Экономическая эффективность предприятия трубопроводного транспорта нефти

Таблица Исходные данные для расчета заявленной мощности НПС

Вычисляем:

NОБЩ =2*800 + 15*4000= 61600 кВт

б) Годовой расход электроэнергии одной НПС магистрального нефтепровода:

GТР - количество транспортируемой нефти, тыс. т/год;

НСТ - напор, развиваемый нефтеперекачивающей станцией, м; kС = 1 - коэффициент сезонного регулирования перекачки нефти; ηН = 0,83 - коэффициент полезного действия насоса; ηДВ = 0,95 - коэффициент полезного действия электродвигателя;

NС = 2·106 кВт·ч/год - расход электроэнергии на собственные нужды

НПС.

Nэ 1= +2*106= 109,854924*106 (кВт·ч/год)

Nэ 2= +2*106= 109,852850*106 (кВт·ч/год)

Nэ 3= +2*106= 89,726587*106 (кВт·ч/год)

Nэ 4= +2*106= 89,724514*106 (кВт·ч/год)

Nэ 5= +2*106= 89,722440*106 (кВт·ч/год)

Таблица - Расчет расхода электроэнергии НПС

в) Основная плата складывается из оплаты за заявленную максимальную нагрузку установленной мощности, умноженной на тариф заявленной мощности. Nэ рассчитывается как сумма всех показателей данной категории. Для НПС магистрального нефтепровода расчет ведется по двухставочному тарифу:

- основная ставка СЭ.ОСН. = 330 руб. за 1 кВт заявленной мощности; дополнительная ставка СЭ.ДОП. = 1,06 руб. за 1 кВт·ч потребляемой

электроэнергии. Используем формулу:

ЗЭ = NОБЩ × СЭ.ОСН. + NЭ × СЭ.ДОП.

Вычисляем:

Зэ= 61600*330 + 488881315*1,06= = 20328000 + 518214193,9= 538542193,9 (руб.)

4 Для того, чтобы определить затраты нефти на собственные нужды и потери в стоимостном выражении, необходимо взять количество нефти на собственные нужды и потери нефти из 1-й части работы и умножить на цену за одну тонну в размере 15 тыс. руб. за 1 т. Величины этих затрат будут следующими :

а) стоимость нефти на собственные нужды определяется произведением цены нефти на ее количество, израсходованное на собственные нужды НПС:

ЗС.Н. = Ц × GС.Н

Зс.н.= 15000*7500= 112500 тыс.руб.

б) стоимость потерь нефти при транспортировке и хранении определяется произведением цены нефти на величину потерь по формуле

ЗПОТ = Ц × GПОТ

ЗПОТ= 15000*27945=419175 тыс.руб.

Расчет амортизационных отчислений производится в следующем порядке:

из 1-й части работы берется величина среднегодовой стоимости основных производственных фондов и заносится в таблицу Приложения Н в строку «Всего»;

-по имеющейся структуре определяется стоимость каждой группы основных фондов;

-произведением стоимости каждой группы основных фондов на их общую норму амортизации определяются амортизационные отчисления по каждой группе;

суммированием амортизационных отчислений по каждой группе определяем общую сумму амортизационных отчислений и заносим эти данные в ниже представленной таблице.

Таблица - Структура основных производственных фондов (ОПФ), нормы амортизации и годовая величина амортизационных отчислений

. Как следует из методических указаний к работе, прочие затраты составляют 30% от суммы всех вышеперечисленных затрат.

. Разделив все затраты на транспорт нефти на количество транспортируемой нефти из 1-й части работы, определяем стоимость транспортировки ты нефти.

.Составляя соотношения каждого экономического элемента к общим затратам, определяем структуру себестоимости и заполняем таблицу Приложения О.

Таблица - Расчет себестоимости транспортировки нефти

транспортировке и поставкам нефти. Для этого используем формулу:

П = ТВ - НДС - С

где ТВ - тарифная выручка, тыс.руб.; НДС - налог на добавленную стоимость,тыс. руб., примем равным 18%; С - затраты на транспорт нефти,тыс. руб.

Рассчитаем:

П= 3 310 388,58 - 595 869,94 - 2 023 742,88= 690775,76 (тыс.руб.) 11 Чистая прибыль определяется по формуле:

ПЧ = П - НП

где НП - налог на прибыль,тыс. руб.,примем равным 30% Тогда получим:

Пч= 690775,76 - 207232,73= 483543,03 (тыс.руб.)

Рентабельность определяется отношением прибыли к основным производственным фондам (ОПФ). Рассчитаем общую и расчётную рентабельности. Для этого возьмём формулы:

а) рентабельность общая:

Получим

Роб= *100= 16% б) рентабельность расчетная:

Рр= *100= 12,25 %

Заключение

Проведём анализ технико-экономических показателей:

Коэффициент загрузки равен 0,95% ,что говорит о возможном потенциальном увеличении мощности производства.

