1.3 Показатели для анализа основных фондов

Для полной характеристики эффективности использования основных фондов используются несколько групп показателей (рис. 1.3.1).

Рисунок 1.3.1 Группы показателей эффективности использования основных фондов (ОФ)

Охарактеризуем каждую группу показателей.

Состояние и движение основных фондов характеризуется следующими показателями:

1) Среднегодовая стоимость основных фондов Фсрг:

Фсрг = Фнг + ? - ?, (1)

где Фнг - стоимость основных фондов на начало года, руб.;

Фвв и Фвыб - стоимость основных фондов, вводимых в действие и выбывающих в планируемом году соответственно, руб.;

tвв и tвыб - количество полных месяцев функционирования в планируемом году вновь вводимых и выбывающих основных фондов соответственно, мес.

Расчет среднегодовой стоимости по данной формуле дает более точный результат. В том случае, когда точный месяц ввода или выбытия объектов основных фондов в течение планируемого года неизвестен, среднегодовая стоимость может быть рассчитана по формуле:

Фсрг = , (2)

где Фкг - стоимость основных фондов на конец года, руб., определяется по формуле:

Фкг = Фнг + Фвв - Фвыб. (3)

2) Коэффициент выбытия Квыб и обновления Кобн.

Коэффициент выбытия отражает степени интенсивности выбытия основных фондов из сферы производства. Коэффициент обновления показывает интенсивность обновления основных фондов. Рассчитываются по формулам:

Квыб = и Кобн = . (4, 5)

3) Коэффициент износа Кизн и годности Кгодн.

Коэффициент износа показывает степень изношенности основных фондов. Коэффициент годности характеризует долю неизношенных основных фондов. Рассчитываются по формулам:

Кизн = и Кгодн = , (6, 7)

где И - величина износа в денежном выражении, руб.;

Фост - остаточная стоимость основных фондов (за вычетом износа), руб.

4) Коэффициент прироста основных фондов отражает относительно увеличение основных фондов за счет их обновления:

Крост = . (6)

Все показатели эффективности использования основных фондов могут быть объединены в три группы:

- показатели экстенсивного использования, отражающие уровень использования их во времени;

- показатели интенсивного использования, отражающие уровень использования их по мощности (производительности);

- показатели интегрального использования, учитывающие совокупное влияние всех факторов, как экстенсивных, так и интенсивных.

1 группа. Коэффициент экстенсивного использования Кэкс показывает удельный вес времени производительной работы оборудования и определяется отношением фактического времени работы оборудования к календарному времени его работы:

Кэкс = , (7)

где tф - фактическое (производительное) время работы оборудования, час.;

tк - календарное время работы оборудования (по норме или по плану), час.

В бурении коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования определяется по этапам сооружения скважин и в целом по циклу.

На стадии строительно-монтажных работ, бурения и испытания скважин коэффициент экстенсивного использования оборудования определяется делением производительного времени соответственно по каждому этапу (tф.смр, tф.б, tф.и) на календарное или нормативное (tк.смр, tк.б, tк.и) в станко-месяцах.

Коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования по циклу сооружения скважин:

Кэкс.ц = = . (8, 9)

Для оценки степени использования нефтяных и газовых скважин во времени применяют два показателя, характеризующих экстенсивность использования эксплуатационного и действующего фонда скважин (рис.1.3.2)

1) Коэффициент использования скважин Ки характеризует эффективность использования эксплуатационного фонда скважин:

Ки = , (10)

где Сэ - суммарное время работы (эксплуатации), скважино-месяцев;

Счэф - суммарное календарное время эксплуатационного фонда скважин, скважино-месяцев.

2) Коэффициент эксплуатации скважин Кэ характеризует эффективность использования действующего фонда скважин:

Кэ = , (11)

где Сэ - суммарное время работы скважин, скважино-месяцев;

Счдф - суммарное календарное время действующего фонда скважин, скважино-месяцев.

Рис. 1.3.2 Фонды скважин

Станко-месяц в бурении (скважино-месяц в добыче нефти и газа)- это условная единица измерения времени работы и простоев буровых установок (скважин), равная 720 скважино-часам или 30,4 скважино-дням.

1 группа. Коэффициент интенсивного использования оборудования Кинт определяется отношением фактической производительности основного технологического оборудования к его нормативной производительности:

Кинт = , (12)

где qф - фактическая выработка продукции в единицу рабочего времени (сутки, час), нат. ед.;

qн - технически обоснованная (максимально возможная или проектная) выработка продукции за это же время, нат. ед.

В бурении коэффициент интенсивного использования бурового оборудования определяется отношением коммерческой скорости бурения (Vк) к технической (Vт):

 = . (13)

Коэффициент интенсивного использования скважин в добыче нефти и газа определяется отношением фактического дебита скважины (qф.нгд) к плановому или проектному ( qпр.нгд):

= (14)

2 группа. Коэффициент интегрального использования Кинтегр определяется как произведение коэффициентов интенсивного и экстенсивного использования оборудования и комплексно характеризует эксплуатацию его по времени и производительности (мощности):

. (15)

Значение этого показателя всегда ниже значений двух предыдущих, т.к. он учитывает одновременно недостатки и экстенсивного, и интенсивного использования оборудования.

