Диплом на тему Антикризисный менеджмент и профилактика банкротства на предприятии в современных условиях рыночной
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2014-10-25Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Альметьевский нефтяной институт
Кафедра: "Экономика предприятий"
Специальность 060800 группа 8071
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
На тему: «Антикризисный менеджмент и профилактика банкротства на предприятии в современных условиях рыночной экономики на примере НГДУ «Елховнефть»
Дипломный проект: Яковлевой Т.И.
Руководитель проекта:
Заместитель начальника ПЭО Гатауллин Ф.Г.
Консультант по
технологической части: Захарова Е.Ф.
старший преподаватель
Куратор проекта: Краснова Л.Н.
к.э.н., доцент
Проект допущен к защите «____»________2003 г.
Зав. кафедрой
профессор ________Краснова Л.Н.
Дата защиты «11» июня 2003 г. Оценка ГЭК _________
2003 год
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Характеристика производственной деятельности НГДУ "Елховнефть"
1.1. Краткая характеристика района деятельности НГДУ
1.2. Текущее состояние разработки нефтяных площадей
1.3. Состояние добывающего фонда скважин
1.4. Техника и технология добычи нефти
2. Организационно-экономическая характеристика НГДУ
"Елховнефть"
2.1. Организационная структура НГДУ "Елховнефть"
2.2. Динамика основных ТЭП за 2001-2002 годы
3. Методика анализа финансового состояния предприятия
3.1.Антикризисный менеджмент и причины банкротства
предприятий в условиях рыночной экономики
3.2.Факторы возникновения кризисных ситуаций на предприятии
3.3. Причины неплатёжеспособности и банкротства предприятий
3.4. Методика анализа экономических результатов деятельности
предприятия
3.5. Методика общего анализа финансового состояния
3.6. Методика анализа финансовой устойчивости
3.7. Методика анализа платёжеспособности и ликвидности
баланса
3.8. Методика анализа возможности банкротства
3.9. Методика анализа определения безубыточного объёма продаж
и зоны безопасности предприятия
4. Диагностика финансового состояния предприятия
4.1. Анализ экономических показателей деятельности
предприятия
4.1.1. Анализ прибыли
4.1.2. Анализ рентабельности и деловой активности
4.2. Анализ общего финансового состояния
4.2.1. Анализ динамики валюты баланса
4.2.2. Анализ структуры активов и пассивов
4.3. Анализ финансовой устойчивости
4.4. Анализ платёжеспособности и ликвидности баланса
4.5. Анализ возможности банкротства
4.6. Анализ коэффициентов финансового состояния
5. Антикризисный менеджмент на предприятии
5.1. Выявление слабых и сильных сторон в деятельности
предприятия
5.1.1. Определение безубыточного объёма продаж и зоны
безопасности предприятия
5.1.2. Анализ себестоимости
5.2. Принятие управленческих решений по стабилизации экономического состояния предприятия.
Заключение
Литература
Приложение
ВВЕДЕНИЕ
Кризисы неизбежны: регулярные, закономерно повторяющиеся кризисы являются непременной фазой циклического развития любой системы. Они начинаются тогда, когда потенциал прогресса данных элементов преобладающей системы уже в основном исчерпан и в то же время родились и начинают борьбу элементы новой системы, представляющей будущий цикл.
Основная задача кризис – менеджмента, как нацеливание системы управления предприятия на достижение поставленных (кризисом) целей. Поэтому антикризисный менеджмент является очень сложной конструкцией, объединяющей в себе столь различные элементы, как постановка целей, учет, контроль, анализ хозяйственной деятельности, управление информационными потоками и выработка рекомендаций.
Антикризисный менеджмент – система мер, направленных на предотвращение банкротства. Успех антикризисного менеджмента во многом зависит от того, удалось ли руководству предприятия своевременно обнаружить возникновение исходного события, с которого начинается движение к кризисному переломному состоянию фирмы. Раннее обнаружение таких событий возможно лишь в том случае, если аналитические службы фирмы ведут постоянное слежение за множеством сигналов, поступающих из внешней среды, а так же сигналов о состоянии процессов, протекающих на самом предприятии.
Для обнаружения сигналов о возникновении явлений кризисного состояния фирмы необходимо постоянное наблюдение за деловыми и финансовыми её показателями с помощью такого инструмента антикризисного управления, как финансовый менеджмент.
Основной целью дипломной работы является освещение антикризисного менеджмента и профилактики банкротства на предприятии в условиях рыночной экономики. Особое внимание уделяется системному подходу к пониманию антикризисного менеджмента, взаимосвязи составляющих его частей и элементов.
Для раскрытия темы дипломного проекта необходимо рассмотреть следующие вопросы:
- исследование целей, задач и методов антикризисного менеджмента, а также их практическое применение;
- диагностика финансового состояния предприятия;
- разработка мероприятий по выходу из кризиса.
В качестве объекта исследования выступает НГДУ «Елховнефть». Основной вид деятельности предприятия – добыча нефти.
Дипломная работа включает введение, пять глав, заключение, список литературы и приложения.
В работе освещена производственная деятельность, а также дана организационно-экономическая характеристика производственной деятельности НГДУ «Елховнефть», предложены методики анализа финансового состояния предприятия, на основе которых произведен анализ финансовых показателей НГДУ «Елховнефть», разработана программа антикризисного менеджмента.
Источниками информации для написания диплома являются : годовые отчеты 2000-2002 года; ф.№1, «Баланс предприятия»; ф.№2, Отчет о прибылях и убытках, ф.№3, «Приложение к балансу предприятия» и другие источники информации.
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»
1.1. Краткая характеристика района деятельности НГДУ
НГДУ «Елховнефть» разрабатывает Ново-Елховское нефтяное месторождение. В административном отношении месторождение находится на территории Альметьевского, Лениногорского и Ново-Шешминского районов Республики Татарстан.
Наиболее крупными населёнными пунктами являются : Кичуй, Ново-Елхово, Аппаково.
Месторождение расположено в наиболее приподнятой части восточного Закамья, в пределах полого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимает часть водоразделов рек Шешма, Кичуй, Степной Зай. Реки имеют многочисленные притоки, но не судоходны. Протяжённость рек 120-300 км., площадь водосбора 1300-6200 км2.
Рельеф местности сильно расчленён, холмист, склоны водоразделов изрезаны густой сетью оврагов. Значительная часть территории покрыта лиственными реже смешанными лесами. Климат умеренно континентальный.
По данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, девонской, каменноугольной и пермской систем.
В составе Ново-Елховского месторождения выделено три площади разработки: Акташская площадь – 34 тыс. га., Ново-Елховская – 42 тыс.га. и Федотовская – 12 тыс. га.
Для водоснабжения нефтепромысловых объектов используется вода рек Камы, Кичуя, Шешмы, Степного Зая.
Энергоснабжение района осуществляется от Куйбышевской ГЭС, Уруссинской и Заинской ГРЭС, Нижне-Камской ГЭС.
1.2. Текущее состояние разработки нефтяных площадей
В НГДУ «Елховнефть» за 2002 год добыто 1460 т.т. при нормах 1430 т.т. план по добыче выполнен на 102,1%.
Из горизонтов Д0+Д1 на 1.01.2003 г. от начальных извлекаемых запасов отобрано по Ново-Елховской площади 87,68%, по Федотовской площади 68,77%, по Ново-Елховскому месторождению 86,2%. Из горизонтов С1+С2 Ново-Елховского месторождения на 1.01.2003 г. отобрано34,64%.
Из горизонтов Д0+Д1 Ново-Елховского месторождения за 2002 год добыто 683,782 т.т. Из залежей верхних горизонтов 776,2 т.т.
В общем балансе нефти за 2002 год добыто по Ново-Елховской площади 34,7%, по Федотовской площади 12,1%, по верхним горизонтам 53,2%.
Годовая добыча нефти по Ново-Елховской площади по сравнению с 2001 годом увеличилась на 3 т.т., по Ново-Елховскому месторождению уменьшилась на 1,6 т.т., по Федотовской площади уменьшилась на 5 т.т., а по карбону уменьшилась на 11,3 т.т.
Из переходящих скважин НГДУ добыто 1437,03 т.т. нефти или 98,5%, из новых скважин – 22,966 т.т. или 1,5%, из скважин, введённых из бездействия – 47,7 т.т. или 3,2%. Добыча нефти механизированным способом за 2002 год составила 100%. Добыча по ЭЦН сохранилась на уровне 2001 года 19,7% - 20%, по СКН 80,3% - 80,0%.
По Ново-Елховскому месторождению дебит на одну действующую скважину увеличился по сравнению с 2001 годом с 2,76 т/сут. до 2,88 т/сут., на скважину ЭЦН увеличился с 5,49 до 5,7 т/с. На одну скважину СКН с 2,46 до 2,56 т/с. Среднесуточные дебиты по жидкости увеличились на одну действующую скважину с 12,01 т/с до 12,08 т/с. На одну скважину СКН дебит увеличился с 5,36 т/с до 5,66 т/с, на одну скважину ЭЦН уменьшился с 72,55 т/с до 69,17 т/с.
Обводнённость продукции по НГДУ уменьшилась с 77,0 до 76,2%. По Ново-Елховской площади обводнение уменьшилось до 85,2%, по Федотовской площади увеличилось с 66,2 до 68,8%, по верхним горизонтам увеличилось с 62,9 до 63,5%. Месторождение обводняется закачиваемой водой. Из общего количества добытой воды, вода от закачки составляет 90,9 %, пластовая 9,1%.
Потери нефти из-за истощения запасов за 2002 год по месторождению составили 300,5 т.
1.3. Состояние добывающего фонда скважин
По состоянию на 1.01.2003 г. весь фонд добывающих скважин НГДУ составляет 3218 единиц, эксплуатационный фонд по сравнению с 1.01.02 г. увеличился на 10 скважин и составил 1796 единиц.
Динамика пробуренного фонда скважин по категориям приведена в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Состояние разработки нефтяных площадей.
За 2002 год из нефтяных площадей и залежей НГДУ добыто 1460,0 т.т. нефти. За этот период из продуктивных пластов добыто 6128,8 т. т. жидкости. Обводнённость добываемой продукции составила 76,2%, по сравнению с 2001 годом уменьшилась на 0,8%. В продуктивные пласты закачено 7038,4 т.м3 воды. Среднесуточный дебит одной действующей скважины по НГДУ изменился следующим образом (Таблица 1.2.):
Таблица 1.2
Ново-Елховская площадь. В 2002 году из скважин Ново-Елховской площади отобрано 506,5 т.т. нефти. Нормы отбора выполнены на 99,3%, отбор жидкости составил 3432,5 т.т., обводнённость продукции составляет 85.2%. Средний дебит одной скважины по нефти увеличился до 2,57 т/сут. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,31%. С начала разработки из скважин Ново-Елховской площади отобрано 87,68% от начальных извлекаемых запасов. Обеспеченность отбора жидкости закачкой воды по площади составляет 102,2% при норме 103,4%.
Федотовская площадь. Из скважин Федотовской площади в 2002 году добыто 177,3 т.т. нефти, нормы отбора выполнены на 104,3%, жидкости отобрано 569,1 т.т., обводнённость составляет 68,8 %. Средний дебит по скважинам возрос и составляет 3,74 т/сут. Годовой темп отбора составляет 1,33% от начальных извлекаемых запасов. С начала разработки отобрано 68,22% от начальных извлекаемых запасов. Соотношение закачки воды к отбору по площади составляет 147,3 %, установлено 180%.
Залежи верхних горизонтов. В 2002 году по залежам верхних горизонтов отобрано 776,2 т.т. нефти, по сравнению с 2001 годом уровень добычи нефти снизился на 11,3 т.т. Нормы отбора нефти выполнены на 103,5 %, обводнённость добываемой продукции составляет 63,5%. Средний дебит одной скважины по нефти 2,95 т/сут., по жидкости 8,09 т/сут.
1.4. Техника и технология добычи нефти и газа
Заданное количество нефти можно добыть из скважины различными способами. Поэтому при проектировании разработки нефтяных месторождении и технологий эксплуатации скважин необходимо найти наиболее рациональный способ.
Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании естественной энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническому обустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района.
При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным способом.
По мере падения пластового давления или с ростом обводнения скважин переходят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный. При насосной эксплуатации скважин используют установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) и глубинные штанговые насосы (ШГН).
После прекращения фонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются газлифтным способом или с помощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные - штанговых скважинных насосов.
Решающий фактор выбора способа эксплуатации – комплекс технико-экономических показателей: межремонтный период, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты и др.
Месторождение обустроено и эксплуатируется насосным способом. На скважинах с дебитом до 30 м/сутки по жидкости применяются установки штанговых насосов (УСШН), а скважины с большими дебитами эксплуатируются установками электроцентробежных насосов (УЭЦН).
Учитывая, что месторождение уже находится на 3 стадии разработки и обустроено, на последующую стадию также рекомендуется механизированный способ эксплуатации. В то же время нужно иметь в виду, что применение УСШН и УЭЦН приводит к осложнениям особенно в искривленных скважинах. В таких скважинах часто истираются муфтовые соединения штанг и насосно-компрессорных труб(НКТ), возрастает нагрузка на станок-качалку. Значительная длина установки ЭЦН приводит к затрудненному спуску на искривленных участках ствола скважины. За счет этого возникает опасность недопустимой деформации её, а также порчи кабеля.
Если установка ЭЦН расположена в зоне искривления, то возможно заклинивание установки.
В настоящее время уже известны новые насосные установки, которые позволяют избежать упомянутых осложнений. К ним относятся установки погружных диафрагменных электронасосов (УЭДН), блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) и установки электровинтовых насосов (ЭВН).
Установки ЭДН возможно спускать в эксплуатационные колонны диаметром не менее 122 мм. Они могут работать в скважинах с пескопроявлением, высокообводненных.
постоянные затраты составили 1234899 тыс. руб.; переменные расходы на весь произведенный объем – 693958 тыс. руб. При таких условиях прибыль от Альметьевский нефтяной институт
Кафедра: "Экономика предприятий"
Специальность 060800 группа 8071
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
На тему: «Антикризисный менеджмент и профилактика банкротства на предприятии в современных условиях рыночной экономики на примере НГДУ «Елховнефть»
Дипломный проект: Яковлевой Т.И.
Руководитель проекта:
Заместитель начальника ПЭО Гатауллин Ф.Г.
Консультант по
технологической части: Захарова Е.Ф.
старший преподаватель
Куратор проекта: Краснова Л.Н.
к.э.н., доцент
Проект допущен к защите «____»________2003 г.
Зав. кафедрой
профессор ________Краснова Л.Н.
Дата защиты «11» июня 2003 г. Оценка ГЭК _________
2003 год
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Характеристика производственной деятельности НГДУ "Елховнефть"
1.1. Краткая характеристика района деятельности НГДУ
1.2. Текущее состояние разработки нефтяных площадей
1.3. Состояние добывающего фонда скважин
1.4. Техника и технология добычи нефти
2. Организационно-экономическая характеристика НГДУ
"Елховнефть"
2.1. Организационная структура НГДУ "Елховнефть"
2.2. Динамика основных ТЭП за 2001-2002 годы
3. Методика анализа финансового состояния предприятия
3.1.Антикризисный менеджмент и причины банкротства
предприятий в условиях рыночной экономики
3.2.Факторы возникновения кризисных ситуаций на предприятии
3.3. Причины неплатёжеспособности и банкротства предприятий
3.4. Методика анализа экономических результатов деятельности
предприятия
3.5. Методика общего анализа финансового состояния
3.6. Методика анализа финансовой устойчивости
3.7. Методика анализа платёжеспособности и ликвидности
баланса
3.8. Методика анализа возможности банкротства
3.9. Методика анализа определения безубыточного объёма продаж
и зоны безопасности предприятия
4. Диагностика финансового состояния предприятия
4.1. Анализ экономических показателей деятельности
предприятия
4.1.1. Анализ прибыли
4.1.2. Анализ рентабельности и деловой активности
4.2. Анализ общего финансового состояния
4.2.1. Анализ динамики валюты баланса
4.2.2. Анализ структуры активов и пассивов
4.3. Анализ финансовой устойчивости
4.4. Анализ платёжеспособности и ликвидности баланса
4.5. Анализ возможности банкротства
4.6. Анализ коэффициентов финансового состояния
5. Антикризисный менеджмент на предприятии
5.1. Выявление слабых и сильных сторон в деятельности
предприятия
5.1.1. Определение безубыточного объёма продаж и зоны
безопасности предприятия
5.1.2. Анализ себестоимости
5.2. Принятие управленческих решений по стабилизации экономического состояния предприятия.
Заключение
Литература
Приложение
ВВЕДЕНИЕ
Кризисы неизбежны: регулярные, закономерно повторяющиеся кризисы являются непременной фазой циклического развития любой системы. Они начинаются тогда, когда потенциал прогресса данных элементов преобладающей системы уже в основном исчерпан и в то же время родились и начинают борьбу элементы новой системы, представляющей будущий цикл.
Основная задача кризис – менеджмента, как нацеливание системы управления предприятия на достижение поставленных (кризисом) целей. Поэтому антикризисный менеджмент является очень сложной конструкцией, объединяющей в себе столь различные элементы, как постановка целей, учет, контроль, анализ хозяйственной деятельности, управление информационными потоками и выработка рекомендаций.
Антикризисный менеджмент – система мер, направленных на предотвращение банкротства. Успех антикризисного менеджмента во многом зависит от того, удалось ли руководству предприятия своевременно обнаружить возникновение исходного события, с которого начинается движение к кризисному переломному состоянию фирмы. Раннее обнаружение таких событий возможно лишь в том случае, если аналитические службы фирмы ведут постоянное слежение за множеством сигналов, поступающих из внешней среды, а так же сигналов о состоянии процессов, протекающих на самом предприятии.
Для обнаружения сигналов о возникновении явлений кризисного состояния фирмы необходимо постоянное наблюдение за деловыми и финансовыми её показателями с помощью такого инструмента антикризисного управления, как финансовый менеджмент.
Основной целью дипломной работы является освещение антикризисного менеджмента и профилактики банкротства на предприятии в условиях рыночной экономики. Особое внимание уделяется системному подходу к пониманию антикризисного менеджмента, взаимосвязи составляющих его частей и элементов.
Для раскрытия темы дипломного проекта необходимо рассмотреть следующие вопросы:
- исследование целей, задач и методов антикризисного менеджмента, а также их практическое применение;
- диагностика финансового состояния предприятия;
- разработка мероприятий по выходу из кризиса.
В качестве объекта исследования выступает НГДУ «Елховнефть». Основной вид деятельности предприятия – добыча нефти.
Дипломная работа включает введение, пять глав, заключение, список литературы и приложения.
В работе освещена производственная деятельность, а также дана организационно-экономическая характеристика производственной деятельности НГДУ «Елховнефть», предложены методики анализа финансового состояния предприятия, на основе которых произведен анализ финансовых показателей НГДУ «Елховнефть», разработана программа антикризисного менеджмента.
Источниками информации для написания диплома являются : годовые отчеты 2000-2002 года; ф.№1, «Баланс предприятия»; ф.№2, Отчет о прибылях и убытках, ф.№3, «Приложение к балансу предприятия» и другие источники информации.
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»
1.1. Краткая характеристика района деятельности НГДУ
НГДУ «Елховнефть» разрабатывает Ново-Елховское нефтяное месторождение. В административном отношении месторождение находится на территории Альметьевского, Лениногорского и Ново-Шешминского районов Республики Татарстан.
Наиболее крупными населёнными пунктами являются : Кичуй, Ново-Елхово, Аппаково.
Месторождение расположено в наиболее приподнятой части восточного Закамья, в пределах полого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимает часть водоразделов рек Шешма, Кичуй, Степной Зай. Реки имеют многочисленные притоки, но не судоходны. Протяжённость рек 120-300 км., площадь водосбора 1300-6200 км2.
Рельеф местности сильно расчленён, холмист, склоны водоразделов изрезаны густой сетью оврагов. Значительная часть территории покрыта лиственными реже смешанными лесами. Климат умеренно континентальный.
По данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, девонской, каменноугольной и пермской систем.
В составе Ново-Елховского месторождения выделено три площади разработки: Акташская площадь – 34 тыс. га., Ново-Елховская – 42 тыс.га. и Федотовская – 12 тыс. га.
Для водоснабжения нефтепромысловых объектов используется вода рек Камы, Кичуя, Шешмы, Степного Зая.
Энергоснабжение района осуществляется от Куйбышевской ГЭС, Уруссинской и Заинской ГРЭС, Нижне-Камской ГЭС.
1.2. Текущее состояние разработки нефтяных площадей
В НГДУ «Елховнефть» за 2002 год добыто 1460 т.т. при нормах 1430 т.т. план по добыче выполнен на 102,1%.
Из горизонтов Д0+Д1 на 1.01.2003 г. от начальных извлекаемых запасов отобрано по Ново-Елховской площади 87,68%, по Федотовской площади 68,77%, по Ново-Елховскому месторождению 86,2%. Из горизонтов С1+С2 Ново-Елховского месторождения на 1.01.2003 г. отобрано34,64%.
Из горизонтов Д0+Д1 Ново-Елховского месторождения за 2002 год добыто 683,782 т.т. Из залежей верхних горизонтов 776,2 т.т.
В общем балансе нефти за 2002 год добыто по Ново-Елховской площади 34,7%, по Федотовской площади 12,1%, по верхним горизонтам 53,2%.
Годовая добыча нефти по Ново-Елховской площади по сравнению с 2001 годом увеличилась на 3 т.т., по Ново-Елховскому месторождению уменьшилась на 1,6 т.т., по Федотовской площади уменьшилась на 5 т.т., а по карбону уменьшилась на 11,3 т.т.
Из переходящих скважин НГДУ добыто 1437,03 т.т. нефти или 98,5%, из новых скважин – 22,966 т.т. или 1,5%, из скважин, введённых из бездействия – 47,7 т.т. или 3,2%. Добыча нефти механизированным способом за 2002 год составила 100%. Добыча по ЭЦН сохранилась на уровне 2001 года 19,7% - 20%, по СКН 80,3% - 80,0%.
По Ново-Елховскому месторождению дебит на одну действующую скважину увеличился по сравнению с 2001 годом с 2,76 т/сут. до 2,88 т/сут., на скважину ЭЦН увеличился с 5,49 до 5,7 т/с. На одну скважину СКН с 2,46 до 2,56 т/с. Среднесуточные дебиты по жидкости увеличились на одну действующую скважину с 12,01 т/с до 12,08 т/с. На одну скважину СКН дебит увеличился с 5,36 т/с до 5,66 т/с, на одну скважину ЭЦН уменьшился с 72,55 т/с до 69,17 т/с.
Обводнённость продукции по НГДУ уменьшилась с 77,0 до 76,2%. По Ново-Елховской площади обводнение уменьшилось до 85,2%, по Федотовской площади увеличилось с 66,2 до 68,8%, по верхним горизонтам увеличилось с 62,9 до 63,5%. Месторождение обводняется закачиваемой водой. Из общего количества добытой воды, вода от закачки составляет 90,9 %, пластовая 9,1%.
Потери нефти из-за истощения запасов за 2002 год по месторождению составили 300,5 т.
1.3. Состояние добывающего фонда скважин
По состоянию на 1.01.2003 г. весь фонд добывающих скважин НГДУ составляет 3218 единиц, эксплуатационный фонд по сравнению с 1.01.02 г. увеличился на 10 скважин и составил 1796 единиц.
Динамика пробуренного фонда скважин по категориям приведена в таблице 1.1.
Таблица 1.1
| На 1.01.2002 г. | На 1.01.2003 г. | |
| Эксплуатационных скважин в т. ч. Добывающих Нагнетательный экспл.фонд Законсервированных Контроль./пьезом. Поглот./тех. вода Ликвидированных Всего скважин | 1786 1681 702 77 119+45 +8 312+136 3185 | 1796 1664 740 75 106+48 7 313+133 3218 |
За 2002 год из нефтяных площадей и залежей НГДУ добыто 1460,0 т.т. нефти. За этот период из продуктивных пластов добыто 6128,8 т. т. жидкости. Обводнённость добываемой продукции составила 76,2%, по сравнению с 2001 годом уменьшилась на 0,8%. В продуктивные пласты закачено 7038,4 т.м3 воды. Среднесуточный дебит одной действующей скважины по НГДУ изменился следующим образом (Таблица 1.2.):
Таблица 1.2
| 2001 г. | 2002 г. | |||
| нефть | жидкость | нефть | жидкость | |
| Фонтан СКН ЭЦН | 0,61 2,46 5,49 | 14,13 5,36 72,55 | 24 2,56 5,7 | 48 5,66 69,17 |
Федотовская площадь. Из скважин Федотовской площади в 2002 году добыто 177,3 т.т. нефти, нормы отбора выполнены на 104,3%, жидкости отобрано 569,1 т.т., обводнённость составляет 68,8 %. Средний дебит по скважинам возрос и составляет 3,74 т/сут. Годовой темп отбора составляет 1,33% от начальных извлекаемых запасов. С начала разработки отобрано 68,22% от начальных извлекаемых запасов. Соотношение закачки воды к отбору по площади составляет 147,3 %, установлено 180%.
Залежи верхних горизонтов. В 2002 году по залежам верхних горизонтов отобрано 776,2 т.т. нефти, по сравнению с 2001 годом уровень добычи нефти снизился на 11,3 т.т. Нормы отбора нефти выполнены на 103,5 %, обводнённость добываемой продукции составляет 63,5%. Средний дебит одной скважины по нефти 2,95 т/сут., по жидкости 8,09 т/сут.
1.4. Техника и технология добычи нефти и газа
Заданное количество нефти можно добыть из скважины различными способами. Поэтому при проектировании разработки нефтяных месторождении и технологий эксплуатации скважин необходимо найти наиболее рациональный способ.
Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании естественной энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническому обустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района.
При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным способом.
По мере падения пластового давления или с ростом обводнения скважин переходят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный. При насосной эксплуатации скважин используют установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) и глубинные штанговые насосы (ШГН).
После прекращения фонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются газлифтным способом или с помощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные - штанговых скважинных насосов.
Решающий фактор выбора способа эксплуатации – комплекс технико-экономических показателей: межремонтный период, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты и др.
Месторождение обустроено и эксплуатируется насосным способом. На скважинах с дебитом до 30 м/сутки по жидкости применяются установки штанговых насосов (УСШН), а скважины с большими дебитами эксплуатируются установками электроцентробежных насосов (УЭЦН).
| Таблица 1.3 Характеристики действующего фонда скважин | |||||||||
| ЭЦН | ШГН | Действующий фонд скважин | |||||||
| количество скважин | Средний дебит (тонн/сут.) | количество скважин | Средний дебит (тонн/сут.) | количество скважин | Средний дебит (тонн/сут.) | ||||
| по нефти | по жидкости | по нефти | по жидкости | по нефти | по жидкости | ||||
| 2001 год | |||||||||
| 162 | 5,49 | 72,55 | 1519 | 2,46 | 5,36 | 1681 | 2,76 | 12,01 | |
| 2002 год | |||||||||
| 145 | 5,7 | 69,17 | 1519 | 2,56 | 5,66 | 1664 | 2,88 | 12,08 | |
Если установка ЭЦН расположена в зоне искривления, то возможно заклинивание установки.
В настоящее время уже известны новые насосные установки, которые позволяют избежать упомянутых осложнений. К ним относятся установки погружных диафрагменных электронасосов (УЭДН), блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) и установки электровинтовых насосов (ЭВН).
Установки ЭДН возможно спускать в эксплуатационные колонны диаметром не менее 122 мм. Они могут работать в скважинах с пескопроявлением, высокообводненных.
реализации продукции составит 774390 тыс. руб. На основании этих данных | Точка безубыточного объема продаж |
строится график (рис. 5.1.). 
По графику установили, что точка безубыточного объема реализации продукции находится на уровне 750152 тыс. т. или 61,5% от объема реализации продукции. То есть если предприятие реализует более 61,5% добытой продукции, то оно получает прибыль, если же меньше, то предприятие будет убыточным и обанкротится.
Исходные данные для построения графика по 2002 г.: объем товарной нефти составил 1229380 т.; товарная продукция по цене предприятия– 3167274 тыс. руб.; постоянные затраты составили 1554916 тыс. руб.; переменные расходы на весь произведенный объем – 1162934 тыс. руб. При таких условиях прибыль от реализации продукции составит 449424 тыс. руб. На основании этих данных строится график (рис. 5.2.).
Точка безубыточного объёма продаж
|
По графику установили, что точка безубыточного объема реализации продукции находится на уровне 953722 тыс. т. или 77,6% от объема реализации продукции. То есть если предприятие реализует более 77,6% добытой продукции, то оно получает прибыль, если же меньше, то предприятие будет убыточным и обанкротится.
Кроме графического метода, можно использовать и аналитический.
Рассчитаем маржинальный доход:
Дм01 = 774390 +1234899 =2009289 тыс. руб. (по формуле 3.28)
Дм02=449424 +1554916 = 2004340 тыс. руб. (по формуле 3.28)
Также можно определить маржинальный доход как разность между выручкой от реализации продукции и переменными затратами:
Дм01 =2703247 – 693958 =2009289 тыс. руб. (по формуле 3.29)
Дм02=3167274 –1162934 = 2004340 тыс. руб. (по формуле 3.29)
Маржинальный доход снизился в 1,002 раза, это произошло в основном за счет увеличения в 2002 году себестоимости продукции.
Рассчитаем точку безубыточного объема продаж в денежном измерении:
Т01=2703247х1234899 : 2009289 = 1661402 тыс. руб. (по формуле 3.31)
Т02=3167274х 1554916 : 2004340 =2457091 тыс. руб. (по формуле 3.31)
При определении точки безубыточного объема продаж в денежном измерении выходит, что для того чтобы окупить затраты 2002 г. необходимо реализовать больше продукции, чем в 2001 г.
Рассчитаем точку критического объема реализации в процентах к максимальному объему, который принимается за 100 %:
Т01=1234899:2009289х100=61,5% от объема добычи 2001 г. (по формуле 3.33)
Т02=1554916:2004340х100=77,6% от объема добычи 2002 г. (по формуле 3.33)
Рассчитаем безубыточный объем реализации в натуральных единицах:
Т01=1220563х1234899:2009289=750152 тыс. т. (по формуле 3.34)
Т02=1229380х1554916:2004340=953722 тыс. т. (по формуле 3.34)
Для определения точки критического объема реализации продукции можно вместо суммы маржинального дохода использовать ставку маржинального дохода в цене за единицу продукции (Дс):
ДС01=2009289000:1220563 =1646,19 руб. (по формуле 3.35)
ДС02=2004340000:1229380=1630,37 руб. (по формуле 3.35)
Тогда безубыточный объем реализации в натуральных единицах можно рассчитать также следующим образом:
Т01=1234899000 : 1646,19=750156 тонн (по формуле 3.37)
Т02=1554916000 : 1630,37 =953720 тонн (по формуле 3.37)
Способом цепной подстановки можно определить влияние каждого фактора на изменение безубыточного объема продаж:
Тусл1=1554916000 : (2214,75 – 568,56) = 944554 т.
Тусл2=1554916000 : (22576,32 – 568,56) = 774454 т.
Изменение точки безубыточности за счет:
суммы постоянных затрат 944554-750156=194399 т
цены реализации продукции 774454-944554= -170101 т
удельных переменных затрат 953719-774454=179266 т
Итого 953720-750156=203564 т Определим зоны безопасности по стоимостным показателям:
ЗБ01=(2703247-750156):2703247=0,722 или 72,2% (по формуле 3.42)
ЗБ02=(3167274-953721):3167274=0,699 или 69,9 % (по формуле 3.42)
Зону безопасности можно найти по количественным показателям:
ЗБ01 =(1220563 – 750155):1220563=0,722 или 72,2% (по формуле 3.43)
ЗБ02 =(1229380-953720):1229380=0,699или 69,9% (по формуле 3.43)
Фактический объем продаж в 2001 году превысил критический на 42,2%, в 2002 году на 69,9%. Величина ее может измениться за счет объема продаж, суммы постоянных затрат, цены продукции, удельных переменных затрат. Определим влияние каждого фактора на изменение зоны безопасности.
ЗБусл1 =(1229380 – 750156):1229380=38,9%
ЗБусл2 =(1229380 - 944554): 1229380=23,2%
ЗБусл2 =( 1229380 - 774454):1229380=37,0%
Изменение зоны безопасности за счет:
объема продаж 38,9 – 72,2 = -33,2%
суммы постоянных затрат 23,2– 38,9= -15,8%
цены реализации продукции 37,0 – 23,2 = 13,8%
удельных переменных затрат 69,9 – 37 = 32,9%
Итого - 2,3 % Зона безопасности в 2002 году составила 69,9%, снизилась на 2,3% по сравнению с 2001 годом, что обусловлено ростом себестоимости продукции и снижением цены на ее реализацию, это свидетельствует об ухудшении финансового состояния предприятия.
Возвращаясь к финансовой отчётности, форма №2, необходимо отметить негативный момент – рост себестоимости нефти. По данной позиции необходимо выяснение причин и принятие управленческих решений по поводу снижения себестоимости.
5.1.2. Анализ себестоимости добычи нефти за 2000 – 2002 годы.
Анализ себестоимости добычи нефти проводим на основе исходных данных ПРИЛОЖЕНИЕ 5.
Структура себестоимости добычи нефти
Структура себестоимости товарной продукции НГДУ «Елховнефть» с учетом налогов по действующему положению ОАО «Татнефть» по элементам распределились следующим образом:
Основную долю в затратах составила амортизация - 21,6 %, прочие расходы – 20,2% , капитальный ремонт 18,8%, заработная плата – 16,1%, транспорт – 13,0%, налоги – 12,0% , страхование имущества 10,9%, материалы – 9,2%, электроэнергия – 4,8%.
За анализируемый период по сравнению с прошлым годом наблюдается снижение доли расходов на капитальный ремонт – на 16,7 пункта, прочих расходов на 16,1 пункта, материалов – на 6 пунктов в связи с сокращением выделяемых лимитов ОАО «Татнефть». В тоже время наблюдается увеличение доли расходов на амортизационные отчисления – на 11,9 пункта в связи с применением коэффициента агрессивной среды при начислении амортизации - 1,394, налогов – на 6,5 пункта в связи с применением ставки НДПИ, учитывающей динамику цен на нефть на международном рынке.
Анализ себестоимости добычи нефти.
Себестоимость 1 тонны нефти в 2002г. составила 1515 руб. По сравнению с 2001 г. себестоимость 1 тонны выросла на 27%. Относительно 2000 г. себестоимость 1 тонны в 2002 году выросла на 703 руб. или 87 %.
Производственная себестоимость в 2002 г. по сравнению с 2001г. выросла на 27, % и составила 1862,5 млн. руб., по сравнению с 2000 г. производственная себестоимость выросла на 95%. Анализ причин и факторов, повлиявших на изменение себестоимости товарной продукции приводится по элементам затрат.
Амортизация
В сравнении с 2001 г амортизация в 2002 г. выросла на 259457 тыс. руб. или 183% и составила 401431 тыс.руб. Рост амортизации связан с переоценкой основных средств. В сравнении с 2000 г. амортизация выросла на 270423 тыс. руб или 206%.
Сырье и основные материалы
По данной статье в 2002 г. произошло снижение на 45189 тыс. руб. по сравнению с 2001г. Изменения произошли в связи с тем, что в 2002г. отменили налог на ГРР, который заменен налогом на добычу полезных ископаемых и в данном элементе не отражается. По платежам за воду, забираемую из водосистем, снижение в 2002году по сравнению с 2001 на 41 тыс. руб. связано введением новой налоговой ставки, а так же снижением уровня отбора воды. Относительно 2000 г., в 2002 году затраты на сырьё и материалы уменьшились на 48042 тыс. руб.
Оплата работ по рекультивации земель.
Затраты на оплату работ по рекультивации земель в 2002г. увеличились по сравнению с 2001 годом на 10881 тыс. руб. или на 79,1%. Это связано с повышением расценок на 1га. по сравнению с 2001 годом и увеличением объемов выполняемых работ. По сравнению с 2000 годом затраты по рекультивации выросли на 20469 тыс. руб.
Вспомогательные материалы
В сравнении с 2001г, расходы на вспомогательные материалы в 2002г. составили 171094 тыс. руб., что меньше 2001г. на 51043 тыс. руб. или 33% в том числе:
1. По химическим реагентам расходы уменьшились на 2095 тыс. руб., или 27,9% за счет уменьшения расхода реагентов на 27,45 тн и снижения стоимости 1тн реагента на 6,2тыс.руб.
(160,5 – 187,9)тн*39,9 тыс. руб. = - 1093,3 тыс. руб.
В тоже время, снижение стоимости 1 тн реагентов на 6,2тыс. руб. повлияло на уменьшение расходов на химические реагенты:
(33,7 – 39,9)тыс. руб. *160,5тн = -995 тыс. руб.
2. По ингибиторам коррозии расходы уменьшились на 1783 тыс. руб. или 31,1% . Это связано с уменьшением расхода ингибиторов на 53 т и снижением стоимости 1 т. ингибитора по сравнению с прошлым годом на 2025 тыс. руб.
(94,6 – 147,3) тн*30,2 тыс. руб. = - 1591,5 тыс. руб.
- за счет уменьшения расхода ингибиторов
(28,2 – 30,2)тыс. руб.*94,6тн = - 189,2 тыс. руб.
- за счет уменьшения стоимости 1 тн
3. Затраты на воду от УПТЖ для ППД снизились на 1682 тыс. руб. и составили в 2002 г. – 13587 тыс. руб., что связано с уменьшением объема потребленной воды на 109 тыс.м.3 и расходом материалов на 1000 м3 воды на 376 руб.
(3095 – 3204)тыс.м.3 *4,38 руб. = -477,4 тыс. руб.
(4,394 – 4,76)тыс. руб.* 3095 тыс. м3 = - 1145 тыс. руб.
4. Затраты на материалы на капитальный ремонт скважин снизились в 2002 г. на 52696 тыс. руб., что связано со снижением количества ремонтов скважин по сравнению с 2001г.
По сравнению с 2000 г. затраты на вспомогательные материалы выросли на 33279 тыс.руб. или 24%.
Топливо.
По сравнению с 2001г, расходы на топливо в 2002 г. составили 10471 тыс. руб., что на 130 тыс. руб. или на 1,3% больше, чем в 2001г.
Увеличение затрат произошло за счет увеличения расходов на сырой газ в сумме 184 тыс. руб. или на 2% , что связано с увеличением стоимости 1 м3 газа в 2002г. на 16 рублей или на 2,3%.
(715,2 – 699,4)тыс. руб.*13010 тыс. м3 = 205,6 тыс. руб.
Снижение расходов сырого газа на 31 тыс. м3 повлияло на уменьшение расходов на 21,7 тыс. руб.
(13010 – 13041)тыс.м.3*699,4руб. = -21,7 тыс. руб.
В тоже время снизились расходы на сухой газ в сумме 54 тыс. руб., что связано со снижением расхода газа на 47 тыс. м3 или 1,9% и снижением стоимости 1м3 газа на 13 руб. или 2,6%.
(2479 – 2526)тыс. м3* 482,98 = -22,7 тыс. руб. – за счет снижения расхода газа.
По сравнению с 2000 г. затраты на топливо выросли на 5281 тыс. руб. или 102%.
Энергетические затраты.
В сравнении с 2001г расходы на энергию в 2002 г. увеличились на 16577 тыс. руб. или на 23%.
При общем увеличении расходов на электроэнергию удельный вес расходов на электроэнергию в себестоимости товарной продукции снизился с 5,01% до 4,8%.
Общий расход электроэнергии в 2002г. снизился на 462тыс. кВт час., договорная мощность снизилась на 71 кВт.
Затраты на энергию в 2002 г. увеличились по сравнению с 2001 г.в связи с увеличением расценок на:
(0,42 – 0,33)руб.*155008 = 13950,7 тыс. руб.
- по договорной мощности
(149,28 – 119,09)*14827кВт *12 = 5371,5 тыс. руб.
В тоже время снижение общего расхода электроэнергии на 462 тыс. кВт час, договорной мощности на 71 кВт час повлияло на уменьшение затрат на электроэнергию в сумме 1864,2 тыс. руб.
По сравнению с 2000 годом затраты на электроэнергию выросли на 26769 тыс. руб. или 42%.
Капитальный ремонт
В сравнении с 2001г, расходы на капитальный ремонт в 2002г. составили 350107 тыс. руб. или на 168038 тыс. руб. меньше от уровня прошлого года.
На капитальный ремонт скважин в 2002 г. израсходовано 177800 тыс. руб., что на 96820 тыс. руб. меньше чем в 2001 г. Стоимость 1 ремонта скважин в 2002 г. составила 405 тыс. руб., что на 38 тыс. руб. или 10,3% больше от уровня 2001 г.
Расходы на капитальный ремонт прочих основных производственных фондов уменьшились в 2002г. на 71218 тыс. руб. и составили 172307 тыс. руб.
В сравнении с 2000 г. расходы на капитальный ремонт уменьшились на 76193 тыс. руб. или 18%.
Прочие денежные расходы.
В сравнении с 2001г по статье «Прочие денежные расходы» в 2002 г. израсходовано 761176 тыс. руб. что на 264176 тыс. руб. выше уровня 2001г.
По сравнению с 2001 г. увеличились транспортные расходы – на 32782 тыс. руб., расходы по страхованию имущества (НСГ г. Москва) – на 93193 тыс. руб., страхованию физических лиц – на 7110 тыс. руб., централизованным отчислениям – на 22986 тыс. руб. введены арендная плата за землю – 58706 тыс. руб., лизинговые платежи – 15771 тыс.руб.
В тоже время уменьшились прочие денежные расходы - на 4689 тыс. руб., услуги «ТатАИСнефть»- на 6983 тыс. руб.
В сравнении с 2000 г. прочие денежные расходы увеличились на 405785 тыс. руб. или 114%.
Услуги производственного характера со стороны.
В сравнении с 2001 г. расходы на услуги производственного характера со стороны составили в 2002 г. 181405 тыс. руб., что на 145414 тыс. руб. или на 44% меньше уровня 2001г. Снижение расходов, относительно уровня 2001г., произошло за счет уменьшения расходов по новым методам увеличения нефтеотдачи - на 39163 тыс. руб., услуг для отсыпки временных подъездных путей – на 116344 тыс. руб. В тоже время увеличились расходы по услугам промышленных геофизических организаций – на 11302 тыс. руб.
Относительно уровня 2000 г., расходы на услуги производственного характера выросли на 54641 тыс. руб. или 43%.
5.2 Принятие управленческих решений по стабилизации экономического состояния предприятия.
Для стабилизации экономического состояния предприятия необходимо обеспечить сокращение эксплуатационных затрат на добычу нефти и содержание объектов непроизводственной сферы.
Установить нормативы, лимитирующие расходы по подразделениям, в том числе непромышленной сферы, внереализационные расходы из прибыли.
Организовать оперативный учёт всех лимитированных затрат, своевременный анализ и принятие соответствующих мер по выполнению установленных лимитов.
Для укрепления финансового положения предприятия необходим контроль и ускорение оборачиваемости активов НГДУ, в частности дебиторской задолженности.
Для улучшения финансовых результатов НГДУ - снижения себестоимости добычи нефти, роста прибыли и рентабельности обеспечить выполнение программы по энергосбережению и экономической стабилизации. В понятие «экономическая стабилизация» входят все мероприятия, направленные на снижение затрат в добыче нефти.
Таблица 5.1
Основные мероприятия, направленные на выполнение программы
экономической стабилизации:
| Наименование мероприятия | Экономический эффект, тыс. руб. |
| Сокращение отбора попутной воды (за счёт регулирования разработки, циклического отбора жидкости, изоляции вод, остановки убыточных скважин) | 4178,8 |
| Сокращение закачки воды (остановка на техническое ограничение, регулирование закачки + циклическая закачка вновь вводимых скважин) | 2425,2 |
| Протекторная защита водоводов | 2974,1 |
| Бесподходное исследование нагнетательных скважин | 10275,0 |
| Использование ШГН после реставрации | 5663,6 |
| Ремонт (правка) и дефектоскопия штанг для повторного использования | 13177,2 |
| Протекторная защита нефтепроводов | 10195,2 |
| Итого: | 93351,0 |
Основные мероприятия, направленные на снижение потребления ТЭР:
| Наименование мероприятия | Экономия (тонн условного топлива) | В % к общему итогу |
| Сокращение отбора попутной воды (за счёт регулирования разработки, циклического отбора жидкости, изоляции вод, остановки убыточных скважин). | 888,5 | 21,0 |
| Сокращение закачки воды (остановка на техническое ограничение , регулирование закачки + циклическая закачка вновь вводимых скважин). | 476,9 | 11,3 |
| Внедрение насосов малой производительности на КНС | 50,1 | 1,2 |
| Проведение ремонтов без глушения скважин | 58,3 | 1,4 |
| Внедрение переменного режима отопления со снижением температуры в ночное время и выходные дни в производственных и административных зданиях | 161,9 | 3,8 |
| Улучшение изоляции теплоис-пользующего оборудования (реконструкция, ремонт, изоляция тепловых сетей и т. п.) | 84,6 | 2,0 |
| Рациональное использование пара в технологии переработки нефти | 380,9 | 9,0 |
| Сокращение потерь пара на моечных машинах ТИБ ПРЦГНО | 126,9 | 3,0 |
| Утилизация тепла технологи-ческого пара (возврат пароконден-сатной смеси от потре-бителя в котельную, утилизация тепла выпара деаэратора, утилизация тепловой энергии после пропарочных ванн и т. п.) | 98,3 | 2,3 |
| Установка приборов учёта теплоэнергии | 96,3 | 2,2 |
| ИТОГО экономия ТЭР: (в т.у.т.) | 4226,6 | 100,0 |
В 2002 году активно велась работа по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования. Это позволит получить чистой прибыли в размере 106,9 млн. руб. В количественном отношении в 2002 году было проведено 33 мероприятия. Наибольший эффект получен от внедрения следующих мероприятий:
1. Технология вовлечения запасов нефти в глинистых коллекторах Тульского горизонта Ново-Елховской площади – 30202,5 тыс. руб.
2. Технология повышения нефтеотдачи пластов с применением ПДС – 27917, тыс. руб.
3. Технология ОПЗ методами депрессионной перфорации «Селен»- 16351,3 тыс. руб.
4. Технология ограничения водопритока добывающих скважин закачкой СНПХ – 9633 – 6808,2 тыс. руб.
5. Повышение охвата пластов воздействием закачки ВДС – 4231,9 тыс. руб.
6. Внедрение винтовых насосов с погружным двигателем – 2668 тыс. руб.
7. Усовершенствованная пакер- гильза – 2477,8 тыс. руб.
Предполагается снижение транспортных затрат на сумму-14834,0 тыс руб. Наибольший эффект ожидается от следующих мероприятий:
Таблица 5.3
| Мероприятия | (тыс. руб.) |
| 1 | 2 |
| Реализация самортизированной техники | 565 |
| Реставрация деталей со списанной нерентабельной техники (экономия затрат на покупку зап. частей) | 243,7 |
| За счёт рационального использования спец. Техники в НГДУ «ЕН» увеличивается объём услуг сторонним организациям | 7852,8 |
| Увеличение объёма капитального ремонта узлов и агрегатов собственными силами, уменьшив капитальный ремонт этих узлов сторонними организациями | 1410 |
| Снижение транспортных затрат за счёт остановки спец техники на период бездорожья | 1155 |
| Снижение сверхурочной работы по сравнению с фактом 2001 года на 3% | 3703 |
1. Применение теплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин. В качестве варианта для сравнения (базового варианта) при расчете экономического эффекта от использования теплоизоляции на объектах системы ППД приняты показатели эксплуатации объектов системы ППД без теплоизоляции.
Величина среднегодового эффекта отражает среднегодовую сумму прироста прибыли от снижения себестоимости (за вычетом платежей из прибыли) и среднегодовой экономии источника капитальных вложений от использования теплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин, а также среднегодовое увеличение прибыли от исключения потерь от недоамортизации устьевой арматуры (отсутствие преждевременного списания).
