华北分公司年度指标调整情况及保障措施(20130826)

华北分公司年度指标调整情况及保障措施

（2013年8月22日）

根据油田事业部8月19日年中工作电视电话会有关精神，结合分公司前七个月的实际经营情况、后五个月投资和生产运行计划以及各单位生产经营状况，经过认真分析研究，对各单位2013年生产经营指标进行了分解。具体如下：

一、油田事业部对华北分公司的年度指标调整情况

集团公司全年利润工作部署会，给油田板块下达了458亿元的最低年度利润目标。油田事业部对指标进行了分解。

1.对华北分公司总体产量进行了调整。油田部根据各单位产能建设效益高低进行了产能建设的优化调整，调减了建产风险大、效益相对较低的鄂南致密油、东北双龙等区块产能。共调减华北分公司产能建设2

2.5万吨、产量8万吨（自营原油产量调减10万吨，合作油增加2万吨），减少投资20亿元。对天然气产量运行比较主动的华北分公司调增天然气产量1000万方。

2.对年度经济指标进行了调整。根据产能、产量调整情况结合原油天然气变动因素，对华北分公司年度主要经济指标情况进行调整，利润由年初预算-7.79亿元调整为-7.81亿元，增亏0.02亿元；完全成本由年初2003元/吨调整为1810元/吨当量，减少190元/吨当量。

二、华北分公司完成年度任务目标的调整情况

根据油田事业部下达的最终任务目标，结合各单位年度任务目标的运行情况，以及后续产能建设新井的投产运行进度，经研究决定，对华北分公司天然气产量由3.4亿方增至34.36亿方，调

增3600万方，商品率96%；原油产量由68万吨调整为60.5万吨，调减7.5万吨，商品率98%。对年度产量任务和经济指标调整如下：

1.各单位的产量任务目标调整情况

调增单位三个：第一采气厂由34亿方增至34.36亿方，调增3600万方：第三采油厂由1万吨增至2.55万吨，调增1.55万吨；定边采油厂由2.2万吨增至2.75万吨，调增0.55万吨。

调减单位三个：第一采油厂由52万吨减至40.75万吨，调减11.25万吨；第二采油厂由5.8万吨减至5.5万吨，调减0.3万吨；第四采油厂由4万吨减至3.05万吨，调减0.95万吨。

天然气商品率保持在96%以上，原油商品率保持在98%以上。

2.经济指标调整情况

根据产量调整情况，按照四个原则对各单位的生产经营指标进行了调整：一是根据预算产量安排，对生产直接费用（材料、燃料、动力、运输等）进行了调整，非生产直接费用（野外补贴、措施费用、测试费用、租赁等）不按照产量调整。二是结合上半年生产经营状况实际，对上半年生产经营突出问题进行了预算安排，如采气厂环保支出、管线后续补充工作以及增加的措施作业等项目。三是根据各生产单位人员变化情况对相关人员直接费用进行调整。四是人工成本和外包费用实行专项预算下达制度，不在此次预算调整范围。根据以上原则，各单位预算调整情况如下：

第一采气厂单位操作成本由37.43元/千方增至38.89元/千方，调增1.46元/千方；第一采油厂单位操作成本由541.73元/吨调整至579.86元/吨，增加38.13元/吨；第二采油厂单位操作

成本由643.31元/吨调整至664.55元/吨，增加21.24元/吨；第三采油厂单位操作成本由2604.08元/吨调整至1459.32元/吨，减少1144.76元/吨；第四采油厂单位操作成本由863.52元/吨调整至1105.18元/吨，增加241.66元/吨；

九普生产支持中心，维护操作成本由4311万元降至3483万元，减少828万元（污水处理系统改变列支途径）。

由于产建任务的调整，各指挥部人员配备情况也会进行下一步调整，我们将根据具体人员配备情况对各指挥部费用进行调整。机关各部门运行费用不做调整。

三、完成年度任务目标的保障措施

总部下达的任务目标一定要完成。总部在本次调整利润指标时明确，实际利润超年度任务的，按超额10%追加奖励，对落实增产、控本等增效措施的企业按照增效部分的20%追加专项奖励；未完成利润任务的按差额10%扣减工资总额。从分公司实际运行情况来看，存在很多困难，需要分公司各部门、各单位、全体员工认清形势、克服困难、研究对策，积极努力，确保完成年度任务目标。

分公司完成年度经济目标面临的主要困难有以下几点：一是因自营产量调减10万吨，收入减少5.08亿元；二是原油价格比总部下达预算减少295元/吨，影响收入1.6亿元；三是天然气价格比预算减少190元/千方，减少收入6.21亿元；四是重组改制影响分公司成本增加1.8亿元；五是业务外包使成本增加0.7亿元；六是地方规费增加成本0.17亿元。以上合计15.56亿元。需要我们采取相应的措施进行解决和消化。

为确保完成年度任务目标，着重从以下几个方面开展工作：

1.加强油气产量的运行安排，争取超额完成调整后的年度产量目标，即天然气争取再超产2600万方，原油超产5000万吨。

2.加强天然气的推价工作，确保政策内全部推价到位，带来收入增长1.25亿元。

3.加强探井的施工作业管理及压裂层数优化，提高探井成功率由30%提高到40%，勘探费用优化减少0.98亿元。

4.结合调减产能投资20亿元以及尽力提高单井控制经济可采储量，降低折耗7.5亿元。

5.是加强成本自用油的调配及出入库管理，实现消费税返还0.57亿元。

6.缩短财务周期、减少财务费用以及严格控制非生产性费用支出等方式，减少期间费用1000万元。

7.加强对材料、燃料、运输等的管理等工作，使操作成本降低5700万元。

8.进一步输理外包业务流程，对业务外包人均费用控制在西北分公司成熟市场的采油等一般工种7.3万元/人年以及特殊工种

8.6万元/人年的市场价格之内。减少外包支出。

9.加强局、分公司、工程公司的关联交易工作。

10.加强外部合作油、分成油的分成配额和结算工作，做到应收尽收。

11.加强车辆使用与租赁车辆的管理，原则上不再增加车辆租赁，严格执行“先批后支”措施。

12.严格年度措施作业井次安排，优化作业选井，加强效益预算和评价，提高措施效果，减少作业费用。

13.对重组改制费用等特殊性因素，积极与总部各部门沟通，