Оценка эффективности использования основных средств основана на применении общей для всех ресурсов технологии оценки, которая предполагает расчет и анализ показателей отдачи и емкости. Показатели отдачи характеризуют выход готовой продукции на 1 руб. ресурсов. Показатели емкости характеризуют затраты или запасы ресурсов на 1 руб. выпуска продукции.

Под запасами ресурсов понимают наличный объем ресурсов на отчетную дату по балансу, под затратами - текущие расходы ресурсов, в частности, по основным средствам - амортизация. При сопоставлении запасов ресурсов с объемом выручки за период необходимо рассчитать среднюю величину запасов на тот же период. Обобщающим показателем эффективности использования основных средств является фондоотдача (Фотд):

= , (16)

где Q - объем товарной или валовой продукции, нат. ед. или руб.;

Фсрг - среднегодовая стоимость основных фондов, руб.

При расчете показателя учитываются собственные и арендованные основные средства, не учитываются основные средства, находящиеся на консервации и сданные в аренду. Показатель фондоотдачи анализируют в динамике за ряд лет, поэтому объем продукции корректируют на изменение цен и структурных сдвигов, а стоимость основных средств -- на коэффициент переоценки. Повышение фондоотдачи ведет к снижению суммы амортизационных отчислений, приходящихся на один рубль готовой продукции или амортизационной емкости. Рост фондоотдачи является одним из факторов интенсивного роста объема выпуска продукции.

Другим важным показателем, характеризующим эффективность использования основных средств, является фондоемкость основных средств. Это величина, обратная фондоотдаче. Она показывает долю стоимости основных фондов, приходящейся на каждый рубль выпускаемой продукции (Фемк):

= . (17)

Изменение фондоемкости в динамике показывает изменение стоимости основных средств на один рубль продукции и применяется при определении суммы относительного перерасхода или экономии средств в основные фонды (Э):

Э = (Ф_емк1 - Ф_емк0) Q₁, (18)

где Ф_емк1, Ф_емк0 -- фондоемкость отчетного и базисного периода соответственно;

Q1 -- объем выпуска продукции в отчетном периоде.

Если фондоотдача должна иметь тенденцию к росту, то фондоемкость - к снижению.

Показатель фондовооруженности характеризует степень технической оснащенности труда (Фв):

(19)

где Чсп - среднесписочная численность работающих, чел.

Фондорентабельность - является наиболее обобщающим показателем эффективности использования основных фондов. Рассчитывается по формуле:

(20)

где П - прибыль предприятия за год (валовая, чистая или прибыль, от основной деятельности), руб.

При анализе фондоотдачи необходимо учитывать факторы, влияющие на уровень этого показателя. К таким факторам относятся объем производимой продукции и изменение стоимости фондов.

Существует порядок факторного анализа фондоотдачи:

1. изменение фондоотдачи за счет изменения объемов добычи нефти и газа:

(21)

2. изменение фондоотдачи за счет изменения среднегодовой стоимости основных фондов:

(22)

где , - объем товарной добычи нефти или газа в анализируемом и базисном (предшествующем) периоде, тонн или м³;

, - среднегодовая стоимость основных фондов анализируемого и базисного (предшествующего) периода, руб.

Совокупность факторов, сияющих на показатель фондоотдачи и их подчиненность, представлена на рисунке 1.3.3.

Рисунок 1.3.3 Схема факторной системы фондоотдачи

2. Основные фонды на примере ОАО «ТомскНИПИнефть»

2.1 Описание предприятия ОАО «ТомскНИПИнефть»

ТомскНИПИнефть (сокращение от Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа) -- крупный региональный научно-исследовательский и проектный центр, осуществляющий полный цикл научных и проектных работ для предприятий нефтегазового комплекса:- исследование и оценка ресурсов нефти, газа, конденсата, проектирование геологоразведочных работ;

- оценка запасов нефти, газа, конденсата и подземных вод;

- проектирование разработки месторождений углеводородного сырья;

- выполнение проектов строительства и реконструкции объектов по добыче, транспорту и подготовке нефти и газа, газового хозяйства, энергетики и жилищно-гражданского назначения;

- проектирование строительства нефтяных, газовых, гидрогеологических скважин;

- проектные работы по охране окружающей среды, рациональному природопользованию и экологическому мониторингу месторождений;

- инженерно-строительные изыскания для строительства;

- лабораторные исследования керна скважин, проб нефти и других флюидов;

- проектирование и разработка информационных систем;

- долговременное хранение керна;

- авторский надзор, сопровождение проектов обустройства нефтегазовых месторождений.

Юридический адрес предприятия: 634027, РФ, г.Томск, пр.Мира, 72.

В диапазон проектов предприятия входят: от геологоразведочных работ, оценки перспектив нефтегазоносности районов до проектов разработки крупных нефтяных и газоконденсатных месторождений, от комплексного проекта обустройства нефтяных и газовых месторождений до нефтебаз и АЗС, от внутрипромысловых до магистральных нефте- и газопроводов, от установок подготовки газа до установок переработки нефти и газового конденсата в моторные топлива.

Численность сотрудников составляет более 800 человек. Их средний возраст - 36 лет, большинство из них -- выпускники томских ВУЗов.

География охватывает восточную часть России: Томская область, Ханты-Мансийский автономный округ, Ямало-Ненецкий автономный округ, Красноярский край, Новосибирская, Камчатская, Иркутская, Кемеровская области, республика Якутия (Саха).

За последнее десятилетие институт выполнил более 80-ти работ по подсчету запасов (совместно с ТЭО КИН) и проектно-технологических документов на разработку месторождений. В их числе: Советское месторождение с 17-ю объектами разработки и общим фондом скважин (более 2000), Лугинецкое месторождение с фондом скважин более 600 единиц.

В период с 2007 по 2009 гг. институт выполнял проектно-изыскательские работы, лабораторные исследования, проектно-сметную документацию по бурению и авторский надзор за строительством для проектов обустройства Ванкорского месторождения, расположенного в регионе распространения многомёрзлых грунтов. Институт выступает в качестве генерального проектировщика по обустройству Юрубчено-Тохомского месторождения - «жемчужины» Восточной Сибири со сложно-построенными трещиноватыми коллекторами.

Впервые в отечественной практике были разработаны проектные решения для строительства магистрального газопровода в 10-бальной сейсмической зоне (проект газоснабжения Камчатской области. При проектировании особое внимание уделялось исследованию исходной сейсмичности и сейсмотектонической обстановки, учитывалась вулканическая опасность Авачинско-Корякской группы вулканов.

В 90-е годы при участии ТомскНИПИнефть была сформирована газовая программа на территории Томской области. Центральная идея теоретической части газовой программы заключалась в создании ряда взаимосвязанных производственных циклов для добычи легкого углеводородного сырья, его транспорта, переработки и реализации.

Проводимые в институте исследования позволили проработать варианты реализации значительной части добываемых легких углеводородов не в виде сырья, а в виде продукции нефтегазохимии и нефтегазопереработки.

Сотрудничество с иностранными партнерами охватывает весьма широкий спектр деятельности: от проведения научных исследований по их заказу, работы специалистов в кернохранилище, внедрения IT -- технологий до участия института в форумах компании поддержке образовательных программ.

Из общей истории можно выделить, что 23 января 1986 года институт создан на базе томских филиалов двух тюменских институтов -- «Гипротюменнефтегаз» и «СибНИИНП». Через год в состав института введен филиал московского института «Гипротрубопровод». В 1997 году при институте создаётся современное корпоративное кернохранилище.

25 ноября 1999 года институт получил государственную аккредитацию научной организации в соответствии с Федеральным законом «О науке и государственной научно-технической политике».

В июле 2002 года введен в эксплуатацию новый лабораторно-аналитический центр общей площадью 2296 кв. метров.

В сентябре 2003 года институт прошел внешний аудит документации системы менеджмента качества, соответствующей требованиям международного стандарта ISO 9001:2000.

С 2004 по 2006 г. побеждает в региональных конкурсах в номинации «За высокую социальную эффективность и развитие социального партнерства».

В мае 2007 года институт вошёл в состав нефтяной компании «Роснефть».

2007, октябрь -- успешно пройден ресертификационный аудит на одобрение системы менеджмента качества в соответствии с международным стандартом ISO 9001:2000 в сфере «Проектно-исследовательского инжиниринга в области разработки и обустройства нефтяных и газовых месторождений».

2007, декабрь -- в институте состоялась научно-практическая конференция «Геологическое моделирование на базе комплексного исследования керна -- основа проектирования эффективной разработки месторождений нефти и газа».

2008, март -- проведена I Региональная научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть». Избран Совет молодых специалистов.

2008, май -- институт выступил принимающей стороной в организации совещания «Программа геологоразведочных работ на 2009--2013гг», на которое собрались представители всех дочерних обществ ОАО «НК«Роснефть».

2008, сентябрь -- c официальным ознакомительным визитом в институте побывал и.о. мэра г. Томска, Н.Н. Николайчук. Руководство института представило итоги деятельности и программу развития предприятия губернатору Томской области В.М.Крессу.

2009, март -- проведена II Региональная научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть».

В 2009 году институт начал готовить проектных документов для крупных восточных месторождений и наращивать объёмы выпускаемых услуг. В частности за счет развития материально- технической базы, подготовка и переподготовка кадров, развитие IT технологий, переоснащение лабораторно-аналитического комплекса, переход на трехстадийное проектирование, развитие геохимических исследований, планирование ГРР на глубокозалегающие отложения PZ.