;
d) НДС на нефть снижается на 2%;
4) определить условно-переменные и условно-постоянные расходы, в том числе приходящиеся на 1 тонну нефти;
5) найти выручку от реализации нефти по найденной продажной цене нефти;
6) построить график безубыточности добычи нефти.
Ход решения:
Методика определения продажной цены на нефть и анализа безубыточности добычи нефти, алгоритм определения влияния различных факторов на цену.
1) Рассчитаем себестоимость добытой нефти и долю каждой статьи затрат в калькуляции добычи нефти:
Показатель Сумма, тыс.руб.
1 Расходы на энергию по извлечению нефти 109018
2 Расходы по искусственному воздействию на пласт 72245
3 Основная заработная плата производственных рабочих 16541
4 Отчисления на социальные нужды 6717
5 Амортизация скважин 32978
6 Расходы по сбору и транспортировке нефти 10084
7 Расходы по технологической подготовке нефти 24555
8 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования 300282
9 Цеховые расходы 13994
10 Общепроизводственные расходы 138971
11 Прочие производственные расходы 7720
ИТОГО ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СЕБЕСТОИМОСТЬ 733105

Валовая добыча нефти составила 1800 тыс.т нефти при обводненности 84,1 %. Следовательно, добыча товарной нефти составила:
Qт.н.=1800х0,841=1513,8 тыс.т
Определим себестоимость 1 тонны нефти:
Спл=З/Qт.н.;
Спл=733105000/1513800=484,28 руб./т нефти.
При этом структура затрат предприятия будет иметь следующий вид:
Показатель Сумма, тыс.руб. Уд.вес,%
1 Расходы на энергию по извлечению нефти 109018 34,21492843
2 Расходы по искусственному воздействию на пласт 72245 22,67384748
3 Основная заработная плата производственных рабочих 16541 5,191336579
4 Отчисления на социальные нужды 6717 2,108107599
5 Амортизация скважин 32978 10,35003311
6 Расходы по сбору и транспортировке нефти 10084 3,164829095
7 Расходы по технологической подготовке нефти 24555 7,706503215
8 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования 300282 94,24248416
9 Цеховые расходы 13994 4,391969293
10 Общепроизводственные расходы 138971 43,61557558
11 Прочие производственные расходы 7720 2,422895737
ИТОГО ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СЕБЕСТОИМОСТЬ 733105 100,00%

Цена рассчитывается на основе затрат, так как она должна обеспечивать покрытие издержек и естественно прибыль, иначе предприятию невыгодно заниматься добычей нефти. Если рассчитанная цена выше сложившейся на рынке, то надо или снизить затраты, или отказаться от производства.
Предприятие должно располагать двумя ценами:
- продажная, обеспечивающая прибыль;
- минимальная, обеспечивающая лишь покрытие затрат.
При расчете цены на 1 тонну добытой нефти используем следующий алгоритм:
1) после установления затратной части цены (Спл), иначе говоря, себестоимости добычи 1 тонны нефти (по калькуляции) в руб./т, просчитываем уровень рентабельности, который определяется как соотношение фактической прибыли от реализации 1 тонны нефти (Пф) в руб./т в предыдущем году к себестоимости добычи 1 тонны нефти:
; (54)

1) рассчитывается плановая прибыль в текущем году, приходящаяся на 1 тонну нефти:
Ппл = Пф ? (1 + Рр) ; (55)

2) устанавливается плановая цена на нефть:
Цпл = Спл + Ппл ; (56)

3) определяется продажная цена на нефть:
Цпрод = (1 + НДС) ? Цпл , (57)


