Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
"Уфимский государственный нефтяной
технический университет"
Кафедра "Экономика и управление на предприятии нефтяной
и газовой промышленности"
Контрольная работа
по курсу: Экономика отрасли
Выполнил:
студент группы ЭГз-08-01 .
зачетная книжка № ЭГз-
Проверил: Поздеева Н.Р.
Уфа 2010
ЗАДАЧА № 1
Задание:
По данным приведенным по данным таблицы 1-5 рассчитать вклад нефтегазодобывающего комплекса (НТК) в ВВП России.
|
Таблица № |
||||
|
Полная добавленная стоимость по нефтегазодобывающему комплексу |
||||
|
Показатели |
2001 г. |
2002 г. |
2003 г. |
|
|
Добавленная стоимость - всего по НТК, млрд. долл., в т. ч. |
0,1078 |
0,1149 |
0,158 |
|
|
- нефтяной сектор |
0,0868 |
0,094 |
0,13 |
|
|
- газовый сектор |
0,021 |
0,0209 |
0,028 |
|
|
Процент от ВВП - всего в т. ч. |
0,036 |
0,032 |
0,036 |
|
|
- нефтяной сектор |
0,029 |
0,026 |
0,03 |
|
|
- газовый сектор |
0,007 |
0,006 |
0,006 |
|
|
Расчетная добавленная стоимость в нефтегазовой промышленности с учетом перемещения в посредническую сферу, в т. ч. от ВВП |
0,13 |
0,15 |
0,18 |
РЕШЕНИЕ:
На основании полученных данных и информации представленной в таблице № 1 "Полная добавленная стоимость по нефтегазодобывающему комплексу" определяем расчетную добавленную стоимость с учетом перемещения добавленной стоимости из НТК в посредническую сферу.
Рассчитываем зависимость экспортных доходов от цен на нефть в 2003 г. используя данные таблицы № 5
|
Таблица № |
||
|
Зависимость экспортных доходов от цен на нефть в 2003 г. |
Показатели |
|
|
Изменение экспорта при изменении цены на нефть на 1 долл/барр. |
||
|
- млрд. долл. |
82,12 |
|
|
-% от ВВП |
18,97 |
При выполнении задания учитываем, что полная добавленная стоимость, созданная в НТК, включающем добычу нефти и газа, нефтепереработку и транспортировку углеводородов по трубопроводам рассчитывается по трем основным составляющим:
экспорт сырой нефти;
экспорт и внутренние потребности нефтепродуктов;
экспорт и внутренние поставки газа.
Для каждой компании добавленная стоимость (ДС) определяется как стоимость конечно реализации продукции за вычетом материальных затрат и затрат на транспортировку (кроме трубопроводного).
|
Таблица № 1 |
|||
|
Основные макроэкономические показатели |
|||
|
Показатели |
Годы |
||
|
2001г. |
2002г. |
2003г. |
|
|
ВВП, млрд. руб. |
9041 |
10834 |
13285,2 |
|
ВВП, млрд. долл. |
303,3 |
358,7 |
432,9 |
|
Номинальные денежные доходы, млрд. руб. |
5318,6 |
6829,1 |
8805,1 |
|
Таможенные пошлины на сырую нефть, млн. долл. |
3570 |
2908 |
5607 |
|
Таможенные пошлины на газ, млн. долл. |
1022 |
612 |
749 |
|
Акцизы на нефть и нефтепродукты, млн. долл. |
1666 |
1783 |
1547 |
|
Акцизы на газ, млн. долл. |
4035 |
4131 |
5127 |
|
Чистая прибыль НТК, в% от ВВП |
3,4 |
2,3 |
2,4 |
|
Добавленная стоимость в трубопроводном транспорте, в% от ВВП |
3,3 |
2,5 |
2,6 |
|
Косвенные налоги в нефтегазовой промышленности, в% от ВВП |
4,8 |
4,0 |
4,4 |
|
Таблица № 2 |
||||
|
Экспорт сырой нефти |
||||
|
Показатели |
2001г. |
2002г. |
2003г. |
|
|
Объем поставок - всего, млн. т, в т. ч. |
162 |
189 |
224 |
|
|
- в дальнее зарубежье |
138 |
156 |
186 |
|
|
- в ближнее зарубежье |
24 |
33 |
38 |
|
|
Добавленная стоимость - всего, долл. /т, в т. ч. |
123,7 |
1278 |
149,0 |
|
|
- в дальнее зарубежье |
128,3 |
136,7 |
157,0 |
|
|
- в ближнее зарубежье |
97,0 |
85,7 |
108,9 |
|
Таблица № 3 |
||||
|
Поставки нефтепродуктов |
||||
|
Показатели |
2001г. |
2002г. |
2003г. |
|
|
Объем поставок - всего, млн. т, в т. ч. |
177 |
187 |
191 |
|
|
- экспорт |
64 |
75 |
78 |
|
|
- внутренние поставки |
113 |
112 |
113 |
|
|
Добавленная стоимость - всего, долл. /т, в т. ч. |
132,4 |
122,4 |
163,1 |
|
|
- экспорт |
100,3 |
102,2 |
125,9 |
|
|
- внутренние поставки |
150,4 |
136,0 |
188,9 |
|
Таблица № 4 |
||||
|
Поставка газа |
||||
|
Показатели |
2001г. |
2002г. |
2003г. |
|
|
Объем поставок - всего, млрд. м3, в т. ч. |
581 |
595 |
620 |
|
|
- экспорт в дальнее зарубежье |
132 |
134 |
142 |
|
|
- экспорт в ближнее зарубежье |
49 |
51 |
47 |
|
|
- внутренние поставки |
400 |
410 |
431 |
|
|
Добавленная стоимость - всего, долл. /тыс. м3, в т. ч. в т. ч. |
37,0 |
35,1 |
45,6 |
|
|
- экспорт в дальнее зарубежье |
115,9 |
98,0 |
118,8 |
|
|
- экспорт в ближнее зарубежье |
35,2 |
37,0 |
47,7 |
|
|
- внутренние поставки |
11,2 |
14,3 |
21,3 |
|
Таблица 5 |
|
|
Экспорт нефти и нефтепродуктов России в 2003г. |
|
|
Показатели |
2003г. |
|
Экспорт нефти и нефтепродуктов, млрд. долл. |
53,9 |
|
Нефтяной экспорт, в% от ВВП |
12 |
ЗАДАЧА № 2
Задание:
Определить обеспеченность запасами и удельный вес экспорта нефти ведущих российских нефтяных компаний на основе информации, представленной в таблице:
|
Таблица |
|||
|
Нефтяные запасы и добыча нефти по состоянию на 2004 год |
|||
|
Компании |
Запасы нефти, млн. т |
Добыча нефти, млн. т |
Экспорт нефти, млн. т |
|
ЛУКОЙЛ |
3344 |
84,07 |
31,05 |
|
ЮКОС |
2607 |
85,68 |
30,36 |
|
Сургутнфтегаз |
1504 |
59,62 |
20,70 |
|
Сибнефть |
753 |
33,98 |
13,10 |
|
ТНК-ВР |
3707 |
70,26 |
29, 19 |
|
Татнефть |
841 |
25,099 |
11,54 |
|
Башнефть |
365 |
12,07 |
3,79 |
|
Роснефть |
1573 |
21,60 |
7,46 |
|
Славнефть |
286 |
22,01 |
8,18 |
|
Всего по России |
8219 |
458,80 |
175,748 |
РЕШЕНИЕ:
Найдем обеспеченность запасами нефти исходя из представленных в таблице данных. Представим решение в таблице:
|
Таблица |
||
|
Обеспеченность запасами и удельный вес экспорта нефти ведущих российских нефтяных компаний |
||
|
Компании |
Обеспеченность запасами нефти, лет |
Удельный вес экспорта нефти, доли |
|
ЛУКОЙЛ |
39,8 |
0,37 |
|
ЮКОС |
30,4 |
0,35 |
|
Сургутнфтегаз |
25,2 |
0,35 |
|
Сибнефть |
22,2 |
0,39 |
|
ТНК-ВР |
52,8 |
0,42 |
|
Татнефть |
33,5 |
0,46 |
|
Башнефть |
30,2 |
0,31 |
|
Роснефть |
72,8 |
0,35 |
|
Славнефть |
13,0 |
0,37 |
|
Всего по России |
17,9 |
0,38 |
Таким образом, исходя из рассчитанных показателей видно, что наибольшая обеспеченность запасами нефти исходя из представленных в таблице данных являются:
компания Роснефть: запасов данной компании хватит на 73 года с учетом добываемой нефти в 2004 году,
компания ТНК-ВР: запасов данной компании хватит на 53 года с учетом добываемой нефти в 2004 году,
компания ЛУКОЙЛ: запасов данной компании хватит на 40лет с учетом добываемой нефти в 2004 году.
Рассматривая удельный вес экспорта нефти ведущих российских нефтяных компаний можно сказать, что большую долю от добываемой нефти экспортируют:
компания Татнефть: удельный вес экспорта нефти (доля) составляет 46% (или 0,46),
компания ТНК-ВР: удельный вес экспорта нефти (доля) составляет 42% (или 0,42),
компания Сибнефть: удельный вес экспорта нефти (доля) составляет 39% (или 0,39).
ЗАДАЧА № 3
Задание:
Нефтяная компания решает расширить производство путем создания завода по утилизации попутного газа. Имеются два варианта размещения производства. Перечень трудно оцениваемых факторов, которые, по мнению компании, являются важными при решении вопроса о новом размещении, а также веса и рейтинговые оценки для двух возможных мест размещения (представлены в таблице).
Определить методом взвешивания наиболее предпочтительный вариант.
Проанализировать чувствительность полученного решения о размещении при изменении на 10 единиц оценки затрат на труд.
|
Таблица |
|||||
|
Веса, оценки и решения по вариантам размещены |
|||||
|
Фактор |
Вес |
Оценки |
Взвешенные оценки |
||
|
по пункту 1 |
по пункту 2 |
по пункту 1 |
по пункту 2 |
||
|
1. Труд и позиции профсоюзов |
0,25 |
70 |
60 |
||
|
2. Транспорт |
0,05 |
50 |
60 |
||
|
3. Образование и здоровье |
0,10 |
85 |
80 |
||
|
4. Структура налогов |
0,39 |
75 |
70 |
||
|
5. Ресурсы и производительность |
0,21 |
60 |
70 |
||
|
Общая оценка |
1,00 |
РЕШЕНИЕ:
Для оценки наилучшего варианта создания завода по утилизации попутного газа необходимо рассчитать взвешенные оценки по пункту 1 и пункту 2. Данный расчет представлен в таблице.
Значение веса, присвоенного критерию, умножают на оценку этого критерия у данного поставщика.
Величину рейтинга поставщика определяют суммированием полученных произведений.
Сравнивая результаты рейтинга, определяют наилучшего партнера, с которым в дальнейшем будет продлен срок договора или заключен новый.
Если для выбора поставщика принимаются во внимание позитивные критерии, то наилучшим поставщиком признается тот, кто получил наивысший рейтинг.
Если же учитывать критерии негативного характера, то предпочтение отдают поставщику с наименьшим рейтингом.
|
Таблица |
|||||
|
Взвешенная оценка по созданию завода по утилизации попутного газа |
|||||
|
Фактор |
Вес |
Оценки |
Взвешенные оценки |
||
|
по пункту 1 |
по пункту 2 |
по пункту 1 |
по пункту 2 |
||
|
1. Труд и позиции профсоюзов |
0,25 |
70 |
60 |
17,5 |
15,0 |
|
2. Транспорт |
0,05 |
50 |
60 |
2,5 |
3,0 |
|
3. Образование и здоровье |
0,10 |
85 |
80 |
8,5 |
8,0 |
|
4. Структура налогов |
0,39 |
75 |
70 |
29,25 |
27,3 |
|
5. Ресурсы и производительность |
0,21 |
60 |
70 |
12,6 |
14,7 |
|
Общая оценка |
1,00 |
70,35 |
68,00 |
Для оценки альтернатив размещения используется пофакторная система весов и рейтинговая оценка каждого фактора по шкале от 1 до 100 единиц. В результате получаются общие оценки по вариантам размещения:
Пункт 1 - 70,35;
Пункт 2 - 68,00.
Поскольку общая рейтинговая оценка выше для пункта 1, принимается решение о предпочтительности размещения завода именно в этом пункте. Оценка и веса для факторов допускают изменение их значений. Используя это, можно анализировать чувствительность к подобным изменениям полученных решений о размещении. Например, в данном случае изменение на 10 единиц оценки затрат на труд приведет к изменению решения о размещении, т.е. пункт 2 станет более предпочтительным для размещения завода.
Изменяя веса или оценки отдельных факторов, фирма может устанавливать степень их влияния на решение о размещении. Факторы, оказывающие слабое влияние на результат, могут быть выведены из процедуры принятия решения, т.е. фирма может отказаться от использования их в качестве критериев при поиске решения о размещении.
ЗАДАЧА № 4
Задание:
При решении вопросов строительства складского комплекса нефтяная фирма имеющая шесть месторождений, провела анализ объема перевозок по месторождениям в течении месяца. Результаты представлены в таблице.
|
Таблица |
|
|
Нефтяное месторождение |
Месячный объем поставок, т |
|
Месторождение 1 |
400 |
|
Месторождение 2 |
300 |
|
Месторождение 3 |
200 |
|
Месторождение 4 |
100 |
|
Месторождение 5 |
300 |
|
Месторождение 6 |
100 |
Рис.1 - Координаты размещения нефтяных месторождений
РЕШЕНИЕ:
Для начала рассмотрим координаты каждого месторождения и представим в табличном виде:
|
Таблица |
||||||
|
Координаты месторождений |
||||||
|
М1 |
М2 |
М3 |
М4 |
М5 |
М6 |
|
|
Х |
60 |
80 |
30 |
90 |
127 |
65 |
|
У |
95 |
75 |
120 |
110 |
130 |
40 |
Размещение центров розничной торговли в сетевой системе координат представлено на рисунке.
Например, центр месторождения 1 характеризуется следующими координатами и показателем :
Используя эту информацию, фирма находит координаты центра гравитации:
Рисунок. Координаты размещения месторождения
Таким образом, координаты (76,9; 98,9) центра гравитации характеризуют место, где должен быть размещен новый центральный склад. Совмещение координатной сетки с картой местности одного масштаба позволяет легко определить искомую географическую точку (точку на местности).
ЗАДАЧА № 5
Задание:
Нефтяная фирма рассматривает три варианта возможного размещения завода по утилизации попутного газа. Расчет затрат дал следующие результаты.
|
Таблица |
||||
|
Варианты |
Постоянные затраты, млн. руб. |
Переменные затраты, руб. /тыс. м3 |
Цена тыс. м3 газа |
Ожидаемый объем выпуска млн. м3 |
|
Вариант 1 |
30 |
75 |
120 |
2000 |
|
Вариант 2 |
60 |
45 |
120 |
2000 |
|
Вариант 3 |
110 |
25 |
120 |
2000 |
РЕШЕНИЕ:
Для каждого из возможных вариантов размещения на заданный объем выпуска строятся графики постоянных затрат, которые существуют и при нулевом выпуске продукции, и общих затрат, которые представляют собой сумму постоянных и переменных затрат. Получаемая в результате карта пересечений представлена на рисунке.
Общие затраты по вариантам размещения составят:
Рисунок 5.1. Карта пересечений для анализа размещения производства:
А, Б и В - кривые общих затрат соответственно для пунктов 1, 2 и 3;
С1, С2 и С3 - допустимые затраты для пунктов 1, 2 и 3
|
Варианты |
Затраты |
Итого, млн. руб. |
|
Вариант 1 |
30 млн. руб. + 75 руб. /тыс. м3 * 2000 млн. м3 = 180 млн. руб. |
180 |
|
Вариант 2 |
60 млн. руб. + 45 руб. /тыс. м3 * 2000 млн. м3 = 5400000 млн. руб. |
5400000 |
|
Вариант 3 |
110 млн. руб. + 25 руб. /тыс. м3 * 2000 млн. м3 = 5500000 млн. руб. |
5500000 |
Вывод: при заданном объеме выпуска 2000 ед. в год минимальными затратами размещения характеризуется вариант № 1 (суммарные затраты составят 180 млн. рублей).
Ожидаемый годовой доход при этом будет равен:
Доход = Суммарная выручка - Суммарные затраты
Доход = 120 * 2000 - 180 = 60 млн. руб.
Карта пересечений показывает также, что при объеме выпуска менее 1000 единиц в год для размещения производства станет предпочтительнее пункт 1, а при объеме выпуска более 2500 единиц в год - пункт 3. Для этих случаев точки пересечений на графе 1000 и 2500 по оси абсцисс.
ЗАДАЧА № 6
Задание:
Определить величину горной ренты I рода (рентных платежей) в нефтедобывающей промышленности исходя из среднесуточных дебитов скважин.
|
Номер интервала де- битов (i) |
Среднесуточные дебиты скважин, т/сут. |
Объем добычи нефти, т |
Сумма гор- ной ренты, млн. долл. |
|
|
min Дб (mini) |
max Дб (maxi) |
|||
|
1 |
- |
9 |
120 |
0,00 |
|
2 |
9 |
13 |
40 |
2112,00 |
|
3 |
13 |
15 |
40 |
2215,38 |
|
4 |
15 |
70 |
60 |
29280,00 |
|
5 |
70 |
90 |
52 |
7220,57 |
|
6 |
90 |
102 |
20 |
2480,00 |
|
7 |
102 |
107 |
28 |
3228,24 |
|
8 |
107 |
114 |
20 |
2355,14 |
|
9 |
114 |
120 |
8 |
934,74 |
|
10 |
120 |
128 |
12 |
1428,00 |
|
Итого |
400 |
49142,07 |
РЕШЕНИЕ:
При выполнении задания учитываем, что горная рента - разновидность природной ренты и обусловлена горно-геологическими и социально-экономическими факторами добычи полезных ископаемых. Выделяют абсолютную и дифференцированную (I и II рода) горную ренту.
Под абсолютной рентой понимаются доход, получаемый недропользователем от разработки созданного природой месторождения. Она возникает в процессе эксплуатации месторождения и определяет уровень нормативных затрат и нормативной прибыли замыкающего месторождения.
Горная рента, приносящая дополнительный доход вследствие эксплуатации лучших месторождений, называется дифференциальной рентой I рода.
Источником формирования дифференциальной ренты II рода выступают высокотехнологические нововведения, повышающие нефтеотдачу пластов и обеспечивающие более полное увлечение полезных ископаемых, внедряемых недропользователем. По существу дифференциальная рента II рода - это снижение нормативных издержек (эксплуатационных и капитальных расходов на добычу и транспортировку, а также все налоги по действующей системе налогообложения, кроме НДПИ), устанавливаемых на уровне средней по отрасли технологии добычи полезных ископаемых.
Основными факторами образования горной ренты на лучших месторождениях являются:
количество нефти, добываемое в единицу времени;
количество добываемого минерального сырья;
стадии жизненного цикла разработки месторождения;
экономико-географические условия.
Дифференциальная горная рента I рода в нефтедобывающей промышленности с использованием количественной зависимости горной ренты от среднесуточных дебитов скважин определяется по формуле
где - сумма дифференциальной горной ренты I рода, млн. долл.;
- номер интервала изменения среднесуточных дебитов скважин на месторождении;
- число интервалов I;
- объем добычи нефти в i-ом интервале дебита, млн. т;
- средняя цена реализации 1т нефти за вычетом затрат на транспортировку (для расчета она может быть принята 120 долл. /т);
- расчетный коэффициент, определяемый по формуле
где - среднесуточный дебит на замыкающем месторождении, т/сут (в задании он принят равным 9 т/сут);
- верхняя граница i-гo интервала дебитов скважин, т/сут.;
- нижняя граница i-ro интервала дебитов скважин, т/сут.
Рассчитаем расчетный коэффициент:
Для 1 интервала = 9-9/0 = 0
Для 2 интервала = 13-9/9 = 0,44
Для 3 интервала = 15-9/13 = 0,46
Для 4 интервала = 70-9/15=4,07
Для 5 интервала = 90-9/70 =1,16
Для 6 интервала = 102-9/90=1,03
Для 7 интервала = 107-9/102=0,96
Для 8 интервала = 114-9/107=0,98
Для 9 интервала = 120-9/114=0,97
Для 10 интервала = 128-9/120=0,99
Далее рассчитаем дифференциальную горную ренту I рода:
Для 1 интервала = 120*120*0= 0
Для 2 интервала = 40*0,44*120 = 2112,00
Для 3 интервала = 40*0,46*120 = 2215,38
Для 4 интервала = 60*4,07*120 =29280,00
Для 5 интервала = 52*1,16*120 = 7220,57
Для 6 интервала = 20*1,03*120 = 2480,00
Для 7 интервала = 28*0,96*120 = 3228,24
Для 8 интервала = 20*0,98*120 = 2355,14
Для 9 интервала = 8*0,97*120 = 934,74
Для 10 интервала = 12*0,99*120 = 1428,00
Общая сумма горной ренты I рода равна 49142,07 млн. долл.
Ответ: величина горной ренты I рода (рентных платежей) в нефтедобывающей промышленности исходя из среднесуточных дебитов скважин составит 49142,07 млн. долларов.
ЗАДАЧА № 7
По результатам производственно-хозяйственной деятельности нефтяной отрасли определить производственные издержки, полные издержки, чистую прибыль нефтяных компаний (НК), собственные средства НК, свободные средства НК, нераспределенную прибыль, цену производства, ренту.
|
Таблица |
|||||
|
Производственно-финансовые показатели и рента в нефтяной промышленности России в 2003 году |
|||||
|
Показатели |
млрд. долл. |
долл. /т |
долл. / барр. |
от выручки |
|
|
Издержки добычи нефти, в т. ч. |
12,6 |
29,9 |
4,1 |
15,7 |
|
|
эксплуатационные |
11 |
26,1 |
3,6 |
13,7 |
|
|
амортизация |
1,6 |
3,8 |
0,5 |
2,0 |
|
|
Издержки переработки нефти, в т. ч. |
2,7 |
14,2 |
1,9 |
3,4 |
|
|
эксплуатационные |
2,3 |
12,1 |
1,7 |
2,9 |
|
|
амортизация |
0,4 |
2,1 |
0,3 |
0,5 |
|
|
Транспортные расходы, в т. ч. |
12,3 |
29,2 |
4 |
15,4 |
|
|
поставки нефти на НПЗ |
1,5 |
7,9 |
1,1 |
1,9 |
|
|
экспорт нефти |
6,9 |
29,9 |
4,1 |
8,6 |
|
|
экспорт нефтепродуктов |
3,9 |
50,6 |
6,9 |
4,9 |
|
|
Коммерческие и административные расходы |
1,3 |
3,1 |
0,4 |
1,6 |
|
|
Выручка |
80,1 |
190,3 |
26,1 |
100 |
|
|
- от экспорта сырой нефти |
46 |
199,1 |
27,3 |
57,4 |
|
|
- от экспорта нефтепродуктов |
14,5 |
188,3 |
25,8 |
18,1 |
|
|
- от реализации нефтепродуктов на внутреннем рынке |
19,6 |
254,5 |
34,5 |
24,5 |
|
|
Налоги, всего |
27,8 |
66 |
9 |
34,7 |
|
|
НДПИ |
9,5 |
22,6 |
3,1 |
11,9 |
|
|
Таможенные пошлины и сборы |
8,4 |
20 |
2,7 |
10,5 |
|
|
Акцизы на нефтепродукты |
0,9 |
2,1 |
0,3 |
1,1 |
|
|
Налог на прибыль |
4 |
9,5 |
1,3 |
5 |
|
|
НДС |
3,9 |
9,3 |
1,3 |
4,9 |
|
|
Прочие |
1,1 |
2,6 |
0,4 |
1,4 |
|
|
Инвестиции в основной и оборотный капитал |
11,7 |
27,8 |
3,8 |
14,6 |
|
|
Дивиденды |
5,6 |
13,3 |
1,8 |
7 |
|
|
Дивиденды нормативная прибыль (12% на авансированный капитал) |
15,2 |
36,1 |
4,9 |
19 |
|
|
Стоимость основных фондов (добыч, переработка) |
55 |
130,6 |
17,9 |
68,7 |
РЕШЕНИЕ:
Добыча нефти в России составила в 2003 году 421 млн. тонн,
Переработка нефти в России составила в 2003 году 190 млн. тонн,
Экспорт нефти в России составил в 2003 году 231 млн. тонн,
Экспорт нефтепродуктов в России составил в 2003 году - 77 млн. тонн.
|
Таблица |
||||
|
Расчетные показатели |
||||
|
Показатели |
млрд. долл. |
долл. /т |
долл. / барр. |
от выручки |
|
Производственные издержки, всего |
15,3 |
44,1 |
6 |
22,99 |
|
эксплуатационные |
13,3 |
38,2 |
5,3 |
20,31 |
|
амортизационные |
2 |
5,9 |
0,8 |
3,07 |
|
Полные издержки, всего |
28,9 |
76,4 |
10,4 |
39,85 |
|
операционные |
26,9 |
70,5 |
9,6 |
36,78 |
|
амортизация |
2 |
5,9 |
0,8 |
3,07 |
|
Чистая прибыль |
23,4 |
47,9 |
6,7 |
25,67 |
|
Собственные средства |
55 |
130,6 |
17,9 |
68,70 |
|
Свободные средства НК |
11,7 |
27,8 |
3,8 |
14,60 |
|
Нераспределенная прибыль |
20,8 |
49,4 |
6,7 |
25,67 |
|
Цена производства |
135,1 |
261,2 |
35,8 |
137,16 |
|
Рента |
27,8 |
66 |
9 |
34,70 |
ЗАДАЧА № 8
|
Показатели |
Старое оборудование |
Новое оборудование |
|
|
1. |
Среднегодовые эксплуатационные расходы, млн. руб. |
50 |
35 |
|
2. |
Затраты на приобретение нового оборудования, млн. руб. |
100 |
|
|
3. |
Срок службы, лет |
3 |
5 |
|
4. |
Остаточная стоимость старого оборудования, млн. руб. |
5 |
|
|
для момента |
7 |
||
|
для момента |
1 |
||
|
5. |
Норма дисконта,% |
10 |
РЕШЕНИЕ:
1. Решение вопроса о досрочной замене оборудования принимается путем ин среднегодовых затрат для двух видов оборудования
,
где - затраты на приобретение нового оборудования, тыс. руб.;
- среднегодовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.;
- срок службы, годы.
2. С учетом остаточной стоимости ()
, (2)
Если в момент оценки среднегодовые затраты старого оборудования больше среднегодовых затрат нового оборудования, то замена целесообразна. В противном случае необходимо продолжить эксплуатацию старого оборудования и отсрочить его замену. Расчет среднегодовых затрат для двух видов оборудования можно проводить по формуле, полученной путем преобразования формулы (2) для старого (с индексом "с") и нового (с индексом "и") оборудования:
, (3)
Если соблюдается данное условие то замена оборудования на момент нецелесообразна.
Расчетная формула упрощается, если все остаточные стоимости равны нулю
, (4)
Помимо эксплуатационных расходов на обслуживание и ремонт нового оборудования, важен также срок его службы. Следовательно, решение проблемы замены оборудования базируется лишь на сравнении между капитальными затратами на новое оборудование и разницей в эксплуатационных расходах для старого и нового оборудование. Если эта экономия больше среднегодовых капитальных затрат на новое оборудование, то выгодна немедленная замена. В противном случае необходимо сохранить старое оборудование. Годовые капитальные на новое оборудование зависят от срока его службы. С увеличением последнего уменьшается доля годовых капитальных затрат.
Вместо использования среднегодовых капитальных затрат рассчитывается предельное значение стоимости эксплуатации, то есть срок службы, для которого продолжение эксплуатации старого оборудования и замена его на новое равно выгодны. Предельное значение срока службы для нового оборудования находится из условия
или
Если срок службы () больше порогового значения (х), то замена выгодна.
Таким образом, 44,94>35<51,39, то есть данное условие не соблюдается, поэтому замена целесообразна.
ЗАДАЧА № 9
Задание:
Определить эффективности поисково-разведочного бурения при условии, что стоимость 1 литра нефтяного эквивалента (т. н. э) - 2500 руб., средняя глубина скважин 2500 м, прирост запасов на 1 скважину 25тыс. тонн. Рассчитать минимальный прирост запасов, ниже которого экономически нецелесообразно вести поиск.
РЕШЕНИЕ:
Для выполнения данного задания необходимо помнить, что затраты на 1 метр проходки можно представить не в денежном выражении, которое отражает рост цен на материалы и оборудование, а в энергетических единицах. Поэтому расчет индекса целесообразности поисково-разведочного бурения:
где - стоимость 1 м бурения, тыс. руб.
- цена 1 т. н.э., тыс. руб.
Н - глубина скважин, м
- прирост запасов на 1 скважину, т.
Для на поиск нефти и газа затрачивается такое же количество нефти, которое открывают, поэтому дальнейшее бурение становится нецелесообразным. В нашем же случае , следовательно в нашем варианте целесообразно вести поисково-разведочное бурение. Выражая стоимость поисков нефтегазовых ресурсов в эквивалентных единицах получаемой продукции, можно определить момент, когда ценность нефти как энергетического сырья превысит ее экономическую ценность.
ЗАДАЧА № 10
Задание:
Выбрать наиболее экономически эффективный вариант проекта добычи нефти из новых скважин при условии что объем добычи планируется довести до 1 млн. тонн, причем объем добычи из старых, переходящих скважин составляет 600 тыс. тонн, по восстанавливаемым 146 тыс. тонн. Для увеличения добычи нефти рассматриваются три варианта представленные в таблице.
|
Таблица |
||||
|
Варианты добычи нефти из новых скважин |
||||
|
Варианты |
Предполагаемый начальный среднесуточный дебит одной скважины Т/ сут |
Средняя глубина одной скважины, м (Н) |
Средняя себестоимость 1 м проходки руб. /м |
Нефть |
|
I |
80 |
3500 |
7800 |
Малосернистая |
|
II |
24 |
2000 |
6050 |
Высокосернистая |
|
III |
40 |
1700 |
5400 |
Малосернистая масляная |
РЕШЕНИЕ:
Выбор того или иного варианта зависит от комплекса технико-экономических показателей. Среди них важное место занимают капитальные вложения и качество нефти.
При определении возможного объема добычи прежде всего определяют какую часть можно получить из категории переходящих скважин (), а затем выявляют возможности добычи нефти из восстанавливаемых скважин () и наконец из новых ().
Таким образом, возможный объем добычи нефти ()
, (1)
Годовая добыча нефти одной скважины () определяется как произведение среднесуточного дебита () на время эксплуатации одной новой скважины в планируемом году ()
при этом время эксплуатации () одной новой скважины в планируемом году рассчитывается из предположения равномерного пуска новых скважин из бурения в течение года как среднюю величину:
Рассчитаем годовую добычу нефти одной скважины, Q, т по вариантам:
1 вариант = 80 * 183 = 14640 т.
2 вариант = 24 * 183 = 4392 т.
3 вариант = 40 * 183 = 7320 т.
Рассчитаем число скважин, необходимых для добычи 354000 т нефти:
1 вариант = 354000/14640 = 24 скв.
2 вариант = 354000/4392 = 81 скв.
3 вариант = 354000/7320 = 48 скв.
Рассчитаем общий объем бурения (для бурения всех новых скважин):
1 вариант = 24 * 3500 = 84000 м.
2 вариант = 81 * 2000 = 162000 м.
3 вариант = 48 * 1700 = 81600 м.
Рассчитаем общую сумму необходимых затрат, млн. руб.:
1 вариант = 84000 * 7800 = 655,2 млн. руб.
2 вариант = 162000 * 6050 = 980,1 млн. руб.
3 вариант = 81600 * 48 = 440,64 млн. руб.
Расчеты представим в таблицы
|
Таблица |
||||||||
|
Варианты добычи нефти из новых скважин |
||||||||
|
Вариант |
Предполагаемый начальный среднесуточный дебит одной скважины, т/сут. |
Средняя глубина одной скважины Н, м |
Годовая добыча нефти одной скважины, Q, т |
Число скважин, необходимых для добычи 354000 т нефти, n скв |
Общий объем бурения (для бурения всех новых скважин) Нnскв, м |
Средняя себестоимость 1 м проходки, руб. /м |
Общая сумма необходимых млн. руб |
Нефть |
|
I |
80 |
3500 |
14640 |
24 |
84000 |
7800 |
655,2 |
Мало-сернистая |
|
II |
25 |
2000 |
4392 |
81 |
162000 |
6050 |
980,1 |
Высокосернистая |
|
III |
40 |
1700 |
7320 |
48 |
81600 |
5400 |
440,64 |
Малосернистая масляная |
Таким образом выбираем третий варианте, так как сумма затрат в данном (третьем) варианте меньше всего.
ЗАДАЧА № 11
Задание:
На основании данных, приведенных в таблице, определить экономический предел эксплуатации добывающей скважины.
Таблица - показатели эксплуатации добывающего фонда скважин по месторождениям.
При выполнении необходимо помнить, что экономическим пределом эксплуатации добывающей скважина принято условие, при котором чистый доход (ЧДД) по скважине равен нулю.
При этом ЧДД определяется как разность между выручкой от реализации продукции скважины (нефти и нефтяного газа) () и налогами () отчисленными недропользователем государству в соответствии с действующей системой налогообложения, трансфертными затратами при экспортной реализации () и затратами на подъем нефти () высвобождаемыми при отключении конкретной скважины
, (1)
Из равенства (1) следует условие равенства выручки от реализации продукции с высвобождаемыми в результате ее остановки затратами, транспортными затратами при экспортной реализации и налогами
, (2)
выручка от реализации добытой продукции скважины определяется, исходя из цен реализации нефти на внутреннем рынке и внешнем рынках, цены нефтяного газа, , объемов добычи нефти (с выделением доли реализации не внешнем рынке () и нефтяного газа
где - газовый фактор
, (3)
Годовой объем добычи нефти и нефтяного газа из скважины определяют соответственно по формулам:
, (4)
, (5)
где - дебит жидкости добывающей скважины;
- число дней в году;
- коэффициент эксплуатации;
- обводненность скважины.
На основании данных, приведенных в таблице, определить экономический предел эксплуатации добывающей скважины.
Таблица - Показатели эксплуатации добывающего фонда скважин по месторождениям.
Текущие затраты, высвобождаемые в результате остановки скважины, определяются на основе удельных затрат, рассчитанных, по фактическим данным НГДУ (в соответствии со сметой затрат), отнесенных в зависимости от содержания затрат на тонну нефти (), тонну жидкости () и скважину ().
, (6)
Транспортные расходы при экспортной реализации рассчитываются по формуле
, (7)
где - удельные транспортные расходы при экспортной реализации нефти руб. /т.
Налоги Hj включает налог на добавленную стоимость от реализации нефти и нефтяного газа, НДПИ и экспортную пошлину. Исходя из принятого при определении экономического предела эксплуатации добывающей скважины условия (2) предельная обводненность и предельный дебит нефти скважины, при которой ее целесообразно вывести из работы, поскольку эксплуатация скважины приносит доход, определяется по формулам:
, (8)
, (9)
где - средняя цена реализации нефти.
Показатели эксплуатации добывающего фонда скважин по месторождениям. Результаты расчетов представить в виде таблицы.
|
Показатели |
Варианты |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
Общий объем добычи нефти по месторождению, тыс. т |
500 |
600 |
700 |
840 |
850 |
780 |
900 |
820 |
920 |
860 |
|
Обводненность скважин,% |
90 |
76 |
80 |
86 |
92 |
85 |
82 |
86 |
82 |
85 |
|
Коэффициент эксплуатации |
0,970 |
0,968 |
0,992 |
0,982 |
0,980 |
0,988 |
0,962 |
0,982 |
0,982 |
0,986 |
|
Газовый фактор, м3/т |
45 |
43 |
45 |
43 |
40 |
42 |
43 |
43 |
45 |
42 |
|
Поставка сырой нефти на экспорт, тыс. руб. |
195 |
200 |
269 |
269 |
280 |
260 |
320 |
269 |
275 |
280 |
|
Цена эксплуатации нефти на внутреннем рынке, руб. /т |
3029 |
3029 |
3029 |
3029 |
3029 |
3029 |
3029 |
3029 |
3029 |
3029 |
|
Цена эксплуатации нефти на внешнем рынке, руб. /м3 |
4978 |
4978 |
4978 |
4978 |
4978 |
4978 |
4978 |
4978 |
4978 |
4978 |
|
Цена нефтяного газа, руб. /м3 |
254 |
254 |
254 |
254 |
254 |
254 |
254 |
254 |
254 |
254 |
|
Трансфертные расходы при экспортной реализации, млн. руб. |
201,062 |
201,062 |
201,062 |
201,062 |
201,062 |
201,062 |
201,062 |
201,062 |
201,062 |
201,062 |
|
Налоги: НДПИ* таможенные пошлины и сборы налог на прибыль НДС прочие |
||||||||||
|
Текущие затраты, тыс. руб. /т в год на добычу нефти на добычу жидкости на скважину |
0,032 0,028 32,52 |
0,040 0,032 35,42 |
0,062 0,050 38,51 |
0,050 0,035 34,31 |
0,075 0,060 40,22 |
0,049 0,031 36,22 |
0,050 0,035 34,31 |
0,040 0,035 32,42 |
0,062 0,055 39,02 |
0,050 0,035 34,31 |
РЕШЕНИЕ:
Для начала проведем расчет выручки от реализации добытой продукции скважины, исходя из цен реализации нефти на внутреннем рынке и внешнем рынках, цены нефтяного газа, , объемов добычи нефти (с выделением доли реализации не внешнем рынке () и нефтяного газа по формуле:
=
= (3029 * (1 - 0,33) + 4978 * 0,33 + 254 * 42) /780000 = 11185,33 млн. руб.
Далее проведем расчет годовой объем добычи нефтяного газа из скважины определяют соответственно по формуле:
= 780 тыс. тонн.
= 780000 * 42 = 32760 тыс. м3
Текущие затраты, высвобождаемые в результате остановки скважины, определяются на основе удельных затрат, рассчитанных, по фактическим данным НГДУ (в соответствии со сметой затрат), отнесенных в зависимости от содержания затрат на тонну нефти (), тонну жидкости () и скважину ().
=
= 0,049 * 780 +0,031 * 663+ 36,22 = 58809,22 тыс. руб.
Далее проведем расчет налога на добавленную стоимость:
НДС = 11185,33 * 0,18 = 2013,36 тыс. руб.
НДПИ = 400 * (75 - 9) * (30,9/261) * 780 = 2437,90 тыс. руб.
Пошлины = 398,1 * (75 - 9) * (30,9/261) * 780 = 2426,32 тыс. руб.
В совокупности налоги составляют 6877,59 тыс. руб.
Исходя из рассчитанных показателей рассчитаем выручку от реализации продукции:
ВР = 58809,22 + 201,062 + 6877,59 =
Рассчитаем обводненности скважин в зависимости от дебита жидкости скважины. Результаты расчетов представим в виде таблицы:
|
Дебиты жидкости скважины т. /руб. |
||||||||||||
|
Показатели предела эксплуатации |
3 |
5 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
80 |
90 |
100 |
|
,% |
98,9 |
99,54 |
99,63 |
99,68 |
99,69 |
99,70 |
99,7 |
99,7 |
99,7 |
99,7 |
99,7 |
99,7 |
|
, т/сут. |
0,03 |
0,02 |
0,04 |
0,06 |
0,09 |
0,12 |
0,15 |
0,18 |
0, 20 |
0,23 |
0,26 |
0,29 |
Далее проведем расчет экономического предела эксплуатации добывающей скважины. При выполнении необходимо помнить, что экономическим пределом эксплуатации добывающей скважина принято условие, при котором чистый доход (ЧДД) по скважине равен нулю. При этом ЧДД определяется как разность между выручкой от реализации продукции скважины (нефти и нефтяного газа) () и налогами () отчисленными недропользователем государству в соответствии с действующей системой налогообложения, трансфертными затратами при экспортной реализации () и затратами на подъем нефти () высвобождаемыми при отключении конкретной скважины
ЧДД = 65887,872 - 6877,59 - 201,062 - 58809,22 = 0
Таким образом, условие выполняется, экономический предел найден.
60
30
70
0
90
130
Запад-Восток
Север-Юг
70
80
100
120
130
40
110
М6 (65; 40)
М1 (60; 95)
М2 (80; 75)
М3 (30; 120)
М4 (90; 110)
М5 (127; 130)
0
30
60
90
120
150
30
60
90
120
Север-Юг
Запад-Восток
М 6
(65; 40)
М 2
(80; 75)
М 1
(60; 95)
М 3
(30; 120)
Центр гравитации
(77; 99)
М 4
(90; 110)
М 5
(127; 130)
0
1000
2500
30
60
110
С1
С2
С3
А
Б
В
Годовые затраты, млн. руб..
Общие затраты
Объем выпуска
Допустимые затраты