Количество поступающей нефти в систему = 52035,44 тыс.т, а транспортируемой - 52000 тыс.т.Суммарные потери нефти в системе = 35,44 тыс.т, что составляет 0,068% от количества транспортируемой нефти. Расход на собственные нужды составляет от количества транспортируемой нефти 0,014%, а потерь - 0,537%.

Фондоотдача основных производственных фондов по объёму транспортируемой нефти = 0,04 т/руб., что говорит о том, что на 1 т продукции предприятие тратит 0,04 руб. основных фондов.

Производительность труда по количеству по транспортируемой нефти составляет 60,47тыс.т/чел. и по транспортной работе - 33,37 (млн.т×км)/чел. Средние зарплаты колеблются от 41091,87 руб. (для руководителей) до 8875,84руб. (для непромышленного персонала), что в отношении будет составлять 4,63 раза.

Вобщей доле расходов материалов бензин, равный 58,46%, является самым большим, а на самое меньшее - нефтебитум,- приходится 0,007%, что

в8351,4 раз меньше доли бензина.

Вструктуре ОПФ весомую долю имеют транспортные средства, равные 75,9%. Соответственно, расходы для денной категории будут наибольшими.

По итогам можно заключить, что предприятие работает успешно, так как чистая прибыль положительна.

Для данного предприятия можно посоветовать следующие мероприятия для сокращения расходов и увеличения прибыли:

При рассмотрении значения коэффициента загрузки ,который равен

0,95 , можно предложить увеличить объём транспортируемой нефти с учётом такого же спроса на данный вид услуг.

Затраты по экономическим элементам по структуре в большей части приходятся на расходы на электроэнергию 26,61%, потери нефти при транспортировке = 20,71% и прочие расходы в размере 23,08%. Тогда для сокращения расходов в первую очередь надо рассматривать эти пункты. Например, расходы на потери нефти при транспортировке и хранении можно сокращать при помощи более герметичных цистерн, металлов с новыми покрытиями для сокращения остатков сырья с тары и цистерна. Для сокращения прочих расходов возможно рассмотрение своевременных платежей, уменьшение рекламных акций. Для сокращения расходов на электроэнергию возможно модифицирование старых агрегатов, использование подстанций, работающих за счёт альтернативных источников энергии.

Для более успешной работы предприятия транспорта нефти можно предположить такие методы, как рациональные расчеты структур, которые позволят успешно и экономно выполнять поставленные на предприятии задачи. Так же для персонала необходимо рассчитать заработную плату, способствующей мотивации работников и успешной деятельности предприятия. Необходимыми являются вычисления объёмов работы предприятия, без которых невозможно правильно скоординировать все структуры. Знание всех мощностей, рабочего времени, потребления электроэнергии, расценок технического обслуживания, строение рельефа входят в понятие таких расчетов. Актуальность данных мероприятий не перестанет быть таковой, так как экономное использование ресурсов даёт большую прибыль, в чём заинтересованно любое предприятие.

Список используемой литературы

1) Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория анализа хозяйственной деятельности: Учебник. М.: Ф. и Ст., 2006.

) Борисов Л.П. Оценка результатов финансово-хозяйственной деятельности предприятия/ Консультант, № 8, 2008.

Бочаров В. В. Финансовый анализ. Учебник. - СПб: Питер, 2004.

) Григорьев Ю.А. Рентабельность предприятия и проблемы совершенствования отчетности// Консультант, № 21,2008.

4)Любушин Н.П., Лещева В.Б., Дьяконова В.Г. Анализ финансовоэкономической деятельности предприятия. - М.: ЮНИТИ, 2007 г.

5)Прыкина Л.В. Экономический анализ предприятия: Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003.

6)Савицкая Г. В. Анализ хозяйственной деятельности предприятий: Учеб. пособие / Г. В. Савицкая. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Новое знание, 2001.

7)Дубинский В.Г., Дубинская Н.В. Экономика нефтепроводного транспорта. М., Недра, 1984, с. 216.

8)Основы менеджмента./А.Ф.Андреев, М.В.Маккавеев, Н.Н.Победоносцева. - М: Нефть и газ, 1999.

9)Трубопроводный транспорт нефти и газа./Р.А.Алиев, В.Д.Белоусов, А.Г.Немудров, В.А.Юфин, Е.И.Яковлев. - 2-е изд. - М: Недра, 1988.

10)Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1985.

) Зайцев Л.А. Регулирование режимов работы магистральных трубопроводов. - М: Недра, 1982.

Приложения

Приложение А

Технологическая схема магистрального нефтепровода