где НДС – ставка налога на добавленную стоимость, д.ед.
Из предыдущего пункта становиться ясным, что причиной изменения цены является изменчивость себестоимости, а именно её составляющих компонентов: материальных затрат, оплаты труда работников предприятия, транспортных расходов и т.д. Наряду с экономическими факторами в нефтяной промышленности важное место занимает природный фактор: ухудшающиеся горно-геологические условия, качество извлекаемой нефти, обводненность месторождений.
Новая продажная цена под влиянием экономических факторов (изменение оплаты труда и транспортных расходов) находится по формуле
Ц1 = Ц0 ? (1 + ki ? di) , (58)
Ц1=478,31?(1+0.045?0.02)=478,74

где Ц0 – цена до изменений, руб./т;
dI – изменение i-й статьи затрат, д. ед. (указано в задачах работы);
ki – доля i-й статьи затрат в себестоимости добычи нефти, д. ед.
, (59)
Ki=(16541+6717+10084)/(733105)=0,045

где Сi – сумма расходов по i-той статье затрат в калькуляции добыче нефти
(основная заработная плата и отчисления на социальные нужды и
расходы по сбору и транспортировке нефти соответственно), руб.;
С – себестоимость добычи нефти по калькуляции, руб.
Отдельно влияет на цену один из природных факторов – изменение обводненности нефти. Новая продажная цена после изменения обводненности будет выглядеть следующим образом:
, (60)
Ц1=478,31?(1+0,1487?115107244,87/109018000)= 553,41

где Ц0 – цена до изменения обводненности, руб./т;
z – доля затрат на электроэнергию по извлечению нефти в
себестоимости добычи нефти, д. ед.;
Сэ0 Cэ1– расходы на энергию по извлечению нефти до и после
изменения обводненности, руб.
Новые расходы на электроэнергию по извлечению нефти составят:
Cэ1 = r ? (Мн + Мв1) , (61)
Cэ1=9,63*(1800000+10152984,93)= 115107244,87
где Мв1 – масса добываемой воды после изменения обводненности, т;
Мн – масса нефти, т;
r – тариф на электроэнергию на перекачивание 1 тонны жидкости.
. (62)
r=109018000/(1800000+9520754,72)= 9,63руб.
При разных обводненностях, но одинаковой массе добываемой нефти в предыдущем и текущем годах можно найти массу добываемой воды до изменения обводненности:
, (63)
MB0=(0.841*1800000)/(1-0.841)=9520754,72
где Обв – обводненность нефти, д. ед.
Масса добываемой воды после изменения обводненности:
, (64)
MB1=10152984,93

где p – изменение обводненности (указано в задачах работы), д. ед.
Новая продажная цена на нефть после изменения налога на добавленную стоимость определяется по формуле (57) исходя из плановой цены c учетом новой ставки НДС.
После выявления степени влияния каждого фактора на цену, результаты необходимо свести в таблицу (таблица 14), сделать выводы.


Таблица 14 – Влияние различных факторов на цену 1 тонны нефти
Фактор Изменение цены в рублях, руб./т Процентное изменение цены, %
Зарплата 478,74 0,08
Транспорт 478,74 0,09
Обводненность 553,41 15,70
НДС 470,7 -1,59

Аналитическим методом точку критического объема производства можно найти по формулам:
, (65)
Вкр(y)=(478,31*1800000*585620284)/(478,31*1800000-147484716)= 706676030,9

, (66)
Bкр(х)=1800000*585620284/(478,31*1800000-147484716)= 1477443,564

где Зпост, Зпер – соответственно условно-постоянные и условно-
переменные затраты (по калькуляции), руб.;
В – выручка от реализации продукции, руб.;
МП – маржинальная прибыль, руб.;
Q – планируемый объем производства (добычи нефти), т.
Результаты расчетов представить в табличном виде (таблица 15) и построить график безубыточности.
Таблица 15 – Результаты расчета точки безубыточности, тыс. руб.
Показатель Значение
Условно-переменные расходы 147484,716
Условно-постоянные расходы 585620,284
Себестоимость добычи нефти 733105
Выручка от реализации нефти 860958
Точка безубыточности 706676,039
Безубыточный объем добычи нефти, тыс.т. 1174






Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы