МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ ТАТАРСТАН
Альметьєвська нафтовий інститут
Кафедра: "Економіка підприємств"
Спеціальність 060800 група 8071
ДИПЛОМНИЙ ПРОЕКТ
На тему: «Антикризовий менеджмент і профілактика банкрутства на підприємстві в сучасних умовах ринкової економіки на прикладі НГВУ« Елховнефть »
Дипломний проект: Яковлевої Т.І.
Керівник проекту:
Заступник начальника ПЕО Гатауллін Ф.Г.
Консультант з
технологічної частини: Захарова Є.Ф.
старший викладач
Куратор проекту: Краснова Л.М.
к.е.н., доцент
Проект допущений до захисту «____»________ 2003
Зав. кафедрою
професор ________Краснова Л.М.
Дата захисту «11» червня 2003 Оцінка ДЕК _________
2003
ЗМІСТ
Введення
1. Характеристика виробничої діяльності НГВУ "Елховнефть"
1.1. Коротка характеристика району діяльності НГВУ
1.2. Поточний стан розробки нафтових площ
1.3. Стан видобувного фонду свердловин
1.4. Техніка і технологія видобутку нафти
2. Організаційно-економічна характеристика НГВУ
"Елховнефть"
2.1. Організаційна структура НГВУ "Елховнефть"
2.2. Динаміка основних ТЕП за 2001-2002 роки
3. Методика аналізу фінансового стану підприємства
3.1.Антікрізісний менеджмент і причини банкрутства
підприємств в умовах ринкової економіки
3.2.Фактори виникнення кризових ситуацій на підприємстві
3.3. Причини неплатоспроможності та банкрутства підприємств
3.4. Методика аналізу економічних результатів діяльності
підприємства
3.5. Методика загального аналізу фінансового стану
3.6. Методика аналізу фінансової стійкості
3.7. Методика аналізу платоспроможності та ліквідності
балансу
3.8. Методика аналізу можливості банкрутства
3.9. Методика аналізу визначення беззбиткового обсягу продажів
і зони безпеки підприємства
4. Діагностика фінансового стану підприємства
4.1. Аналіз економічних показників діяльності
підприємства
4.1.1. Аналіз прибутку
4.1.2. Аналіз рентабельності і ділової активності
4.2. Аналіз загального фінансового стану
4.2.1. Аналіз динаміки валюти балансу
4.2.2. Аналіз структури активів і пасивів
4.3. Аналіз фінансової стійкості
4.4. Аналіз платоспроможності та ліквідності балансу
4.5. Аналіз можливості банкрутства
4.6. Аналіз коефіцієнтів фінансового стану
5. Антикризовий менеджмент на підприємстві
5.1. Виявлення слабких і сильних сторін у діяльності
підприємства
5.1.1. Визначення беззбиткового обсягу продажів і зони
безпеки підприємства
5.1.2. Аналіз собівартості
5.2. Прийняття управлінських рішень щодо стабілізації економічного стану підприємства.
Висновок
Література
Додаток
ВСТУП
Кризи неминучі: регулярні, що закономірно повторюються кризи є неодмінною фазою циклічного розвитку будь-якої системи. Вони починаються тоді, коли потенціал прогресу даних елементів переважної системи вже в основному вичерпано і в той же час народилися і починають боротьбу елементи нової системи, що представляє майбутній цикл.
Основне завдання криза - менеджменту, як націлювання системи управління підприємства на досягнення поставлених (кризою) цілей. Тому антикризовий менеджмент є дуже складною конструкцією, що поєднує в собі такі різні елементи, як постановка цілей, облік, контроль, аналіз господарської діяльності, управління інформаційними потоками і вироблення рекомендацій.
Антикризовий менеджмент - система заходів, спрямованих на запобігання банкрутству. Успіх антикризового менеджменту багато в чому залежить від того, чи вдалося керівництву підприємства своєчасно виявити виникнення вихідної події, з якого починається рух до кризового переломного станом фірми. Раннє виявлення таких подій можливий лише в тому випадку, якщо аналітичні служби фірми ведуть постійне спостереження за безліччю сигналів, що надходять із зовнішнього середовища, а так само сигналів про стан процесів, що протікають на самому підприємстві.
Для виявлення сигналів про виникнення явищ кризового стану фірми необхідно постійне спостереження за діловими і фінансовими її показниками за допомогою такого інструменту антикризового управління, як фінансовий менеджмент.
Основною метою дипломної роботи є висвітлення антикризового менеджменту та профілактики банкрутства на підприємстві в умовах ринкової економіки. Особлива увага приділяється системному підходу до розуміння антикризового менеджменту, взаємозв'язку складових його частин та елементів.
Для розкриття теми дипломного проекту необхідно розглянути наступні питання:
- Дослідження цілей, завдань і методів антикризового менеджменту, а також їх практичне застосування;
- Діагностика фінансового стану підприємства;
- Розробка заходів по виходу з кризи.
В якості об'єкта дослідження виступає НГВУ «Елховнефть». Основний вид діяльності підприємства - видобуток нафти.
Дипломна робота включає вступ, п'ять розділів, висновок, список літератури і додатки.
У роботі висвітлена виробнича діяльність, а також дана організаційно-економічна характеристика виробничої діяльності НГВУ «Елховнефть», запропоновано методики аналізу фінансового стану підприємства, на основі яких проведений аналіз фінансових показників НГВУ «Елховнефть», розроблена програма антикризового менеджменту.
Джерелами інформації для написання диплома є: річні звіти 2000-2002 роки; ф. № 1, «Баланс підприємства»; ф. № 2, Звіт про прибутки та збитки, ф. № 3, «Додаток до балансу підприємства» та інші джерела інформації .
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ВИРОБНИЧОЇ ДІЯЛЬНОСТІ НГВУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»
1.1. Коротка характеристика району діяльності НГВУ
НГВУ «Елховнефть» розробляє Ново-Єлховський нафтове родовище. В адміністративному відношенні родовище знаходиться на території Альметьєвська, Леніногорського і Ново-Шемшинськ районів Республіки Татарстан.
Найбільш великими населеними пунктами є: Кічуй, Ново-Елхово, Аппаково.
Родовище розташоване в найбільш піднятій частині східного Закам'я, в межах полого північно-західного схилу Бугульмінсько-Белебеєвською височини, займає частину вододілів річок Шешма, Кічуй, Степовий Зай. Річки мають численні притоки, але не судноплавні. Протяжність річок 120-300 км., Площа водозбору 1300-6200 км 2.
Рельєф місцевості сильно розчленований, горбистий, схили вододілів порізані густою мережею ярів. Значна частина території покрита листяними рідше змішаними лісами. Клімат помірно континентальний.
За даними буріння осадова товща представлена теригенно-карбонатними породами девонської, девонської, кам'яновугільної та пермської систем.
У складі Ново-Єлховський родовища виділено три площі розробки: Акташська площа - 34 тис. га., Ново-Єлховський - 42 тис.га. і Федотовських - 12 тис. га.
Для водопостачання нафтопромислових об'єктів використовується вода річок Ками, кічу, Шешми, Степового Зая.
Енергопостачання району здійснюється від Куйбишевської ГЕС, Уруссінской і Заїнська ГРЕС, Нижньо-Камськой ГЕС.
1.2. Поточний стан розробки нафтових площ
У НГВУ «Елховнефть» за 2002 рік видобуто 1460 т.т. при нормах 1430 т.т. план з видобутку виконаний на 102,1%.
З горизонтів Д0 + Д1 на 1.01.2003 р. від початкових видобутих запасів відібрано по Ново-Єлховський площі 87,68%, за Федотовських площі 68,77%, по Ново-Єлховський родовищу 86,2%. З горизонтів С1 + С2 Ново-Єлховський родовища на 1.01.2003 р. отобрано34, 64%.
З горизонтів Д0 + Д1 Ново-Єлховський родовища за 2002 рік видобуто 683,782 т.т. З покладів верхніх горизонтів 776,2 т.т.
У загальному балансі нафти за 2002 рік видобуто по Ново-Єлховський площі 34,7%, по Федотовських площі 12,1%, по верхніх горизонтів 53,2%.
Річний видобуток нафти по Ново-Єлховський площі у порівнянні з 2001 роком збільшилася на 3 т.т., по Ново-Єлховський родовищу зменшилася на 1,6 т.т., по Федотовських площі зменшилася на 5 т.т., а по карбону зменшилася на 11,3 т.т.
З перехідних свердловин НГВУ видобуто 1437,03 т.т. нафти або 98,5%, з нових свердловин - 22,966 т.т. або 1,5%, з свердловин, введених з бездії - 47,7 т.т. або 3,2%. Видобуток нафти механізованим способом за 2002 рік склала 100%. Видобуток по ЕЦН збереглася на рівні 2001 року 19,7% - 20%, по СКН 80,3% - 80,0%.
За Ново-Єлховський родовищу дебіт на одну діючу свердловину збільшився в порівнянні з 2001 роком з 2,76 т / добу. до 2,88 т / добу., на свердловину ЕЦН збільшився з 5,49 до 5,7 т / с. На одну свердловину СКН з 2,46 до 2,56 т / з. Середньодобові дебіти по рідини збільшилися на одну діючу свердловину з 12,01 т / с до 12,08 т / з. На одну свердловину СКН дебіт збільшився з 5,36 т / с до 5,66 т / с, на одну свердловину ЕЦН зменшився з 72,55 т / с до 69,17 т / з.
Обводненість продукції по НГВУ зменшилася з 77,0 до 76,2%. За Ново-Єлховський площі обводнення зменшилася до 85,2%, по Федотовських площі збільшилася з 66,2 до 68,8%, по верхніх горизонтів збільшилася з 62,9 до 63,5%. Родовище обводнюють закачиваемой водою. Із загальної кількості видобутої води, вода від закачування становить 90,9%, пластова 9,1%.
Втрати нафти через виснаження запасів за 2002 рік по родовищу склали 300,5 т.
1.3. Стан видобувного фонду свердловин
Станом на 1.01.2003 р. весь фонд видобувних свердловин НГВУ становить 3218 одиниць, експлуатаційний фонд у порівнянні з 1.01.02 р. збільшився на 10 свердловин і склав 1796 одиниць.
Динаміка пробуреного фонду свердловин за категоріями наведена у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1
Стан розробки нафтових площ.
За 2002 рік з нафтових площ і покладів НГВУ видобуто 1460,0 т.т. нафти. За цей період з продуктивних пластів видобуто 6128,8 т. т. рідини. Обводненість видобутої продукції склала 76,2%, в порівнянні з 2001 роком зменшилася на 0,8%. У продуктивні пласти закачано 7038,4 т.м3 води. Середньодобовий дебіт однієї діючої свердловини по НГВУ змінився наступним чином (Таблиця 1.2.):
Таблиця 1.2
Ново-Єлховський площу. У 2002 році з свердловин Ново-Єлховський площі відібрано 506,5 т.т. нафти. Норми відбору виконані на 99,3%, відбір рідини склав 3432,5 т.т., обводненість продукції складає 85.2%. Середній дебіт однієї свердловини по нафті збільшився до 2,57 т / добу. Річний темп відбору від початкових видобутих запасів склав 0,31%. З початку розробки з свердловин Ново-Єлховський площі відібрано 87,68% від початкових видобутих запасів. Забезпеченість відбору рідини закачуванням води по площі становить 102,2% при нормі 103,4%.
Федотовських площу. З свердловин Федотовських площі в 2002 році видобуто 177,3 т.т. нафти, норми відбору виконані на 104,3%, рідини відібрано 569,1 т.т., обводненість становить 68,8%. Середній дебіт по свердловинах зріс і становить 3,74 т / добу. Річний темп відбору складає 1,33% від початкових видобутих запасів. З початку розробки відібрано 68,22% від початкових видобутих запасів. Співвідношення закачування води до відбору за площею складає 147,3%, встановлено 180%.
Поклади верхніх горизонтів. У 2002 році за покладами верхніх горизонтів відібрано 776,2 т.т. нафти, в порівнянні з 2001 роком рівень видобутку нафти знизився на 11,3 т.т. Норми відбору нафти виконані на 103,5%, обводненість видобутої продукції становить 63,5%. Середній дебіт однієї свердловини по нафті 2,95 т / добу., По рідини 8,09 т / добу.
1.4. Техніка і технологія видобутку нафти і газу
Заданий кількість нафти можна добути з свердловини різними способами. Тому при проектуванні розробки нафтових родовищі і технологій експлуатації свердловин необхідно знайти найбільш раціональний спосіб.
Раціональний спосіб експлуатації повинен забезпечувати заданий відбір нафти при максимальному використанні природної енергії і мінімально можливої собівартості нафти. Необхідно також, щоб обраний спосіб відповідав технічному облаштування родовища, геолого-фізичних умов поклади і кліматичних умов району.
При введенні в розробку нових родовищ, як правило, пластової енергії буває достатньо для підйому нафти з свердловини. Спосіб експлуатації, при якому підйом рідини здійснюється тільки за рахунок пластової енергії, називається фонтанним способом.
У міру падіння пластового тиску або за зростанням обводнення свердловин переходять на механізований спосіб експлуатації: газліфтний або насосний. При насосної експлуатації свердловин використовують установки заглибних відцентрових електронасосів (УЕЦН) і глибинні штангові насоси (ШГН).
Після припинення фонтанування високопродуктивні свердловини експлуатуються газліфтних способом або за допомогою заглибних відцентрових електронасосів, а низькопродуктивні - штангових свердловинних насосів.
Вирішальний фактор вибору способу експлуатації - комплекс техніко-економічних показників: міжремонтний період, коефіцієнт експлуатації, собівартість нафти, капітальні витрати та ін
Родовище облаштовано та експлуатується насосним способом. На свердловинах з дебітом до 30 м / добу по рідини застосовуються установки штангових насосів (УСШН), а свердловини з великими дебітами експлуатуються установками електроцентробежних насосів (УЕЦН).
Враховуючи, що родовище вже знаходиться на 3 стадії розробки та облаштовано, на наступну стадію також рекомендується механізований спосіб експлуатації. У той же час потрібно мати на увазі, що застосування УСШН і УЕЦН призводить до ускладнень особливо у викривлених свердловинах. У таких свердловинах часто стираються муфтові з'єднання штанг і насосно-компресорних труб (НКТ), зростає навантаження на верстат-качалку. Значна довжина установки ЕЦН призводить до утрудненого спуску на викривлених ділянках стовбура свердловини. За рахунок цього виникає небезпека неприпустимою деформації її, а також псування кабелю.
Якщо установка ЕЦН розташована в зоні викривлення, то можливе заклинювання установки.
В даний час вже відомі нові насосні установки, які дозволяють уникнути згаданих ускладнень. До них відносяться установки заглибних діафрагменних електронасосів (УЕДН), блочні автоматизовані установки гідропоршневим насосів (УГН) і установки електровінтових насосів (ЕВН).
Установки ЕДН можливо спускати в експлуатаційні колони діаметром не менше 122 мм. Вони можуть працювати в свердловинах з пескопроявленіем, високообводненних.
постійні витрати склали 1234899 тис. крб.; змінні витрати на весь вироблений об'єм - 693958 тис. руб. За таких умов прибуток від Альметьєвська нафтовий інститут
Кафедра: "Економіка підприємств"
Спеціальність 060800 група 8071
ДИПЛОМНИЙ ПРОЕКТ
На тему: «Антикризовий менеджмент і профілактика банкрутства на підприємстві в сучасних умовах ринкової економіки на прикладі НГВУ« Елховнефть »
Дипломний проект: Яковлевої Т.І.
Керівник проекту:
Заступник начальника ПЕО Гатауллін Ф.Г.
Консультант з
технологічної частини: Захарова Є.Ф.
старший викладач
Куратор проекту: Краснова Л.М.
к.е.н., доцент
Проект допущений до захисту «____»________ 2003
Зав. кафедрою
професор ________Краснова Л.М.
Дата захисту «11» червня 2003 Оцінка ДЕК _________
2003
ЗМІСТ
Введення
1. Характеристика виробничої діяльності НГВУ "Елховнефть"
1.1. Коротка характеристика району діяльності НГВУ
1.2. Поточний стан розробки нафтових площ
1.3. Стан видобувного фонду свердловин
1.4. Техніка і технологія видобутку нафти
2. Організаційно-економічна характеристика НГВУ
"Елховнефть"
2.1. Організаційна структура НГВУ "Елховнефть"
2.2. Динаміка основних ТЕП за 2001-2002 роки
3. Методика аналізу фінансового стану підприємства
3.1.Антікрізісний менеджмент і причини банкрутства
підприємств в умовах ринкової економіки
3.2.Фактори виникнення кризових ситуацій на підприємстві
3.3. Причини неплатоспроможності та банкрутства підприємств
3.4. Методика аналізу економічних результатів діяльності
підприємства
3.5. Методика загального аналізу фінансового стану
3.6. Методика аналізу фінансової стійкості
3.7. Методика аналізу платоспроможності та ліквідності
балансу
3.8. Методика аналізу можливості банкрутства
3.9. Методика аналізу визначення беззбиткового обсягу продажів
і зони безпеки підприємства
4. Діагностика фінансового стану підприємства
4.1. Аналіз економічних показників діяльності
підприємства
4.1.1. Аналіз прибутку
4.1.2. Аналіз рентабельності і ділової активності
4.2. Аналіз загального фінансового стану
4.2.1. Аналіз динаміки валюти балансу
4.2.2. Аналіз структури активів і пасивів
4.3. Аналіз фінансової стійкості
4.4. Аналіз платоспроможності та ліквідності балансу
4.5. Аналіз можливості банкрутства
4.6. Аналіз коефіцієнтів фінансового стану
5. Антикризовий менеджмент на підприємстві
5.1. Виявлення слабких і сильних сторін у діяльності
підприємства
5.1.1. Визначення беззбиткового обсягу продажів і зони
безпеки підприємства
5.1.2. Аналіз собівартості
5.2. Прийняття управлінських рішень щодо стабілізації економічного стану підприємства.
Висновок
Література
Додаток
ВСТУП
Кризи неминучі: регулярні, що закономірно повторюються кризи є неодмінною фазою циклічного розвитку будь-якої системи. Вони починаються тоді, коли потенціал прогресу даних елементів переважної системи вже в основному вичерпано і в той же час народилися і починають боротьбу елементи нової системи, що представляє майбутній цикл.
Основне завдання криза - менеджменту, як націлювання системи управління підприємства на досягнення поставлених (кризою) цілей. Тому антикризовий менеджмент є дуже складною конструкцією, що поєднує в собі такі різні елементи, як постановка цілей, облік, контроль, аналіз господарської діяльності, управління інформаційними потоками і вироблення рекомендацій.
Антикризовий менеджмент - система заходів, спрямованих на запобігання банкрутству. Успіх антикризового менеджменту багато в чому залежить від того, чи вдалося керівництву підприємства своєчасно виявити виникнення вихідної події, з якого починається рух до кризового переломного станом фірми. Раннє виявлення таких подій можливий лише в тому випадку, якщо аналітичні служби фірми ведуть постійне спостереження за безліччю сигналів, що надходять із зовнішнього середовища, а так само сигналів про стан процесів, що протікають на самому підприємстві.
Для виявлення сигналів про виникнення явищ кризового стану фірми необхідно постійне спостереження за діловими і фінансовими її показниками за допомогою такого інструменту антикризового управління, як фінансовий менеджмент.
Основною метою дипломної роботи є висвітлення антикризового менеджменту та профілактики банкрутства на підприємстві в умовах ринкової економіки. Особлива увага приділяється системному підходу до розуміння антикризового менеджменту, взаємозв'язку складових його частин та елементів.
Для розкриття теми дипломного проекту необхідно розглянути наступні питання:
- Дослідження цілей, завдань і методів антикризового менеджменту, а також їх практичне застосування;
- Діагностика фінансового стану підприємства;
- Розробка заходів по виходу з кризи.
В якості об'єкта дослідження виступає НГВУ «Елховнефть». Основний вид діяльності підприємства - видобуток нафти.
Дипломна робота включає вступ, п'ять розділів, висновок, список літератури і додатки.
У роботі висвітлена виробнича діяльність, а також дана організаційно-економічна характеристика виробничої діяльності НГВУ «Елховнефть», запропоновано методики аналізу фінансового стану підприємства, на основі яких проведений аналіз фінансових показників НГВУ «Елховнефть», розроблена програма антикризового менеджменту.
Джерелами інформації для написання диплома є: річні звіти 2000-2002 роки; ф. № 1, «Баланс підприємства»; ф. № 2, Звіт про прибутки та збитки, ф. № 3, «Додаток до балансу підприємства» та інші джерела інформації .
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ВИРОБНИЧОЇ ДІЯЛЬНОСТІ НГВУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»
1.1. Коротка характеристика району діяльності НГВУ
НГВУ «Елховнефть» розробляє Ново-Єлховський нафтове родовище. В адміністративному відношенні родовище знаходиться на території Альметьєвська, Леніногорського і Ново-Шемшинськ районів Республіки Татарстан.
Найбільш великими населеними пунктами є: Кічуй, Ново-Елхово, Аппаково.
Родовище розташоване в найбільш піднятій частині східного Закам'я, в межах полого північно-західного схилу Бугульмінсько-Белебеєвською височини, займає частину вододілів річок Шешма, Кічуй, Степовий Зай. Річки мають численні притоки, але не судноплавні. Протяжність річок 120-300 км., Площа водозбору 1300-6200 км 2.
Рельєф місцевості сильно розчленований, горбистий, схили вододілів порізані густою мережею ярів. Значна частина території покрита листяними рідше змішаними лісами. Клімат помірно континентальний.
За даними буріння осадова товща представлена теригенно-карбонатними породами девонської, девонської, кам'яновугільної та пермської систем.
У складі Ново-Єлховський родовища виділено три площі розробки: Акташська площа - 34 тис. га., Ново-Єлховський - 42 тис.га. і Федотовських - 12 тис. га.
Для водопостачання нафтопромислових об'єктів використовується вода річок Ками, кічу, Шешми, Степового Зая.
Енергопостачання району здійснюється від Куйбишевської ГЕС, Уруссінской і Заїнська ГРЕС, Нижньо-Камськой ГЕС.
1.2. Поточний стан розробки нафтових площ
У НГВУ «Елховнефть» за 2002 рік видобуто 1460 т.т. при нормах 1430 т.т. план з видобутку виконаний на 102,1%.
З горизонтів Д0 + Д1 на 1.01.2003 р. від початкових видобутих запасів відібрано по Ново-Єлховський площі 87,68%, за Федотовських площі 68,77%, по Ново-Єлховський родовищу 86,2%. З горизонтів С1 + С2 Ново-Єлховський родовища на 1.01.2003 р. отобрано34, 64%.
З горизонтів Д0 + Д1 Ново-Єлховський родовища за 2002 рік видобуто 683,782 т.т. З покладів верхніх горизонтів 776,2 т.т.
У загальному балансі нафти за 2002 рік видобуто по Ново-Єлховський площі 34,7%, по Федотовських площі 12,1%, по верхніх горизонтів 53,2%.
Річний видобуток нафти по Ново-Єлховський площі у порівнянні з 2001 роком збільшилася на 3 т.т., по Ново-Єлховський родовищу зменшилася на 1,6 т.т., по Федотовських площі зменшилася на 5 т.т., а по карбону зменшилася на 11,3 т.т.
З перехідних свердловин НГВУ видобуто 1437,03 т.т. нафти або 98,5%, з нових свердловин - 22,966 т.т. або 1,5%, з свердловин, введених з бездії - 47,7 т.т. або 3,2%. Видобуток нафти механізованим способом за 2002 рік склала 100%. Видобуток по ЕЦН збереглася на рівні 2001 року 19,7% - 20%, по СКН 80,3% - 80,0%.
За Ново-Єлховський родовищу дебіт на одну діючу свердловину збільшився в порівнянні з 2001 роком з 2,76 т / добу. до 2,88 т / добу., на свердловину ЕЦН збільшився з 5,49 до 5,7 т / с. На одну свердловину СКН з 2,46 до 2,56 т / з. Середньодобові дебіти по рідини збільшилися на одну діючу свердловину з 12,01 т / с до 12,08 т / з. На одну свердловину СКН дебіт збільшився з 5,36 т / с до 5,66 т / с, на одну свердловину ЕЦН зменшився з 72,55 т / с до 69,17 т / з.
Обводненість продукції по НГВУ зменшилася з 77,0 до 76,2%. За Ново-Єлховський площі обводнення зменшилася до 85,2%, по Федотовських площі збільшилася з 66,2 до 68,8%, по верхніх горизонтів збільшилася з 62,9 до 63,5%. Родовище обводнюють закачиваемой водою. Із загальної кількості видобутої води, вода від закачування становить 90,9%, пластова 9,1%.
Втрати нафти через виснаження запасів за 2002 рік по родовищу склали 300,5 т.
1.3. Стан видобувного фонду свердловин
Станом на 1.01.2003 р. весь фонд видобувних свердловин НГВУ становить 3218 одиниць, експлуатаційний фонд у порівнянні з 1.01.02 р. збільшився на 10 свердловин і склав 1796 одиниць.
Динаміка пробуреного фонду свердловин за категоріями наведена у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1
| На 1.01.2002 р. | На 1.01.2003 р. | |
| Експлуатаційних свердловин в т. ч. видобувних Нагнітальний експл.фонд Законсервованих Контроль. / пьезо. Поглот. / тех. вода Ліквідованих Всього свердловин | 1786 1681 702 77 119 +45 +8 312 +136 3185 | 1796 1664 740 75 106 +48 7 313 +133 3218 |
За 2002 рік з нафтових площ і покладів НГВУ видобуто 1460,0 т.т. нафти. За цей період з продуктивних пластів видобуто 6128,8 т. т. рідини. Обводненість видобутої продукції склала 76,2%, в порівнянні з 2001 роком зменшилася на 0,8%. У продуктивні пласти закачано 7038,4 т.м3 води. Середньодобовий дебіт однієї діючої свердловини по НГВУ змінився наступним чином (Таблиця 1.2.):
Таблиця 1.2
| 2001 | 2002 | |||
| нафту | рідина | нафту | рідина | |
| Фонтан СКН ЕЦН | 0,61 2,46 5,49 | 14,13 5,36 72,55 | 24 2,56 5,7 | 48 5,66 69,17 |
Федотовських площу. З свердловин Федотовських площі в 2002 році видобуто 177,3 т.т. нафти, норми відбору виконані на 104,3%, рідини відібрано 569,1 т.т., обводненість становить 68,8%. Середній дебіт по свердловинах зріс і становить 3,74 т / добу. Річний темп відбору складає 1,33% від початкових видобутих запасів. З початку розробки відібрано 68,22% від початкових видобутих запасів. Співвідношення закачування води до відбору за площею складає 147,3%, встановлено 180%.
Поклади верхніх горизонтів. У 2002 році за покладами верхніх горизонтів відібрано 776,2 т.т. нафти, в порівнянні з 2001 роком рівень видобутку нафти знизився на 11,3 т.т. Норми відбору нафти виконані на 103,5%, обводненість видобутої продукції становить 63,5%. Середній дебіт однієї свердловини по нафті 2,95 т / добу., По рідини 8,09 т / добу.
1.4. Техніка і технологія видобутку нафти і газу
Заданий кількість нафти можна добути з свердловини різними способами. Тому при проектуванні розробки нафтових родовищі і технологій експлуатації свердловин необхідно знайти найбільш раціональний спосіб.
Раціональний спосіб експлуатації повинен забезпечувати заданий відбір нафти при максимальному використанні природної енергії і мінімально можливої собівартості нафти. Необхідно також, щоб обраний спосіб відповідав технічному облаштування родовища, геолого-фізичних умов поклади і кліматичних умов району.
При введенні в розробку нових родовищ, як правило, пластової енергії буває достатньо для підйому нафти з свердловини. Спосіб експлуатації, при якому підйом рідини здійснюється тільки за рахунок пластової енергії, називається фонтанним способом.
У міру падіння пластового тиску або за зростанням обводнення свердловин переходять на механізований спосіб експлуатації: газліфтний або насосний. При насосної експлуатації свердловин використовують установки заглибних відцентрових електронасосів (УЕЦН) і глибинні штангові насоси (ШГН).
Після припинення фонтанування високопродуктивні свердловини експлуатуються газліфтних способом або за допомогою заглибних відцентрових електронасосів, а низькопродуктивні - штангових свердловинних насосів.
Вирішальний фактор вибору способу експлуатації - комплекс техніко-економічних показників: міжремонтний період, коефіцієнт експлуатації, собівартість нафти, капітальні витрати та ін
Родовище облаштовано та експлуатується насосним способом. На свердловинах з дебітом до 30 м / добу по рідини застосовуються установки штангових насосів (УСШН), а свердловини з великими дебітами експлуатуються установками електроцентробежних насосів (УЕЦН).
| Таблиця 1.3 Характеристики чинного фонду свердловин | |||||||||
| ЕЦН | ШГН | Діючий фонд свердловин | |||||||
| кількість свердловин | Середній дебіт (тонн на добу.) | кількість свердловин | Середній дебіт (тонн на добу.) | кількість свердловин | Середній дебіт (тонн на добу.) | ||||
| по нафті | по рідини | по нафті | по рідини | по нафті | по рідини | ||||
| 2001 | |||||||||
| 162 | 5,49 | 72,55 | 1519 | 2,46 | 5,36 | 1681 | 2,76 | 12,01 | |
| 2002 | |||||||||
| 145 | 5,7 | 69,17 | 1519 | 2,56 | 5,66 | 1664 | 2,88 | 12,08 | |
Якщо установка ЕЦН розташована в зоні викривлення, то можливе заклинювання установки.
В даний час вже відомі нові насосні установки, які дозволяють уникнути згаданих ускладнень. До них відносяться установки заглибних діафрагменних електронасосів (УЕДН), блочні автоматизовані установки гідропоршневим насосів (УГН) і установки електровінтових насосів (ЕВН).
Установки ЕДН можливо спускати в експлуатаційні колони діаметром не менше 122 мм. Вони можуть працювати в свердловинах з пескопроявленіем, високообводненних.
Точка беззбиткового обсягу продажів |
За графіком встановили, що точка беззбиткового обсягу реалізації продукції знаходиться на рівні 750152 тис. т. або 61,5% від обсягу реалізації продукції. Тобто якщо підприємство реалізує понад 61,5% видобутої продукції, то вона отримує прибуток, якщо ж менше, то підприємство буде збитковим і збанкрутує.
Вихідні дані для побудови графіка по 2002 р.: обсяг товарної нафти склав 1229380 т.; товарна продукція за ціною підприємства-3167274 тис. крб.; Постійні витрати склали 1554916 тис. крб.; Змінні витрати на весь вироблений об'єм - 1162934 тис. крб . За таких умов прибуток від реалізації продукції складе 449424 тис. руб. На підставі цих даних будується графік (рис. 5.2.).
Точка беззбиткового обсягу продажів
|
За графіком встановили, що точка беззбиткового обсягу реалізації продукції знаходиться на рівні 953722 тис. т. або 77,6% від обсягу реалізації продукції. Тобто якщо підприємство реалізує понад 77,6% видобутої продукції, то вона отримує прибуток, якщо ж менше, то підприємство буде збитковим і збанкрутує.
Крім графічного методу, можна використовувати і аналітичний.
Розрахуємо маржинальний дохід:
Дм 01 = 774390 +1234899 = 2009289 тис. крб. (За формулою 3.28)
Дм 02 = 449424 +1554916 = 2004340 тис. крб. (За формулою 3.28)
Також можна визначити маржинальний дохід як різниця між виручкою від реалізації продукції та змінними витратами:
Дм 01 = 2703247 - 693958 = 2009289 тис. крб. (За формулою 3.29)
Дм 02 = 3167274 -1162934 = 2004340 тис. крб. (За формулою 3.29)
Маржинальний дохід знизився в 1,002 рази, це відбулося в основному за рахунок збільшення в 2002 році собівартості продукції.
Розрахуємо точку беззбиткового обсягу продажів у грошовому вимірі:
Т 01 = 2703247х1234899: 2009289 = 1661402 тис. крб. (За формулою 3.31)
Т 02 = 3167274х 1554916: 2004340 = 2457091 тис. крб. (За формулою 3.31)
При визначенні точки беззбиткового обсягу продажів у грошовому вимірі виходить, що для того, щоб окупити витрати 2002 необхідно реалізувати більше продукції, ніж у 2001 р.
Розрахуємо точку критичного обсягу реалізації у відсотках до максимального об'єму, який приймається за 100%:
Т 01 = 1234899:2009289 х100 = 61,5% від обсягу видобутку 2001 р. (за формулою 3.33)
Т 02 = 1554916:2004340 х100 = 77,6% від обсягу видобутку 2002 р. (за формулою 3.33)
Розрахуємо беззбитковий обсяг реалізації в натуральних одиницях:
Т 01 = 1220563х1234899: 2009289 = 750152 тис. т. (за формулою 3.34)
Т 02 = 1229380х1554916: 2004340 = 953722 тис. т. (за формулою 3.34)
Для визначення точки критичного обсягу реалізації продукції можна замість суми маржинального доходу використовувати ставку маржинального доходу в ціні за одиницю продукції (Дс):
ДС 01 = 2009289000:1220563 = 1646,19 руб. (За формулою 3.35)
ДС 02 = 2004340000:1229380 = 1630,37 руб. (За формулою 3.35)
Тоді беззбитковий обсяг реалізації в натуральних одиницях можна розрахувати також таким чином:
Т 01 = 1234899000: 1646,19 = 750 156 тонн (за формулою 3.37)
Т 02 = 1554916000: 1630,37 = 953 720 тонн (за формулою 3.37)
Способом ланцюгової підстановки можна визначити вплив кожного фактора на зміну беззбиткового обсягу продажів:
Т усл1 = 1554916000: (2214,75 - 568,56) = 944 554 т.
Т усл2 = 1554916000: (22576,32 - 568,56) = 774 454 т.
Зміна точки беззбитковості за рахунок:
суми постійних витрат 944554-750156 = 194399 т
ціни реалізації продукції 774454-944554 = -170101 т
питомих змінних витрат 953719-774454 = 179266 т
Визначимо зони безпеки за вартісними показниками:
ЗБ 01 = (2703247-750156): 2703247 = 0,722 або 72,2% (за формулою 3.42)
ЗБ 02 = (3167274-953721): 3167274 = 0,699 або 69,9% (за формулою 3.42)
Зону безпеки можна знайти за кількісними показниками:
ЗБ 01 = (1220563 - 750155): 1220563 = 0,722 або 72,2% (за формулою 3.43)
ЗБ 02 = (1229380-953720): 1229380 = 0,699 або 69,9% (за формулою 3.43)
Фактичний обсяг продажів у 2001 році перевищив критичний на 42,2%, в 2002 році на 69,9%. Величина її може змінитися за рахунок обсягу продажів, суми постійних витрат, ціни продукції, питомих змінних витрат. Визначимо вплив кожного фактора на зміну зони безпеки.
ЗБ усл1 = (1229380 - 750156): 1229380 = 38,9%
ЗБ усл2 = (1229380 - 944554): 1229380 = 23,2%
ЗБ усл2 = (1229380 - 774454): 1229380 = 37,0%
Зміна зони безпеки за рахунок:
обсягу продажів 38,9 - 72,2 = -33,2%
суми постійних витрат 23,2 - 38,9 = -15,8%
ціни реалізації продукції 37,0 - 23,2 = 13,8%
питомих змінних витрат 69,9 - 37 = 32,9%
Зона безпеки у 2002 році склала 69,9%, знизилася на 2,3% в порівнянні з 2001 роком, що обумовлено зростанням собівартості продукції і зниженням ціни на її реалізацію, це свідчить про погіршення фінансового стану підприємства.
Повертаючись до фінансової звітності, форма № 2, необхідно зазначити негативний момент - зростання собівартості нафти. По даній позиції необхідно з'ясування причин і прийняття управлінських рішень з приводу зниження собівартості.
5.1.2. Аналіз собівартості видобутку нафти за 2000 - 2002 роки.
Аналіз собівартості видобутку нафти проводимо на основі вихідних даних ДОДАТОК 5.
Структура собівартості видобутку нафти
Структура собівартості товарної продукції НГВУ «Елховнефть» з урахуванням податків за чинним положенням ВАТ «Татнефть» за елементами розподілилися наступним чином:
Основну частку у витратах склала амортизація - 21,6%, інші витрати - 20,2%, капітальний ремонт 18,8%, заробітна плата - 16,1%, транспорт - 13,0%, податки - 12,0%, страхування майна 10,9%, матеріали - 9,2%, електроенергія - 4,8%.
За аналізований період у порівнянні з минулим роком спостерігається зниження частки витрат на капітальний ремонт - на 16,7 пункту, інших витрат на 16,1 пункту, матеріалів - на 6 пунктів у зв'язку зі скороченням виділяються лімітів ВАТ «Татнефть». У той же час спостерігається збільшення частки витрат на амортизаційні відрахування - на 11,9 пункту у зв'язку із застосуванням коефіцієнта агресивного середовища при нарахуванні амортизації - 1,394, податків - на 6,5 пункту в зв'язку із застосуванням ставки НДПІ, що враховує динаміку цін на нафту на міжнародному ринку.
Аналіз собівартості видобутку нафти.
Собівартість 1 тонни нафти в 2002р. склала 1515 руб. У порівнянні з 2001 р. собівартість 1 тонни зросла на 27%. Щодо 2000 р. собівартість 1 тонни в 2002 році виросла на 703 руб. або 87%.
Виробнича собівартість в 2002 р. в порівнянні з 2001р. зросла на 27,% і склала 1862,5 млн. руб., в порівнянні з 2000 р. виробнича собівартість зросла на 95%. Аналіз причин та факторів, що вплинули на зміну собівартості товарної продукції наводиться за елементами витрат.
Амортизація
У порівнянні з 2001 р амортизація у 2002 р. виріс на 259457 тис. руб. або 183% і склала 401431 тис.руб. Зростання амортизації пов'язаний з переоцінкою основних засобів. У порівнянні з 2000 р. амортизація зросла на 270423 тис. руб або 206%.
Сировина і основні матеріали
По цій статті у 2002 р. відбулося зниження на 45189 тис. руб. в порівнянні з 2001р. Зміни відбулися у зв'язку з тим, що в 2002р. скасували податок на ГРР, який замінений податком на видобуток корисних копалин і в даному елементі не відбивається. По платежах за воду, що забирається з водосистем, зниження в 2002 році в порівнянні з 2001 на 41 тис. руб. пов'язано введенням нової податкової ставки, а так само зниженням рівня відбору води. Щодо 2000 р., в 2002 році витрати на сировину та матеріали зменшилися на 48042 тис. руб.
Оплата робіт з рекультивації земель.
Витрати на оплату робіт з рекультивації земель в 2002р. збільшилися в порівнянні з 2001 роком на 10881 тис. руб. або на 79,1%. Це пов'язано з підвищенням розцінок на 1га. в порівнянні з 2001 роком і збільшенням обсягів виконуваних робіт. У порівнянні з 2000 роком витрати по рекультивації зросли на 20469 тис. руб.
Допоміжні матеріали
У порівнянні з 2001р, витрати на допоміжні матеріали в 2002р. склали 171094 тис. руб., що менше 2001р. на 51043 тис. руб. або 33% в тому числі:
1. За хімічних реагентів витрати зменшилися на 2095 тис. крб., Або 27,9% за рахунок зменшення витрат реагентів на 27,45 тн та зниження вартості 1тн реагенту на 6,2 тис.руб.
(160,5 - 187,9) тн * 39,9 тис. руб. = - 1093,3 тис. руб.
У той же час, зниження вартості 1 тн реагентів на 6,2 тис. руб. вплинуло на зменшення витрат на хімічні реагенти:
(33,7 - 39,9) тис. руб. * 160,5 тн = -995 тис. руб.
2. За інгібіторів корозії витрати зменшилися на 1783 тис. руб. або 31,1%. Це пов'язано зі зменшенням витрат інгібіторів на 53 т і зниженням вартості 1 т. інгібітора в порівнянні з минулим роком на 2025 тис. руб.
(94,6 - 147,3) тн * 30,2 тис. руб. = - 1591,5 тис. руб.
- За рахунок зменшення витрати інгібіторів
(28,2 - 30,2) тис. руб .* 94,6 тн = - 189,2 тис. руб.
- За рахунок зменшення вартості 1 тн
3. Витрати на воду від УПТЖ для ППД знизилися на 1682 тис. руб. і склали в 2002 р. - 13587 тис. руб., що пов'язано зі зменшенням обсягу спожитої води на 109 тис. м. 3 та витратою матеріалів на 1000 м 3 води на 376 руб.
(3095 - 3204) тис.м. 3 * 4,38 руб. = -477,4 Тис. руб.
(4,394 - 4,76) тис. руб .* 3095 тис. м 3 = - 1145 тис. руб.
4. Витрати на матеріали на капітальний ремонт свердловин знизилися в 2002 р. на 52696 тис. крб., Що пов'язано зі зниженням кількості ремонтів свердловин в порівнянні з 2001р.
У порівнянні з 2000 р. витрати на допоміжні матеріали зросли на 33279 тис.руб. або 24%.
Паливо.
У порівнянні з 2001р, витрати на паливо в 2002 р. склали 10471 тис. руб., Що на 130 тис. руб. або на 1,3% більше, ніж у 2001р.
Збільшення витрат відбулося за рахунок збільшення витрат на сирій газ в сумі 184 тис. руб. або на 2%, що пов'язано зі збільшенням вартості 1 м 3 газу в 2002р. на 16 рублів, або на 2,3%.
(715,2 - 699,4) тис. руб .* 13010 тис. м 3 = 205,6 тис. руб.
Зниження витрат сирого газу на 31 тис. м 3 вплинуло на зменшення витрат на 21,7 тис. руб.
(13010 - 13041) тис.м. 3 * 699,4 руб. = -21,7 Тис. руб.
У той же час знизилися витрати на сухий газ в сумі 54 тис. руб., Що пов'язано зі зниженням витрати газу на 47 тис. м 3 або 1,9% і зниженням вартості 1м 3 газу на 13 руб. або 2,6%.
(2479 - 2526) тис. м 3 * 482,98 = -22,7 тис. руб. - За рахунок зниження витрати газу.
У порівнянні з 2000 р. витрати на паливо зросли на 5281 тис. руб. або 102%.
Енергетичні витрати.
У порівнянні з 2001р витрати на енергію в 2002 р. збільшилися на 16577 тис. руб. або на 23%.
При загальному збільшенні витрат на електроенергію питома вага витрат на електроенергію у собівартості товарної продукції знизився з 5,01% до 4,8%.
Загальний витрата електроенергії у 2002р. знизився на 462тис. кВт год., договірна потужність знизилася на 71 кВт.
Витрати на енергію в 2002 р. збільшилися в порівнянні з 2001 р. в зв'язку зі збільшенням розцінок на:
(0,42 - 0,33) руб .* 155 008 = 13950,7 тис. руб.
- За договірною потужності
(149,28 - 119,09) * 14827кВт * 12 = 5371,5 тис. руб.
У той же час зниження загальної витрати електроенергії на 462 тис. кВт год, договірної потужності на 71 кВт год вплинуло на зменшення витрат на електроенергію в сумі 1864,2 тис. руб.
У порівнянні з 2000 роком витрати на електроенергію зросли на 26769 тис. руб. або 42%.
Капітальний ремонт
У порівнянні з 2001р, витрати на капітальний ремонт у 2002р. склали 350107 тис. руб. або на 168038 тис. руб. менше від рівня минулого року.
На капітальний ремонт свердловин в 2002 р. витрачено 177800 тис. руб., Що на 96820 тис. руб. менше ніж у 2001 р. Вартість 1 ремонту свердловин в 2002 р. становила 405 тис. руб., що на 38 тис. руб. або 10,3% більше від рівня 2001
Витрати на капітальний ремонт інших основних виробничих фондів зменшилися у 2002р. на 71218 тис. руб. і склали 172307 тис. руб.
У порівнянні з 2000 р. витрати на капітальний ремонт зменшилися на 76193 тис. руб. або 18%.
Інші грошові витрати.
У порівнянні з 2001р по статті «Інші грошові витрати» в 2002 р. витрачено 761176 тис. руб. що на 264176 тис. руб. вище рівня 2001р.
У порівнянні з 2001 р. збільшилися транспортні витрати - на 32782 тис. крб., Витрати зі страхування майна (НСГ м. Москва) - на 93193 тис. крб., Страхування фізичних осіб - на 7110 тис. руб., Централізованим відрахувань - на 22986 тис. руб. введені орендна плата за землю - 58706 тис. руб., лізингові платежі - 15771 тис.руб.
У той же час зменшилися інші грошові витрати - на 4689 тис. руб., Послуги «ТатАІСнефть» - на 6983 тис. руб.
У порівнянні з 2000 р. інші грошові витрати збільшилися на 405785 тис. руб. або 114%.
Послуги виробничого характеру з боку.
У порівнянні з 2001 р. витрати на послуги виробничого характеру зі сторони склали в 2002 р. 181405 тис. руб., Що на 145414 тис. руб. або на 44% менше рівня 2001р. Зниження витрат, відносно рівня 2001р., Відбулося за рахунок зменшення видатків за новим методам збільшення нафтовіддачі - на 39163 тис. крб., Послуг для відсипки тимчасових під'їзних шляхів - на 116344 тис. руб. У той же час збільшилися витрати по послугах промислових геофізичних організацій - на 11302 тис. руб.
Щодо рівня 2000 р., витрати на послуги виробничого характеру зросли на 54641 тис. руб. або 43%.
5.2 Прийняття управлінських рішень щодо стабілізації економічного стану підприємства.
Для стабілізації економічного стану підприємства необхідно забезпечити скорочення експлуатаційних витрат на видобуток нафти і утримання об'єктів невиробничої сфери.
Встановити нормативи, лімітуючі витрати по підрозділах, у тому числі непромислової сфери, позареалізаційні витрати з прибутку.
Організувати оперативний облік всіх лімітованих витрат, своєчасний аналіз та прийняття відповідних заходів з виконання встановлених лімітів.
Для зміцнення фінансового становища підприємства необхідний контроль і прискорення оборотності активів НГВУ, зокрема дебіторської заборгованості.
Для покращення фінансових результатів НГВУ - зниження собівартості видобутку нафти, зростання прибутків та рентабельності забезпечити виконання програми з енергозбереження та економічної стабілізації. У поняття «економічна стабілізація» входять всі заходи, спрямовані на зниження витрат у видобутку нафти.
Таблиця 5.1
Основні заходи, спрямовані на виконання програми
економічної стабілізації:
| Найменування заходу | Економічний ефект, тис. руб. |
| Скорочення відбору попутної води (за рахунок регулювання розробки, циклічного відбору рідини, ізоляції вод, зупинки збиткових свердловин) | 4178,8 |
| Скорочення закачування води (зупинка на технічне обмеження, регулювання закачування + циклічна закачування нововведених свердловин) | 2425,2 |
| Протекторний захист водоводів | 2974,1 |
| Бесподходное дослідження нагнітальних свердловин | 10275,0 |
| Використання ШГН після реставрації | 5663,6 |
| Ремонт (випрямлення) і дефектоскопія штанг для повторного використання | 13177,2 |
| Протекторний захист нафтопроводів | 10195,2 |
| Разом: | 93351,0 |
Основні заходи, спрямовані на зниження споживання ПЕР:
| Найменування заходу | Економія (тонн умовного палива) | У% до загального підсумку |
| Скорочення відбору попутної води (за рахунок регулювання розробки, циклічного відбору рідини, ізоляції вод, зупинки збиткових свердловин). | 888,5 | 21,0 |
| Скорочення закачування води (зупинка на технічне обмеження, регулювання закачування + циклічна закачування нововведених свердловин). | 476,9 | 11,3 |
| Впровадження насосів малої продуктивності на КНС | 50,1 | 1,2 |
| Проведення ремонтів без глушіння свердловин | 58,3 | 1,4 |
| Впровадження змінного режиму опалення зі зниженням температури у нічний час і вихідні дні у виробничих і адміністративних будівлях | 161,9 | 3,8 |
| Поліпшення ізоляції теплоіс-котрий лікує обладнання (реконструкція, ремонт, ізоляція теплових мереж і т. п.) | 84,6 | 2,0 |
| Раціональне використання пари в технології переробки нафти | 380,9 | 9,0 |
| Скорочення втрат пари на мийних машинах ТІБ ПРЦГНО | 126,9 | 3,0 |
| Утилізація тепла технологи-чеського пара (повернення пароконден-Сатні суміші від потре-ча в котельню, утилізація тепла випарив деаератора, утилізація теплової енергії після пропарювальних ванн і т. п.) | 98,3 | 2,3 |
| Установка приладів обліку теплоенергії | 96,3 | 2,2 |
| РАЗОМ економія ПЕР: (у т.у.п.) | 4226,6 | 100,0 |
У 2002 році активно велася робота по підвищенню нафтовіддачі пластів і застосування передових технологій і обладнання. Це дозволить отримати чистого прибутку в розмірі 106,9 млн. руб. У кількісному відношенні в 2002 році було проведено 33 заходи. Найбільший ефект отримано від впровадження наступних заходів:
1. Технологія залучення запасів нафти в глинистих колекторах Тульського горизонту Ново-Єлховський площі - 30202,5 тис. руб.
2. Технологія підвищення нафтовіддачі пластів із застосуванням ПДС - 27917, тис. руб.
3. Технологія ОПЗ методами депресійної перфорації "Селен" - 16351,3 тис. руб.
4. Технологія обмеження водотоку видобувних свердловин закачуванням СНПХ - 9633 - 6808,2 тис. руб.
5. Підвищення охоплення пластів впливом закачування ВДС - 4231,9 тис. руб.
6. Впровадження гвинтових насосів з заглибним двигуном - 2668 тис. руб.
7. Удосконалена пакер-гільза - 2477,8 тис. руб.
Передбачається зниження транспортних витрат на суму-14834, 0 тис руб. Найбільший ефект очікується від наступних заходів:
Таблиця 5.3
| Заходи | (Тис. крб.) |
| 1 | 2 |
| Реалізація замортизоване техніки | 565 |
| Реставрація деталей зі списаної нерентабельною техніки (економія витрат на покупку зап. Частин) | 243,7 |
| За рахунок раціонального використання спец. Техніки в НГВУ «ЕН» збільшується обсяг послуг стороннім організаціям | 7852,8 |
| Збільшення обсягу капітального ремонту вузлів і агрегатів власними силами, зменшивши капітальний ремонт цих вузлів сторонніми організаціями | 1410 |
| Зниження транспортних витрат за рахунок зупинки спец техніки на період бездоріжжя | 1155 |
| Зниження понаднормової роботи в порівнянні з фактом 2001 року на 3% | 3703 |
1. Застосування теплоізоляції гирлової арматури нагнітальних свердловин. Як варіант для порівняння (базового варіанту) при розрахунку економічного ефекту від використання теплоізоляції на об'єктах системи ППД прийняті показники експлуатації об'єктів системи ППД без теплоізоляції.
Величина середньорічного ефекту відображає середньорічну суму приросту прибутку від зниження собівартості (за вирахуванням платежів з прибутку) і середньорічної економії джерела капітальних вкладень від використання теплоізоляції гирлової арматури нагнітальних свердловин, а також середньорічне збільшення прибутку від виключення втрат від недоамортизації гирлової арматури (відсутність передчасного списання).
Вихідні дані для розрахунку впливу проведеного заходу на фінансові результати
Таблиця 5.4
| Найменування показників | Варіанти | |
| Базовий-гирлова арматура без теплоізоляції | Новий-гирлова арматура з теплоізоляцією | |
| 1. Вартість гирлової арматури, тис. руб. в тому числі: - Конструкції гирлової арматури - Облаштування гирла свердловини - Земляних робіт - Конструкції теплоізоляції - Робіт на встановлення теплоізоляції 2. Термін служби гирлової арматури, років 3. Вартість прогріву з допомогою ППУ, тис.руб. 4. Кількість прогріванням, шт. / рік 5. Вартість збитків від втрати нафти з-за простою свердловини, тис. руб 6. Вартість ремонту, шт. / рік 7. Частота ремонту, шт. / Рік 8. Норма амортизації гирлової арматури,% Обсяг впровадження | 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 |
Таблиця 5.5
| Показники | Абсолютне значення показників, тис. руб. |
| 1.Среднегодовое зниження собівартості 2.Середньорічна балансовий прибуток 3.Среднегодовой податок на прибуток 4.Среднегодовая економія джерела капітальних вкладень 5. Середньорічне збільшення прибутку від виключення втрат від недоамортизації (зниження збитку в результаті передчасного списання) 6. Вільний залишок (середньорічний ефект) прибутку в розрахунку на: -Одну гирлову арматуру -Обсяг впровадження | (95,269 х0, 1716 +2,016 х2 +6,569 +27,853 х0, 5) - (97,356 х0, 1716х5, 8: 7,5) = 27,956 27,956 7,933 (95,269 +95,269 * 2,5 / 5-97,356): 7,5 = 6,073 95,269 х0, 1716х0, 8: 5 = 2,62 28,716 28,716 х 50 = 1435,8 |
| Розрахунок абсолютних показників Таблиця 5.6 | ||||
| Найменування показників | Од. ізм. | До впровадження | Після впровадження | |
| 1.Себестоімость 1 тн. тов-й продукції руб. 2.Уровень витрат на 1 грн. тов. продукції 3.Прібиль балансова 4.Уровень рентабельності 5.Прірост балансового прибутку 6.Сніженіе собівартості 1 т. нафти | руб. руб. тис. руб. % тис. руб. руб. | 2210,748 0,85810 449424 14,189 | 2209,581 0,85765 450860 14,210 1436 1,167 | |
| Таблиця 5.7 Розрахунок відносних показників | |||
| 7.Сніженіе рівня витрат на 1 грн. тов. Прод. 8.Ізмененіе рівня рентабельності | % % | 0,053 0,021 | |
Е t = Р t - З t (5.1)
де Еt - економічний ефект від використання заходи;
де Рt - вартісна оцінка результатів здійснення заходу (економія витрат, що досягається за рахунок впровадження заходу);
де Зt - вартісна оцінка витрат на здійснення заходу.
Вартісна оцінка результатів здійснення заходу за розрахунковий період включає в себе витрати на будівництво і заміну водоводу, витрати на ліквідацію поривів та рекультивацію грунту через розлив стічної води при поривах трубопроводу, штрафні виплати за екологічний збиток при поривах трубопроводів, а також амортизаційні відрахування на відновлення трубопроводу.
Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу за розрахунковий період враховує витрати на спорудження водоводу і на його протекторний захист, витрати на ліквідацію поривів та рекультивацію грунту, штрафні виплати за екологічний збиток при поривах і амортизаційні відрахування на відновлення трубопроводу.
Згідно з вимогами РД 39-01/06-00001-89 розрахунок виконано з урахуванням дисконтування.
Таблиця 5.8
Вихідні дані до розрахунку економічного ефекту протекторного захисту водоводу.
| Показники | Од. ізм. | Варіанти | |
| базовий | новий | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. Обсяг впровадження | км. | 77,7 | |
| МПТ 114 * 9 мм | 46,4 | ||
| МПТ 89 * 7 мм | 25,3 | ||
| ППТ 159 * 6 мм | 6 | ||
| Кількість протекторів | шт. / км | 3,00 | |
| 2. Кошторисна вартість спорудження 1 км водоводу з МПТ 114 * 9 мм | УРАХУВАННЯМ | 671,75 | 671,75 |
| Кошторисна вартість спорудження 1 км водоводу з МПТ 89 * 7 мм | УРАХУВАННЯМ | 471,11 | 471,11 |
| Кошторисна вартість спорудження 1 км водоводу з ППТ 159 * 6 мм | УРАХУВАННЯМ | 818,54 | 818,54 |
| 3. Термін служби трубопроводу | років | 15 | 35 |
| 4. Частота пориву | шт. / км | 0,015 | 0,001 |
| 5. Вартість ліквідації 1 пориву | УРАХУВАННЯМ | 7,49 | |
| 6. Витрати на рекультивацію грунту в розрахунку на 1 порив | УРАХУВАННЯМ | 2,05 | |
| 7. Вартість робіт з установки протекторної захисту водоводу | УРАХУВАННЯМ | 18,56 | |
| 8. Термін служби протектора | років | 20 | |
| 9. Норма амортизаційних відрахувань на ртрубопровод | 0,083 | ||
| 10. Розмір штрафу за екологічний збиток у розрахунку на один порив | УРАХУВАННЯМ | 22 | |
| 11. Витрати на НДДКР | УРАХУВАННЯМ | 180/840 | |
Таблиця 5.9
| Відображення економічного ефекту. | ||||
| Показники | Варіанти | |||
| МПТ 114 * 9 мм | МПТ 89 * 7 мм | ППТ 159 * 6 мм | РАЗОМ | |
| Обсяг | 46,40 | 25,30 | 6,00 | 77,70 |
| Економічний ефект на 1 км. водоводу | 323,63 | 222,39 | 398,83 | |
| Всього на обсяг впровадження | 15 016,46 | 5 626,48 | 2 392,99 | 23 035,93 |
| Прибуток, що залишається в розпорядженні підприємства у розрахунку на 1 км водоводу | 46,10 | 32,27 | 61,27 | |
| Всього на обсяг впровадження | 2 139,16 | 816,54 | 367,60 | 3 323,30 |
| Відображення економічного ефекту на показниках госпрозрахункової діяльності підприємства | ||||
| Показники | Абсолютне значення показників, тис.руб. | |||
| Порядок розрахунку | МПТ 114 * 9 мм | МПТ 89 * 7 мм | ППТ 159 * 6 мм | |
| 1. Середньорічне зниження собівартості за розрахунковий період | Св / в * 0,083 +0,015 * (Слікв + Срекул + Сштраф) - (Св / в * 0,083 * 15/35 +0,001 * (Слікв + Срекульт + Сштраф) + Спротектор / 35 + Сніокр) | 31,56 | 22,04 | 46,28 |
| 2. Середньорічна балансова прибуток | 31,56 | 22,04 | 46,28 | |
| 3. Середньорічний податок на прибуток | 11,05 | 7,71 | 16,20 | |
| 4. Середньорічна економія джерела капітальних вкладень | Св/в/15-Св/в/35 | 25,59 | 17,95 | 31,18 |
| 5. Прибуток, що залишається в розпорядженні підприємства у розрахунку на 1 км водоводу | (1) + (4) - (3) | 46,10 | 32,27 | 61,27 |
| 6. Прибуток залишається в розпорядженні жении підприємства в розрахунку на весь обсяг | 21139,04 | 816,431 | 367,62 | |
| Розрахунок абсолютних показників Таблиця 5.11 | ||||
| Найменування показників | Од. ізм. | До впровадження | Після впровадження | |
| 1.Себестоімость 1 тн. тов-й продукції руб. 2.Уровень витрат на 1 грн. тов. продукції 3.Прібиль балансова 4.Уровень рентабельності 5.Прірост балансового прибутку 6.Сніженіе собівартості 1 т. нафти | руб. руб. тис. руб. % тис. руб. руб. | 2210,748 0,858 449424 14,189 | 2208,045 0,721 452747 14,295 3323 2,703 | |
| Таблиця 5.12 Розрахунок відносних показників | |||
| 7.Сніженіе рівня витрат на 1 грн. тов. прод. 8.Ізмененіе рівня рентабельності | % % | 0,122 0,106 | |
Економічний ефект від застосування даної технології визначається зниженням витрат на обслуговування нафтопроводів, забезпечених протекторної захистом (якісної ізоляцією) і розраховується відповідно до основних положень РД 39-01/06-00001-89 «Методичні рекомендації щодо комплексної оцінки ефективності заходів, спрямованих на прискорення науково-технічного прогресу в нафтовій промисловості »за формулою (5.1)
Вартісна оцінка результатів здійснення заходу за розрахунковий період включає в себе витрати на будівництво і заміну нафтопроводу, витрати на ліквідацію поривів та рекультивацію грунту через розлив нафти при поривах трубопроводу, штрафні виплати за екологічний збиток при поривах трубопроводів, а також амортизаційні відрахування на відновлення трубопроводу .
Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу за розрахунковий період враховує витрати на спорудження нафтопроводу і на його протекторний захист, витрати на ліквідацію поривів та рекультивацію грунту, штрафні виплати за екологічний збиток при поривах і амортизаційні відрахування на відновлення трубопроводу.
Згідно з вимогами РД 39-01/06-00001-89 розрахунок виконано з урахуванням дисконтування. Ставка дисконтування становить 10%
Таблиця 5.13
| Вихідні дані до розрахунку економічного ефекту протекторного захисту нафтопроводу від грунтової корозії. | |||
| Показники | Од. ізм. | Варіанти | |
| базовий | новий | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. Обсяг впровадження, 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 | |
| Кількість протекторів | шт. | 588 | |
| Кількість протекторів | шт. / км | 3,0 | |
| 2. Кошторисна вартість спорудження 1 км водоводу | |||
| 114 * 4,5 МПТ | УРАХУВАННЯМ | 544,26 | |
| 114 * 4,5 ППТ | УРАХУВАННЯМ | 571,76 | |
| 159 * 6 МПТ | УРАХУВАННЯМ | 758,54 | |
| 159 * 6 ППТ | УРАХУВАННЯМ | 818,54 | |
| 89 * 4,5 МПТ | УРАХУВАННЯМ | 438,55 | |
| 273 * 9 МПТ | УРАХУВАННЯМ | 1 384,77 | |
| 3.Срок служби трубопроводу | Років | 15 | 35 |
| 4.Частота пориву | шт. / км | 0,005 | 0,0001 |
| 5.Стоімость ліквідації 1 пориву | УРАХУВАННЯМ | 7,49 | 7,49 |
| 6.Затрати на рекультивацію грунту в розрахунку на 1 порив | УРАХУВАННЯМ | 2,05 | 2,05 |
| 7.Стоімость робіт з установки протекторної захисту водоводу | УРАХУВАННЯМ | 18,56 | |
| 8.Срок служби протектора | Років | 20 | |
| 9.Норма амортизаційних відрахувань на трубопровід | 0,083 | ||
| 10.Размер штрафу за екологічний збиток у розрахунку на один порив | УРАХУВАННЯМ | 22 | |
| 11.Затрати на НДДКР | УРАХУВАННЯМ | 350/2470 | |
Таблиця 5.14
| Відображення економічного ефекту. | |||||||
| Показники | Варіанти | ||||||
| 114 * 4,5 МПТ | 114 * 4,5 ППТ | 159 * 6 МПТ | 159 * 6 ППТ | 89 * 4,5 МПТ | 273 * 9 МПТ | РАЗОМ | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Обсяг, км | 41,00 | 74,00 | 20,00 | 44,00 | 9,00 | 7,00 | 195,00 |
| Економічний ефект на 1 км. нафтопроводу, тис.руб. | 256,61 | 270,48 | 364,73 | 395,01 | 203,26 | 680,73 | |
| Всього на обсяг впровадження, тис.руб. | 10 520,89 | 20 015,80 | 7 294,64 | 17 380,38 | 1 829,35 | 4 765,13 | 61 806,18 |
| Прибуток, що залишається в розпорядженні підприємства у розрахунку на 1 км нафтопроводу, тис.руб. | 56,28 | 59,14 | 78,57 | 84,81 | 45,28 | 143,71 | |
| Всього на обсяг впровадження, тис.руб. | 2 307,55 | 4 376,53 | 1 571,43 | 3 731,77 | 407,55 | 1 006,00 | 13 400,82 |
| Відображення економічного ефекту на показниках госпрозрахункової діяльності підприємства | |||||||
| Показники | Абсолютне значення показників, тис.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. Середньорічне зниження собівартості за розрахунковий період | Сп / п * 0,083 +0,005 * (Слікв + Срекульт + Сштраф) - (Сн / п * 0,083 * 12/35 +0,0001 * (Слікв + Срекульт + Сштраф) + Спротектор/35 + Сніокр) | 29,17 | 30,67 | 40,86 | 44,13 | 23,40 | 75,01 |
| 2. Середньорічна балансова прибуток | 29,17 | 30,6 | 40,86 | 44,13 | 23,40 | 75,01 | |
| 3. Середньорічний податок на прибуток | 10,21 | 10,7 | 14,30 | 15,45 | 8,19 | 26,25 | |
| 4. Середньорічна економія джерела капітальних вкладень | (Сн / п * 3-Сн / п) / 35 | 37,32 | 39,21 | 52,01 | 56,13 | 30,07 | 94,96 |
| 5. Прибуток, що залишається в розпорядженні підприємства у розрахунку на 1 км н / п | (1) + (4) - (3) | 56,28 | 59,14 | 78,57 | 84,81 | 45,28 | 143,71 |
| 6.Прібиль, що залишається в розпорядженні підприємства у розрахунку на весь обсяг | 2307,5 | 4376,4 | 1571,4 | 3731,64 | 407,52 | 1005,9 | |
| Розрахунок абсолютних показників Таблиця 5.16. | ||||
| Найменування показників | Од. ізм. | До впровадження | Після впровадження | |
| 1.Себестоімость 1 тн. тов-й продукції руб. 2.Уровень витрат на 1 грн. тов. продукції 3.Прібиль балансова 4.Уровень рентабельності 5.Прірост балансового прибутку 6.Сніженіе собівартості 1 т. нафти | руб. руб. тис. руб. % тис. руб. руб. | 2210,748 0,858 449424 14,189 | 2201,723 0,854 460519 14,540 11095 9,025 | |
| Таблиця 5.17 Розрахунок відносних показників | |||
| 7.Сніженіе рівня витрат на 1 грн. тов. прод. 8.Ізмененіе рівня рентабельності | % % | 0,400 0,351 | |
Результат фінансово-господарської діяльності зміниться наступним чином:
Ціна 1 т. нафти без ПДВ та акцизу -2576,318 руб.
Собівартість 1 т. товарної нафти - 2198,508 руб.
Товарна продукція за ціною підприємства -3761560 тис. руб.
Собівартість товарної продукції всього - 3187321 тис. крб.
Прибуток від основної діяльності - 574239 тис. руб.
Прибуток, збитки від іншої діяльності - -45504 тис. руб.
Відсотки до сплати - 62481
Операційні доходи - 18271
Операційні витрати - 125834
Позареалізаційні доходи - 51797
Позареалізаційні витрати - 252163
Балансовий прибуток - 253840
Податок на прибуток - 60922
Прибуток після оподаткування - 97403.
У результаті приріст прибутку становитиме 11439 тис. руб.
Сьогодні колектив фахівців НГВУ «Елховнефть» продовжує пошук нових технологій, спрямованих на зниження собівартості видобутку нафти.
ВИСНОВОК
У процесі розкриття теми дипломної роботи були вивчені наступні питання:
- Дослідження цілей, завдань і методів антикризового менеджменту, їх практичне застосування;
- Проведена діагностика фінансового стану підприємства;
- Розроблені заходи щодо стабілізації фінансово-економічного стану.
На підставі проведеного аналізу можна зробити наступний висновки:
1. Розробляються площі НГВУ «Елховнефть» перебувають у пізній стадії розробки і характеризуються низьким дебітом свердловин. Незважаючи на це, підприємство з року в рік нарощує обсяг видобутку нафти.
2. У період 2000-2002 рр.., НГВУ «Елховнефть» успішно працювало і домагалося позитивних результатів. Це підтверджує аналіз техніко-економічних показників.
Кількість видобутої нафти в 2001 р. склало - 1472,9 тис.т. або 102,7% до 2000 р., а за 2002 р 1460 тис. т. або 102,1% до 2000 р.
Балансова прибуток у 2002 році склала 238789 тис.руб., Що менше ніж у 2001 р. на 403532 тис. руб. і на 1156936 тис. крб. менше, ніж у 2000 р. Значне зростання балансового прибутку в 2000 р. пов'язане із зростанням цін на нафту в 2,7 рази і на нафтопродукти в 2 рази. Зниження балансового прибутку пов'язане із зростанням собівартості.
Собівартість 1 тонни нафти в 2002 р. склала 2211 руб. / Т. це на 631 руб. / т більше, ніж у 2001 р. і на 1115 руб. / т. більше, ніж у 2000 р. Це пов'язано з інфляційним зростанням цін на електроенергію, паливо, матеріали, послуги, а також зі зростанням амортизації основних фондів, викликаним переоцінкою основних засобів та введенням у 2002 р. НДПІ, який на кінець року склав 668,2 руб. / тн.
3. Динаміка виручки позитивна. У результаті переоцінки основних засобів у 2002 р., зростає середня величина активів, яка перевищує зростання виручки, зростає собівартість - абсолютна величина прибутку знижується і, як наслідок, знижується ефективність діяльності підприємства. Зниження прибутку вплинуло на зниження рентабельності підприємства.
4. На підставі проведеного аналізу фінансового стану підприємства і, звертаючись до законодавчо встановленим критеріям визнання підприємства неплатоспроможним, закріпленим «Методичними положеннями з оцінки фінансового стану підприємства і встановлення незадовільної структури балансу», слід зазначити, що коефіцієнти ліквідності і забезпеченості власними засобами вище своїх нормативних значень. Це дозволяє зробити висновок про задовільну структурі балансу НГВУ «Елховнефть» і платоспроможності самого підприємства.
4. Зона безпеки НГВУ «Елховнефть» у 2002 році склала 69,9%. Вона знизилася на 2,3% в порівнянні з 2001 роком, що обумовлено зростанням собівартості продукції і зниженням ціни на її реалізацію. Це свідчить про погіршення фінансового стану підприємства.
5. У світлі антикризового менеджменту, для стабілізації економічного стану підприємства необхідно забезпечити скорочення експлуатаційних витрат на видобуток нафти і на утримання об'єктів невиробничої сфери.
Встановити нормативи на позареалізаційні витрати з прибутку, що лімітують витрати по підрозділах, у тому числі по непромислової сфері.
Організувати оперативний облік всіх лімітованих витрат, своєчасний аналіз та прийняття відповідних заходів для виконання встановлених лімітів.
Для зміцнення фінансового становища підприємства необхідний контроль і прискорення оборотності активів НГВУ, зокрема дебіторської заборгованості.
Для стабілізації економічного стану підприємства, зниження собівартості нафти запропоновано заходи щодо стабілізації економічного стану. У результаті впровадження заходів щодо стабілізації економічного стану НГВУ, зниження виробничих витрат складе 93,351 млн. руб.
На прикладі кількох заходів зроблений розрахунок ефективності та впливу на фінансові результати НГВУ:
1. Застосування теплоізоляції гирлової арматури нагнітальних свердловин.
2. Технологія протекторного захисту промислових водоводів від грунтової корозії.
3. Технологія протекторного захисту промислових нафтопроводів від грунтової корозії.
ЛІТЕРАТУРА.
1. Бухгалтерський звіт за 2001 р.
2. Бухгалтерський звіт за 2002 р.
3. Геологічний звіт за 2002 р.
4. Звіти по розрахунку економічної ефективності від впровадження нової техніки і технології.
5. Пояснювальна записка до річного звіту за 2001 р.
6. Пояснювальна записка до річного звіту за 2002 р.
7. Закон Російської Федерації «Про неспроможність (банкрутство)» Федеральний Закон від 26.10.2002 р. № 127 - ФЗ.
8. РД 39-01/06-000-89. Методичні рекомендації щодо комплексної оцінки ефективності заходів, спрямованих на прискорення науково-технічного прогресу в нафтовій промисловості. - М., 1989 р.
9. Астахов В.П. «Бухгалтерський фінансовий облік» Москва, «ІКЦ« МарТ », 2003 р.
10. Бочаров В.В. «Фінансовий аналіз», Москва, Санкт-Петербург, Нижній Новгород, Воронеж, Ростов-на Дону, «ПІТЕР», 2002 р.
11. Горфинкель В.Я. «Економіка підприємства», Москва, «Юніті», 2001 р.
12. Єгоров В.І., Побєдоносцева М.М. «Економіка нафтогазовидобувної промисловості», Москва, «Надра», 2001 р.
13. Єфімова О.В. «Фінансовий аналіз», Москва, «Бухгалтерський облік», 2002 р.
14. Злотникова Л.Г., Колосков В.А., Матвєєв Ф. Р., Побєдоносцева М.М. Аналіз господарської діяльності підприємств нафтової і газової промисловості .- М., «Надра», 2000 р.
15. Ковальов В.В. «Введення у фінансовий менеджмент», Москва, «ФІНАНСИ І СТАТИСТИКА», 2001 р.
16. Козлова Є. П. «Бухгалтерський облік у промисловості», Москва, Фінанси і статистика, 2002 р.
17. Короткова Е.М. «Антикризове управління», Москва, ИНФРА-М, 2000 р.
18. Кошкін В.І., Карпов П.А., Модульна програма для менеджерів «Антикризове управління», ИНФРА-М, 2000 р.
19. Крутик А.Б., Муравйов А.І., Санкт-Петербург, «ПІТЕР», 2001 р.
20. Савицька Г.В. Аналіз господарської діяльності підприємства .- К.: ТОВ "Нове знання", 2002 р.
21. Селезньова М.М., Іонова А.Ф. «Фінансовий аналіз» - Москва, «ЮНИТИ», 2002 р.
22. Табурчак П.П., Тумин В.М., Саприкіна М.С. «Аналіз і діагностика фінансово-господарської діяльності підприємства», РОСТОВ-НА-ДОНУ, «ФЕНІКС», 2002 р.
23. Уткін Е.А., Бінецький А.Е. «Аудит і керування неспроможним підприємством», Москва 2000 г.
24. Шеремет А.Д., Сайфулін Р.С., Негашев Є.В. «Методика фінансового аналізу», Москва, «ИНФРА-М», 2002 р.
Таблиця
| Звіт про прибутки та збитки (форма № 2) | ||||
| Найменування показника | код стор | за 2000 | за 2001 | за 2002 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. Доходи і витрати по звичайних видах діяльності | ||||
| Виручка (нетто) від продажу товарів, продукції, робіт, послуг | ||||
| (За мінусом податку на додану вартість, акцизів і | ||||
| аналогічних обов'язкових платежів) | 10 | 3248509 | 3402982 | 3716056 |
| в тому числі від продажу: | 11 | |||
| 12 | ||||
| 13 | ||||
| Собівартість проданих товарів, продукції, робіт, послуг | 20 | 1738242 | 2519951 | 3202372 |
| в тому числі проданих: | 21 | |||
| 22 | ||||
| 23 | ||||
| Валовий прибуток | 29 | 1510267 | 883031 | 513684 |
| Комерційні витрати | 30 | 15936 | 7443 | |
| Управлінські витрати | 40 | |||
| Прибуток (збиток) від продажу (рядки 010-020-030-040) | 50 | 1494331 | 875588 | 513684 |
| II. Операційні доходи і витрати | ||||
| Відсотки до отримання | 60 | 656 | ||
| Відсотки до сплати | 70 | 53237 | 62481 | |
| Доходи від участі в інших організаціях | 80 | 77 | ||
| Інші операційні доходи | 90 | 10758 | 11179 | 18271 |
| Інші операційні витрати | 100 | 82664 | 71565 | 125834 |
| Прибуток (збиток) від фінансово-господарської діяльності | ||||
| (Рядки 050 +060-070 +080 +090-100) | 110 | |||
| III. Позареалізаційні доходи і витрати | ||||
| Позареалізаційні доходи | 120 | 58642 | 68927 | 51797 |
| Позареалізаційні витрати | 130 | 643632 | 446232 | 252163 |
| Прибуток (збиток) до оподаткування | ||||
| (Рядки 050 +060-070 +080 +090-100 +120-130) | 140 | 837435 | 385393 | 143274 |
| Податок на прибуток та інші аналогічні обов'язкові платежі | 150 | 418718 | 192696 | 57309 |
| Прибуток (збиток) від звичайної діяльності | 160 | 418717 | 192697 | 85965 |
| IV. Надзвичайних доходи і витрати | ||||
| Надзвичайних доходи | 170 | |||
| Надзвичайних витрати | 180 | |||
| Чистий прибуток (нерозподілений прибуток (збиток) звітного | ||||
| періоду) рядки (160 +170-180) | 190 | 418717 | 192697 | 85964 |
ДОДАТОК 6.
| Розрахунок економічного ефекту від використання протекторного захисту водоводів від грунтової корозії | ||||
| Показники | Абсолютне значення показників, тис.руб. | |||
| 1 | 2 | 3 | ||
| 1. Коефіцієнт приведення | ||||
| 1 рік | 0,9091 | |||
| 16 років | 0,2176 | |||
| 1921 | 0,1351 | |||
| 1931 | 0,0521 | |||
| За амортизаційний період 12 років | 6,8136 | |||
| За розрахунковий період 35 років | 9,6438 | |||
| 2. для МПТ 114 * 9 мм | ||||
| 1 Вартісна оцінка результатів (економія витрат на 1 км. Водоводу | 1 334,10 | |||
| * Замінений трубопровід | Стор * (0,9091 +0,2176 +0,0521) | 791,853 | ||
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,015 * 9,6438 | 1,08348 | ||
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,015 * 9,6438 | 0,29655 | ||
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,015 * 9,6439 | 3,18249 | ||
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 9,6438 | 537,688 | ||
| 2 Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу в розрахунку на 1 км водоводу | 1 010,47 | |||
| * Вартість споруди | 0,9091 * Стор | 610,683 | ||
| * Протекторний захист | 18,56 * (0,9091 +0,1351) | 19,3804 | ||
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,001 * 9,6438 | 0,07223 | ||
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,001 * 9,6439 | 0,01977 | ||
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,001 * 9,6440 | 0,21217 | ||
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 6,8136 | 379,891 | ||
| * Питомі витрати на НДДКР | 0,21 | |||
| 3 МПТ 89 * 7 мм | ||||
| 1 Вартісна оцінка результатів (економія витрат на 1 км. Водоводу | 937,01 | |||
| * Замінений трубопровід | Стор * (0,9091 +0,2176 +0,0521) | 555,348 | ||
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,015 * 9,6438 | 1,08348 | ||
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,015 * 9,6438 | 0,29655 | ||
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,015 * 9,6439 | 3,18249 | ||
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 9,6438 | 377,096 | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| 2 Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу в розрахунку на 1 км водоводу | 714,62 | |||
| * Вартість споруди | 0,9091 * Стор | 428,289 | ||
| * Протекторний захист | 18,56 * (0,9091 +0,1351) | 19,3804 | ||
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,001 * 9,6438 | 0,07223 | ||
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,001 * 9,6439 | 0,01977 | ||
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,001 * 9,6440 | 0,21217 | ||
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 6,8136 | 266,428 | ||
| * Питомі витрати на НДДКР | 0,21 | |||
| 4 ППТ 159 * 6 мм | ||||
| 1 Вартісна оцінка результатів (економія витрат на 1 км. Водоводу | 1 624,45 | |||
| * Замінений трубопровід | Стор * (0,9091 +0,2176 +0,0521) | 964,894 | ||
| * Ліквідація пориву | 6,45 * 0,015 * 9,6438 | 0,93304 | ||
| * Рекультивація грунту | 1,77 * 0,015 * 9,6438 | 0,25604 | ||
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,015 * 9,6439 | 3,18249 | ||
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 9,6438 | 655,188 | ||
| 2 Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу в розрахунку на 1 км водоводу | 1 225,62 | |||
| * Вартість споруди | 0,9091 * Стор | 744,134 | ||
| * Протекторний захист | 17,31 * (0,9091 +0,1351) | 18,0751 | ||
| * Ліквідація пориву | 6,45 * 0,001 * 9,6438 | 0,0622 | ||
| * Рекультивація грунту | 1,77 * 0,001 * 9,6439 | 0,01707 | ||
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,001 * 9,6440 | 0,21217 | ||
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 6,8136 | 462,907 | ||
| * Питомі витрати на НДДКР | 0,21 | |||
| 5 Економічний ефект на 1 км для МПТ 114 * 9 мм | 323,63 | |||
| 6 Економічний ефект на 1 км для МПТ 89 * 7 мм | 222,39 | |||
| 7 Економічний ефект на 1 км для ППТ 159 * 6 мм | 398,83 | |||
ДОДАТОК 7.
Установки ГН призначені для видобутку нафти з похило - спрямованих кущових свердловин діаметром 140, 146, 148 мм. | Розрахунок економічного ефекту від використання протекторного захисту нафтопроводів від грунтової корозії | |||
| Показники | Абсолютне значення показників, тис.руб. | Економ. ефект на 1 км. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. Коефіцієнт приведення | |||
| 1 рік | 0,9091 | ||
| 8 років | 0,4665 | ||
| 15 років | 0,2394 | ||
| 16 років | 0,2176 | ||
| 1921 | 0,1351 | ||
| 1922 | 0,1228 | ||
| 1931 | 0,0521 | ||
| За амортизаційний період 12 років | 6,8136 | ||
| За амортизаційний період 27 років | 9,2369 | ||
| За розрахунковий період 35 років | 9,6438 | ||
| 2. для 114 * 4,5 МПТ | 256,61 | ||
| 1. Вартісна оцінка результатів (економія витрат на 1 км. Нафтопроводу) | 1 078,75 | ||
| * Замінений трубопровід | Стор * (0,9091 +0,2176 +0,0521) | 641,58 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,005 * 9,6438 | 0,36 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,005 * 9,6438 | 0,10 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,005 * 9,6439 | 1,06 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 9,6438 | 435,65 | |
| 2. Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу в розрахунку на 1 км нафтопроводу | 822,14 | ||
| * Вартість споруди | 0,9091 * Стор | 494,79 | |
| * Протекторний захист | 18,56 * (0,9091 +0,1351) | 19,38 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,0001 * 9,6438 | 0,01 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,0001 * 9,6439 | 0,00 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,0001 * 9,6440 | 0,02 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 6,8136 | 307,80 | |
| * Питомі витрати на НДДКР | 0,14 | ||
| 3. для 114 * 4,5 ППТ | 270,48 | ||
| 1. Вартісна оцінка результатів (економія витрат на 1 км. Нафтопроводу) | 1 133,17 | ||
| * Замінений трубопровід | Стор * (0,9091 +0,2176 +0,0521) | 673,99 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,005 * 9,6438 | 0,36 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,005 * 9,6438 | 0,10 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,005 * 9,6439 | 1,06 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 9,6438 | 457,66 | |
| 2. Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу в розрахунку на 1 км нафтопроводу | 862,69 | ||
| * Вартість споруди | 0,9091 * Стор | 519,79 | |
| * Протекторний захист | 18,56 * (0,9091 +0,1351) | 19,38 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,0001 * 9,6438 | 0,01 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,0001 * 9,6439 | 0,00 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,0001 * 9,6440 | 0,02 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 6,8136 | 323,35 | |
| * Питомі витрати на НДДКР | 0,14 | ||
| 4. для 159 * 6 МПТ | 364,73 | ||
| 1. Вартісна оцінка результатів (економія витрат на 1 км. Нафтопроводу) | 1 502,85 | ||
| * Замінений трубопровід | Стор * (0,9091 +0,2176 +0,0521) | 894,17 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,005 * 9,6438 | 0,36 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,005 * 9,6438 | 0,10 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,005 * 9,6439 | 1,06 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 9,6438 | 607,16 | |
| 2. Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу в розрахунку на 1 км нафтопроводу | 1 138,12 | ||
| * Вартість споруди | 0,9091 * Стор | 689,59 | |
| * Протекторний захист | 18,56 * (0,9091 +0,1351) | 19,38 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,0001 * 9,6438 | 0,01 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,0001 * 9,6439 | 0,00 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,0001 * 9,6440 | 0,02 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 6,8136 | 428,98 | |
| * Питомі витрати на НДДКР | 0,14 | ||
| 5. для 159 * 6 ППТ | 395,01 | ||
| 1. Вартісна оцінка результатів (економія витрат на 1 км. Нафтопроводу) | 1 621,60 | ||
| * Замінений трубопровід | Стор * (0,9091 +0,2176 +0,0521) | 964,89 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,005 * 9,6438 | 0,36 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,005 * 9,6438 | 0,10 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,005 * 9,6439 | 1,06 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 9,6438 | 655,19 | |
| 2. Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу в розрахунку на 1 км нафтопроводу | 1 226,59 | ||
| * Вартість споруди | 0,9091 * Стор | 744,13 | |
| * Протекторний захист | 18,56 * (0,9091 +0,1351) | 19,38 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,0001 * 9,6438 | 0,01 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,0001 * 9,6439 | 0,00 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,0001 * 9,6440 | 0,02 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 6,8136 | 462,91 | |
| * Питомі витрати на НДДКР | 0,14 | ||
| 6. для 89 * 4,5 МПТ | 203,26 | ||
| 1. Вартісна оцінка результатів (економія витрат на 1 км. Нафтопроводу) | 869,50 | ||
| * Замінений трубопровід | Стор * (0,9091 +0,2176 +0,0521) | 516,96 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,005 * 9,6438 | 0,36 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,005 * 9,6438 | 0,10 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,005 * 9,6439 | 1,06 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 9,6438 | 351,03 | |
| 2.Стоімостная оцінка витрат на здійснення заходу в розрахунку на 1 км нафтопроводу | 666,24 | ||
| * Вартість споруди | 0,9091 * Стор | 398,68 | |
| * Протекторний захист | 18,56 * (0,9091 +0,1351) | 19,38 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,0001 * 9,6438 | 0,01 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,0001 * 9,6439 | 0,00 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,0001 * 9,6440 | 0,02 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 6,8136 | 248,01 | |
| * Питомі витрати на НДДКР | 0,14 | ||
| 7. для 273 * 9 МПТ | 680,73 | ||
| 1. Вартісна оцінка результатів (економія витрат на 1 км. Нафтопроводу) | 2 742,31 | ||
| * Замінений трубопровід | Стор * (0,9091 +0,2176 +0,0521) | 1 632,37 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,005 * 9,6438 | 0,36 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,005 * 9,6438 | 0,10 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,005 * 9,6439 | 1,06 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 9,6438 | 1 108,42 | |
| 2. Вартісна оцінка витрат на здійснення заходу в розрахунку на 1 км нафтопроводу | 2 061,57 | ||
| * Вартість споруди | 0,9091 * Стор | 1258,89 | |
| * Протекторний захист | 18,56 * (0,9091 +0,1351) | 19,38 | |
| * Ліквідація пориву | 7,49 * 0,0001 * 9,6438 | 0,01 | |
| * Рекультивація грунту | 2,05 * 0,0001 * 9,6439 | 0,00 | |
| * Штрафні виплати за екологічний збиток | 22 * 0,0001 * 9,6440 | 0,02 | |
| * Амортизація | Стор * 0,083 * 6,8136 | 783,13 | |
| * Питомі витрати на НДДКР | 0,14 | ||
| РАЗОМ | 1 914,22 | ||
Їх особливість полягає в тому, що для зміни насоса немає необхідності в глушіння свердловини і в бригаді поточного ремонту.
Установки електровінтових насосів також як і ЕЦН харчуються через електрокабель, але довжина їх коротше установок ЕЦН, що є перевагою, що дозволяє уникнути ускладнень при спуско-підйомах.
Установки ЕВН призначені для відкачування в'язких нафт, однак, вони показують хорошу роботу і на малов'язких нафтах.
Щоб зменшити небезпеку пошкодження кабелю при спуско-підйомних операціях, установки рекомендується спускати на насосно-компресорних трубах діаметром 60 мм. Рекомендована глибина спуску установок 1200-1400 метрів.
2. ОРГАНІЗАЦІЙНО - ЕКОНОМІЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА НГВУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»
2.1. Організаційна структура НГВУ «Елховнефть»
НГВУ «Елховнефть» входить до складу ВАТ «Татнефть» як структурної одиниці і діє на підставі Положення про НГВУ.
До складу НГВУ входять: ЦДНГ-1,2,3,4 ЦППД, ПРЦЕіЕ, ЕНПУ, ЦКППН, ТЕЦ, ЦПРС, ЦКРС, ЦНІПР, ПРЦЕО, ПРЦГНО, ЦАП, ЦКРЗіС (основні бригади, база відпочинку «Сонячний», готель «Елхов », столові, група промислової естетики), ЦПК, Атестаційний пункт, СРЦ, ЕУТТ, апарат управління, санаторій профілакторій« Елховец ».
НГВУ очолюється начальником управління. Начальник управління призначається на посаду і звільняється наказом генерального директора ВАТ «Татнафта.
Начальник НГВУ здійснює загальне керівництво за діяльністю управління і через своїх заступників всіма відділами, службами та структурними підрозділами НГВУ.
Положення про внутрішні підрозділи, структура і штати затверджуються начальником управління стосовно до типових структурам і штатів, затвердженим ВАТ «Татнефть» і вищестоящими органами, виходячи з обсягу, існуючих нормативів та умов роботи.
Розподіл обов'язків між інженерно-технічними працівниками та представниками НГВУ проводиться у відповідності з посадовими інструкціями, затвердженими начальником управління.
Заступниками начальника управління є: головний інженер-перший заступник начальника управління, головний геолог-заступник начальника управління, заступник начальника управління з економічних питань, заступник начальника управління з будівництва, заступник начальника управління з загальних питань.
Головному інженеру-першому заступнику начальника управління підпорядковується: виробничо-технічний відділ, служба промислової безпеки та служба у боротьбі з корозією і охорони природи, ЦІТС, ЕНПУ, служба головного механіка, відділ головного енергетика, служба АСУ і ВТ, ЦПК, Атестаційний пункт, відділ управління кадрами (в частині організації праці, атестації та раціоналізації робочих місць, створення нових робочих місць, атестації ІТП, перетаріфікаціі робітників на основі Єдиної тарифної сітки, організації конкурсів, підготовки кадрів і роботи з молодими фахівцями, молоддю), МДР (в частині охорони природи в питаннях землекористування), ЦДНГ-1,2,3,4, ЦКППН, ЦНІПР (за своєю номенклатурою), ПРЦГНО, ЕНПУ, ЦПРС, ЦКРЗС, ПРЦЕіЕ, ТЕЦ, ПРЦЕО і ЦАП підпорядковуються через відповідних головних спеціалістів і начальників відділів, служб.
Головному геологу-заступнику начальника управління підпорядковуються: технологічний відділ розробки нафтових і газових родовищ, геологічний відділ, МДР, ЦНІПР, геологічні служби ЦДНГ, ЦКРС і ЦППД.
Заступнику начальника управління з економічних питань підпорядковуються: відділ управління кадрами, планово-економічний відділ, юридична служба, відділ бухгалтерського обліку, ревізійна служба, громадські організації ТОВ «Елховлес» і ТОВ «Кічучат», в галузі фінансового забезпечення група промислової естетики, здоровпункти, ЦКРЗіС (робочі столові й торговельні точки, підвідомчі НГВУ), санаторій-профілакторій «Елховец».
Заступнику начальника управління з будівництва підпорядковуються: відділ з проектування та облаштування родовищ, МДР, СРЦ та УАД ЕУТТ (в частині виконання обсягів робіт), ЦКРЗіС (в частині капітального ремонту та будівництва), група промислової естетики, ТОВ «Елховлес» (головування Радою) , ТОВ «Кічучат» (з питань будівництва та капітального ремонту).
Заступнику начальника управління з загальних питань підпорядковуються: відділ матеріально-технічного постачання і підготовки виробництва, центральний склад, ЕУТТ (у тому числі УАД ЕУТТ), господарський відділ, ЕНПУ (з питань реалізації), відділ допоміжних структур, ТОВ «Кічучат», служби постачання структурних підрозділів, служба безпеки, служби з охорони матеріальних цінностей структурних підрозділів, здоровпункти, ЦКРЗіС (база відпочинку «Сонячний», готель «Елхов», робочі столові й торговельні точки, підвідомчі НГВУ-за змістом, технічного і виробничого стану), санаторій-профілакторій «Елховец».
Центральна інженерно-технічна служба забезпечує узгоджену роботу цехів основного і допоміжного виробництва, здійснює оперативне керівництво всіма цехами та службами НГВУ (ЦДНГ, ЦППД, ЦКППН, ПРЦЕіЕ, ТЕЦ, ПРЦЕО, ЦПРС, ЦКРС, ЦАП, СРЦ, ЕНПУ).
2.2. Динаміка основних ТЕП за 2000 - 2002 роки
У ході проведення аналізу основних техніко - економічних показників НГВУ «Елховнефть» за 2000 -2002 роки, слід приділити увагу тим обставинам, які спричинили за собою їх зміна, а саме, в умовах якої фінансово - економічної політики функціонувало підприємство.
У цілому НГВУ з поставленими завданнями впорався.
На основі даних таблиці 2.1. проаналізуємо динаміку основних техніко-економічних показників.
Таблиця 2.1.
Основні техніко-економічні показники НГВУ «Елховнефть»
| Найменування показників | Од. ізм. | 2000р. | 2001р. | 2002р. | Відхилення | ||||||||
| +, - | % | ||||||||||||
| 2001 до 2000 | 2002к 2001 | 2001 до 2000 | 2002 до 2001 | ||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 8 | 9 | |||
| 1.Добича нафти НГВУ | тис.т | 1434,7 | 1472,9 | 1460,0 | 38,2 | -12,9 | 102,7 | 99,1 | |||||
| 2.Обводненность нафти | % | 77,6 | 77,0 | 76,2 | -0,6 | -0,8 | 99,2 | 99,0 | |||||
| 3. Середньодобовий дебіт 1скв. -По нафті -По рідини | т / добу | 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. Видобуток нафти за способами експлуатації: -Фонтанні -Насосами в т.ч. ЕЦН 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. Товарна продукція | т.руб | 2707990 | 2703247 | 316724 | -4743 | 464027 | 99,8 | 117,2 | |||||
| 6. Введення нових свердловин -Нафтових -Нагнітальних | вкв. вкв. | 28 45 | 40 40 | 37 36 | 12 -5 | -3 -4 | 142,9 88,9 | 92,5 90 | |||||
| 7. Експлуатаційний фонд свердловин на кінець року: -Нафтових -Нагнітальних | вкв. вкв. | 1724 667 | 1786 702 | 1796 740 | 62 35 | 10 38 | 103,6 105,2 | 100,6 105,4 | |||||
| 8. Середньорічний діючий фонд свердловин -Нафтових -Нагнітальних | вкв. вкв. | 1454,3 646 | 1636,6 650 | 1689,4 690 | 182,3 4 | 52,8 40 | 112,5 100,6 | 103 106 | |||||
| 9. Міжремонтний період роботи свердловин - всього в т.ч. ЕЦН ШГН | на добу. на добу. на добу. | 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 основних фондів | т.руб | 557685 | 720183 | 1146000 | 162498 | 425817 | 129,1 | 159 | |||||
| Продовження таблиці 2.1 | |||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |||||
| 11. Середньорічна вартість основних фондів -Промисловість | т.руб | 3180425 2934304 | 3491886 3091970 | 7117397 6992885 | 311461 157666 | 3625511 3900915 | 109,8 105,4 | 204 226 | |||||
| 12 Чисельність всього персоналу в т. ч. - ППП -Непромис. персонал -Будівництво | чол. чол. чол. чол. | 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 плати праці в.т.ч. -ППП -Непромис. персонал -Будівництво | 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 -Непромис. персонал -Будівництво | 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. Собівартість 1 т нафти і газу | руб. | 1095,9 | 1580 | 2211 | 484,1 | 631 | 144,2 | 140 | |||||
| 16. Балансова прибуток | т.руб | 1395725 | 642321 | 238789 | -753404 | -403532 | 46,0 | 37,2 | |||||
1. Видобуток нафти.
Обсяг видобутку нафти в 2002 році склав 1460 тис. т. - це 102,1% до норм відбору нафти, але 99,1% щодо рівня 2001 року. У 2001 році видобуток склав 102,7% обсягу 2000 року .. Таким чином відбулося зниження видобутку, даний факт спричинений погіршенням гірничо - геологічних умов розробки площ, зниженням середньодобового дебіту свердловин. Для стабілізації становища, в НГВУ проводяться геолого - технічні заходи: у 2002 році введено з буріння 37 нових видобувних свердловин, що вище рівня 2000 року на 32%, однак нижче ніж у 2001 році на 3 свердловини або 7,5%. Обсяг видобутку з нових свердловин в 2002 році знизився і склав 69,9% від видобутку 2001 року. З метою підтримки обсягу видобутку нафти проводяться заходи по введенню нових нагнітальних і свердловин з бездії. Широко застосовуються методи збільшення нафтовіддачі пластів, - роботи ведуться по 22 технологіям, обсяг видобутку за рахунок цього щорічно збільшується, і в 2002 році склав 314 тис. тонн, що на 20,8% вище, ніж у 2001 році.
2. Обводненість продукції з кожним роком зменшується. У 2002 році в порівнянні з 2001 роком обводненість продукції по НГВУ зменшилася з 77% до 76,2%. У порівнянні С2000 роком обводненість зменшилася на 1,4%.
За рахунок застосування циклічної закачування обсяг закачиваемой води знижується, наслідком чого є зниження обсягів відбору рідини і відсотка обводнення.
3. Середньодобовий дебіт однієї свердловини у 2002 році склав 2,9 т / добу. по нафті і 12,1 т. на добу. по рідини. Середньодобовий дебіт по нафті в 2002 році на 0,1 т. на добу. більше, ніж у 2001 році і на 0,2 т. на добу. менше, ніж у 2000 році.
4. Видобуток нафти за способами експлуатації.
У НГВУ «Елховнефть використовують насосну видобуток нафти, в тому числі ЕЦН і ШГН. Видобуток нафти механізованим способом за 2002 рік склала 100%, в тому числі ЕЦН - 20%, СКН - 80%.
Видобуток свердловин, обладнаних ЕЦН, зросла в порівнянні з 2001 роком на 1,5%, в порівнянні з 2000 роком - на 14,2% знизилася.
Видобуток нафти по свердловинах, обладнаним ШГН, у 2002 році зменшилася в порівнянні з 2001 роком на 0,4% у зв'язку з тим, що в 2002 році з - за обмежень по здачі нафти вироблялися зупинки малодебітних фонду обладнання ШГН.
5.Товарная продукція.
У 2002 році товарна продукція виросла і склала 3167274 тис. крб., Що на 17,2% більше, ніж у 2001 році та на 17% більше, ніж у 2000 році. Збільшення відбулося за рахунок зростання цін на нафту.
6. Введення нових свердловин по НГВУ
У 2002 році було введено 37 нафтових і 36 нагнітальних свердловин, що менше на 3 нафтових і 4 нагнітальних свердловини в порівнянні з 2001 роком.
7. Експлуатаційний фонд свердловин на кінець 2002 року збільшився в порівнянні з 2001 роком на 10 нафтових і на 38 нагнітальних свердловин. У 2001 році експлуатаційний фонд збільшився на 62 нафтових і 35 нагнітальних свердловин в порівнянні з 2000 роком.
8.Среднегодовой фонд діючих нафтових свердловин.
У 2002 році в порівнянні з минулим роком среднедействующее фонд нафтових свердловин виріс на 52,8 свердловини, за рахунок введення 37 нових свердловин з буріння і освоєння свердловин з бездії. У 2001 році відбулося збільшення середньорічного чинного фонду на 182 нафтових і 4 нагнітальних свердловин.
9. У 2002 році міжремонтний період роботи свердловин зменшився на 37 діб і склав 768 діб порівняно з 2001 роком. По свердловинах, обладнаним ЕЦН, міжремонтний період свердловин збільшився на 219 діб порівняно з 2001 роком і на 289 діб порівняно з 2000 роком. Міжремонтний період свердловин, обладнаних ШГН, в 2002 році знизився на 155 діб порівняно з 2001 роком і на 122 діб порівняно з 2000 роком. Зниження відбулося через виробництво на експлуатаційному фонді ремонтів, пов'язаних з демонтажем насосного обладнання у зв'язку з переведенням свердловин в розряд нерентабельних. У 2001 році такі роботи не проводилися.
10. У 2002 році введення основних фондів збільшився на 425817 тис.руб., В порівнянні з 2001 роком і склав 1146000 тис.руб. Це на 59,1% більше, ніж у 2001 році і на 105% більше, ніж у 2000 році.
11. Середньорічна вартість основних фондів збільшилася в 2002 році на 3625511 тис.руб. в порівнянні з 2001 роком і на 3936972 тис.руб. в порівнянні з 2000 роком. Це пов'язано з введенням нових основних фондів. Так, у 2002 році було проведено розширення трубної бази в ПРЦГНО (введений новий адміністративно-побутовий корпус), в ЕНПУ введено в дію вузол утилізації електрогідратора для компресорної, в о / т «Сонячний» побудовані додатковий корпус і басейн.
12. Чисельність персоналу кожен рік зростає.
Це пов'язано зі створенням трьох бригад підземного ремонту свердловин і двох бригад капітального ремонту свердловин, а також зі збільшенням чисельності ТЕЦ у зв'язку з введенням котелень ЦПК і ЕУТТ.
У 2002 році в порівнянні з 2001 роком чисельність персоналу збільшилася на 105 осіб, у порівнянні з 2000 роком - на 418 осіб.
13.Фонд заробітної плати у 2002 році склав 362345,7 тис.руб., Що на 16,8% більше, ніж у 2001 році і на 74% більше, ніж у 2000 році. Збільшення фонду заробітної плати пов'язано зі збільшенням чисельності персоналу, а також зростанням середньомісячної заробітної плати.
14.Среднемесячная заробітна плата в 2002 році збільшилася на 1010 руб. в порівнянні з попереднім роком, на 3127 руб. в порівнянні з 2000 роком і склала 9379 рублів. Збільшення відбулося у зв'язку із зростанням тарифних ставок підвищенням розрядів робітникам.
15.Себестоімость 1 тонни нафти в 2002 році склала 2211 руб. це на 631 руб. більше, ніж у 2001 році і на 1115 руб. більше, ніж у 2000 році.
Це пов'язано із зростанням цін на електроенергію, паливо, матеріали, послуги, а також зі зростанням амортизації основних фондів і введенням в 2002 році НДПІ, який на кінець року склав 668,21 руб. / Т.
16. Балансова прибуток у 2002 році склала 238789 тис. крб., Що менше показника 2001 року на 403532 тис.руб. і на 1156936 тис.руб. менше показника 2000 року. Значне зростання балансового прибутку в 2000 році пов'язаний із зростанням цін на нафту в 2,7 разів і нафтопродукти в 2 рази. Зниження балансового прибутку в 2002 році відбулося через збільшення собівартості.
3. МЕТОДИКА АНАЛІЗУ ФІНАНСОВОГО СТАНУ ПІДПРИЄМСТВА
3.1. Антикризовий менеджмент: поняття та інструменти
Антикризовий менеджмент визначається західноєвропейськими економістами, як діяльність, необхідна для подолання стану, що загрожує існуванню підприємства, при якому основним питанням стає виживання. Дана діяльність характеризується підвищенням інтенсивності застосування засобів і методів на підприємстві, необхідних для подолання загрожує існуванню підприємства ситуації. При цьому, на думку деяких дослідників, відбувається перенесення всього уваги на миттєві, короткострокові проблеми, одночасно пов'язані з проведенням жорстких і швидких вирішальних заходів. Інші автори визначають антикризовий менеджмент, як створення інструментів, які дозволяють повідомити про наближення переломному пункті і розробити новий курс розвитку.Поняття антикризового менеджменту включає в себе і тимчасові характеристики. По-перше, це визначення містить всі завдання з розробки та проведення заходів, які ведуть до послаблення, подолання і т.д. кризового процесу, і по-друге, це профілактика і терапія кризи. Подібне визначення обумовлює завдання керівництва і характеризує дії в рамках гострої кризи як реактивний антикризовий менеджмент і завдання профілактики криз як превентивний (попереджувальний) антикризовий менеджмент або антіціпатівний (випереджаюче) антикризовий менеджмент.
Реактивний антикризовий менеджмент можна охарактеризувати як планування та впровадження заснованих на невеликій кількості критеріїв заходів, метою яких, як правило, є відновлення колишнього, докризового стану.
На противагу цьому антіціпатівний антикризовий менеджмент має справу з загальними цілями, які можуть бути сформульовані лише на більш високому рівні, ніж завдання розробки конкретних заходів. Антіціпатівние відносини розуміються як довгострокові завдання менеджменту, які можуть охоплювати всі області підприємства.
Під концепцією подолання кризи розуміється системне представлення всіх процесів управління, результатом яких є заплановані і згодом реалізовані заходи з подолання кризи.
Антикризове управління фірмою починається з моменту вибору її місії, тобто з відповіді на питання: "Що робити?" На всіх наступних етапах розвитку фірми увагу її керівництва має бути зосереджена на своєчасному "уловлюванні" сигналів, що свідчать про можливе погіршення положення фірми, її конкурентного статусу. Для цього необхідно побудувати систему, що дозволяє поєднувати кількісний та якісний аналіз сигналів про загрозу наближення кризового стану, тобто істотного зниження конкурентного статусу фірми. В якості основи такої системи може бути прийнятий аналіз можливостей, ресурсів і ризиків, так званий SWOT-аналіз (Strength - сила; Weakness - слабкість; Opportunity - можливості; Threat - загрози).
Метою цього аналізу є виявлення сукупного впливу на конкурентний статус фірми сильних і слабких сторін фірми стосовно зовнішнього середовища; широти можливостей для виконання місії фірми, що відкриваються зовнішнім середовищем; ступеня і характеру загроз виконання місії фірми з боку зовнішнього середовища. Назвемо їх чинниками стану фірми.
У процесі аналізу необхідно визначити канали зв'язків, що виникають між агентами зовнішнього і внутрішнього середовища, з одного боку, факторами стану фірми і моментом настання кризового стану (неспроможності, банкрутства) фірми, - з іншого. Саме по цих каналах надходять сигнали про неблагополучні тенденції, що виникають у зовнішній і внутрішньому середовищах фірми. Ці сигнали, спочатку слабкі, в міру накопичення інформації поступово посилюються, дозволяючи керівництву фірми завчасно вживати заходів щодо запобігання кризових станів.
При цьому виходять із суті процесу виникнення кризового стану, що представляє собою одну з різновидів економічного механізму.
Під економічним механізмом прийнято розуміють ланцюг послідовних взаємопов'язаних економічних явищ. Механізм виникнення кризового стану "запускається" суб'єктами, ініціювали вихідні економічні явища. Під впливом цих вихідних явищ починається процес проходження (без додаткового імпульсу) одного за одним у певній послідовності ланцюжка взаємозалежних економічних явищ (ефект падаючого доміно), наприкінці якої настає завершальне явище - кризовий стан.
У якості вихідних виступають численні та різноманітні за характером і силі початкового імпульсу економічні явища, які ініціюються агентами як зовнішньої, так і внутрішнього середовища.
Глибина кризового стану і тривалість періоду, протягом якого воно настає, залежить від:
- Співвідношення кількості і сили вихідних економічних явищ;
- Числа і ступеня впливу агентів зовнішнього і внутрішнього середовища;
- Інтенсивності процесу виникнення проміжних економічних явищ;
- Співвідношення і сили проміжних явищ по кожному фактору стану фірми;
- Значимості кожного фактора стану фірми конкретно для даної фірми і даної галузі національної економіки.
Істота механізму виникнення кризового стану наводить на думку про те, що кожне наступне економічне явище в ланцюжку, утвореною тим чи іншим каналом зв'язку, дає, як правило, сигнал більшої сили і тієї ж спрямованості, що і попереднє. Тим не менш, така проста залежність навряд чи відображає істотно більш складні і суперечливі процеси, що відбуваються в реальному житті. Тому необхідне постійне спостереження за ланцюжком, ініційованої тим чи іншим вихідним економічним явищем, що дозволить своєчасно виявити характер впливу вихідного явища на завершальне.
Складність полягає також у взаємній залежності проміжних економічних явищ, що належать не тільки ланцюжку від даного вихідного явища до завершального, але і ланцюжках, що ініціюється іншими вихідними явищами.
Метою антикризового управління є розробка і першочергова реалізація заходів, спрямованих на нейтралізацію найбільш небезпечних (найбільш інтенсивно впливають на завершальне явище) шляхів, що призводять до кризового стану.
Поєднання стратегії і тактики антикризового управління.
Складність цієї проблеми полягає в тому, що, з одного боку, стратегічні рішення, спрямовані на запобігання кризи, повинні бути прийняті і реалізовані на ранніх стадіях управління, коли процес руху до кризи ще не придбав кумулятивного характеру і тому ще не став незворотним. З іншого боку, рішення, прийняті на ранніх стадіях, базуються, як правило, на дуже слабких і тому не завжди достовірних сигналах про виникнення неблагополучних тенденцій. Тому одним з найважливіших принципів стратегії антикризового управління є постійний моніторинг зовнішнього і внутрішнього середовища фірми з метою раннього виявлення загрози, що насувається кризи.
Тактичні рішення, на відміну від стратегічних, приймаються на основі більш повної і точної інформації, що відображає актуальне (за станом на даний момент) стан виробничої системи. Однак часу для докорінної перебудови діяльності фірми з метою запобігання кризи або дуже мало, або немає зовсім. Мова в цьому випадку йде або про надзвичайні заходи з недопущення кризи, які ще можливо реалізувати в короткий період, або про заходи, спрямованих на вихід з кризи, який вже настав.
У системі антикризового менеджменту особливого значення набуває підсистема контролю та раннього виявлення ознак майбутньої кризової ситуації.
Ранні ознаки банкрутства, які виявляються безпосередньо:
1. Серйозним попередженням прийдешнього неблагополуччя підприємства є негативна реакція партнерів по бізнесу, постачальників, кредиторів, банків, споживачів продукції на ті чи інші заходи, що проводяться підприємством, і їх пропозиції. У цьому сенсі показовими є різноманітні реорганізації підприємства (організаційні, структурні, відкриття або закриття підрозділів підприємств, філій, дочірніх фірм, їх злиття), часта і необгрунтована зміна постачальників, вихід на нові ринки, ризикована закупівля сировини і матеріалів та інші зміни в стратегії підприємства . Іншим істотним ознакою, також контрольованим кредиторами, є зміни в структурі управління та атмосфері, що панує у верхніх шарах управління. Крах підприємств, як правило, починається з конфліктів у вищому керівництві підприємства.
2. Інший блок ранніх ознак банкрутства включає в себе характер змін фінансових показників діяльності підприємства, своєчасність і якість подання фінансової звітності та проведення аудиторських перевірок. Предметом ретельного спостереження тут є:
а) затримки з наданням звітності та її якість, що може свідчити або про свідомі дії, або про низький рівень кваліфікації персоналу. У всякому разі, і те й інше може говорити фахівця про неефективність фінансового управління;
б) різкі зміни в структурі балансу і звіту про фінансові результати.