Исходные данные для расчета влияния проводимого мероприятия на финансовые результаты
Таблица 5.4
| Наименование показателей | Варианты | |
| Базовый- устьевая арматура без теплоизоляции | Новый-устьевая арматура с теплоизоляцией | |
| 1. Стоимость устьевой арматуры, тыс. руб. в том числе: - конструкции устьевой арматуры - обустройства устья скважины - земляных работ - конструкции теплоизоляции - работ на установку теплоизоляции 2. Срок службы устьевой арматуры, лет 3. Стоимость прогрева с помощью ППУ, тыс.руб. 4. Количество прогревов, шт./год 5. Стоимость ущерба от потери нефти из-за простоя скважины, тыс. руб 6. Стоимость ремонта, шт./год 7. Частота ремонта, шт. / год 8. Норма амортизации устьевой арматуры, % Объем внедрения | 95,269 71,196 24,073 5 2,016 2 6,569 27,853 0,5 17,16 | 97,356 71,196 24,073 0,201 5,033 1,267 7,5 50 |
Таблица 5.5
| Показатели | Абсолютное значение показателей, тыс. руб. |
| 1.Среднегодовое снижение себестоимости 2.Среднегодовая балансовая прибыль 3.Среднегодовой налог на прибыль 4.Среднегодовая экономия источника капитальных вложений 5. Среднегодовое увеличение прибыли от исключения потерь от недоамортизации (снижение убытка в результате преждевременного списания) 6. Свободный остаток (среднегодовой эффект) прибыли в расчете на: -одну устьевую арматуру -годовой объем внедрения | (95,269х0,1716+2,016х2+6,569+27,853х0,5) - (97,356х0,1716х5,8 : 7,5)=27,956 27,956 7,933 (95,269+95,269*2,5/5-97,356) : 7,5=6,073 95,269х0,1716х0,8 : 5=2,62 28,716 28,716 х 50=1435,8 |
| Расчет абсолютных показателей Таблица 5.6 | ||||
| Наименование показателей | Ед. изм. | До внедрения | После внедрения | |
| 1.Себестоимость 1 тн. тов-й продукции руб. 2.Уровень затрат на 1 руб. тов. продукции 3.Прибыль балансовая 4.Уровень рентабельности 5.Прирост балансовой прибыли 6.Снижение себестоимости 1 т. нефти | руб. руб. тыс. руб. % тыс. руб. руб. | 2210,748 0,85810 449424 14,189 | 2209,581 0,85765 450860 14,210 1436 1,167 | |
| Таблица 5.7 Расчет относительных показателей | |||
| 7.Снижение уровня затрат на 1 руб. тов. Прод. 8.Изменение уровня рентабельности | % % | 0,053 0,021 | |
Эt = Рt - Зt (5.1)
где Эt - экономический эффект от использования мероприятия;
где Рt - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия (экономия затрат, достигаемая за счет внедрения мероприятия);
где Зt - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия.
Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период включает в себя затраты на строительство и замену водовода, затраты на ликвидацию порывов и рекультивацию почвы из-за разлива сточной воды при порывах трубопровода, штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах трубопроводов, а также амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.
Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период учитывает затраты на сооружение водовода и на его протекторную защиту, затраты на ликвидацию порывов и рекультивацию почвы, штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах и амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.
Согласно требованиям РД 39-01/06-00001-89 расчет выполнен с учетом дисконтирования.
Таблица 5.8
Исходные данные к расчёту экономического эффекта протекторной защиты водовода.
| Показатели | Ед. изм. | Варианты | |
| базовый | новый | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. Объем внедрения | км. | 77,7 | |
| МПТ 114*9 мм | 46,4 | ||
| МПТ 89*7 мм | 25,3 | ||
| ППТ 159*6 мм | 6 | ||
| Количество протекторов | шт./км | 3,00 | |
| 2. Сметная стоимость сооружения 1 км водовода из МПТ 114*9 мм | т.р. | 671,75 | 671,75 |
| Сметная стоимость сооружения 1 км водовода из МПТ 89*7 мм | т.р. | 471,11 | 471,11 |
| Сметная стоимость сооружения 1 км водовода из ППТ 159*6 мм | т.р. | 818,54 | 818,54 |
| 3. Срок службы трубопровода | лет | 15 | 35 |
| 4. Частота порыва | шт./км | 0,015 | 0,001 |
| 5. Стоимость ликвидации 1 порыва | т.р. | 7,49 | |
| 6. Затраты на рекультивацию почвы в расчете на 1 порыв | т.р. | 2,05 | |
| 7. Стоимость работ по установке протекторной защите водовода | т.р. | 18,56 | |
| 8. Срок службы протектора | лет | 20 | |
| 9. Норма амортизационных отчислений на ртрубопровод | 0,083 | ||
| 10. Размер штрафа за экологический ущерб в расчете на один порыв | т.р. | 22 | |
| 11. Затраты на НИОКР | т.р. | 180/840 | |
Таблица 5.9
| Отражение экономического эффекта. | ||||
| Показатели | Варианты | |||
| МПТ 114*9 мм | МПТ 89*7 мм | ППТ 159*6 мм | ИТОГО | |
| Объем | 46,40 | 25,30 | 6,00 | 77,70 |
| Экономический эффект на 1 км. водовода | 323,63 | 222,39 | 398,83 | |
| Всего на объем внедрения | 15 016,46 | 5 626,48 | 2 392,99 | 23 035,93 |
| Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км водовода | 46,10 | 32,27 | 61,27 | |
| Всего на объем внедрения | 2 139,16 | 816,54 | 367,60 | 3 323,30 |
| Отражение экономического эффекта на показателях хозрасчетной деятельности предприятия | ||||
| Показатели | Абсолютное значение показателей, тыс.руб. | |||
| Порядок расчёта | МПТ 114*9 мм | МПТ 89*7 мм | ППТ 159*6 мм | |
| 1. Среднегодовое снижение себестоимости за расчетный период | Св/в*0,083+0,015*(Сликв+Срекул +Сштраф)-(Св/в*0,083*15/35+0,001*(Сликв+ Срекульт+Сштраф)+Спротектор/ 35+Сниокр) | 31,56 | 22,04 | 46,28 |
| 2. Среднегодовая балансовая прибыль | 31,56 | 22,04 | 46,28 | |
| 3. Среднегодовой налог на прибыль | 11,05 | 7,71 | 16,20 | |
| 4. Среднегодовая экономия источника капитальных вложений | Св/в/15-Св/в/35 | 25,59 | 17,95 | 31,18 |
| 5. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км водовода | (1)+(4)-(3) | 46,10 | 32,27 | 61,27 |
| 6. Прибыль остающаяся в распоря жении предприятия в расчёте на весь объём | 21139,04 | 816,431 | 367,62 | |
| Расчет абсолютных показателей Таблица 5.11 | ||||
| Наименование показателей | Ед. изм. | До внедрения | После внедрения | |
| 1.Себестоимость 1 тн. тов-й продукции руб. 2.Уровень затрат на 1 руб. тов. продукции 3.Прибыль балансовая 4.Уровень рентабельности 5.Прирост балансовой прибыли 6.Снижение себестоимости 1 т. нефти | руб. руб. тыс. руб. % тыс. руб. руб. | 2210,748 0,858 449424 14,189 | 2208,045 0,721 452747 14,295 3323 2,703 | |
| Таблица 5.12 Расчет относительных показателей | |||
| 7.Снижение уровня затрат на 1 руб. тов. прод. 8.Изменение уровня рентабельности | % % | 0,122 0,106 | |
Экономический эффект от применения данной технологии определяется снижением затрат на обслуживание нефтепроводов, снабжённых протекторной защитой (качественной изоляцией) и рассчитывается согласно основных положений РД 39-01/06-00001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по формуле ( 5.1)
Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период включает в себя затраты на строительство и замену нефтепровода, затраты на ликвидацию порывов и рекультивацию почвы из-за разлива нефти при порывах трубопровода, штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах трубопроводов, а также амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.
Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период учитывает затраты на сооружение нефтепровода и на его протекторную защиту, затраты на ликвидацию порывов и рекультивацию почвы, штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах и амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.
Согласно требованиям РД 39-01/06-00001-89 расчет выполнен с учетом дисконтирования. Ставка дисконтирования составляет 10%
Таблица 5.13
| Исходные данные к расчету экономического эффекта протекторной защиты нефтепровода от грунтовой коррозии. | |||
| Показатели | Ед. изм. | Варианты | |
| базовый | новый | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. Объем внедрения, в т.ч. | км. | 195 | |
| 114*4,5 МПТ | км. | 41 | |
| 114*4,5 ППТ | км. | 74 | |
| 159*6 МПТ | км. | 20 | |
| 159*6 ППТ | км. | 44 | |
| 89*4,5 МПТ | км. | 9 | |
| 273*9 МПТ | км. | 7 | |
| Количество протекторов | шт. | 588 | |
| Количество протекторов | шт./км | 3,0 | |
| 2. Сметная стоимость сооружения 1 км водовода | |||
| 114*4,5 МПТ | т.р. | 544,26 | |
| 114*4,5 ППТ | т.р. | 571,76 | |
| 159*6 МПТ | т.р. | 758,54 | |
| 159*6 ППТ | т.р. | 818,54 | |
| 89*4,5 МПТ | т.р. | 438,55 | |
| 273*9 МПТ | т.р. | 1 384,77 | |
| 3.Срок службы трубопровода | Лет | 15 | 35 |
| 4.Частота порыва | шт./км | 0,005 | 0,0001 |
| 5.Стоимость ликвидации 1 порыва | т.р. | 7,49 | 7,49 |
| 6.Затраты на рекультивацию почвы в расчете на 1 порыв | т.р. | 2,05 | 2,05 |
| 7.Стоимость работ по установке протекторной защите водовода | т.р. | 18,56 | |
| 8.Срок службы протектора | Лет | 20 | |
| 9.Норма амортизационных отчислений на трубопровод | 0,083 | ||
| 10.Размер штрафа за экологический ущерб в расчете на один порыв | т.р. | 22 | |
| 11.Затраты на НИОКР | т.р. | 350/2470 | |
Таблица 5.14
| Отражение экономического эффекта. | |||||||
| Показатели | Варианты | ||||||
| 114*4,5 МПТ | 114*4,5 ППТ | 159*6 МПТ | 159*6 ППТ | 89*4,5 МПТ | 273*9 МПТ | ИТОГО | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Объем, км | 41,00 | 74,00 | 20,00 | 44,00 | 9,00 | 7,00 | 195,00 |
| Экономический эффект на 1 км. нефтепровода, тыс.руб. | 256,61 | 270,48 | 364,73 | 395,01 | 203,26 | 680,73 | |
| Всего на объем внедрения, тыс.руб. | 10 520,89 | 20 015,80 | 7 294,64 | 17 380,38 | 1 829,35 | 4 765,13 | 61 806,18 |
| Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км нефтепровода, тыс.руб. | 56,28 | 59,14 | 78,57 | 84,81 | 45,28 | 143,71 | |
| Всего на объем внедрения, тыс.руб. | 2 307,55 | 4 376,53 | 1 571,43 | 3 731,77 | 407,55 | 1 006,00 | 13 400,82 |
| Отражение экономического эффекта на показателях хозрасчетной деятельности предприятия | |||||||
| Показатели | Абсолютное значение показателей, тыс.руб. | ||||||
| Для МПТ | 114*4,5 МПТ | 114*4,5 ППТ | 159*6 МПТ | 159*6 ППТ | 89*4,5 МПТ | 273*9 МПТ | |
| 1. Среднегодовое снижение себестоимости за расчетный период | Сн/п*0,083+0,005*(Сликв+Срекульт+Сштраф)-(Сн/п*0,083*12/35+0,0001*(Сликв+Срекульт+Сштраф)+Спротектор/35+Сниокр) | 29,17 | 30,67 | 40,86 | 44,13 | 23,40 | 75,01 |
| 2. Среднегодовая балансовая прибыль | 29,17 | 30,6 | 40,86 | 44,13 | 23,40 | 75,01 | |
| 3. Среднегодовой налог на прибыль | 10,21 | 10,7 | 14,30 | 15,45 | 8,19 | 26,25 | |
| 4. Среднегодовая экономия источника капитальных вложений | (Сн/п*3-Сн/п)/35 | 37,32 | 39,21 | 52,01 | 56,13 | 30,07 | 94,96 |
| 5. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км н/п | (1)+(4)-(3) | 56,28 | 59,14 | 78,57 | 84,81 | 45,28 | 143,71 |
| 6.Прибыль, остащаяся в распоряжении предприятия в расчёте на весь объём | 2307,5 | 4376,4 | 1571,4 | 3731,64 | 407,52 | 1005,9 | |
| Расчет абсолютных показателей Таблица 5.16. | ||||
| Наименование показателей | Ед. изм. | До внедрения | После внедрения | |
| 1.Себестоимость 1 тн. тов-й продукции руб. 2.Уровень затрат на 1 руб. тов. продукции 3.Прибыль балансовая 4.Уровень рентабельности 5.Прирост балансовой прибыли 6.Снижение себестоимости 1 т. нефти | руб. руб. тыс. руб. % тыс. руб. руб. | 2210,748 0,858 449424 14,189 | 2201,723 0,854 460519 14,540 11095 9,025 | |
| Таблица 5.17 Расчет относительных показателей | |||
| 7.Снижение уровня затрат на 1 руб. тов. прод. 8.Изменение уровня рентабельности | % % | 0,400 0,351 | |
Результат финансово-хозяйственной деятельности изменится следующим образом:
Цена 1 т. нефти без НДС и акциза –2576,318 руб.
Себестоимость 1 т. товарной нефти – 2198,508 руб.
Товарная продукция по цене предприятия –3761560 тыс. руб.
Себестоимость товарной продукции всего – 3187321 тыс. руб.
Прибыль от основной деятельности – 574239 тыс. руб.
Прибыль, убытки от прочей деятельности - -45504 тыс. руб.
Проценты к уплате - 62481
Операционные доходы – 18271
Операционные расходы - 125834
Внереализационные доходы - 51797
Внереализационные расходы - 252163
Балансовая прибыль - 253840
Налог на прибыль - 60922
Прибыль после налогообложения – 97403.
В результате прирост прибыли составит 11439 тыс. руб.
Сегодня коллектив специалистов НГДУ «Елховнефть» продолжает поиск новых технологий, направленных на снижение себестоимости добычи нефти .
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В процессе раскрытия темы дипломной работы были изучены следующие вопросы:
- исследование целей, задач и методов антикризисного менеджмента, их практическое применение ;
- проведена диагностика финансового состояния предприятия;
- разработаны мероприятия по стабилизации финансово-экономического состояния.
На основании проведённого анализа можно сделать следующий выводы :
1. Разрабатываемые площади НГДУ «Елховнефть» находятся в поздней стадии разработки и характеризуются низким дебитом скважин. Несмотря на это, предприятие из года в год наращивает объём добычи нефти.
2. В период 2000-2002 гг., НГДУ «Елховнефть» успешно работало и добивалось положительных результатов. Это подтверждает анализ технико-экономических показателей.
Количество добытой нефти в 2001 г. составило – 1472,9 тыс.т. или 102,7% к 2000 г., а за 2002 г 1460 тыс. т. или 102,1% к 2000 г.
Балансовая прибыль в 2002 году составила 238789 тыс.руб., что меньше чем в 2001 г. на 403532 тыс. руб. и на 1156936 тыс. руб. меньше, чем в 2000 г. Значительный рост балансовой прибыли в 2000 г. связан с ростом цен на нефть в 2,7 раза и на нефтепродукты в 2 раза. Снижение балансовой прибыли связано с ростом себестоимости.
Себестоимость 1 тонны нефти в 2002 г. составила 2211 руб./т. это на 631 руб./т больше, чем в 2001 г. и на 1115 руб./т. больше, чем в 2000 г. Это связано с инфляционным ростом цен на электроэнергию, топливо, материалы, услуги, а также с ростом амортизации основных фондов, вызванным переоценкой основных средств и введением в 2002 г. НДПИ, который на конец года составил 668,2 руб./тн.
3. Динамика выручки положительная. В результате переоценки основных средств в 2002 г., растет средняя величина активов, которая превышает рост выручки, растет себестоимость - абсолютная величина прибыли снижается и, как следствие, снижается эффективность деятельности предприятия. Снижение прибыли повлияло на снижение рентабельности предприятия.
4. На основании проведённого анализа финансового состояния предприятия и, обращаясь к законодательно установленным критериям признания предприятия неплатёжеспособным, закреплённым «Методическими положениями по оценке финансового состояния предприятия и установлению неудовлетворительной структуры баланса», следует отметить, что коэффициенты ликвидности и обеспеченности собственными средствами выше своих нормативных значений. Это позволяет сделать вывод об удовлетворительной структуре баланса НГДУ «Елховнефть» и платёжеспособности самого предприятия.
4. Зона безопасности НГДУ «Елховнефть» в 2002 году составила 69,9%. Она снизилась на 2,3% по сравнению с 2001 годом, что обусловлено ростом себестоимости продукции и снижением цены на ее реализацию. Это свидетельствует об ухудшении финансового состояния предприятия.
5. В свете антикризисного менеджмента, для стабилизации экономического состояния предприятия необходимо обеспечить сокращение эксплуатационных затрат на добычу нефти и на содержание объектов непроизводственной сферы.
Установить нормативы на внереализационные расходы из прибыли, лимитирующие расходы по подразделениям, в том числе по непромышленной сфере.
Организовать оперативный учёт всех лимитированных затрат, своевременный анализ и принятие соответствующих мер для выполнения установленных лимитов.
Для укрепления финансового положения предприятия необходим контроль и ускорение оборачиваемости активов НГДУ, в частности дебиторской задолженности.
Для стабилизации экономического состояния предприятия, снижения себестоимости нефти предложены мероприятия по стабилизации экономического состояния. В результате внедрения мероприятий по стабилизации экономического состояния НГДУ, снижение производственных затрат составит 93,351 млн. руб.
На примере нескольких мероприятий сделан расчёт эффективности и влияния на финансовые результаты НГДУ:
1. Применение теплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин.
2. Технология протекторной защиты промысловых водоводов от грунтовой коррозии.
3. Технология протекторной защиты промысловых нефтепроводов от грунтовой коррозии.
ЛИТЕРАТУРА.
1. Бухгалтерский отчет за 2001 г.
2. Бухгалтерский отчёт за 2002 г.
3. Геологический отчет за 2002 г.
4. Отчеты по расчету экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии.
5. Пояснительная записка к годовому отчету за 2001 г.
6. Пояснительная записка к годовому отчету за 2002 г.
7. Закон Российской Федерации «О несостоятельности (Банкротстве)» Федеральный Закон от 26.10.2002 г. №127- ФЗ.
8. РД 39-01/06-000-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. - М., 1989 г.
9. Астахов В.П. «Бухгалтерский финансовый учёт» Москва, «ИКЦ «МарТ», 2003 г.
10. Бочаров В.В. «Финансовый анализ», Москва, Санкт-Петербург, Нижний Новгород, Воронеж, Ростов-на Дону, «ПИТЕР», 2002 г.
11. Горфинкель В.Я. «Экономика предприятия», Москва, «Юнити», 2001 г.
12. Егоров В.И., Победоносцева Н.Н. «Экономика нефтегазодобывающей промышленности», Москва, «Недра», 2001 г.
13. Ефимова О.В. «Финансовый анализ», Москва, «Бухгалтерский учёт», 2002 г.
14. Злотникова Л.Г., Колосков В.А., Матвеев Ф. Р., Победоносцева Н.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности.– М., «Недра», 2000 г.
15. Ковалёв В.В. «Введение в финансовый менеджмент», Москва, «ФИНАНСЫ И СТАТИСТИКА», 2001 г.
16. Козлова Е. П. «Бухгалтерский учет в промышленности», Москва, Финансы и статистика, 2002 г.
17. Короткова Э.М. «Антикризисное управление», Москва, ИНФРА-М, 2000 г.
18. Кошкин В.И., Карпов П.А., Модульная программа для менеджеров «Антикризисное управление», ИНФРА-М, 2000 г.
19. Крутик А.Б., Муравьёв А.И., Санкт-Петербург, «ПИТЕР», 2001 г.
20. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия.– Минск: ООО "Новое знание", 2002 г.
21. Селезнёва Н.Н., Ионова А.Ф. «Финансовый анализ» – Москва, «ЮНИТИ», 2002 г.
22. Табурчак П.П.,Тумина В.М., Сапрыкина М.С. «Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия»,РОСТОВ-НА-ДОНУ, «ФЕНИКС», 2002 г.
23. Уткин Э.А., Бинецкий А.Э. «Аудит и управление несостоятельным предприятием», Москва 2000 г.
24. Шеремет А.Д., Сайфулин Р.С., Негашев Е.В. «Методика финансового анализа», Москва, «ИНФРА-М», 2002 г.
Таблица
| Отчёт о прибылях и убытках (форма № 2 ) | ||||
| Наименование показателя | код стр. | за 2000 год | за 2001 год | за 2002 год |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. Доходы и расходы по обычным видам деятельности | ||||
| Выручка (нетто) от продажи товаров, продукции, работ,услуг | ||||
| (за минусом налога на добавленную стоимость, акцизов и | ||||
| аналогичных обязательных платежей) | 10 | 3248509 | 3402982 | 3716056 |
| в том числе от продажи: | 11 | |||
| 12 | ||||
| 13 | ||||
| Себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг | 20 | 1738242 | 2519951 | 3202372 |
| в том числе проданных: | 21 | |||
| 22 | ||||
| 23 | ||||
| Валовая прибыль | 29 | 1510267 | 883031 | 513684 |
| Коммерческие расходы | 30 | 15936 | 7443 | |
| Управленческие расходы | 40 | |||
| Прибыль (убыток) от продаж (строки 010-020-030-040) | 50 | 1494331 | 875588 | 513684 |
| II. Операционные доходы и расходы | ||||
| Проценты к получению | 60 | 656 | ||
| Проценты к уплате | 70 | 53237 | 62481 | |
| Доходы от участия в других организациях | 80 | 77 | ||
| Прочие операционные доходы | 90 | 10758 | 11179 | 18271 |
| Прочие операционные расходы | 100 | 82664 | 71565 | 125834 |
| Прибыль (убыток) от финансово-хозяйственной деятельности | ||||
| (строки 050+060-070+080+090-100) | 110 | |||
| III. Внереализационные доходы и расходы | ||||
| Внереализационные доходы | 120 | 58642 | 68927 | 51797 |
| Внереализационные расходы | 130 | 643632 | 446232 | 252163 |
| Прибыль (убыток) до налогообложения | ||||
| (строки 050+060-070+080+090-100+120-130) | 140 | 837435 | 385393 | 143274 |
| Налог на прибыль и иные аналогичные обязательные платежи | 150 | 418718 | 192696 | 57309 |
| Прибыль (убыток) от обычной деятельности | 160 | 418717 | 192697 | 85965 |
| IV. Черезвычайные доходы и расходы | ||||
| Черезвычайные доходы | 170 | |||
| Черезвычайные расходы | 180 | |||
| Чистая прибыль (нераспределённая прибыль (убыток) отчётного | ||||
| периода) строки (160+170-180) | 190 | 418717 | 192697 | 85964 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 6.
| Расчет экономического эффекта от использования протекторной защиты водоводов от грунтовой коррозии | ||||
| Показатели | Абсолютное значение показателей, тыс.руб. | |||
| 1 | 2 | 3 | ||
| 1. Коэффициент приведения | ||||
| 1 год | 0,9091 | |||
| 16 лет | 0,2176 | |||
| 21 год | 0,1351 | |||
| 31 год | 0,0521 | |||
| За амортизационный период 12 лет | 6,8136 | |||
| За расчетный период 35 лет | 9,6438 | |||
| 2. для МПТ 114*9 мм | ||||
| 1 Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. Водовода | 1 334,10 | |||
| * замененный трубопровод | Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) | 791,853 | ||
| * ликвидация порыва | 7,49*0,015*9,6438 | 1,08348 | ||
| * рекультивация почвы | 2,05*0,015*9,6438 | 0,29655 | ||
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,015*9,6439 | 3,18249 | ||
| * амортизация | Стр*0,083*9,6438 | 537,688 | ||
| 2 Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км водовода | 1 010,47 | |||
| * стоимость сооружения | 0,9091*Стр | 610,683 | ||
| * протекторная защита | 18,56*(0,9091+0,1351) | 19,3804 | ||
| * ликвидация порыва | 7,49*0,001*9,6438 | 0,07223 | ||
| * рекультивация почвы | 2,05*0,001*9,6439 | 0,01977 | ||
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,001*9,6440 | 0,21217 | ||
| * амортизация | Стр*0,083*6,8136 | 379,891 | ||
| * удельные затраты на НИОКР | 0,21 | |||
| 3 МПТ 89*7 мм | ||||
| 1 Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. Водовода | 937,01 | |||
| * замененный трубопровод | Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) | 555,348 | ||
| * ликвидация порыва | 7,49*0,015*9,6438 | 1,08348 | ||
| * рекультивация почвы | 2,05*0,015*9,6438 | 0,29655 | ||
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,015*9,6439 | 3,18249 | ||
| * амортизация | Стр*0,083*9,6438 | 377,096 | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| 2 Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км водовода | 714,62 | |||
| * стоимость сооружения | 0,9091*Стр | 428,289 | ||
| * протекторная защита | 18,56*(0,9091+0,1351) | 19,3804 | ||
| * ликвидация порыва | 7,49*0,001*9,6438 | 0,07223 | ||
| * рекультивация почвы | 2,05*0,001*9,6439 | 0,01977 | ||
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,001*9,6440 | 0,21217 | ||
| * амортизация | Стр*0,083*6,8136 | 266,428 | ||
| * удельные затраты на НИОКР | 0,21 | |||
| 4 ППТ 159*6 мм | ||||
| 1 Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. водовода | 1 624,45 | |||
| * замененный трубопровод | Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) | 964,894 | ||
| * ликвидация порыва | 6,45*0,015*9,6438 | 0,93304 | ||
| * рекультивация почвы | 1,77*0,015*9,6438 | 0,25604 | ||
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,015*9,6439 | 3,18249 | ||
| * амортизация | Стр*0,083*9,6438 | 655,188 | ||
| 2 Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км водовода | 1 225,62 | |||
| * стоимость сооружения | 0,9091*Стр | 744,134 | ||
| * протекторная защита | 17,31*(0,9091+0,1351) | 18,0751 | ||
| * ликвидация порыва | 6,45*0,001*9,6438 | 0,0622 | ||
| * рекультивация почвы | 1,77*0,001*9,6439 | 0,01707 | ||
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,001*9,6440 | 0,21217 | ||
| * амортизация | Стр*0,083*6,8136 | 462,907 | ||
| * удельные затраты на НИОКР | 0,21 | |||
| 5 Экономический эффект на 1 км для МПТ 114*9 мм | 323,63 | |||
| 6 Экономический эффект на 1 км для МПТ 89*7 мм | 222,39 | |||
| 7 Экономический эффект на 1 км для ППТ 159*6 мм | 398,83 | |||
ПРИЛОЖЕНИЕ 7.
Установки ГН предназначены для добычи нефти из наклонно – направленных кустовых скважин диаметром 140 ,146 ,148 мм. | Расчет экономического эффекта от использования протекторной защиты нефтепроводов от грунтовой коррозии | |||
| Показатели | Абсолютное значение показателей, тыс.руб. | Эконом. эффект на 1 км. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. Коэффициент приведения | |||
| 1 год | 0,9091 | ||
| 8 лет | 0,4665 | ||
| 15 лет | 0,2394 | ||
| 16 лет | 0,2176 | ||
| 21 год | 0,1351 | ||
| 22 года | 0,1228 | ||
| 31 год | 0,0521 | ||
| За амортизационный период 12 лет | 6,8136 | ||
| За амортизационный период 27 лет | 9,2369 | ||
| За расчетный период 35 лет | 9,6438 | ||
| 2. для 114*4,5 МПТ | 256,61 | ||
| 1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) | 1 078,75 | ||
| * замененный трубопровод | Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) | 641,58 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,005*9,6438 | 0,36 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,005*9,6438 | 0,10 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,005*9,6439 | 1,06 | |
| * амортизация | Стр*0,083*9,6438 | 435,65 | |
| 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода | 822,14 | ||
| * стоимость сооружения | 0,9091*Стр | 494,79 | |
| * протекторная защита | 18,56*(0,9091+0,1351) | 19,38 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,0001*9,6438 | 0,01 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,0001*9,6439 | 0,00 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,0001*9,6440 | 0,02 | |
| * амортизация | Стр*0,083*6,8136 | 307,80 | |
| * удельные затраты на НИОКР | 0,14 | ||
| 3. для 114*4,5 ППТ | 270,48 | ||
| 1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) | 1 133,17 | ||
| * замененный трубопровод | Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) | 673,99 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,005*9,6438 | 0,36 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,005*9,6438 | 0,10 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,005*9,6439 | 1,06 | |
| * амортизация | Стр*0,083*9,6438 | 457,66 | |
| 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода | 862,69 | ||
| * стоимость сооружения | 0,9091*Стр | 519,79 | |
| * протекторная защита | 18,56*(0,9091+0,1351) | 19,38 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,0001*9,6438 | 0,01 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,0001*9,6439 | 0,00 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,0001*9,6440 | 0,02 | |
| * амортизация | Стр*0,083*6,8136 | 323,35 | |
| * удельные затраты на НИОКР | 0,14 | ||
| 4. для 159*6 МПТ | 364,73 | ||
| 1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) | 1 502,85 | ||
| * замененный трубопровод | Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) | 894,17 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,005*9,6438 | 0,36 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,005*9,6438 | 0,10 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,005*9,6439 | 1,06 | |
| * амортизация | Стр*0,083*9,6438 | 607,16 | |
| 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода | 1 138,12 | ||
| * стоимость сооружения | 0,9091*Стр | 689,59 | |
| * протекторная защита | 18,56*(0,9091+0,1351) | 19,38 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,0001*9,6438 | 0,01 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,0001*9,6439 | 0,00 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,0001*9,6440 | 0,02 | |
| * амортизация | Стр*0,083*6,8136 | 428,98 | |
| * удельные затраты на НИОКР | 0,14 | ||
| 5. для 159*6 ППТ | 395,01 | ||
| 1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) | 1 621,60 | ||
| * замененный трубопровод | Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) | 964,89 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,005*9,6438 | 0,36 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,005*9,6438 | 0,10 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,005*9,6439 | 1,06 | |
| * амортизация | Стр*0,083*9,6438 | 655,19 | |
| 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода | 1 226,59 | ||
| * стоимость сооружения | 0,9091*Стр | 744,13 | |
| * протекторная защита | 18,56*(0,9091+0,1351) | 19,38 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,0001*9,6438 | 0,01 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,0001*9,6439 | 0,00 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,0001*9,6440 | 0,02 | |
| * амортизация | Стр*0,083*6,8136 | 462,91 | |
| * удельные затраты на НИОКР | 0,14 | ||
| 6. для 89*4,5 МПТ | 203,26 | ||
| 1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) | 869,50 | ||
| * замененный трубопровод | Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) | 516,96 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,005*9,6438 | 0,36 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,005*9,6438 | 0,10 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,005*9,6439 | 1,06 | |
| * амортизация | Стр*0,083*9,6438 | 351,03 | |
| 2.Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода | 666,24 | ||
| * стоимость сооружения | 0,9091*Стр | 398,68 | |
| * протекторная защита | 18,56*(0,9091+0,1351) | 19,38 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,0001*9,6438 | 0,01 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,0001*9,6439 | 0,00 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,0001*9,6440 | 0,02 | |
| * амортизация | Стр*0,083*6,8136 | 248,01 | |
| * удельные затраты на НИОКР | 0,14 | ||
| 7. для 273*9 МПТ | 680,73 | ||
| 1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) | 2 742,31 | ||
| * замененный трубопровод | Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) | 1 632,37 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,005*9,6438 | 0,36 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,005*9,6438 | 0,10 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,005*9,6439 | 1,06 | |
| * амортизация | Стр*0,083*9,6438 | 1 108,42 | |
| 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода | 2 061,57 | ||
| * стоимость сооружения | 0,9091*Стр | 1258,89 | |
| * протекторная защита | 18,56*(0,9091+0,1351) | 19,38 | |
| * ликвидация порыва | 7,49*0,0001*9,6438 | 0,01 | |
| * рекультивация почвы | 2,05*0,0001*9,6439 | 0,00 | |
| * штрафные выплаты за экологический ущерб | 22*0,0001*9,6440 | 0,02 | |
| * амортизация | Стр*0,083*6,8136 | 783,13 | |
| * удельные затраты на НИОКР | 0,14 | ||
| ИТОГО | 1 914,22 | ||
Их особенность заключается в том, что для смены насоса нет необходимости в глушении скважины и в бригаде текущего ремонта.
Установки электровинтовых насосов также как и ЭЦН питаются через электрокабель, но длина их короче установок ЭЦН, что является преимуществом, позволяющим избежать осложнений при спуско-подъемах.
Установки ЭВН предназначены для откачки вязких нефтей, однако, они показывают хорошую работу и на маловязких нефтях.
Чтобы уменьшить опасность повреждения кабеля при спуско- подъемных операциях, установки рекомендуется спускать на насосно-компрессорных трубах диаметром 60 мм. Рекомендуемая глубина спуска установок 1200-1400 метров.
2. ОРГАНИЗАЦИОННО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»
2.1. Организационная структура НГДУ «Елховнефть»
НГДУ «Елховнефть» входит в состав ОАО «Татнефть» в качестве структурной единицы и действует на основании Положения об НГДУ.
В состав НГДУ входят: ЦДНГ- 1,2,3,4 ЦППД, ПРЦЭиЭ, ЕНПУ, ЦКППН, ТЭЦ, ЦПРС, ЦКРС, ЦНИПР, ПРЦЭО, ПРЦГНО, ЦАП, ЦКРЗиС (основные бригады, база отдыха «Солнечный», гостиница «Елхов», столовые, группа промышленной эстетики), ЦПК, Аттестационный пункт, СРЦ, ЕУТТ, аппарат управления, санаторий профилакторий «Елховец».
НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть.
Начальник НГДУ осуществляет общее руководство за деятельностью управления и через своих заместителей всеми отделами, службами и структурными подразделениями НГДУ.
Положение о внутренних подразделениях, структура и штаты утверждаются начальником управления применительно к типовым структурам и штатам, утверждённым ОАО «Татнефть» и вышестоящими органами, исходя из объёма, существующих нормативов и условий работы.
Распределение обязанностей между инженерно-техническими работниками и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утверждёнными начальником управления.
Заместителями начальника управления являются: главный инженер- первый заместитель начальника управления, главный геолог-заместитель начальника управления, заместитель начальника управления по экономическим вопросам, заместитель начальника управления по строительству, заместитель начальника управления по общим вопросам.
Главному инженеру-первому заместителю начальника управления подчиняется: производственно-технический отдел, служба промышленной безопасности и служба по борьбе с коррозией и охране природы, ЦИТС, ЕНПУ, служба главного механика, отдел главного энергетика, служба АСУ и ВТ, ЦПК, Аттестационный пункт, отдел управления кадрами (в части организации труда, аттестации и рационализации рабочих мест, создания новых рабочих мест, аттестации ИТР, перетарификации рабочих на основе Единой тарифной сетки, организации конкурсов, подготовки кадров и работы с молодыми специалистами, молодёжью), МГС (в части охраны природы в вопросах землепользования), ЦДНГ- 1,2,3,4, ЦКППН, ЦНИПР (по своей номенклатуре), ПРЦГНО,ЕНПУ, ЦПРС, ЦКРЗС, ПРЦЭиЭ, ТЭЦ, ПРЦЭО и ЦАП подчиняются через соответствующих главных специалистов и начальников отделов, служб.
Главному геологу-заместителю начальника управления подчиняются: технологический отдел разработки нефтяных и газовых месторождений, геологический отдел, МГС, ЦНИПР, геологические службы ЦДНГ, ЦКРС и ЦППД.
Заместителю начальника управления по экономическим вопросам подчиняются: отдел управления кадрами, планово-экономический отдел, юридическая служба, отдел бухгалтерского учёта, ревизионная служба, общественные организации ООО «Елховлес» и ООО «Кичучат», в области финансового обеспечения группа промышленной эстетики, здравпункты, ЦКРЗиС (рабочие столовые и торговые точки, подведомственные НГДУ), санаторий-профилакторий «Елховец».
Заместителю начальника управления по строительству подчиняются: отдел по проектированию и обустройству месторождений, МГС,СРЦ и УАД ЕУТТ (в части выполнения объёмов работ), ЦКРЗиС (в части капитального ремонта и строительства), группа промышленной эстетики, ООО «Елховлес» (председательство Советом), ООО «Кичучат» (по вопросам строительства и капитального ремонта).
Заместителю начальника управления по общим вопросам подчиняются: отдел материально-технического снабжения и подготовки производства, центральный склад, ЕУТТ (в том числе УАД ЕУТТ), хозяйственный отдел, ЕНПУ (по вопросам реализации), отдел вспомогательных структур, ООО «Кичучат», службы снабжения структурных подразделений, служба безопасности, службы по охране материальных ценностей структурных подразделений, здравпункты, ЦКРЗиС (база отдыха «Солнечный», гостиница «Елхов», рабочие столовые и торговые точки, подведомственные НГДУ-по содержанию, техническому и производственному состоянию), санаторий-профилакторий «Елховец».
Центральная инженерно-техническая служба обеспечивает согласованную работу цехов основного и вспомогательного производства, осуществляет оперативное руководство всеми цехами и службами НГДУ (ЦДНГ, ЦППД, ЦКППН, ПРЦЭиЭ, ТЭЦ, ПРЦЭО, ЦПРС, ЦКРС, ЦАП, СРЦ, ЕНПУ).
2.2. Динамика основных ТЭП за 2000 – 2002 годы
В ходе проведения анализа основных технико – экономических показателей НГДУ «Елховнефть» за 2000 –2002 годы, следует уделить внимание тем обстоятельствам, которые повлекли за собой их изменение, а именно, в условиях какой финансово – экономической политики функционировало предприятие.
В целом НГДУ с поставленными задачами справилось.
На основе данных таблицы 2.1. проанализируем динамику основных технико –экономических показателей.
Таблица 2.1.
Основные технико-экономические показатели НГДУ «Елховнефть»
| Наименование показателей | Ед. изм. | 2000г. | 2001г. | 2002г. | Отклонения | ||||||||
| +,- | % | ||||||||||||
| 2001 к 2000 | 2002к 2001 | 2001 к 2000 | 2002 к 2001 | ||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 8 | 9 | |||
| 1.Добыча нефти НГДУ | тыс.т | 1434,7 | 1472,9 | 1460,0 | 38,2 | -12,9 | 102,7 | 99,1 | |||||
| 2.Обводненность нефти | % | 77,6 | 77,0 | 76,2 | -0,6 | -0,8 | 99,2 | 99,0 | |||||
| 3. Среднесуточный дебит 1скв. -по нефти -по жидкости | т/сут | 3,10 13,7 | 2,8 12,0 | 2,9 12,1 | -0,3 -1,7 | 0,1 0,1 | 90,3 87,6 | 103,6 100,8 | |||||
| 4. Добыча нефти по способам эксплуатации: -фонтанные -насосами в т.ч. ЭЦН СКН | % | - 100 23,3 76,7 | 0,006 99,994 19,7 80,3 | - 100,0 20,0 80,0 | - -0,01 -3,6 3,6 | - 0,006 0,3 -0,3 | - 100 84,5 104,7 | - 100 101,5 99,6 | |||||
| 5. Товарная продукция | т.руб | 2707990 | 2703247 | 316724 | -4743 | 464027 | 99,8 | 117,2 | |||||
| 6. Ввод новых скважин -нефтяных -нагнетательных | скв. скв. | 28 45 | 40 40 | 37 36 | 12 -5 | -3 -4 | 142,9 88,9 | 92,5 90 | |||||
| 7. Эксплуатационный фонд скважин на конец года: -нефтяных -нагнетательных | скв. скв. | 1724 667 | 1786 702 | 1796 740 | 62 35 | 10 38 | 103,6 105,2 | 100,6 105,4 | |||||
| 8. Среднегодовой действующий фонд скважин -нефтяных -нагнетательных | скв. скв. | 1454,3 646 | 1636,6 650 | 1689,4 690 | 182,3 4 | 52,8 40 | 112,5 100,6 | 103 106 | |||||
| 9. Межремонтный период работы скважин - всего в т.ч. ЭЦН ШГН | сут. сут. сут. | 761 574 792 | 805 644 825 | 768 863 670 | 44 70 33 | -37 219 -155 | 105,8 112,2 104,2 | 95,4 134 81,2 | |||||
| 10.Ввод основных фондов | т.руб | 557685 | 720183 | 1146000 | 162498 | 425817 | 129,1 | 159 | |||||
| Продолжение таблицы 2.1 | |||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |||||
| 11. Среднегодовая стоимость основных фондов -промышленность | т.руб | 3180425 2934304 | 3491886 3091970 | 7117397 6992885 | 311461 157666 | 3625511 3900915 | 109,8 105,4 | 204 226 | |||||
| 12 Численность всего персонала в т. ч.- ППП -непром. персонал -строительство | чел. чел. чел. чел. | 2777 2576 149 52 | 3090 2838 209 43 | 3195 2874 264 57 | 313 262 60 -9 | 105 36 55 14 | 111,3 110,2 140,3 82,7 | 103 101 126 132 | |||||
| 13. Фонд платы труда в.т.ч. -ППП -непром. персонал -строительство | т.руб | 208330 196731 8105 3495 | 310311 293739 12683 3888 | 362346 338337 18539 5470 | 101980 97008 4579 393 | 52035 44598 5855 1582 | 149,0 149,3 156,5 111,2 | 116 115 146 140 | |||||
| 14.Среднемесячная з/.плата в т. ч. -ППП -непром. персонал -строительство | руб. | 6252 6364 4533 5602 | 8369 8616 5057 8123 | 9379 9778 5361 7940 | 2117 2252 524 2521 | 1010 1162 304 -183 | 133,9 135,4 111,6 145,0 | 112 113 106 97,7 | |||||
| 15. Себестоимость 1 т нефти и газа | руб. | 1095,9 | 1580 | 2211 | 484,1 | 631 | 144,2 | 140 | |||||
| 16. Балансовая прибыль | т.руб | 1395725 | 642321 | 238789 | -753404 | -403532 | 46,0 | 37,2 | |||||
1. Добыча нефти.
Объём добычи нефти в 2002 году составил 1460 тыс. т. – это 102,1% к нормам отбора нефти, но 99,1% относительно уровня 2001 года . В 2001 году добыча составила 102,7% объёма 2000 года.. Таким образом произошло снижение добычи, данный факт вызван ухудшением горно – геологических условий разработки площадей, снижением среднесуточного дебита скважин. Для стабилизации положения, в НГДУ проводятся геолого – технические мероприятия: в 2002 году введено из бурения 37 новых добывающих скважин, что выше уровня 2000 года на 32%, однако ниже чем в 2001 году на 3 скважины или 7,5%. Объём добычи из новых скважин в 2002 году снизился и составил 69,9% от добычи 2001 года. В целях поддержания объёма добычи нефти проводятся мероприятия по вводу новых нагнетательных и скважин из бездействия. Широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов, – работы ведутся по 22 технологиям, объём добычи за счёт этого ежегодно увеличивается, и в 2002 году составил 314 тыс. тонн, что на 20,8% выше, чем в 2001 году.
2. Обводнённость продукции с каждым годом уменьшается. В 2002 году по сравнению с 2001 годом обводнённость продукции по НГДУ уменьшилась с 77% до 76,2%. В сравнении с2000 годом обводнённость уменьшилась на 1,4%.
За счёт применения циклической закачки объём закачиваемой воды снижается, следствием чего является снижение объёмов отбора жидкости и процента обводнённости.
3. Среднесуточный дебит одной скважины в 2002 году составил 2,9 т/сут. по нефти и 12,1 т. /сут. по жидкости. Среднесуточный дебит по нефти в 2002 году на 0,1 т./сут. больше, чем в 2001 году и на 0,2 т./сут. меньше, чем в 2000 году.
4. Добыча нефти по способам эксплуатации.
В НГДУ «Елховнефть используют насосную добычу нефти, в том числе ЭЦН и ШГН. Добыча нефти механизированным способом за 2002 год составила 100%, в том числе ЭЦН – 20%, СКН – 80%.
Добыча скважин, оборудованных ЭЦН, возросла по сравнению с 2001 годом на 1,5%, по сравнению с 2000 годом – на 14,2% снизилась.
Добыча нефти по скважинам, оборудованным ШГН, в 2002 году уменьшилась по сравнению с 2001 годом на 0,4% в связи с тем, что в 2002 году из – за ограничений по сдаче нефти производились остановки малодебитного фонда оборудованого ШГН.
5.Товарная продукция.
В 2002 году товарная продукция выросла и составила 3167274 тыс. руб., что на 17,2% больше, чем в 2001 году и на 17% больше, чем в 2000 году. Увеличение произошло за счёт роста цен на нефть.
6. Ввод новых скважин по НГДУ
В 2002 году было введено 37 нефтяных и 36 нагнетательных скважин, что меньше на 3 нефтяных и 4 нагнетательных скважины по сравнению с 2001 годом.
7. Эксплуатационный фонд скважин на конец 2002 года увеличился по сравнению с 2001 годом на 10 нефтяных и на 38 нагнетательных скважин. В 2001 году эксплуатационный фонд увеличился на 62 нефтяных и 35 нагнетательных скважин по сравнению с 2000 годом.
8.Среднегодовой фонд действующих нефтяных скважин.
В 2002 году по сравнению с прошлым годом среднедействующий фонд нефтяных скважин вырос на 52,8 скважины, за счет ввода 37 новых скважин из бурения и освоения скважин из бездействия. В 2001 году произошло увеличение среднегодового действующего фонда на 182 нефтяных и 4 нагнетательных скважин.
9. В 2002 году межремонтный период работы скважин уменьшился на 37 суток и составил 768 суток по сравнению с 2001 годом. По скважинам, оборудованным ЭЦН, межремонтный период скважин увеличился на 219 суток по сравнению с 2001 годом и на 289 суток по сравнению с 2000 годом. Межремонтный период скважин, оборудованных ШГН, в 2002 году снизился на 155 суток по сравнению с 2001 годом и на 122 суток по сравнению с 2000 годом. Снижение произошло из-за производства на эксплуатационном фонде ремонтов, связанных с демонтажем насосного оборудования в связи с переводом скважин в разряд нерентабельных. В 2001 году такие работы не производились.
10. В 2002 году ввод основных фондов увеличился на 425817 тыс.руб., по сравнению с 2001 годом и составил 1146000 тыс.руб. Это на 59,1% больше, чем в 2001 году и на 105% больше, чем в 2000 году.
11. Среднегодовая стоимость основных фондов увеличилась в 2002 году на 3625511 тыс.руб. по сравнению с 2001 годом и на 3936972 тыс.руб. по сравнению с 2000 годом. Это связано с вводом новых основных фондов. Так, в 2002 году было произведено расширение трубной базы в ПРЦГНО (введен новый административно-бытовой корпус), в ЕНПУ введен в действие узел утилизации электрогидратора для компрессорной, в о/л «Солнечный» построены дополнительный корпус и бассейн.
12. Численность персонала каждый год растет.
Это связано с созданием трех бригад подземного ремонта скважин и двух бригад капитального ремонта скважин, а также с увеличением численности ТЭЦ в связи с введением котельных ЦПК и ЕУТТ.
В 2002 году по сравнению с 2001 годом численность персонала увеличилась на 105 человек, по сравнению с 2000 годом – на 418 человек.
13.Фонд заработной платы в 2002 году составил 362345,7 тыс.руб., что на 16,8% больше, чем в 2001 году и на 74% больше, чем в 2000 году. Увеличение фонда заработной платы связано с увеличением численности персонала, а также ростом среднемесячной заработной платы.
14.Среднемесячная заработная плата в 2002 году увеличилась на 1010 руб. по сравнению с предыдущим годом, на 3127 руб. по сравнению с 2000 годом и составила 9379 рублей. Увеличение произошло в связи с ростом тарифных ставок повышением разрядов рабочим.
15.Себестоимость 1 тонны нефти в 2002 году составила 2211 руб. это на 631 руб. больше, чем в 2001 году и на 1115 руб. больше, чем в 2000 году.
Это связано с ростом цен на электроэнергию, топливо, материалы, услуги, а также с ростом амортизации основных фондов и введением в 2002 году НДПИ, который на конец года составил 668,21 руб./т.
16. Балансовая прибыль в 2002 году составила 238789 тыс. руб., что меньше показателя 2001 года на 403532 тыс.руб. и на 1156936 тыс.руб. меньше показателя 2000 года. Значительный рост балансовой прибыли в 2000 году связан с ростом цен на нефть в 2,7 раз и нефтепродукты в 2 раза. Снижение балансовой прибыли в 2002 году произошло из-за увеличения себестоимости.
3. МЕТОДИКА АНАЛИЗА ФИНАНСОВОГО СОСТОЯНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ
3.1. Антикризисный менеджмент: понятия и инструменты
Антикризисный менеджмент определяется западноевропейскими экономистами, как деятельность, необходимая для преодоления состояния, угрожающего существованию предприятия, при котором основным вопросом становится выживание. Данная деятельность характеризуется повышением интенсивности применения средств и методов на предприятии, необходимых для преодоления угрожающей существованию предприятия ситуации. При этом, по мнению некоторых исследователей, происходит перенос всего внимания на сиюминутные, краткосрочные проблемы, одновременно связанные с проведением жестких и быстрых решающих мероприятий. Другие авторы определяют антикризисный менеджмент, как создание инструментов, которые позволяют сообщить о приближающемся переломном пункте и разработать новый курс развития.
Понятие антикризисного менеджмента включает в себя и временные характеристики. Во-первых, это определение содержит все задачи по разработке и проведению мероприятий, которые ведут к ослаблению, преодолению и т.д. кризисного процесса, и во-вторых, это профилактика и терапия кризиса. Подобное определение обусловливает задачи руководства и характеризует действия в рамках острого кризиса как реактивный антикризисный менеджмент и задачи профилактики кризисов как превентивный (предупреждающий) антикризисный менеджмент или антиципативный (опережающий) антикризисный менеджмент.
Реактивный антикризисный менеджмент можно охарактеризовать как планирование и внедрение основанных на небольшом количестве критериев мероприятий, целью которых, как правило, является восстановление прежнего, докризисного состояния.
В противоположность этому антиципативный антикризисный менеджмент имеет дело с общими целями, которые могут быть сформулированы только на более высокой ступени, чем задачи разработки конкретных мероприятий. Антиципативные отношения понимаются как долгосрочные задачи менеджмента, которые могут охватывать все области предприятия.
Под концепцией преодоления кризиса понимается системное представление всех процессов управления, результатом которых является запланированные и впоследствии реализованные мероприятия по преодолению кризиса.
Антикризисное управление фирмой начинается с момента выбора ее миссии, т. е. с ответа на вопрос: “Что делать?” На всех последующих этапах развития фирмы внимание ее руководства должно быть сосредоточено на своевременном “улавливании” сигналов, свидетельствующих о возможном ухудшении положения фирмы, ее конкурентного статуса. Для этого необходимо построить систему, позволяющую сочетать количественный и качественный анализ сигналов об угрозе приближения кризисного состояния, т. е. существенного снижения конкурентного статуса фирмы. В качестве основы такой системы может быть принят анализ возможностей, ресурсов и рисков, так называемый SWOT-анализ (Strength - сила; Weakness - слабость; Opportunity - возможности; Threat - угрозы).
Целью этого анализа является выявление совокупного влияния на конкурентный статус фирмы сильных и слабых сторон фирмы по отношению к внешней среде; широты возможностей для выполнения миссии фирмы, открываемых внешней средой; степени и характера угроз выполнению миссии фирмы со стороны внешней среды. Назовем их факторами состояния фирмы.
В процессе анализа необходимо определить каналы связей, возникающие между агентами внешней и внутренней среды, с одной стороны, факторами состояния фирмы и моментом наступления кризисного состояния (несостоятельности, банкротства) фирмы, - с другой. Именно по этим каналам поступают сигналы о неблагополучных тенденциях, возникающих во внешней и внутренней средах фирмы. Эти сигналы, вначале слабые, по мере накопления информации постепенно усиливаются, позволяя руководству фирмы заблаговременно принимать меры по предотвращению кризисных состояний.
При этом исходят из существа процесса возникновения кризисного состояния, представляющего собой одну из разновидностей экономического механизма.
Под экономическим механизмом принято понимают цепь последовательных взаимосвязанных экономических явлений. Механизм возникновения кризисного состояния “запускается” субъектами, инициирующими исходные экономические явления. Под влиянием этих исходных явлений начинается процесс следования (без дополнительного импульса) одного за другим в определенной последовательности цепочки взаимозависимых экономических явлений (эффект падающего домино), в конце которой наступает завершающее явление — кризисное состояние.
В качестве исходных выступают многочисленные и разнообразные по характеру и силе первоначального импульса экономические явления, которые инициируются агентами как внешней, так и внутренней среды.
Глубина кризисного состояния и продолжительность периода, в течение которого оно наступает, зависит от:
- соотношения количества и силы исходных экономических явлений;
- числа и степени влияния агентов внешней и внутренней среды;
- интенсивности процесса возникновения промежуточных экономических явлений;
- соотношения и силы промежуточных явлений по каждому фактору состояния фирмы;
- значимости каждого фактора состояния фирмы конкретно для данной фирмы и данной отрасли национальной экономики.
Существо механизма возникновения кризисного состояния наводит на мысль о том, что каждое последующее экономическое явление в цепочке, образуемой тем или иным каналом связи, дает, как правило, сигнал большей силы и той же направленности, что и предыдущее. Тем не менее, такая простая зависимость вряд ли отражает существенно более сложные и противоречивые процессы, происходящие в реальной жизни. Поэтому необходимо постоянное слежение за цепочкой, инициированной тем или иным исходным экономическим явлением, что позволит своевременно обнаружить характер воздействия исходного явления на завершающее.
Сложность состоит также во взаимной зависимости промежуточных экономических явлений, принадлежащих не только цепочке от данного исходного явления к завершающему, но и цепочкам, инициируемым другими исходными явлениями.
Целью антикризисного управления является разработка и первоочередная реализация мер, направленных на нейтрализацию наиболее опасных (наиболее интенсивно влияющих на завершающее явление) путей, приводящих к кризисному состоянию.
Сочетание стратегии и тактики антикризисного управления.
Сложность этой проблемы состоит в том, что, с одной стороны, стратегические решения, направленные на предотвращение кризиса, должны быть приняты и реализованы на ранних стадиях управления, когда процесс движения к кризису еще не приобрел кумулятивного характера и поэтому еще не стал необратимым. С другой стороны, решения, принимаемые на ранних стадиях, базируются, как правило, на весьма слабых и потому не всегда достоверных сигналах о возникновении неблагополучных тенденций. Поэтому одним из важнейших принципов стратегии антикризисного управления является постоянный мониторинг внешней и внутренней среды фирмы с целью раннего обнаружения надвигающейся угрозы кризиса.
Тактические решения, в отличие от стратегических, принимаются на основе более полной и точной информации, отражающей актуальное (по состоянию на данный момент) состояние производственной системы. Однако времени для коренной перестройки деятельности фирмы с целью предотвращения кризиса либо очень мало, либо нет совсем. Речь в этом случае идет либо о чрезвычайных мерах по недопущению кризиса, которые еще возможно реализовать в короткий период, либо о мерах, направленных на выход из кризиса, который уже наступил.
В системе антикризисного менеджмента особое значение приобретает подсистема контроля и раннего обнаружения признаков предстоящей кризисной ситуации.
Ранние признаки банкротства, которые выявляются непосредственно:
1. Серьезным предупреждением грядущего неблагополучия предприятия является отрицательная реакция партнеров по бизнесу, поставщиков, кредиторов, банков, потребителей продукции на те или иные мероприятия, проводимые предприятием, и их предложения. В этом смысле показательными являются всевозможные реорганизации предприятия (организационные, структурные, открытие или закрытие подразделений предприятий, филиалов, дочерних фирм, их слияние), частая и необоснованная смена поставщиков, выход на новые рынки, рискованная закупка сырья и материалов и другие изменения в стратегии предприятия. Другим существенным признаком, также контролируемым кредиторами, является изменения в структуре управления и атмосфере, царящей в верхних слоях управления. Крах предприятий, как правило, начинается с конфликтов в высшем руководстве предприятия.
2. Другой блок ранних признаков банкротства включает в себя характер изменений финансовых показателей деятельности предприятия, своевременность и качество представления финансовой отчетности и проведения аудиторских проверок. Предметом тщательного наблюдения здесь являются:
а) задержки с предоставлением отчетности и ее качество, что может свидетельствовать либо о сознательных действиях, либо о низком уровне квалификации персонала. Во всяком случае, и то и другое может говорить специалисту о неэффективности финансового управления;
б) резкие изменения в структуре баланса и отчета о финансовых результатах.
Нежелательными являются резкие изменения любых статей баланса в любом направлении. Однако особую тревогу должны вызывать:
- резкое уменьшение денег на счетах (кстати, и увеличение денег может свидетельствовать о невозможности дальнейших капиталовложений);
- увеличение дебиторской задолженности (резкое снижение также свидетельствует о затруднениях со сбытом, если сопровождается ростом запасов готовой продукции);
- старение дебиторских счетов;
- разбалансирование дебиторской и кредиторской задолженности;
- увеличение или уменьшение материальных запасов, что может свидетельствовать либо о заинтересованности, либо о возможной неспособности предприятия выполнять свои обязательства по поставкам;
- увеличение кредиторской задолженности (резкое снижение при наличии денег на счетах также свидетельствует о снижении объемов деятельности);
- снижение объемов продаж (неблагоприятным может оказаться и резкое увеличение объемов продаж, так как в этом случае банкротство может наступить в результате последующего разбалансирования долгов, если последует непродуманное увеличение закупок, капитальных затрат;
- кроме того, рост объемов продаж может свидетельствовать о сбросе продукции перед ликвидацией предприятия;
- уменьшение доходов предприятия и падение прибыльности фирмы, обесценение акций предприятия, установление предприятием нереальных (высоких или низких) цен на свою продукцию и т.д.
Настораживающими признаками являются также внеочередные проверки
предприятия, ограничение коммерческой деятельности предприятия органами власти, отмена и изъятие лицензий и т.д. Банкротство проходит три отделимые друг от друга стадии.
На первой стадии происходит скрытое (особенно, если не налажен специальный управленческий учет) снижение цены предприятия. На этой стадии руководство часто прибегает к косметическим мерам. Например, продолжает выплачивать акционерам высокие дивиденды, увеличивая заемный капитал, продавая часть активов с тем, чтобы снять подозрения вкладчиков и банков.
На второй стадии начинаются трудности с наличностью. Руководители склонны уже к авантюрным способам зарабатывания денег, а иногда к мошенничеству.
Если не принимаются меры, то банкротство становится юридически очевидным. Предприятие не может своевременно оплачивать долги.
Существуют некоторые типичные приемы, которые срабатывают в большинстве случаев.
Принимаются, во-первых, экстренные, «пожарные» меры:
- смена руководства, если банкротство произошло по внутренним причинам;
- изменение организационной структуры предприятия, сокращение аппарата управления, централизация контрольно-плановых функций;
- установление жесткого контроля затрат;
- изменение культуры работы (переподготовка персонала, психологическая переориентация);
- сокращение номенклатуры продукции и услуг;
- усиленный маркетинг.
Одновременно разрабатывают стратегические меры. В большинстве случаев это последовательный отказ от прежнего профиля предприятия.
Факторы обеспечивающие быстрое реагирование на рост спроса:
1. Обеспеченность соответствующими нематериальными активами — патентами, лицензиями, правами на владение и использование.
2. Наличие кадров с соответствующей квалификацией и опытом работы.
3. Накопленный банк данных о рынке, конкурентах, новых технологиях.
4. Наличие и владение новыми технологиями принятия решений и т.д.
Эффективность антикризисного управления во многом зависит от радикально направленных действий арбитражного управляющего, который назначается арбитражным судом и которому передаются функции внешнего управления имуществом должника. Основанием для назначения внешнего управления имуществом должника является наличие реальной возможности восстановить платежеспособность предприятия-должника с целью продолжения его деятельности путем реализации части его имущества и осуществления других организационных и экономических мероприятий.
Антикризисное управление может и должно быть эффективным. Для этого важно заниматься различными сторонами процесса. Управлять следует:
- активами (пассивами) предприятия;
- этапами: сбыт, производство, снабжение, учет;
- программами защиты имущества и безопасности бизнеса;
- кадрами (включая вопросы формирования кадровой политики, социальные вопросы, отношения с профсоюзами);
- программами построения отношений с акционерами, партнерами, органами государственной власти;
- программами информационной поддержки (включая доведение до сведения трудового коллектива информации о планах, методах и принципах управления, а так же доведение социально-значимых аспектов деятельности до широкой общественности).
Деятельность по антикризисному управлению крупными промышленными объектами в различных своих модификациях, будет способствовать сохранению и развитию промышленного потенциала страны.
3.2 Факторы возникновения кризисных ситуаций на предприятии
Предпосылки банкротства многообразны – это результат взаимодействия многочисленных факторов как внешнего, так и внутреннего характера. Их можно классифицировать следующим образом.
Внешние факторы.
1. Экономические: кризисное состояние экономики страны, общий спад производства, инфляция, нестабильность финансовой системы, рост цен на ресурсы, изменение конъюнктуры рынка, неплатёжеспособность и банкротство партнёров. Одной из причин несостоятельности субъектов хозяйствования может быть неправильная фискальная политика государства. Высокий уровень налогообложения может оказаться непосильным для предприятия.
2. Политические: политическая нестабильность общества, внешнеэкономическая политика государства, разрыв экономических связей, потеря рынков сбыта, изменение условий экспорта и импорта, несовершенство законодательства в области хозяйственного права, антимонопольной политики, предпринимательской деятельности и прочих проявлений регулирующей функции государства.
3. Усиление международной конкуренции в связи с развитием научно-технического прогресса.
4. Демографические: численность, состав народонаселения, уровень благосостояния народа, культурный уклад общества, определяющие размер и структуру потребностей, и платёжеспособный спрос населения на те или другие виды товаров и услуг.
Внутренние факторы.
1. Дефицит собственного оборотного капитала как следствие неэффективной производственно- коммерческой деятельности или неэффективной инвестиционной политики.
2. Низкий уровень техники, технологии и организации производства.
3. Снижение эффективности использования производственных ресурсов предприятия, его производственной мощности и как результат высокий уровень себестоимости, убытки, «проедание» собственного капитала.
4. Создание сверхнормативных остатков незавершённого производства, производственных запасов, готовой продукции, в связи с чем происходит затоваривание, замедляется оборачиваемость капитала и образуется его дефицит. Это заставляет предприятие залезать в долги и может быть причиной его банкротства.
5. Плохая клиентура предприятия, которая платит с опозданием или не платит вовсе по причине банкротства, что вынуждает предприятие самому залезать в долги. Так зарождается цепное банкротство.
6. Отсутствие сбыта из-за низкого уровня организации маркетинговой деятельности по изучению рынков сбыта продукции, формированию портфеля заказов, повышению качества и конкурентоспособности продукции, выработке ценовой политики.
7. Привлечение заёмных средств в оборот предприятия на невыгодных условиях, что ведёт к увеличению финансовых расходов, снижению рентабельности хозяйственной деятельности и способности к самофинансированию.
8. Быстрое и неконтролируемое расширение хозяйственной деятельности, в результате чего запасы, затраты и дебиторская задолженность растут быстрее объёма продаж. Отсюда появляется потребность в привлечении краткосрочных заёмных средств, которые могут превысить чистые оборотные активы (собственный оборотный капитал). В результате предприятие попадает под контроль банков и других кредиторов и может подвергнуться угрозе банкротства.
Банкротство является следствием совместного действия внутренних и внешних факторов. По данным стран с рыночной экономикой, устойчивой экономической и политической системой, разорение субъектов хозяйствования на 1/3 связано с внешними факторами и на 2/3 – с внутренними.
3.3 Причины неплатёжеспособности и банкротства предприятий
В условиях плановой экономики, когда все вокруг принадлежало одному собственнику - государству, понятие "банкрот" было чем-то весьма отвлеченным. Государство в случае финансовой несостоятельности того или иного предприятия просто перераспределяло финансовые ресурсы от одного хозяйственного субъекта к другому.
Ситуация совершенно изменилась, когда приступили к строительству цивилизованного рынка. Проблема неспособности предприятия платить по своим обязательствам стала весьма актуальной. Массовые взаимные неплатежи, долги по заработной плате - все это реалии сегодняшнего дня.
Рыночная экономика доказала свою жизнеспособность на протяжении длительного времени, поскольку она:
- изначально ориентирована на платежеспособный спрос потребителей;
- основана на частной инициативе предпринимателей, вынужденных в целях максимизации своих доходов ориентироваться на потребителей (рынок) и на снижение собственных издержек. Отсюда стимулы технического прогресса, эффективности производства и т.д.;
- предполагает конкурентную борьбу предпринимателей и отсев или банкротство тех, кто отстает от растущих запросов рынка по качеству и ассортименту предложения товаров, работ, услуг; а также по уровню собственных издержек.
Социалистическая административно-плановая экономика также всегда претендовала на высокую эффективность. И она действительно оказывалась высокоэффективной, когда концентрировалась на крупных политико-экономических задачах (выход в космос, строительство крупного предприятия, создание наиболее эффективных видов вооружений и т.д.). В то же время в сфере производства товаров для населения, для массовых потребителей плановая экономика всегда предлагала ограниченный ассортимент товаров, как правило, не высокого качества, изготавливаемых по устаревшим технологиям.
Фактически плановая экономика не столько ориентировалась на рынок, сколько навязывала ему продукты медленно обновляемых производств и технологий, не оставляя потребителям другого выбора.
Российская экономика накануне ее реформирования именовалась экономикой развитого социализма. Она формировалась, многие десятки лет и обрела ряд специфических характеристик, совершенно неведомых рыночной экономике.
1. В отличие от рыночной экономики, где предприятия создаются и находят свое место на карте страны как продукт инициативы предпринимателей, заинтересованных в доходах от открывающихся рынков, российская экономика в основном была выстроена после 30-х годов на основе централизованных планов из расчета единых и достаточно низких энергетических и транспортных тарифов.
Предприятия строились очень крупными и, в силу этого, негибкими. Каждое предприятие обычно концентрировались на своих производственных функциях. Дублирования (и потенциальной конкуренции) допускалось очень мало.
В результате создалась сеть очень больших, малогибких предприятий с высокой степенью монополизма, с высокой энергоемкостью и значительной зависимостью от транспортной сети. Многие из них оказались совершенно неконкурентоспособными, когда на российский рынок стали поступать импортные товары.
2. Если в одни предприятия вкладывалось избыточно много средств, другие из-за дефицита капитальных вложений едва развивались. В результате накопилась достаточно высокая доля откровенно устаревших предприятий.
3. Очень многие заводы строились как универсальные производства для выпуска единичных и мелкосерийных изделий. В такие заводы не встраивался конвейер или производственный поток. Подобные заводы, которые можно назвать заводами-конгломератами, представляли собой большую хорошо оснащенную мастерскую, не способную, производить прибыль. В условиях рынка такие предприятия также оказались неконкурентоспособными.
4. Социалистическая экономика развивалась на пространстве всего социалистического лагеря, не считаясь с его государственными и экономическими границами.
5. Социалистическая административно-плановая экономика выработала такую экономическую среду и менталитет, последствия, которых еще долгие годы будут проявлять себя в экономических решениях управляющих. В 1930—1950 гг. вообще не существовало понятия прибыли. Доходы предприятий изымались в полном объеме, еще в момент отгрузки предприятиями продукции. На верхних уровнях управления народным хозяйством эти доходы складывались и перераспределялись. Частично они возвращались на предприятия, но не как заработанное, а как полученное.
Предприятия получали капитальные вложения, фонд заработной платы и так вплоть до суммы командировочных расходов, т.е. фактически были поставлены в условия жесткой сметы расходов, которая никогда не увязывалась с реальной прибыльностью предприятия.
Развился менталитет, ориентированный:
- исполнять планы и сметы, но не обученный навыкам управления финансами;
- при любом подходящем случае просить у государства, считая это естественным правом;
- тратить заработанное и полученное на то, что раньше особо не допускалось или сдерживалось (на инвестиции). Многолетнее сдерживание и вынужденный аскетизм породили тягу к расточительству, которая проявила себя, как только представились соответствующие условия.
Совокупность специфических характеристик определила особую предрасположенность многих российских предприятий к кризису и предбанкротным явлениям в условиях реформирования экономики.
Непосредственному началу рыночных реформ в России предшествовал краткосрочный период первоначального становления частных коммерческих структур. Доходы очень многих из них основывались на ценовых ножницах между установленными государственными ценами на продукцию и фактическими рыночными.
По отдельным видам продукции цены превысили мировой уровень. Это породило затоваривание либо отгрузку товаров без предоплаты с высоким риском, что они не будут вовремя оплачены.
Широкое распространение получили расчеты по так называемому бартеру, когда стороны обмениваются товарами без денежных расчетов, хотя при этом возникают налоговые обязательства и не образуется средств даже на оплату труда.
При господстве монополий — предприятий-гигантов, не имевших на внутреннем рынке конкурентов, был спровоцирован интерес к росту доходов предприятий за счет роста цен на продукцию при пониженных объемах производства. Это привело к резкому росту цен и одновременному снижению объемов производства.
3.4 Методика анализа экономических результатов деятельности предприятия
3.4.1 Методика анализа прибыли
Прибыль – это часть чистого дохода, который непосредственно получают субъекты хозяйствования после реализации продукции.
Прибыль от реализации продукции в целом по предприятию зависит от следующих факторов: Объёма реализации продукции (VРП), себестоимости (С) и уровня средне реализационных цен (Ц):
П= S [VРПобщ. ´ (Цi – Сi)]. (3.1)Объём реализации продукции может оказывать положительное и отрицательное влияние на сумму прибыли. Увеличение объёма продаж рентабельной продукции приводит к пропорциональному увеличению прибыли. Если же продукция является убыточной, то при увеличении объёма реализации происходит уменьшение суммы прибыли.
Себестоимость продукции и прибыль находятся в обратно – пропорциональной зависимости: снижение себестоимости приводит к соответствующему росту суммы прибыли, и наоборот.
Изменение уровня средне реализационных цен и величина прибыли находятся в прямо пропорциональной зависимости: при увеличении уровня цен сумма прибыли возрастает, и наоборот.
3.4.1. Методика анализа рентабельности и деловой активности
Рентабельность производственной деятельности исчисляется путём отношения прибыли от реализации или чистой прибыли от основной деятельности (П) к сумме затрат по реализованной продукции (З):
Rз =
Она показывает, сколько предприятие имеет прибыли с каждого рубля, затраченного на производство и реализацию продукции. Сумма прибыли может быть небольшой, если предприятие применяет ускоренный метод начисления амортизации, и наоборот.
Анализ рентабельности и деловой активности проводится посредством расчёта коэффициентов оборачиваемости и рентабельности, приведённых в таблице 3.1
.Таблица 3.1
Методика анализа рентабельности и деловой активности предприятия
| Наименование коэффициента | Порядок расчёта |
| 1. Рентабельность продаж | ПР/В |
| 2. Рентабельность всего капитала предприятия | ПР/ВБ |
| 3. Рентабельность вне оборотных активов | ПР/А1 |
| 4. Рентабельность собственного капитала | ПР/ПIII |
| 5. Рентабельность перманентного капитала | ПР/(П III + П IV) |
| 6. Общая оборачиваемость капитала | В/ВБ |
| 7. Оборачиваемость мобильных средств | В/А2 |
| 8. Оборачиваемость материальных оборотных средств | В/(З + НДС) |
| 9. Оборачиваемость готовой продукции | В/ГП |
| 10. Оборачиваемость дебиторской задолженности | В/ДЗ < 1 |
| 11. Средний срок оборота дебиторской задолженности, в днях | (N*ДЗ < 1)/В |
| 12. Оборачиваемость кредиторской задолженности | В/КЗ |
| 13. Средний срок оборота кредиторской задолженности, в днях | (N*КЗ)/В |
| 14. Фондоотдача вне оборотных активов | В/А1 |
| 15.Оборачиваемость собственного капитала | В/ПIII |
Рентабельность продаж показывает сколько прибыли приходится на единицу реализованной продукции. Рост рентабельности продаж является следствием роста цен при постоянных затратах на производство реализованной продукции (работ, услуг) или снижения затрат на производство при постоянных ценах. Уменьшение рентабельности продаж свидетельствует о снижении цен при постоянных затратах на производство, или о росте затрат при постоянных ценах, т. е о снижении спроса на продукцию предприятия.
Рентабельность всего капитала показывает эффективность использования всего имущества предприятия. Снижение рентабельности капитала также свидетельствует о падающем спросе на продукцию и о перенакоплении активов.
Рентабельность внеоборотных активов отражает эффективность использования основных средств и прочих внеоборотных активов, измеряемую величиной прибыли, приходящейся на единицу стоимости средств. Рост рентабельности внеоборотных активов при снижении рентабельности всего капитала, свидетельствует об избыточном увеличении мобильных средств, что может быть следствием образования излишних запасов товарно – материальных ценностей. Затоваренности готовой продукцией в результате снижения спроса, черезмерного роста дебиторской задолженности или денежных средств.
Рентабельность собственного капитала показывает эффективность использования собственного капитала. Динамика рентабельности собственного капитала оказывает влияние на уровень котировки акций на фондовых биржах.
Рентабельность перманентного капитала отражает эффективность использования капитала, вложенного в деятельность фирмы на длительный срок (как собственного, так и заёмного).
Деловая активность характеризует эффективность текущей деятельности предприятия и связана с результативностью использования материальных, трудовых, финансовых ресурсов предприятия, а также с показателями оборачиваемости. Деловая активность предприятия проявляется в скорости оборота его средств.
Общая оборачиваемость капитала отражает скорость оборота (в количестве оборотов за период, всего капитала предприятия. Рост общей оборачиваемости капитала означает ускорение кругооборота средств предприятия или инфляционный рост цен (в случае снижения рентабельности всего капитала и рентабельности основных средств и прочих внеоборотных активов).
Оборачиваемость мобильных средств показывает скорость оборота всех мобильных средств (оборотных активов) предприятия. Рост оборачиваемости мобильных средств характеризуется положительно, если сочетается с ростом оборачиваемости материальных оборотных средств, и отрицательно, если оборачиваемость материальных оборотных средств уменьшается.
Оборачиваемость материальных оборотных средств отражает число оборотов запасов предприятия за анализируемый период. Снижение оборачиваемости материальных оборотных средств, свидетельствует об относительном увеличении производственных запасов и незавершённого производства или о снижении спроса на готовую продукцию в случае уменьшения оборачиваемости готовой продукции.
Оборачиваемость готовой продукции показывает скорость оборота готовой продукции. Рост оборачиваемости готовой продукции, означает увеличение спроса на продукцию предприятия, снижение оборачиваемости готовой продукции – затоваривание готовой продукцией в связи со снижением спроса.
Фондоотдача (Ф). Характеризует эффективность использования основных средств предприятия.
Ф = стр.10(по данным формы 2) : стр. 190 (по данным формы 1).
Рост Ф свидетельствует о повышении эффективности использования основных средств и расценивается как положительная тенденция. Он может достигаться за счёт роста выручки от реализации, либо снижения показателя остаточной стоимости основных средств. При этом основные средства в виду своего износа, постоянно уменьшают свою стоимость, но рост фондоотдачи, полученный исключительно вследствие изнашиваемости основных средств, нельзя считать положительной тенденцией. Временное уменьшение показателя фондотодачи может быть вызвано вводом в действие новых производственных мощностей, дорогостоящим восстановлением основных средств посредством капитального ремонта или модернизации. Которое впоследствии должно привести как к росту выручки (нетто), так и к дополнительному росту показателя фондоотдачи.
Оборачиваемость кредиторской задолженности Ок в днях. Характеризует скорость погашения кредиторской задолженности предприятия. Изменение Ок в днях требует выявления причин, вызывающих его увеличение (уменьшение). Позитивным является процесс некоторого замедления Ок из –за снижения себестоимости продукции (товаров, работ, услуг).
Оборачиваемость дебиторской задолженности (Од), в оборотах. Характеризует скорость погашения дебиторской задолженности предприятия. Увеличение Од (в оборотах) является исключительно положительной тенденцией, свидетельствующей, о налаженных взаимодействиях с дебиторами и четкой работе отдела сбыта.
Для расчёта продолжительности оборота дебиторской задолженности (в днях) проводят вычисление по формуле: 360 дней: Од(в оборотах). Предприятие должно стремиться к увеличению оборачиваемости дебиторской задолженности (в оборотах) и, сокращению продолжительности одного оборота (в днях).
Оборачиваемость собственного капитала. Характеризует скорость оборачиваемости собственного капитала предприятия. Увеличение Окап. при относительно стабильном значении показателя собственного капитала является положительной тенденцией, свидетельствующей, об активности предприятия на рынках сбыта. Уменьшение Окап. свидетельствует либо о проблемах с реализацией, либо об увеличении доли собственного капитала, который в анализируемый период времени используется недостаточно эффективно.
3.5 Методика анализа общего финансового состояния
3.5.1 Методика анализа валюты бухгалтерского баланса
Общая оценка финансового состояния предприятия осуществляется на основе бухгалтерского баланса (формы №1). Общий итог актива и пассива носит название валюты баланса.
На предприятиях России активы располагаются по возрастающей степени ликвидности: нематериальные активы, основные средства и другие внеоборотные активы. Запасы, дебиторская задолженность, краткосрочные финансовые вложения и денежные средства.
Пассивы располагаются по понижающимся срокам погашения обязательств: капитал и резервы, долгосрочные обязательства, краткосрочные обязательства. Соблюдается главное бухгалтерское уравнение:
Актив = Пассив или Актив = Обязательства + Капитал и резервы
Формула показывает, что каждая денежная единица, вложенная в активы предприятия, предоставляется кредиторами либо его владельцами (собственниками) и вкладывается в определённый вид активов.
Принципиальным моментом является выделение в составе собственного капитала (раздел III) статей вложенного капитала и накопленной прибыли, что помогает лучше управлять его структурой. Вложенный капитал – это капитал инвестированный собственниками предприятия: уставный, добавочный капитал, фонд социальной сферы, целевое финансирование и поступления. Накопленная прибыль – это прибыль, которую предприятие получило за ряд лет: нераспределённая прибыль прошлых лет и отчётного года, резервный капитал, образованный за счёт чистой прибыли. Поэтому основное балансовое уравнение:
Актив = Обязательства + Вложенный (инвестированный) капитал + Накопленная прибыль.
На практике используются методы: пространственный (горизонтальный) и структурный (вертикальный) анализ баланса.
Для большей наглядности составляется уплотнённый баланс путем объединения в группы однородных статей.
Предварительную оценку финансового состояния можно получить на основе выявления «неблагополучных» статей баланса, которые условно подразделяются на две группы:
1) характеризующие неудовлетворительную работу предприятия в отчётном периоде, что привело к неустойчивому финансовому положению (непокрытые убытки прошлых лет и отчётного года);
2) свидетельствующие об определённых недостатках в деятельности предприятия.
Такие статьи выявляются по данным приложения к балансу (форма №5) и аналитического учёта.
Увеличение валюты баланса свидетельствует о расширении объёма хозяйственной деятельности предприятия. Исследуя причины увеличения валюты баланса, необходимо учитывать влияние переоценки основных средств, инфляционных процессов (их влияния на состояние запасов), удлинения сроков расчёта с дебиторами и кредиторами и т. п. Причины неплатёжеспособности предприятия в условиях расширения производства (хозоборота) следует искать в иррациональной финансовой, инвестиционной, ценовой, маркетинговой политике.
Снижение (в абсолютном выражении) валюты баланса в отчётном периоде свидетельствует о снижении хозяйственного оборота (деловой активности), что может привести к неплатёжеспособности предприятия. Данное обстоятельство может быть связано с сокращением платёжеспособного спроса покупателей на товары, работы, услуги; ограничением доступа на рынки необходимого сырья, материалов, энергоносителей; включением в хозяйственный оборот дочерних и зависимых обществ вместо материнской компании и др.
В целях объективной оценки финансового положения предприятия сравнивают за ряд периодов изменения средней величины имущества с изменениями финансовых результатов хозяйственной деятельности предприятия по форме №2 (выручки от реализации продукции и прибыли). Коэффициент прироста имущества определяется по формуле:
К ПИ =
Где И1, И0 – средняя стоимость имущества (активов) за отчётный и базисный периоды.
Коэффициент прироста выручки от реализации продукции, товаров, работ и услуг К ПВР устанавливается по формуле:
КПВР =
Где ВР1, ВР0 – выручка от реализации за отчётный и базисный периоды.
Коэффициент прироста прибыли определяется по формуле:
КПП =
Где П1, П0 – прибыль от обычных видов деятельности (до налогообложения) – бухгалтерская прибыль за отчётный и базовый периоды.
Если КПВР и КПП выше, чем К ПИ, то это свидетельствует об улучшении использования хозяйственных средств предприятия по сравнению с предыдущим периодом и наоборот.
Структурному анализу предшествует общая оценка динамики активов организации, получаемая путём сопоставления темпов прироста активов с темпами прироста финансовых результатов (например, выручки или прибыли от реализации товаров, продукции, работ, услуг).
Активы организации состоят из внеоборотных и оборотных активов. Поэтому наиболее общую структуру активов характеризует коэффициент соотношения оборотных и внеоборотных активов, рассчитываемый по формуле:
Ков =
Важную характеристику структуры средств предприятия даёт коэффициент имущества производственного назначения, равный отношению суммы стоимостей производственных основных средств и незавершённого строительства, а так же производственных запасов и незавершённого производства (основные средства и МБП принимаются в расчёт по остаточной стоимости) к общей стоимости всех активов организации. Нормальным ограничением показателя является: К п.им. ³ 0,5.
Пассивы организации (то есть источники финансирования её активов) состоят из собственного капитала и резервов, долгосрочных заёмных средств, краткосрочных заёмных средств и кредиторской задолженности. Обобщённо источники средств можно поделить на собственные и заёмные (приравнивая к последним и кредиторскую задолженность). Структуру пассивов характеризует коэффициент автономии, равный доле собственных средств в общей величине источников средств предприятия
Реальный собственный капитал (3.7)
K а = Общая величина источников средств предприятия и коэффициент соотношения заёмных и собственных средств, вычисляемый по формуле:
скорректированные скорректированные
долгосрочные пассивы краткосрочные пассивы (3.8)
Кз/с= реальный собственный капитал
Нормальные ограничения для коэффициентов: Ка ³0,5 ; Кз/с £ 1 означают, что обязательства организаций могут быть покрыты собственными средствами. Положительно оценивается рост коэффициента автономии, свидетельствующий об увеличении финансовой независимости , и уменьшение коэффициента соотношения заёмных и собственных средств, отражающее уменьшение финансовой зависимости.
3.6 Методика анализа финансовой устойчивости
Одной из характеристик стабильного положения предприятия служит его финансовая устойчивость. Она зависит как от стабильности экономической среды, в рамах которой осуществляется деятельность предприятия, так и от результатов его функционирования, его активного и эффективного реагирования на изменения внутренних и внешних факторов.
Финансовая устойчивость – характеристика, свидетельствующая об устойчивом превышении доходов предприятия над его расходами, свободном маневрировании денежными средствами предприятия и эффективном их использовании, бесперебойном процессе производства и реализации продукции. Финансовая устойчивость формируется в процессе всей производственно-хозяйственной деятельности и является главным компонентом общей устойчивости фирмы.
Анализ устойчивости финансового состояния на ту или иную дату позволяет выяснить, на сколько правильно предприятие управляло ресурсами в течение периода, предшествующего этой дате.
Абсолютными показателями финансовой устойчивости являются показатели, характеризующие состояние запасов и обеспеченность их источниками формирования.
Для оценки состояния запасов и затрат используют данные группы статей «запасы» II раздела актива баланса.
Для характеристики источников формирования запасов применяют три основных показателя:
1. Собственные оборотные средства (СОС) рассчитываются как разница между капиталом и резервами (III раздел пассива баланса) и внеоборотными активами (I раздел актива). Этот показатель является абсолютным, его увеличение в динамике рассматривается как положительная тенденция.
СОС = СИ – ВА, (3.9)
где СИ – собственные источники (III раздел пассива баланса); ВА – внеоборотные активы (I раздел актива).
2. Величина собственных и долгосрочных заёмных источников формирования запасов и затрат (СД) определяется по формуле:
СДИ = СОС + ДП, (3.10)
где ДП – долгосрочные пассивы (IV раздел пассива).
3. Общая величина основных источников формирования запасов и затрат (ОИ) определяется по формуле:
ОИЗ = СДИ + КЗС, (3.11)
где КЗС – краткосрочные заёмные средства (стр.610 V раздела пассива баланса).
Трём показателям наличия источников формирования запасов и затрат соответствуют показатели обеспеченности запасов и затрат источниками формирования:
1. Излишек (плюс) или недостаток (минус) собственных оборотных средств
DСОС = СОС – З, (3.12)
где З – запасы (стр. 210 II раздела актива баланса).
2. Излишек (+) или недостаток (-) собственных и долгосрочных источников формирования запасов DСД:
DСДИ = СДИ – З, (3.13)
3. Излишек (+) или недостаток (-) общей величины основных источников формирования запасов DОИ:
DОИЗ = ОИЗ – З, (3.14)
С помощью этих показателей можно определить трёхфакторный показатель типа финансовой ситуации (S):
S = {DСОС; DСДИ; DОИЗ }, (3.15)
Далее с его помощью выделяют четыре типа финансовой ситуации.
Абсолютная устойчивость финансового состояния фирмы показывает, что все запасы полностью покрываются собственными оборотными средствами. Такая ситуация встречается крайне редко и означает, что администрация не умеет и не желает или не имеет возможности использовать внешние источники средств для основной деятельности.
DСОС > 0, DСДИ > 0, DОИЗ > 0, тогда S {1; 1; 1}, (3.16)
Нормальная устойчивость финансового состояния (гарантирует платёжеспособность предприятия, такое соотношение соответствует положению, когда успешно функционирующее предприятие использует для покрытия запасов различные «нормальные» источники средств – собственные и привлечённые), при условии
DСОС < 0, DСДИ > 0, DОИЗ > 0, тогда S {0; 1; 1}, (3.17)
Неустойчивое финансовое состояние (характеризуемое нарушением платёжеспособности предприятия, когда восстановление равновесия возможно за счёт пополнения источников собственных средств и ускорения оборачиваемости запасов, данное соотношение соответствует положению, когда предприятие для покрытия части своих запасов вынуждено привлекать дополнительные источники покрытия, не являющиеся «нормальными», т.е. обоснованными), при условии
DСОС < 0, DСДИ < 0, DОИЗ > 0, тогда S {0; 0; 1}, (3.18)
Кризисное финансовое состояние (при котором предприятие является неплатёжеспособным и находится на грани банкротства), ибо основной элемент оборотного капитала – запасы не обеспечены источниками их покрытия. Критическое финансовое положение характеризуется ситуацией, когда в дополнение к предыдущему неравенству предприятие имеет кредиты и займы, не погашенные в срок, а так же просроченную кредиторскую и дебиторскую задолженность. Данная ситуация означает, что предприятие не может вовремя расплатиться со своими кредиторами. В условиях рыночной экономики при хроническом повторении ситуации предприятие должно быть объявлено банкротом, при условии:
DСОС < 0, DСДИ < 0, DОИЗ < 0, тогда S{0; 0; 0}. (3.19)
3.7 Методика анализа ликвидности баланса
Одним из показателей, характеризующих финансовое положение предприятия, является его платёжеспособность, т.е. возможность наличными денежными ресурсами своевременно погашать свои платёжные обязательства.
Оценка платёжеспособности по балансу (ПРИЛОЖЕНИЕ 1) осуществляется на основе характеристики ликвидности оборотных активов, которая определяется временем, необходимым для превращения их в денежные средства. Чем меньше требуется времени для инкассации данного актива, тем выше его ликвидность. Ликвидность баланса – возможность субъекта хозяйствования обратить активы в наличность и погасить свои платёжные обязательства, а точнее – это степень
Таблица 3.2
Коэффициенты, характеризующие финансовую устойчивость предприятия
| Наименование показателя | Что характеризует | Способ расчёта | Интерпретация показателя |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. Коэффициент финансовой независимости (Кфн) | Долю собственного капитала в валюте баланса | Кфн =   где : СК– собственный капитал ВБ–валюта баланса | Рекомендуемое значение показателя-выше 0,5. Превышение указывает на укрепление финансовой независимости предприятия от внешних источников |
| Продолжение табл. 3.2 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 2. Коэффициент задолженности (Кз) | Соотношение между заёмными и собственными средствами | Кз= ЗК/СК, где: ЗК-заёмный капитал СК-собственный капитал | Рекомндуемое значение показателя –0,67 |
| 3. Коэффициент самофинансирования (Ксф) | Соотношение между собственными и заёмными средствами | Ксф= СК/ЗК | Рекомендуемое значение ³ 1,0. Указывает на возможность покрытия собственным капиталом заёмных средств |
| 4. Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами (Ко) | Долю собственных оборотных средств (чистого оборотного капитала) в оборотных активах | Ко=СОС/ОА, Где СОС-собственные оборотные средства; ОА- оборотные активы | Рекомендуемое значение показателя ³0,1 (или 10%). Чем выше показатель , тем больше возможности у предприятия в проведении независимой финансовой политики. |
| 5. Коэффициент маневренности (Км) | Долю собственных оборотных средств в собственном капитале | Км=СОС/СК | Рекомендуемое значение 0,2-0,5. Чем ближе значение к верхней границе, тем больше у предприятия финансовых возможностей для маневра |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 6. Коэффициент финансовой напряжённости (Кф. напр.) | Долю заёмных средств в валюте баланса заёмщика | Кф.напр.=ЗК/ВБ Где: ЗК-заёмный капитал ВБ-валюта баланса заёмщика | Не более 0,5. Превышение верхней границы свидетельствует о большой зависимости предприятия от внешних финансовых источников |
| 7.Коэффициент соотношения мобильных и иммобилизованных активов (Кс.) | Сколько внеоборотных активов приходится на каждый рубль оборотных активов | Кс=  Где: ОА-оборотные активы ВОА-внеоборотные (иммобилизованные) активы | Индивидуален для каждого предприятия. Чем выше значение показателя, тем больше средств авансируется в оборотные (мобильные) активы |
| 8.Коэффициент имущества производственного назначения (Кипн) | Долю имущества производственного назначения в активах предприятия | Кипн=  Где ВОА-внеоборотные активы З-запасы А- общий объём активов (имущества) | Кипн ³ 0,5. При снижении показателя ниже чем 0,5, необходимо привлечение заёмных средств для пополнения имущества |
Анализ ликвидности баланса заключается в сравнении средств по активу, сгруппированных по степени убывающей ликвидности, с краткосрочными обязательствами по пассиву, которые группируются по степени срочности их погашения.
Первая группа (А1) включает в себя абсолютно ликвидные активы, такие как денежная наличность и краткосрочные финансовые вложения.
Вторая группа (А2) – быстро реализуемые активы: готовая продукция, товары отгруженные и дебиторская задолженность. Ликвидность этой группы оборотных активов зависит от своевременности отгрузки продукции, оформления банковских документов, скорости платежного документооборота в банках, от спроса на продукцию, её конкурентоспособности, платёжеспособности покупателей, форм расчётов и другое.
Значительно больший срок понадобиться для превращения производственных запасов и незавершённого производства в готовую продукцию, а затем в денежную наличность. Поэтому они отнесены к третьей группе медленно реализуемых активов (А3).
Четвёртая группа (А4) – это трудно реализуемые активы, куда входят основные средства, нематериальные активы, долгосрочные финансовые вложения, незавершённое строительство.
Пятая группа (А5) – неликвидные активы (безнадёжная дебиторская задолженность, неходовые, залежалые материальные ценности, расходы будущих периодов).
На пять групп разбиваются обязательства предприятия:
П1 – наиболее срочные обязательства (кредиторская задолженность
и кредиты банка, сроки возврата которых наступили);
П2 – среднесрочные обязательства (краткосрочные кредиты банка);
П3 – долгосрочные кредиты банка и займы;
П4 – собственный (акционерный) капитал, находящийся постоянно в распоряжении предприятия;
П5 – доходы будущих периодов, которые полагается получить в перспективе.
Баланс считается абсолютно ликвидным, если:
А1 ³ П1; А2 ³ П2; А3 ³ П3; А4 £ П4; А5 £ П5. (3.20)
Изучение соотношений этих групп активов и пассивов за несколько периодов позволит установить тенденции изменения в структуре баланса и его ликвидности.
Вторая стадия анализа расчёт финансовых коэффициентов ликвидности, который рассчитывается как отношение наиболее ликвидных активов к сумме наиболее срочных обязательств и краткосрочных пассивов (сумма кредиторской задолженности и краткосрочных кредитов):
Кал = (Д + ЦБ) / (К + З) =
= (строка250 + строка 260) / (строка 610 + строка 620 + строка 630 + строка 660), (3.21)
где:
Д – денежные средства (стр. 250);
ЦБ – краткосрочные финансовые вложения (ценные бумаги), стр. 260;
К – кредиторская задолженность, тыс. руб.;
З – краткосрочные заёмные средства, тыс. руб.;
Нормальное ограничение – Кал = 0,2 – 0,5.
Коэффициент показывает, какая часть текущей задолженности может быть погашена в ближайшее к моменту составления баланса время, что является одним из условий платёжеспособности.
Если фактические значения коэффициента укладываются в указанный диапазон, что в случае поддержания остатка денежных средств на уровне отчётной даты (за счёт равномерного поступления платежей от партнёров по бизнесу) имеющаяся краткосрочная задолженность может быть погашена за 2 – 5 дней (1 : 0,5; 1 : 0,2).
Следующим коэффициентом является коэффициент критической ликвидности (или промежуточный коэффициент покрытия) – он раскрывается как частное от деления величины денежных средств, краткосрочных ценных бумаг и расчетов на сумму краткосрочных обязательств организации.
В этом случае к сумме активов, используемых для погашения краткосрочных обязательств добавляют краткосрочную дебиторскую задолженность и определяют либо возможность полного покрытия краткосрочных обязательств этими активами, либо долю обязательств, которые могут быть покрыты в данной ситуации.
Коэффициент критической ликвидности отражает прогнозируемые платежные способности организации при условии своевременного проведения расчетов с дебиторами. Теоретически оправданное значения этого коэффициента = 0,8.
К кл. =(II разд. баланса - строка 210 – строка 230): (строка 610 + строка 620 + строка 630 + строка 660). (3.22)
На заключительном этапе анализа рассчитывают коэффициент текущей ликвидности (или коэффициент покрытия), который определяется как отношение всех оборотных средств текущих активов – (раздел II баланса) за вычетом дебиторской задолженности, платежи по корой ожидаются более чем через 12 месяцев после отчетной даты (строка 230) к текущим обязательствам (сумма строк 610 + 620 + 630).
Ктл. = Та /То =
= (II раздел баланса – строка 230): (строка 610 + строка 620 + строка 630 + строка 660), (3.23)
где Та – ткущие активы;
То – текущие обязательства.
Сумму активов, используемых для расчета предыдущего коэффициента, увеличивают на величину запасов (строка 210 баланса). Коэффициент текущей ликвидности показывает, в какой степени текущие активы покрывают краткосрочные обязательства. Он характеризует платежные возможности организации, оцениваемые при условии не только своевременных расчетов с дебиторами и благоприятной реализации готовой продукции, но и продажи в случае нужды прочих элементов материальных оборотных средств. Уровень коэффициента покрытия зависит от отрасли производства, длительности производственного цикла, структуры запасов и затрат. Нормальным значением данного показателя считается 2.
Данный норматив установлен «Методическими положениями по оценке финансового состояния предприятия и установлению неудовлетворительной структуры баланса», которые утверждены 12 августа 1997г. распоряжением №310–р Федерального управления по делам о несостоятельности (банкротстве).
Выполнение этого норматива организацией означает, что на каждый рубль ее краткосрочных обязательств приходится не меньше двух рублей ликвидных средств. Превышение установленного норматива свидетельствует о том, что организация располагает достаточным объемом свободных ресурсов, формируемых за счет собственных источников.
Методика анализа возможного банкротства
В соответствии с Федеральным Законом РФ «О не состоятельности (банкротстве)», от 8 января 1998г. №6 –ФЗ, под несостоятельностью (банкротством) организации понимается неспособность удовлетворять требования кредиторов по оплате товаров (работ, услуг), включая неспособность обеспечить обязательные платежи в бюджет и внебюджетные фонды в связи с превышением обязательств должника над его имуществом или в связи с неудовлетворительной структурой баланса должника.Неудовлетворительная структура баланса – такое состояние имущества и обязательств должника, когда за счет имущества не может быть обеспечено своевременное выполнение обязательств перед кредиторами в связи с недостаточной степенью ликвидности имущества должника. При этом общая стоимость может быть равна общей сумме обязательств должника или превышать ее.
Неудовлетворительность структуры баланса организации служит основанием для признания ее неплатежеспособной.
Основанием для принятия решения о несостоятельности (банкротстве) организации является система критериев для определения неудовлетворительной структуры баланса неплатежеспособных организаций, утвержденная постановлением Правительства Российской Федерации 20 мая 1994г.№ 498. Она состоит из трех показателей:
· Коэффициента текущей ликвидности;
· Коэффициента обеспеченности собственными средствами;
· Коэффициента восстановления (утраты) платежеспособности.
Коэффициенты приводятся с учетом изменения бухгалтерской отчетности на основе Приказа Министерства Финансов РФ от 13 января 2000 г. №4н.
Структура баланса организации признается неудовлетворительной, а организация неплатежеспособной – если:
· Коэффициент текущей ликвидности на конец текущего периода ниже;
· Коэффициент обеспеченности собственными средствами -менее 0,1.
Коэффициент текущей ликвидности характеризует степень общего покрытия всеми оборотными средствами организации суммы срочных обязательств (суммы краткосрочных кредитов и займов, а так же кредиторской задолженности) и определяет общую обеспеченность организации оборотными средствами для ведения хозяйственной деятельности и своевременного погашения срочных обязательств.
Коэффициент текущей ликвидности определяется как отношение фактической стоимости находящихся в наличии у организации оборотных средств в виде производственных запасов, готовой продукции, денежных средств, дебиторской задолженности прочих оборотных активов к наиболее срочным обязательствам организации в виде краткосрочных займов и различных кредиторских задолженностей:
Ктл. =
где:
IIА – итог раздела II актива баланса «Оборотные активы»;
Строка 230 актива баланса – дебиторская задолженность (платежи, по корой, ожидаются более чем через 12 месяцев после отчетной даты);
Строка 610 пассива баланса – займы и кредиты;
Строка 620 пассива баланса – кредиторская задолженность;
Строка 630 пассива баланса – задолженность участников (учредителей) по выплате дивидендов;
Строка 660 пассива баланса – прочие краткосрочные обязательства;
Коэффициент обеспеченности собственными средствами характеризует наличие у организации собственных оборотных средств, необходимых для его финансовой устойчивости, и определяется как отношение разности между объемами источников собственных средств и фактической стоимости основных средств и прочих вне оборотных активов к фактической стоимости находящихся в наличии оборотных средств в виде производственных запасов, незавершенного производства, готовой продукции, денежных средств, дебиторской задолженности и прочих вне оборотных активов.
Коэффициент обеспеченности собственными средствами представляет собой отношение разности между объемами источников собственных средств и фактических вне оборотных активов к фактической стоимости находящихся в наличии оборотных средств:
Коб.с.с. = III П+ строка 640,650 – I А, (3.25)
где :
III П – итог раздела III пассива баланса «Капитал и резервы»;
I А – итог раздела I актива баланса «Внеоборотные активы»;
II А – итог раздела II актива баланса «оборотные активы»;
Строка 640 пассива баланса – доходы будущих периодов;
Строка 650пассива баланса – резервы предстоящих расходов.
При неудовлетворительной структуре баланса для проверки реальной возможности организации восстановить свою платежеспособность рассчитывается коэффициент восстановления платежеспособности сроком на 6 месяцев следующим образом: во
Квосст.=
где:
Ктлк, Ктлн – фактическое значение коэффициента текущей ликвидности на конец и начало отчетного периода;
6 – период восстановления платежеспособности в месяцах;
Т – отчетный период в месяцах;
2 – нормативное значение коэффициента текущей ликвидности;
Если коэффициент восстановления меньше 1, то значит у организации в ближайшие 6 месяцев нет реальной возможности восстановить платежеспособность.
Значение коэффициента восстановления больше 1 свидетельствует о реальной возможности у организации восстановить свою платежеспособность.
При удовлетворительной структуре баланса (Ктл > 2 и К об.с.с.> 0,1) для проверки устойчивости финансового положения рассчитывается коэффициент утраты платежеспособности на срок три месяца:
К утр =
где: 3 – отчетный период в месяцах.
Значение коэффициента утраты платежеспособности больше 1 означает, что у организации есть реальная возможность не утрать возможности платежеспособности в течении 3-х месяцев.
Если коэффициент утраты менее 1, то это свидетельствует о том, что организация в ближайшие три месяца может утратить платежеспособность.
3.8 Методика определения безубыточного объёма продаж и зоны безопасности предприятия
Безубыточность - такое состояние, когда бизнес не приносит ни прибыли, ни убытков. Это выручка, которая необходима для того, чтобы предприятие начало получать прибыль. Ее можно выразить и в количестве единиц продукции, которую необходимо продать, чтобы покрыть затраты, после чего каждая дополнительная единица проданной продукции будет приносить прибыль предприятию.
Разность между фактическим количеством реализованной продукции и безубыточным объемом продаж - это зона безопасности (зона прибыли), и чем она больше, тем прочнее финансовое состояние предприятия.
Безубыточный объем продаж и зона безопасности предприятия являются основополагающими показателями при разработке бизнес-планов, обосновании управленческих решений, оценке деятельности предприятий, определять и анализировать которые должны уметь каждый бухгалтер, экономист, менеджер.
Расчет данных показателей основывается на взаимодействии: затраты - объем продаж – прибыль. Для определения их уровня можно использовать графический и аналитический способы.
График строится следующим образом: по горизонтали показывается объем реализации продукции в процентах от производственной мощности предприятия, или в натуральных единицах (если выпускается один вид продукции), или в денежной оценке (если график строится для нескольких видов продукции), по вертикали - себестоимость проданной продукции и прибыль, которые вместе составляют выручку от реализации.
По графику можно установить, при каком объеме реализации продукции предприятие получит прибыль, а при каком ее не будет. Можно определить также точку, в которой затраты будут равны выручке от реализации продукции. Она получила название точки безубыточного объема реализации продукции, или порога рентабельности, или точки окупаемости затрат, ниже которой производство будет убыточным.
Разность между фактическим и безубыточным объемом, продаж — зона безопасности. Зона безопасности показывает, на сколько процентов фактический объем продаж выше критического, при котором рентабельность равна нулю.
Кроме графического метода, можно использовать и аналитический.
Аналитический способ расчета безубыточного объема продаж и зоны безопасности предприятия более удобен по сравнению с графическим, так как не нужно чертить каждый раз график, что довольно трудоемко. Можно вывести ряд формул и с их помощью рассчитать данные показатели. Для удобства вывода формул используем следующие обозначения:
Т - точка безубыточного объема реализации продукции (порог рентабельности, точка равновесия, критический объем продаж);
Дм - маржинальный доход (общая сумма);
Ду - удельный вес маржинального дохода в выручке от реализации продукции;
Дс — ставка маржинального дохода в цене за единицу продукции;
Ц - цена единицы продукции;
Н - непропорциональные (постоянные) затраты;
Рn - пропорциональные (переменные) затраты;
В - выручка от реализации продукции;
К - количество проданной продукции в натуральных единицах;
V - удельные переменные затраты.
Формула для расчета маржинального дохода имеет вид:
Дм = П+Н, (3.28)
Также можно определить маржинальный доход как разность между выручкой от реализации продукции и переменными затратами:
Дм = В – Рп (3.29)
Из пропорции: Т / Н = В /Дм (3.30)
можно вывести формулу для расчета точки безубыточного объема продаж в денежном измерении:Т = В*Н/Дм (3.31)
или
Т = Н/(Дм/В) = Н/Ду (3.32)
Для расчета точки критического объема реализации в процентах к максимальному объему, который принимается за 100 %, может быть использована формула:
Т = Н/Дм * 100% (3.33)
Отношение постоянных расходов к общей сумме маржинального дохода и есть тот коэффициент, который определяет место расположения точки критического объема реализации продукции на графике.
Если заменить максимальный объем реализации продукции в денежном измерении (В) на соответствующий объем реализации в натуральных единицах (К), то можно рассчитать безубыточный объем реализации в натуральных единицах:
Т = К*Н/Дм, (3.34)
Для определения точки критического объема реализации продукции можно
Дс=Дм/К, (3.35)
вместо суммы маржинального дохода использовать ставку маржинального дохода в цене за единицу продукции (Дс):
Дм = К*Дс, (3.36)
Отсюда :
Т= К*Н/Дм =
Тогда :
Ставку маржинального дохода можно представить как разность между ценой (Р) и удельными переменными затратами (V);
Дс = Р- V, (3.38)
Т = Н/(Р-V), (3.39)
Тогда, преобразовав предыдущую формулу, критический объем реализации продукции можно рассчитать так:
К=
Если ставится задача определить объем реализации продукции для получения определенной суммы прибыли, то формула будет иметь вид:
В =
Для определения зоны безопасности по стоимостным показателям аналитическим методом используется следующая формула:
ЗБ =
Для одного вида продукции зону безопасности можно найти по количественным показателям:
ЗБ =
4 ДИАГНОСТИКА ФИНАНСОВОГО СОСТОЯНИЯ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»
4.1. Анализ экономических показателей деятельности предприятия
4.1.1. Анализ прибыли
Из данных таблицы 4.1. следует, что величина балансовой и чистой прибыли НГДУ снизились в 2002 году по сравнению с 2000 годом на 17% и 21% соответственно.
Снижение этих показателей произошло за счёт роста себестоимости продукции. Себестоимость товарной продукции по НГДУ в целом увеличилась в период с 2000- 2001гг. на 781709 тыс. руб. (45%). С 2001 по 2002 годы себестоимость товарной продукции НГДУ выросла на 639691 тыс. руб. (50%), по нефтепродуктам – на 142018 тыс.руб.(31,6%). Себестоимость товарной продукции в целом выросла с 2001 по 2002 г.г. на 682421 тыс. руб.(27%), в том числе по нефти она выросла на 788993 тыс. руб. (41%), по нефтепродуктам снизилась на 18%. В то же время выручка от реализации продукции в целом вза период с 2000 по 2002 гг. выросла всего на 471296 тыс. руб. (14%), в том числе по нефти на 45928 тыс. руб. или (17%).
Основное влияние на рост выручки оказало повышение цены 1 тн. нефти на 16,3% по сравнению с 2001 годом. Объём выручки по нефтепродуктам, уменьшился на 17,5% по сравнению с 2001 годом, и составил 594286 тыс.руб. по причине уменьшения объёма выработки и реализации дорожного битума на 55,3% из-за падения спроса со стороны основного потребителя ОАО «Дорсервис».
На снижение балансовой и чистой прибыли повлияли убытки от прочей реализации и внереализационных операций.
От прочей реализации убытки увеличились с 71906 тыс. руб. в 2000 году до 170044 тыс. руб. в 2002 году.
| Таблица 4.1. Анализ финансовых результатов НГДУ "Елховнефть" | |||||||||
| Показатель | 2000г. | 2001г. | откл +,-01/00 гг. | %, 01/00гг. | 2002г. | откл +,-02/01 гг. | %, 02/01гг. | откл +,-02/00 гг. | %, 02/00гг. |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1. Выручка от реализации | 3290264 | 3423439 | 133175 | 104 | 3716056 | 292617 | 109 | 425792 | 113 |
| без НДС и акцизов | |||||||||
| В т.ч. НГДУ | 2707990 | 2703247 | -4743 | 100 | 3167274 | 464027 | 117 | 459284 | 117 |
| ЕНПУ | 582274 | 720192 | 137918 | 124 | 594286 | -125906 | 83 | 12012 | 102 |
| 2. Себестоимость товарной продукции всего | 1738242 | 2519951 | 781709 | 145 | 3202372 | 682421 | 127 | 1464130 | 184 |
| Себестоимость товарной продукции НГДУ | 1289166 | 1928857 | 639691 | 150 | 2717850 | 788993 | 141 | 1428684 | 211 |
| Себестоимость товарной продукции ЕНПУ | 449076 | 591094 | 142018 | 132 | 484522 | -106572 | 82 | 35446 | 108 |
| 3. Прибыль от основной деятельности | 1552022 | 903488 | -648534 | 58 | 513684 | -389804 | 57 | -1038338 | 33 |
| в т. ч. НГДУ | 1418824 | 774390 | -644434 | 55 | 449424 | -324966 | 58 | -969400 | 32 |
| ЕНПУ | 133198 | 129098 | -4100 | 97 | 109764 | -19334 | 85 | -23434 | 82 |
| 4. Коммерческие расходы всего | 15936 | 7443 | -8493 | 47 | -7443 | -15936 | |||
| в т. ч. НГДУ | 3783 | 1073 | -2710 | 28 | -1073 | -3783 | |||
| в т. ч. ЕНПУ | 12153 | 6370 | -5783 | 52 | -6370 | -12153 | |||
| 5. Прибыль от основной деятельности | 1536086 | 896045 | -640041 | 58 | 559188 | -336857 | 62 | -976898 | 36 |
| в т. ч. прибыль НГДУ | 1415041 | 773317 | -641724 | 55 | 449424 | -323893 | 58 | -965617 | 32 |
| прибыль ЕНПУ | 121045 | 122728 | 1683 | 101 | 109764 | -12964 | 89 | -11281 | 91 |
| 6. Прибыль, убытки от прочей деятельности | -41755 | -20457 | 21298 | 49 | -45504 | -25047 | 222 | -3749 | 109 |
| 7.Доходы от участия в дру- гих организациях (дивиде- нды) | 77 | 77 | -77 | ||||||
| 8. Проценты к получению | 656 | 656 | -656 | ||||||
| 9. Проценты к уплате | 53237 | 53237 | 62481 | 9244 | 117 | 62481 | |||
| 10. Операционные доходы | 10758 | 11179 | 421 | 104 | 18271 | 7092 | 163 | 7513 | 170 |
| 11. Операционные расходы | 82664 | 71565 | -11099 | 87 | 125834 | 54269 | 176 | 43170 | 152 |
| 12. Внереализационные доходы | 58642 | 68927 | 10285 | 118 | 51797 | -17130 | 75 | -6845 | 88 |
| 13. Внереализационные расходы | 85342 | 189304 | 103962 | 222 | 156648 | -32656 | 83 | 71306 | 184 |
| 14. Балансовая прибыль | 1395725 | 642321 | -753404 | 46 | 238789 | -403532 | 37 | -1156936 | 17 |
| 15. Налог на прибыль и иные аналогичные обязательные платежи | 977008 | 450624 | -226022 | 46 | 152824 | -135387 | 30 | -361409 | 14 |
| 16. Чистая прибыль | 418717 | 192697 | -226020 | 46 | 85964 | -106733 | 45 | -332753 | 21 |
С учётом всех прибылей и убытков балансовая прибыль в 2002 году составила 238789 тыс. руб., что на 62,8% или 403532 тыс. руб. ниже 2001 года и на 1156936 тыс. руб. ниже 2000 года.
В НГДУ «Елховнефть» балансовая прибыль большей частью формируется за счёт прибыли от реализации нефти
Расчёт влияния факторов на изменение уровня прибыли можно выполнить способом цепной подстановки, используя следующие данные:
Таблица 4.2.
| Годы | Выпуск товарной продукции. (тн.) | Себестоимость 1 т. нефти (руб.) | Цена 1 т. нефти, (руб.) |
| 2000 | 1176346 | 1095,60 | 2302,04 |
| 2001 | 1220563 | 1580,30 | 2214,75 |
| 2002 | 1229380 | 2210,75 | 2576,32 |
Исходные данные для факторного анализа прибыли приведены в таблице 4.3 .
Факторный анализ прибыли 2001 год. Сумма прибыли за счёт: увеличения объёма товарной продукции на 44,217 тыс тн. увеличилась на 53339 тыс. руб.
DПpп = 1472163 – 1418824 = 53339
снижения цены реализации за 1 тн. нефти на 87,29 руб., уменьшилась на 106537 тыс. руб. DПцен. = 1365626 – 1472163 = -106537
роста себестоимости за 1 тн. товарной нефти на 484,4 руб., снизилась на 59236 тыс.руб. DПс = 774390 – 1365626 = - 591236
ИТОГО: DП = 53339-106537-591236 = - 644434 тыс. руб. снижение прибыли в период с 2000 по 2001 г.г.
Таблица 4.3. Факторный анализ прибыли.
| Показатель | Условия расчёта | |||
| Объём реализации | Цена | Себестои-мость | Сумма прибыли, (тыс.руб.) | |
| Факт 2000 г. | Факт 2000 г. 1176,35 | Факт 2000 г. 2302,04 | Факт 2000 г. 1095,90 | 1418824 |
| Усл.1 | Факт 2001 г. 1220,56 | Факт 2000 г. 2302,04 | Факт 2000 г. 1095,90 | 1472164 |
| Усл.2 | Факт 2001 г. 1220,56 | Факт 2001 г. 2214,75 | Факт 2000 г. 1095,90 | 1365627 |
| Факт 2001 г. | Факт 2001 г. 1220,56 | Факт 2001 г. 2214,75 | Факт 2001 г. 1580,30 | 774390 |
| Усл.1 | Факт 2002 г. 1229,38 | Факт 2001 г. 2214,75 | Факт 2001 г. 1580,30 | 779980 |
| Усл.2 | Факт 2002 г. 1229,38 | Факт 2002 г. 2576,32 | Факт 2001 г. 1580,30 | 1224487 |
| Факт 2002 г. | Факт 2002 г. 1229,38 | Факт 2002 г. 2576,32 | Факт 2002 г. 2210,75 | 449424 |
увеличения объёма товарной продукции на 8,817 тыс тн. увеличилась на 5590 тыс. руб. DПpп = 779980-774390 =5590 тыс. руб.
роста цены реализации за 1 тн. нефти на 361,57 руб., увеличилась на 444507 тыс. руб. DПцен. = 1224487 – 779980 = 444507
роста себестоимости за 1 тн. товарной нефти на 630,45 руб., снизилась на 775063 тыс.руб. DПс = 449424 – 1224487 = -775063
ИТОГО: DП = 5590+444507-775063 = - 324966 тыс. руб. снижение прибыли в период с 2001 по 2002 гг.
4.1.2. Анализ рентабельности и деловой активности
Анализ рентабельности и деловой активности (таблица 4.4), проводим на основании исходных данных таблицы 4.1. и таблицы 4.2, а так же Приложение 1.
| Таблица 4.4. | ||||
| Анализ рентабельности и деловой активности. | ||||
| Наименование | Порядок | Значение коэффициента | ||
| коэффициента | расчёта | на | на | на |
| 01.01.01г. | 1.01.02г. | 31.12.02г. | ||
| 1.Рентабельности продаж | прибыль/выручка | 418717/3248509= 0,129 | 192697/3402982= 0,057 | 85964/3716056= 0,023 |
| 2.Рентабельности всего | ||||
| капитала предприятия | пр/стр.699 | 418717/2237732= 0,187 | 192697/3925699= 0,049 | 85964/3726682= 0,023 |
| 3.Рентабельность внеобо- | пр/стр.190 | 418717/1679018= | 192697/3069400= | 85964/3062846= |
| ротных активов | 0,249 | 0,063 | 0,028 | |
| 4.Рентабельности собст- | 418717/1842322= | 192697/2777000= | 85964/3396491= | |
| венного капитала | пр/стр.490 | 0,227 | 0,069 | 0,025 |
| 5.Рентабельность перма- | 418717/(1842322+ | 192697/(2777000+ | 85964/(3396491+ | |
| нентного капитала | пр/стр.490+590 | 57838)=0,220 | 48515)=0,068 | 7564)=0,025 |
| 6.Общей оборачиваемо- | 3248509/2237732= | 3402982/3925699= | 3716056/3726682= | |
| сти капитала | в/стр.699 | 1,452 | 0,867 | 0,997 |
| 7.Оборачиваемости мо- | 3248509/558714= | 3402982/856299= | 3716056/663836= | |
| бильных средств | в/стр.290 | 5,814 | 3,974 | 5,598 |
| 8.Оборачиваемости ма- | ||||
| териальных оборотных | в/стр.210 | 3248509/246565= | 3402982/2314150= | 3716056/217566= |
| средств | 13,171 | 14,722 | 17,080 | |
| 9.Оборачиваемости гото- | 3248509/10353= | 3402982/7167= | 3716056/36947= | |
| вой продукции | в/стр.214 | 313,775 | 474,813 | 100,580 |
| 10.Оборачиваемости де- | ||||
| биторской задолженности | в/(стр.230+240) | 3248509/(15421+ 258836)=11,845 | 3402982/(18792+ 501172)=6,545 | 3716056/(34234+ 187080)=16,79 |
| 11.Среднего срока оборо- | ||||
| та дебиторской задолжен- | (365*стр.(230+240))/в | (365*274257)/ | (365*519964)/ | (365*221314)/ |
| ности, в днях | 3248509=30,815 | 3402982=55,771 | 3716056=21,738 | |
| 12.Оборачиваемости кре- | ||||
| диторской задолженности | в/(стр.590+690) | 3248509/(57838+ 337572)=8,210 | 3402982/(48515+ 1100184)=2,962 | 3716056/(7564+ 322627)=11,254 |
| 13.Среднего срока оборо- | ||||
| та кредиторской задол- | (365*(стр.590+690))/в | (365*395410)/ | (365*1148699)/ | (365*330191)/ |
| женности, в днях | 3248509=44,428 | 3402982=123,208 | 3716056=32,432 | |
| 14.Фондоотдачи внеобо- | в/стр.190 | 3248509/1679018= | 3402982/3069400= | 3716056/3062846= |
| ротных активов | 1,935 | 1,109 | 1,213 | |
| 15.Оборачиваемости соб- | в/стр.490 | 3248509/1842322= | 3402982/2777000= | 3716056/3396491= |
| ственного капитала | 1.763 | 1,225 | 1,094 | |
2. Рентабельность всего капитала предприятия снизилась на 1.01.01 г.. с 0,187 до 0,023 на 31.12.02 г. в связи со снижением прибыли и ростом валюты баланса (увеличением добавочного капитала, нераспределённой прибыли прошлых лет).
3. Рентабельность внеоборотных активов снизилась с 0,249 на 1.01.01 г. до 0,028 на 31.12.02 г. Это связано с увеличением доли основных средств (переоценка основных средств), ростом незавершённого строительства (санаторий профилакторий «Елховец», 28 – и квартирный жилой дом).
4. Рентабельность собственного капитала снизилась с 0,227 на 1.01.01 г. до 0,025 на 31.12.02 г. Это связано с ростом добавочного капитала.
5. Рентабельность перманентного капитала также снизилась с 0,220 на 1.01.01 г. до 0,025 на 31.12.02 г. Это также связано с ростом добавочного капитала и снижением прибыли.
6. Общая оборачиваемость капитала снижается с 1,452 на 1.01.01 г. до 0,867 на 1.01.01 г. а затем растёт до 0,997 на 31.12.02 г., т. к. рост валюты баланса опережает рост выручки.
7. Оборачиваемость мобильных средств снижается с 5,814 на 1.01.01 г. до 5,598 на 31.12.02 г. из –за роста выручки и снижения краткосрочной дебиторской задолженности.
8. Оборачиваемость материальных оборотных средств на 31.12.02 г. относительно 1.01.01 г. выросла на 3,909 единиц и составила 17,080 на 31.12.02 г. Это связано с увеличение затрат в незавершённом производстве.
9. Оборачиваемость готовой продукции снизилась с 313,775 на 1.01.01 г.до 100,580 на 31.12.02 г., это связано со снижением спроса на нефтепродукты.
10. Оборачиваемость дебиторской задолженности уменьшается с 11,845 на 1.01.01 г. до 6,545 на 01.01.02 г. и увеличивается до 16,790 на 31.12.02 г. это связано с ростом краткосрочной дебиторской задолженности на 1.01.02 г., и последующим снижением краткосрочной дебиторской задолженности на 31.12.02 г.
11. Средний срок оборота дебиторской задолженности в днях растёт с 30,815 на 1.01.01 г. до 55,771 на 1.01.02 г. и снижается до 21,738 на 31.12.02 г.
12. Оборачиваемость кредиторской задолженности снижается с 8,210 на 1.01.01 г. до 2,962 на 1.01.02 г. и растёт до 11,254 на 31.12.02 г. из за снижения долгосрочной кредиторской задолженности и краткосрочных обязательств.
13. Средний срок оборота кредиторской задолженности в днях снизился с 44,428 на 1.01.01 г. до 32,432 на 31.12.02 г. так же из –за снижения доли кредиторской задолженности в валюте баланса.
14. Фондоотдача внеоборотных активов снижается с 1,935 на 1.01.01 г. до 1,213 на 31.12.01 г. из –за увеличения основных средств (чтобы в перспективе иметь возможность получить большую прибыль).
15. Оборачиваемость собственного капитала снижается с 1.763 на 1.01.01 г. до 1,094 на 31.12.02 г. Это происходит из-за увеличения доли добавочного капитала (переоценка основных средств).
4.Анализ общего финансового состояния
4.1.1.Анализ динамики валюты баланса
Из данных Приложение 1, следует, что за 2001 – 2002 годы валюта баланса выросла на 67% или 1488,9 млн. руб. и на 31.12.02 г. составила 3726,7 млн. руб.
Величина внеоборотных активов увеличилась за 2001 – 2002 годы на на 1383,8 млн. руб. или 82%, в том числе рост основных средств за этот же период составил 91% или 113,6 млн. руб. Негативный момент – рост остатков незавершённого строительства на 258,8 млн. руб. или 66%. Это связано с долгой процедурой регистрации основных фондов (санаторий профилакторий «Елховец», 28 квартирный жилой дом).
Оборотные активы за период 1.01.01. – 31.12.02 г. выросли на 105,1 млн. руб. или 19%. Рост оборотных активов произошёл за счёт налога на добавленную стоимость. За период с 1.01.01 г. до 31.12.02 г. НДС вырос на 64,3 млн. руб или 314%. Денежные средства за этот же период выросли на8,1 млн.руб. или 47%. По запасам произошло снижение на 12% или 28,9 млн. руб. Запасы были снижены за счёт снижения сырья, материалов и других аналогичных ценностей за период 1.01.01. – 31.12.02 г. на 107,4 млн. руб. или 60%.
Затраты в незавершённом производстве выросли с 13,7 млн. руб., до 65,9 млн. руб. то есть на 52,3 млн. руб. В связи с уменьшением квоты «Транснефть» приём нефти был временно приостановлен, т.к. нефть не соответствовала предъявляемым требованиям.
Рост готовой продукции с 10,4 млн. руб. на 1.01.01 г. до 36,9 млн. руб. на 31.12.02 г. связан со снижением спроса на нефтепродукты НПЗ.
В связи с изменениями в налоговом кодексе, срок списания расходов будущего периода (НИОКР, ДМС, страхование имущества, налог на прибыль, налог на поиск и разведку месторождений, возмещение затрат за использование земель колхозникам) удлиняется и расходы будущих периодов увеличиваются с 0,754 млн. руб. до 31,8 млн. руб.
Дебиторская задолженность за период 1.01.01 – 31.12.02 г. снизилась на 52,9 млн. руб. или 19% и составила 221,3 млн. руб. Снижение произошло за счёт снижения краткосрочной дебиторской задолженности на 71,8 млн. руб. или 18%. Долгосрочная дебиторская задолженность выросла на 18,8 млн. руб. или 122%. Из общей суммы дебиторской задолженности, просроченная составила 77,5 млн. руб., по восемнадцати договорам ведётся претензионная работа.
Прочая дебиторская задолженность увеличилась с 16 млн. руб. на 1.01.01 г. до 34,2 млн. руб. на 31.12.02 г., то есть на 18,2 млн. руб. или на 113% в связи с увеличением суммы выдаваемых ссуд . Только за 2002 год сумма по ссудам увеличилась на 18,3 млн. руб.
Раздел III, капитал и резервы за период 1.01.01 г.-31.12.02 г. увеличился на 84% или 1554,2 млн. руб. Такой рост собственного капитала связан с переоценкой основных средств. В результате переоценки основных средств добавочный капитал увеличился за период 1.01.01 – 31.12.02 годы на 705,4 млн. руб. или 47%.и составил 1554,2 млн. руб.
Прибыль снизилась с 418,7 млн. руб. на 1.01.01 г. до 85,9 млн. руб. на 31.12.02 г., это объясняется ростом себестоимости нефти.
За период 1.01.01- 31.12.02 г. долгосрочные займы и кредиты снизились на 87% и на 31.12.02 г. составили 7,564 млн. руб. Это связано с погашением долгосрочных кредитов «Сосестье Женераль», «Еврооблигация».
Краткосрочные обязательства за период с 1.01.01 г. по 31.12.02 г. снизились на 4% или 14,9 млн. руб. за счёт погашения краткосрочной кредиторской задолженности на 45% или 68,3 млн. руб.
Краткосрочные обязательства по прочим кредиторам с 1.01.01 г. по 31.12.02 г. были погашены на 30,5 млн. руб. или 97% и составили на конец периода 932 тыс. руб.
4.2.2.Анализ структуры активов и пассивов
Анализ структуры активов:
Таблица 4.5
Общая оценка динамики активов НГДУ
Тыс. руб.
| Показатели | Отчётный период 2002 год | Базисный период 2001 год | Темп прироста показателя (%)(2-3)/3*100 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Средняя величина активов предприятия | 3686860 | 2542193 | 45,0 |
| Выручка от реализации | 3716056 | 3402982 | 9,2 |
| Прибыль от реализации | 85964 | 192697 | -55,4 |
Активы баланса состоят из внеоборотных (иммобилизованных) и оборотных активов.
Таблица 4.6
| Анализ структуры активов Тыс.руб. | ||||||||
| Показатели | Абсолютные величины | Удельные веса (%) в общей величине активов | Изменения | |||||
| на 1.01.01 г. | на 1.01.02 г. | на 31.12.02 г. | на 1.01.01 г. | на 1.01.02 г. | на 31.12.02 г. | в абс. велич. 31.12.02/1.01.02 г. | в абс. велич. 31.12.02/1.01.01 г. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1. Внеоборотные активы | 1679018 | 3069400 | 3062846 | 75 | 78 | 82 | -6554 | 1383828 |
| 2. Оборотные активы | 558714 | 856299 | 663836 | 25 | 22 | 18 | -192463 | 105122 |
| Итого активов | 2237732 | 3925699 | 3726682 | 100 | 100 | 100 | -199017 | 1488950 |
| Коэффициент соотношения оборотных и внеоборотных активов | 0,333 | 0,278 | 0,180 | |||||
Наибольший рост был обеспечен за счёт роста основных средств(таблица 4.7). За период 1.01.01.- 31.12.03. основные средства выросли на 91% т.е. 1136,3 млн тыс. руб. Их удельный вес в общей сумме внеоборотных активов составил 78%,
Таблица 4.7
| Анализ структуры внеоборотных активов Тыс. руб. | ||||||||
| Показатели | Абсолютные величины | Удельные веса (%) в общей величине внеоборотных активов | Изменения | |||||
| на 1.01.01 г. | на 1.01.02 г. | на 31.12.02 г. | на 1.01.01 г. | на 1.01.02 г. | на 31.12.02 г. | в абс. велич. 31.12.02/1.01.02 г. | в абс. велич. 31.12.02/1.01.01 г. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Нематериальные активы | 3519 | 2324 | 2048 | 0 | 0 | 0 | -276 | -1471 |
| основные средства | 1245745 | 2659768 | 2382046 | 74 | 87 | 78 | -277722 | 1136301 |
| Незавершённое строительство | 390145 | 370889 | 648921 | 23 | 12 | 21 | 278032 | 258776 |
| Долгосрочные финансовые вложения | 39609 | 36419 | 29381 | 2 | 1 | 1 | -7038 | -10228 |
| Прочие внеоборотные активы | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Итого внеоборотных активов | 1679018 | 3069400 | 3062846 | 100 | 100 | 100 | -7004 | 1383378 |
Удельный вес незавершённого строительства в общей сумме внеоборотных активов за период 1.01.01 –31.12.02 г. снизился лишь на 2%.
Удельный вес долгосрочных финансовых вложений за период 1.01.01.-31.12.02 г.уменьшился на 1%
Удельный вес оборотных активов (ПРИЛОЖЕНИЕ 2), в общей сумме активов на 1.01.03.г. составил 18% против 25% и 22% на 1.01.01. и 1.01.02.гг. За период 1.01.01.-31.12.02.гг., удельный вес оборотных активов уменьшился на 7%, и составил 663,8 млн. руб.
Таблица 4.8
| Анализ структуры оборотных активов Тыс. руб. | ||||||||
| Показатели | Абсолютные величины | Удельные веса (%) в общей величине внеоборотных активов | Изменения абсолютных величин | |||||
| на 1.01.01 г. | на 1.01.02 г. | на 31.12.02 г. | на 1.01.01 г. | на 1.01.02 г. | на 31.12.02 г. | в абс. велич. 31.12.02/1.01.02 г. | в абс. велич. 31.12.02/1.01.01 г. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Запасы | 246565 | 231150 | 217566 | 44 | 27 | 33 | -13584 | -28999 |
| НДС по приобретённым ценностям | 20475 | 83642 | 84726 | 4 | 10 | 13 | 1084 | 64251 |
| Долгосрочная дебиторская задолженность | 15421 | 18792 | 34234 | 3 | 2 | 5 | 15442 | 18813 |
| Краткосрочная дебиторская задолженность | 258836 | 501172 | 187080 | 46 | 59 | 28 | -314092 | -71756 |
| Краткосрочные финансовые вложения | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Денежные средства | 17417 | 21543 | 25531 | 3 | 3 | 4 | 3988 | 8114 |
| Внутрихозяйственные расчёты | 114699 | 0 | 0 | 17 | 114699 | 114699 | ||
| Итого внеоборотных активов | 558714 | 856299 | 663836 | 100 | 100 | 100 | -192463 | 105122 |
Снижение удельного веса оборотных активов произошло за счёт снижения запасов и дебиторской задолженности. Удельный вес запасов в сумме оборотных активов был снижен с 44% на 1.01.01 г. до 33% на 31.12.02 г. Удельный вес долгосрочной дебиторской задолженности, в общей сумме активов, увеличился с 3% на 1.01.01 г. до 5% на 31.12.02 г.
Удельный вес краткосрочной дебиторской задолженности уменьшился с 46% на 1.01.01 г. до 28% на 31.12.02 г.
Удельный вес денежных средств увеличился с 1.01.01.-31.12.02 г. на 1%
В итоге сумма активов за период 1.01.01.-1.01.03.гг. выросла на 63%. Наибольший рост обеспечен внеоборотными активами – их удельный вес в общей сумме активов составил 84%.
В результате коэффициент соотношения оборотных и внеоборотных активов снизился с 0,333 на 1.01.01 г. до 0,189 на 1.01.03 г. Это свидетельствует о том, что всё меньше средств авансируется в оборотные (мобильные) активы.
Удельный вес оборотных активов в валюте баланса снизился с 25% на 01.01.01 г. до 22% на 1.01.02 г. и до 18% на 31.12.02 г. или в целом снижение за данный период составило 7%.
Анализ структуры пассивов. Из данных (таблицы 4.9) видно, что в НГДУ наибольший удельный вес в пассиве бухгалтерского баланса занимает раздел III «Капитал и резервы», на 31.12.02г. это 90% в общей сумме пассивов. Доля «Долгосрочных и краткосрочных обязательств на 31.12.02г. лишь 10% в общей сумме пассивов.
Таблица 4.9
| Анализ структуры пассивов Тыс. руб. | ||||||||
| Показатели | Абсолютные величины | Удельные веса (%) в общей величине внеоборотных активов | Изменения абсолютных величин | |||||
| на 1.01.01 г. | на 1.01.02 г. | на 31.12.02 г. | на 1.01.01 г. | на 1.01.02 г. | на 31.12.02 г. | в абс. велич. 31.12.02/1.01.02 г. | в абс. велич. 31.12.02/1.01.01 г. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Реальный собственный капитал | 1842322 | 2777000 | 3396491 | 82 | 71 | 91 | 619491 | 1554169 |
| Заёмные средства (долгосрочные обязательства + краткосрочные обязательства) | 395410 | 1148699 | 330191 | 18 | 29 | 9 | -818508 | -65219 |
| Итого источников средств | 2237732 | 3925699 | 3726682 | 100 | 100 | 100 | -199017 | 1488950 |
| Коэффициент автономиии | 0,823 | 0,707 | 0,911 | |||||
| Коэффициент соотношения заёмных и собственных средств | 0,215 | 0,410 | 0,097 | -0,32 | -0,12 | |||
Нераспределённая прибыль также повлияла на рост собственного капитала. Её удельный вес на 31.12.02г. в общей сумме собственного капитала составил 30%.
Состав и структура заёмных средств. Из данных, Приложение 2, следует: доля долгосрочных займов и кредитов уменьшилась с 57838 т. р. до 7564 т.р. на 31.12.02г., а доля краткосрочных обязательств выросла, что свидетельствует о некотором спаде финансовой устойчивости предприятия. При этом удельный вес займов и кредитов в общей сумме краткосрочных обязательств вырос за период 1.01.01-31.12.02гг. на 38% и составил на 31.12.02 г. 61%. Удельный вес кредиторской задолженности снизился за период 1.01.01.-31.12.02гг на 19% и составил на 31.12.02 г. 26%. Это способствует улучшению финансового состояния НГДУ.
Увеличение реального собственного капитала за период 1.01.01.-31.12.02 годы на 9% и уменьшение за этот же период соответственно заёмных средств привело к росту коэффициента автономии от 4,66 на 1.01.01г. до 10,290 на 31.12.02 г. (предприятие может покрыть собственным капиталом обязательства) и снижению коэффициента соотношения заёмных и собственных средств с 0,215 на 1.01.01 г. до 0,097 на 31.12.02 г.
2.1. Анализ финансовой устойчивости
Расчёт финансовой устойчивости на 1.01.01.
СОС = 1842322 – 1679018 = 163304 (по формуле 3.9)
СДИ = 163304 + 57838 = 221142 (по формуле 3.10)
ОИЗ = 221142 + 337572 = 558714 (по формуле 3.11)
DСОС = 163304 –246565 = -83261 < 0 (по формуле 3.12)
DСДИ = 221142 – 246565 = -25423 < 0 (по формуле 3.13)
DОИЗ = 558714 – 246565 = 312159 > 0 (по формуле 3.14)
Вывод: неустойчивое финансовое состояние, нарушение нормальной платёжеспособности.
Расчёт финансовой устойчивости на 1.01.02.
СОС = 2777000-3069400 = - 292400 (по формуле 3.9)
СДИ = - 292400 + 48515 = 340915 (по формуле 3.10)
ОИЗ = 340915 + 907487 = 1248402 (по формуле 3.11)
DСОС = 292400 - 231150 = 61250 > 0 (по формуле 3.12)
DСДИ = 340915 - 231150 = 109765 > 0 (по формуле 3.13)
DОИЗ = 1248402 - 231150 = 1017252 > 0 (по формуле 3.14)
Вывод: абсолютно устойчивое предприятие, независящее от внешних кредиторов.
Расчёт финансовой устойчивости на 1.01.03.
СОС = 3284984 – 3062846 = 222138 (по формуле 3.9)
СДИ = 222138 + 7564 = 229702 (по формуле 3.10)
ОИЗ = 229702 + 348170 = 577872 (по формуле 3.11)
DСОС = 222138 – 217566 = 4572 > 0 (по формуле 3.12)
DСДИ = 229702 - 217566 = 12136 > 0 (по формуле 3.13)
DОИЗ = 577872 - 217566 = 360306 > 0 (по формуле 3.14)
Вывод: абсолютно устойчивое предприятие, не зависящее от внешних кредиторов.
Таблица 4.10
| Расчёт коэффициентов, характеризующих финансовую устойчивость предприятия | ||||
| Наименование | Способ расчёта | Расчёт коэффициентов | ||
| 1.01.01 г. | 1.01.02 г. | 31.12.02. | ||
| 1. Коэффициент финансовой независимости (Кфн) | Кфн = СК/ВБ | 1842322/2237732=0,823 | 2777000/3925699=0,707 | 3396491/3726682=0,911 |
| 2. Коэффициент задолженности (Кз) | Кз = ЗК/СК | (57838+337572)/ 1842322=0,215 | (48515+1100184)/ 2777000=0,410 | (7564+322627)/ 3396491=0,097 |
| 3. Коэффициент самофинансирования (Ксф) | Ксф=СК/ЗК | 1842322/(57838+ 337572)=4,660 | 2777000/(48515+ 1100184)=2,420 | 3396491/(7564+ 322627)=10,280 |
| 4. Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами (Ко) | Ко= СОС/ОА | (1842322-1679018)/558714=0,292 | (2777000-3069400)/3925699=-0,074 | (3396491-3062846)/663836=0,503 |
| 5. Коэффициент маневренности (Км) | Км=СОС/СК | (1842322-1679018)/1842322=0,089 | (2777000-3069400)/2777000=-0,105 | (3396491-3062846)/3396491=0,098 |
| 6.Коэффициент финансовой напряжённости (Кф.напр.) | Кф.напр.= ЗК/ВБ | (57838+337572)/ 2237732=0,176 | (48515+907487)/ 3925699=0,243 | (7564+322627)/ 3726682=0,088 |
| 7. Коэффициент соотношения мобильных и иммобилизованных активов (Кс) | Кс=ОА/ВОА | 558714/1679018= 0,333 | 856299/3069400= 0,279 | 663836/3062846= 0,217 |
| 8. Коэффициент имущества производственного назначения (Кипн) | Ктпн= (ВОА+З)/А | (1679018+246565)/2237732=0,861 | (3069400+231150)/3925699=0,841 | (3062846+217566)/3726682=0,880 |
1. Коэффициент финансовой независимости (Кфн). Значение показателя превышает 0,5. Превышение указывает на укрепление финансовой независимости предприятия от внешних источников.
2. Коэффициент задолженности (Кз). Доля заёмного капитала в собственном капитале снижается.
3. Коэффициент самофинансирования (Ксф). Значение показателя превышает 1. Указывает на возможность покрытия собственным капиталом заёмных средств.
4. Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами (Ко). Значение показателя в подавляющем большинства превышает 0,1. Это значит у предприятия есть возможность проведения независимой финансовой политики.
5. Коэффициент маневренности (Км). Значение не входит в границы 0,2-0,5. Предприятие не имеет финансовых возможностей для маневра.
6. Коэффициент финансовой напряжённости (Кф. напр.). Значение не превышает 0,5. Предприятие не испытывает зависимости от внешних финансовых источников.
7. Коэффициент соотношения мобильных и иммобилизованных активов (Кс). Показатель снижается, значит меньше средств авансируется в оборотные (мобильные) активы.
8. Коэффициент имущества производственного назначения (Кипн). Показатель превышает значение 0,5. Нет необходимости в привлечении заёмных средств для пополнения имущества.
Анализ ликвидности баланса.
Из данных талицы 4.11, видно что ликвидность баланса нарушена.
На 1.01.01. А1 < П1
А2 > П2
А3 > П3
А4 > П4
На 1.01.02. А1 < П1
А2 < П2
А3 > А3
А4 > П4.
На 31.12.02. А1 < П1
А2 > П2
А3 > П3
А4 < П4
За отчётный период увеличился платёжный недостаток наиболее ликвидных активов. Краткосрочной дебиторской задолженности не всегда бывает достаточно для погашения краткосрочных обязательств.
Расчет финансовых коэффициентов ликвидности проводим согласно исходных данных ПРИЛОЖЕНИЕ 1.
| Таблица 4.12 Анализ финансовых коэффициентов ликвидности | ||||
| Наименование коэффициента | Порядок расчёта | Значение коэффициента | ||
| на 1.01.01 г. | на 1.01.02 г. | на 31.12.02 г. | ||
| 1.Коэффициент абсолютной ликвидности (Кал) | Кал=(стр.250+260)/ (стр.610+620+630+660) | 17417/ (77768+151279)= 0,076 | 21543/ (68870+279868) = 0,019 | 25531/ (196879+82944)=0,090 |
| 2. Коэффициент критической ликвидности (Ккл) | Ккл=(II разд. Баланса- стр.210-230)/ (стр.610+620+630+660) | (558714- 246565-15421)/ (77768+151279)= 1,295 | (856299- 231150-18792)/ (68870+279868) = 1,730 | (663836-217566-34234)/ (196879+82944)= 1,472 |
| 3. Коэффициент текущей ликвидности (Ктл) | Ктл=(II разд. Баланса- стр.230)/ (стр.610+620+630+660) | (558714-15421)/ (77768+151279)= 1,207 | (85629918792)/ (68870+279868) = 2,401 | (663836-34234)/ (196879+82944)= 2,250 |
1/ 0,076 = 13.
1/ 0,019 = 53.
1/0,090 = 11.
Это значит, что краткосрочные обязательства НГДУ могут быть погашены своими денежными средствами за 13 дней на 1.01.01., за 53 дня на 1.01.02г., и за 11 дней на 31.12.02г., вместо 2 –5 дней по норме.
Коэффициент текущей ликвидности (Ктл) или коэффициент покрытия (Рис 4.1). Рост Ктл на 1,043 пункта за период 1.01.01 – 31.12.02гг., свидетельствует о том, что на каждый рубль его краткосрочных обязательств, приходится 2,25 руб. ликвидных средств.
Коэффициент критической ликвидности (Ккл) или промежуточный коэффициент покрытия. Ккл за указанный выше период времени вырос на 0,177 пункта, и выше допустимой нормы 0,5 – 0,8. Это значит, что при условии своевременного проведения расчётов, предприятие может расплатиться по долгам, то есть данными активами можно полностью расплатиться по долгам.
2.1.1. Анализ возможности банкротства
Таблица 4.13
| Анализ возможности банкротства | ||||
| Наименование коэффициента | Порядок расчёта | Значение коэффициента | ||
| на 1.01.01г. | на 1.01.02г. | на 31.12.02 г. | ||
| 1. Коэффициент текущей ликвидности | Ктл=(IIА-строка230)/ (стр. 610+620+630+660) | 1,207 | 2,401 | 2,250 |
| 2.Коэффициент обеспеченности СОС | Коб.сос=(IIIП - IА)/IIА | 0,292 | -0,074 | 0,503 |
| 3. Коэффициент утраты платёжеспособности | Квосст=(Ктл.к.+6/Т(Ктл.к.-Ктл.н.))/2 | 1,498 | 1,088 | |
1. Коэффициент текущей ликвидности. Значение коэффициента выше нормы 1-значит, что предприятие ликвидно, и у него достаточно средств, чтобы погасить обязательства.
2. Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами на 1.01.01 г. и 31.12.02 г. превышает значение 0,1. Предприятие имеет собственные оборотные средства , необходимые для его финансовой устойчивости (Рис. 4.2.).
3. Коэффициент утраты платёжеспособности. Значение коэффициента выше допустимого значения 1, значит предприятие платёжеспособно.
3.1. Анализ коэффициентов финансового состояния
Анализируя показатели НГДУ «Елховнефть» за период 1.01.01-31.12.02 годы следует отметить, что всё это время НГДУ работало в условиях нестабильности на нефтяном рынке, ужесточении требований к качеству сдаваемой нефти. Все эти факторы привели к тому, что перед НГДУ встала необходимость снижения уровня лимитов и нормативов по всем направлениям деятельности.
Предприятие из года в год наращивает объём добычи нефти. Об этом свидетельствует положительная динамика выручки, но в результате переоценки основных средств 2002 года, рост средней величины активов превысил рост выручки, растет себестоимость, абсолютная величина прибыли снижается и как следствие снижение эффективности деятельности предприятия. Все выше перечисленные моменты отражаются в динамике расчётных коэффициентов.
Снижение прибыли повлияло на снижение коэффициентов: рентабельности продаж с 0,129 на 1.01.01 г. до 0,057 на 1.01.02 г. и до 0,023 на 31.12.02 г.
рентабельность всего капитала предприятия с 0,187 на 1.01.01 г. до 0,049 на 1.01.02 г. и до 0,023 на 31.12.02 г.
Снижение прибыли и переоценка основных средств (увеличение добавочного капитала) повлияли на снижение коэффициентов:
рентабельности внеоборотных активов с 0,249 на 1.01.01 г. до 0,063 на 1.01.02 г. и до 0,028 на 31.12.02 г.
рентабельности собственного капитала с 0,227 на 1.01.01 г. до 0,069 на 1.01.02 г. и до 0,025 на 31.12.02 г.
рентабельности перманентного капитала с 0,220 на 1.01.01 г. до 0,068 на 1.01.02 г. и до 0,025 на 31.12.02 г.
Общей оборачиваемости капитала с 1.452 на 1.01.01 г. до 0,997 на 31.12.02 г. Уменьшение доли оборотных активов по сравнению с внеоборотными делает предприятие менее мобильным и способствует снижению платёжеспособности предприятия. В противовес этому, значение коэффициента автономии увеличивается с с 0,823 на 1.01.01 г. до 0,911 на 31.12.02 г., что свидетельствует о росте финансовой независимости. Соответственно снижается коэффициент соотношения заёмных и собственных средств с 0,215 на 1.01.01 г. 1.01.02 г. до 0,097 на 31.12.02 г. Это свидетельствует об устойчивом финансовом положении и достаточности собственных средств для покрытия обязательств. В то же время шло погашение долгосрочных кредитов банка «Сосестье Женераль» и «Еврооблигация» и краткосрочных кредитов это повлияло на такие показатели, как оборачиваемость кредиторской задолженности. В общем количество оборотов кредиторской задолженности увеличилось с 8 на 1.01.01 г. до 11 на 31.12.02 г., средний срок оборота уменьшился с 44 дней на 1.01.01 г. до 32 дней на 31.12.02 г. и эти факторы снижают зависимость от финансового положения кредиторов.
На предприятии ведётся непрерывная работа с дебиторами. В результате оборачиваемость дебиторской задолженности увеличилась с 12 на 1.01.01 г. до 16 на 31.12.02 г. Средний срок оборота дебиторской задолженности в днях уменьшился с 31 на 1.01.01 г. до 21 на 31.12.02 г.
Эти выводы подтверждает анализ ликвидности предприятия. За рассматриваемый период практически все показатели ликвидности выше своих нормативных значений.
Обращаясь к законодательно установленным критериям признания предприятия неплатёжеспособным, закреплёнными «Методическими положениями по оценке финансового состояния предприятий и установлению неудовлетворительной структуры баланса», следует отметить , что коэффициент покрытия и коэффициент обеспеченности собственными средствами выше своих нормативных значений. Это позволяет сделать вывод об удовлетворительной структуре баланса НГДУ «Елховнефть» и платёжеспособности самого предприятия.
5.АНТИКРИЗИСНЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ НА ПРЕДПРИЯТИИ
5.1 Выявление слабых и сильных сторон в деятельности предприятия
5.1.1. Определение безубыточного объёма продаж и зоны безопасности предприятия
Расчет показателей безубыточного объема продаж и зоны безопасности основывается на взаимодействии: затраты - объем продаж – прибыль. Для определения их уровня используют графический и аналитический способы.
График строится следующим образом: по горизонтали показывается объем реализации продукции в натуральных единицах, по вертикали - себестоимость проданной продукции и прибыль, которые вместе составляют выручку от реализации.
По графику можно установить, при каком объеме реализации продукции предприятие получит прибыль, а при каком ее не будет. Можно определить также точку, в которой затраты будут равны выручке от реализации продукции. Она получила название точки безубыточного объема реализации продукции, или порога рентабельности, или точки окупаемости затрат, ниже которой производство будет убыточным.
Разность между фактическим и безубыточным объемом, продаж — зона безопасности. Зона безопасности показывает, на сколько процентов фактический объем продаж выше критического, при котором рентабельность равна нулю.
Исходные данные для построения графика (ПРИЛОЖЕНИЕ 4) по 2001 г.: объем товарной нефти составил 1220563 т.; товарная продукция по цене предприятия – 2703247 тыс. руб.; 