Небажаними є різкі зміни будь-яких статей балансу в будь-якому напрямку. Однак особливу тривогу повинні викликати:
- Різке зменшення грошей на рахунках (до речі, і збільшення грошей може свідчити про неможливість подальших капіталовкладень);
- Збільшення дебіторської заборгованості (різке зниження також свідчить про труднощі зі збутом, якщо супроводжується зростанням запасів готової продукції);
- Старіння дебіторських рахунків;
- Розбалансування дебіторської та кредиторської заборгованості;
- Збільшення або зменшення матеріальних запасів, що може свідчити або про зацікавленість, або про можливу нездатність підприємства виконувати свої зобов'язання з постачання;
- Збільшення кредиторської заборгованості (різке зниження при наявності грошей на рахунках також свідчить про зниження обсягів діяльності);
- Зниження обсягів продажів (несприятливим може виявитися і різке збільшення обсягів продажів, так як в цьому випадку банкрутство може наступити в результаті подальшого розбалансування боргів, якщо піде непродумане збільшення закупівель, капітальних витрат;
- Крім того, зростання обсягів продажів може свідчити про скидання продукції перед ліквідацією підприємства;
- Зменшення доходів підприємства і падіння прибутковості фірми, знецінення акцій підприємства, встановлення підприємством нереальних (високих чи низьких) цін на свою продукцію і т.д.
Що насторожують ознаками є також позачергові перевірки
підприємства, обмеження комерційної діяльності підприємства органами влади, скасування та вилучення ліцензій і т.д. Банкрутство проходить три віддільні один від одного стадії.
На першій стадії відбувається приховане (особливо, якщо не налагоджений спеціальний управлінський облік) зниження ціни підприємства. На цій стадії керівництво часто вдається до косметичних заходів. Наприклад, продовжує виплачувати акціонерам високі дивіденди, збільшуючи позиковий капітал, продаючи частину активів з тим, щоб зняти підозри вкладників і банків.
На другій стадії починаються труднощі з готівкою. Керівники схильні вже до авантюрним способам заробляння грошей, а іноді до шахрайства.
Якщо не вживаються заходи, то банкрутство стає юридично очевидним. Підприємство не може своєчасно оплачувати борги.
Існують деякі типові прийоми, які спрацьовують у більшості випадків.
Треба вживати, по-перше, екстрені, «пожежні» заходи:
- Зміна керівництва, якщо банкрутство сталося через внутрішні причини;
- Зміна організаційної структури підприємства, скорочення апарату управління, централізація контрольно-планових функцій;
- Встановлення жорсткого контролю витрат;
- Зміна культури роботи (перепідготовка персоналу, психологічна переорієнтація);
- Скорочення номенклатури продукції і послуг;
- Посилений маркетинг.
Одночасно розробляють стратегічні заходи. У більшості випадків це послідовний відмова від колишнього профілю підприємства.
Фактори що забезпечують швидке реагування на зростання попиту:
1. Забезпеченість відповідними нематеріальними активами - патентами, ліцензіями, правами на володіння і використання.
2. Наявність кадрів з відповідною кваліфікацією і досвідом роботи.
3. Накопичений банк даних про ринок, конкурентів, нових технологіях.
4. Наявність і оволодіння новими технологіями прийняття рішень і т.д.
Ефективність антикризового управління багато в чому залежить від радикально спрямованих дій арбітражного керуючого, який призначається арбітражним судом і якому передаються функції зовнішнього управління майном боржника. Підставою для призначення зовнішнього управління майном боржника є наявність реальної можливості відновити платоспроможність підприємства-боржника з метою продовження його діяльності шляхом реалізації частини його майна та здійснення інших організаційних та економічних заходів.
Антикризове управління може і повинно бути ефективним. Для цього важливо займатися різними сторонами процесу. Керувати слід:
- Активами (пасивами) підприємства;
- Етапами: збут, виробництво, постачання, облік;
- Програмами захисту майна та безпеки бізнесу;
- Кадрами (включаючи питання формування кадрової політики, соціальні питання, відносини з профспілками);
- Програмами побудови відносин з акціонерами, партнерами, органами державної влади;
- Програмами інформаційної підтримки (включаючи доведення до відома трудового колективу інформації про плани, методи і принципи управління, а так само доведення соціально-значущих аспектів діяльності до широкої громадськості).
Діяльність з антикризового управління великими промисловими об'єктами в різних своїх модифікаціях, буде сприяти збереженню і розвитку промислового потенціалу країни.
3.2 Фактори виникнення кризових ситуацій на підприємстві
Передумови банкрутства різноманітні - це результат взаємодії численних факторів як зовнішнього, так і внутрішнього характеру. Їх можна класифікувати наступним чином.
Зовнішні чинники.
1. Економічні: кризовий стан економіки країни, загальний спад виробництва, інфляція, нестабільність фінансової системи, зростання цін на ресурси, зміна кон'юнктури ринку, неплатоспроможність і банкрутство партнерів. Однією з причин неспроможності суб'єктів господарювання може бути неправильна фіскальна політика держави. Високий рівень оподаткування може виявитися непосильним для підприємства.
2. Політичні: політична нестабільність суспільства, зовнішньоекономічна політика держави, розрив економічних зв'язків, втрата ринків збуту, зміна умов експорту та імпорту, недосконалість законодавства в галузі господарського права, антимонопольної політики, підприємницької діяльності та інших проявів регулюючої функції держави.
3. Посилення міжнародної конкуренції у зв'язку з розвитком науково-технічного прогресу.
4. Демографічні: чисельність, склад народонаселення, рівень добробуту народу, культурний устрій суспільства, що визначають розмір і структуру потреб, і платоспроможний попит населення на ті чи інші види товарів і послуг.
Внутрішні чинники.
1. Дефіцит власного оборотного капіталу як наслідок неефективної виробничо-комерційної діяльності або неефективної інвестиційної політики.
2. Низький рівень техніки, технології та організації виробництва.
3. Зниження ефективності використання виробничих ресурсів підприємства, його виробничої потужності і як результат високий рівень собівартості, збитки, «проїдання» власного капіталу.
4. Створення наднормативних залишків незавершеного виробництва, виробничих запасів, готової продукції, у зв'язку з чим відбувається затоварення, сповільнюється оборотність капіталу і утворюється його дефіцит. Це змушує підприємство залазити в борги і може бути причиною його банкрутства.
5. Погана клієнтура підприємства, яка сплачує з запізненням або не платить зовсім з причини банкрутства, що змушує підприємство самому залазити в борги. Так зароджується ланцюгове банкрутство.
6. Відсутність збуту через низького рівня організації маркетингової діяльності з вивчення ринків збуту продукції, формування портфеля замовлень, підвищенню якості та конкурентоспроможності продукції, вироблення цінової політики.
7. Залучення позикових коштів в оборот підприємства на невигідних умовах, що веде до збільшення фінансових витрат, зниження рентабельності господарської діяльності і здатності до самофінансування.
8. Швидке і неконтрольоване розширення господарської діяльності, в результаті чого запаси, витрати і дебіторська заборгованість зростають швидше обсягу продажів. Звідси з'являється потреба в залученні короткострокових позикових коштів, які можуть перевищити чисті оборотні активи (власний оборотний капітал). У результаті підприємство потрапляє під контроль банків та інших кредиторів і може піддатися загрозу банкрутства.
Банкрутство є наслідком спільної дії внутрішніх і зовнішніх факторів. За даними країн з ринковою економікою, стійкої економічної та політичної системою, розорення суб'єктів господарювання на 1 / 3 пов'язано із зовнішніми факторами і на 2 / 3 - з внутрішніми.
3.3 Причини неплатоспроможності та банкрутства підприємств
В умовах планової економіки, коли всі навколо належало одному власнику - державі, поняття "банкрут" було чимось надто абстрактним. Держава в разі фінансової неспроможності того чи іншого підприємства просто перерозподіляло фінансові ресурси від одного господарського суб'єкта до іншого.
Ситуація зовсім змінилася, коли приступили до будівництва цивілізованого ринку. Проблема нездатності підприємства платити за своїми зобов'язаннями стала досить актуальною. Масові взаємні неплатежі, борги по заробітній платі - все це реалії сьогоднішнього дня.
Ринкова економіка довела свою життєздатність протягом тривалого часу, оскільки вона:
- Спочатку орієнтована на платоспроможний попит споживачів;
- Заснована на приватній ініціативі підприємців, змушених з метою максимізації своїх доходів орієнтуватися на споживачів (ринок) і на зниження власних витрат. Звідси стимули технічного прогресу, ефективності виробництва і т.д.;
- Припускає конкурентну боротьбу підприємців і відсів або банкрутство тих, хто відстає від зростаючих запитів ринку за якістю й асортиментом пропозиції товарів, робіт, послуг; а також за рівнем власних витрат.
Соціалістична адміністративно-планова економіка також претендувала на високу ефективність. І вона дійсно виявлялася високоефективної, коли концентрувалася на великих політико-економічних задачах (вихід у космос, будівництво великого підприємства, створення найбільш ефективних видів озброєнь і т.д.). У той же час у сфері виробництва товарів для населення, для масових споживачів планова економіка завжди пропонувала обмежений асортимент товарів, як правило, не високої якості, що виготовляються за застарілими технологіями.
Фактично планова економіка не стільки орієнтувалася на ринок, скільки нав'язувала йому продукти повільно оновлюваних виробництв і технологій, не залишаючи споживачам іншого вибору.
Російська економіка напередодні її реформування іменувалася економікою розвитого соціалізму. Вона формувалася, багато десятків років і знайшла ряд специфічних характеристик, зовсім невідомих ринковій економіці.
1. На відміну від ринкової економіки, де підприємства створюються і знаходять своє місце на карті країни як продукт ініціативи підприємців, зацікавлених у доходах від відкриваються ринків, російська економіка в основному була вибудована після 30-х років на основі централізованих планів з розрахунку єдиних і досить низьких енергетичних і транспортних тарифів.
Підприємства будувалися дуже великими і, в силу цього, негнучкими. Кожне підприємство зазвичай концентрувалися на своїх виробничих функціях. Дублювання (і потенційної конкуренції) допускалося дуже мало.
У результаті створилася мережа дуже великих, малогібкіх підприємств з високим ступенем монополізму, з високою енергоємністю і значною залежністю від транспортної мережі. Багато хто з них виявилися зовсім неконкурентоспроможними, коли на російський ринок стали надходити імпортні товари.
2. Якщо в одні підприємства вкладалося надлишково багато засобів, інші через дефіцит капітальних вкладень ледь розвивалися. У результаті накопичилася досить висока частка відверто застарілих підприємств.
3. Дуже багато заводів будувалися як універсальні виробництва для випуску одиничних і дрібносерійних виробів. У такі заводи не вбудовувався конвеєр або виробничий потік. Подібні заводи, які можна назвати заводами-конгломератами, являли собою велику добре оснащену майстерню, не здатну, виробляти прибуток. В умовах ринку такі підприємства також виявилися неконкурентоспроможними.
4. Соціалістична економіка розвивалася на просторі всього соціалістичного табору, не рахуючись з його державними та економічними кордонами.
5. Соціалістична адміністративно-планова економіка виробила таке економічне середовище і менталітет, наслідки, яких ще довгі роки будуть проявляти себе в економічних рішеннях керуючих. У 1930-1950 рр.. взагалі не існувало поняття прибутку. Доходи підприємств вилучалися в повному обсязі, ще в момент відвантаження підприємствами продукції. На верхніх рівнях управління народним господарством ці доходи складалися і перерозподілялися. Частково вони поверталися на підприємства, але не як зароблене, а як отримане.
Підприємства отримували капітальні вкладення, фонд заробітної плати і так аж до суми витрат на відрядження, тобто фактично були поставлені в умови жорсткої кошторису витрат, яка ніколи не погоджувалася з реальною прибутковістю підприємства.
Розвинувся менталітет, орієнтований:
- Виконувати плани і кошториси, але не навчений навичкам управління фінансами;
- При будь-якому зручному випадку просити у держави, вважаючи це природним правом;
- Витрачати зароблене і отримане на те, що раніше особливо не допускалося або стримувалося (на інвестиції). Багаторічна стримування і змушений аскетизм породили тягу до марнотратства, яка проявила себе, як тільки представилися відповідні умови.
Сукупність специфічних характеристик визначила особливу схильність багатьох російських підприємств до кризи та передбанкротному явищам в умовах реформування економіки.
Безпосередньому початку ринкових реформ в Росії передував короткостроковий період початкового становлення приватних комерційних структур. Доходи дуже багатьох з них грунтувалися на цінових ножицях між установленими державними цінами на продукцію і фактичними ринковими.
По окремих видах продукції ціни перевищили світовий рівень. Це породило затоварення або відвантаження товарів без попередньої оплати з високим ризиком, що вони не будуть вчасно сплачені.
Широке поширення отримали розрахунки по так званому бартером, коли сторони обмінюються товарами без грошових розрахунків, хоча при цьому виникають податкові зобов'язання і не утворюється коштів навіть на оплату праці.
За панування монополій - підприємств-гігантів, які не мали на внутрішньому ринку конкурентів, був спровокований інтерес до зростання доходів підприємств за рахунок зростання цін на продукцію при знижених обсягах виробництва. Це призвело до різкого зростання цін і одночасного зниження обсягів виробництва.
3.4 Методика аналізу економічних результатів діяльності підприємства
3.4.1 Методика аналізу прибутку
Прибуток - це частина чистого доходу, який безпосередньо отримують суб'єкти господарювання після реалізації продукції.
Прибуток від реалізації продукції в цілому по підприємству залежить від наступних факторів: Обсягу реалізації продукції (VРП), собівартості (С) та рівня середньо реалізаційних цін (Ц):
П = S [V РПобщ. '(Ц i - З i)]. (3.1)Обсяг реалізації продукції може здійснювати позитивний і негативний вплив на суму прибутку. Збільшення обсягу продажів рентабельної продукції приводить до пропорційного збільшення прибутку. Якщо ж продукція є збитковою, то при збільшенні обсягу реалізації відбувається зменшення суми прибутку.
Собівартість продукції і прибуток знаходяться в зворотно - пропорційній залежності: зниження собівартості призводить до відповідного зростання суми прибутку, і навпаки.
Зміна рівня середньо реалізаційних цін і величина прибутку знаходяться в прямо пропорційній залежності: при збільшенні рівня цін сума прибутку зростає, і навпаки.
3.4.1. Методика аналізу рентабельності і ділової активності
Рентабельність виробничої діяльності обчислюється шляхом відношення прибутку від реалізації або чистого прибутку від основної діяльності (П) до суми витрат по реалізованій продукції (З):
R з =
Вона показує, скільки підприємство має прибутку з кожної гривні, витраченої на виробництво і реалізацію продукції. Сума прибутку може бути невеликий, якщо підприємство застосовує прискорений метод нарахування амортизації, і навпаки.
Аналіз рентабельності і ділової активності проводиться за допомогою розрахунку коефіцієнтів оборотності і рентабельності, наведених у таблиці 3.1
. Таблиця 3.1
Методика аналізу рентабельності і ділової активності підприємства
| Найменування коефіцієнта | Порядок розрахунку |
| 1. Рентабельність продажів | ПР / У |
| 2. Рентабельність всього капіталу підприємства | ПР / ВБ |
| 3. Рентабельність поза оборотних активів | ПР/А1 |
| 4. Рентабельність власного капіталу | ПР / ПIII |
| 5. Рентабельність перманентного капіталу | ПР / (П III + П IV) |
| 6. Загальна оборотність капіталу | В / ВБ |
| 7. Оборотність мобільних коштів | В/А2 |
| 8. Оборотність матеріальних оборотних коштів | В / (З + ПДВ) |
| 9. Оборотність готової продукції | В / ДП |
| 10. Оборотність дебіторської заборгованості | В / ДЗ <1 |
| 11. Середній термін обороту дебіторської заборгованості, у днях | (N * ДЗ <1) / У |
| 12. Оборотність кредиторської заборгованості | В / КЗ |
| 13. Середній термін обороту кредиторської заборгованості, у днях | (N * КЗ) / У |
| 14. Фондовіддача поза оборотних активів | В/А1 |
| 15.Оборачіваемость власного капіталу | В / ПIII |
Рентабельність продажів показує скільки прибутку припадає на одиницю реалізованої продукції. Зростання рентабельності продажів є наслідком росту цін при постійних витратах на виробництво реалізованої продукції (робіт, послуг) або зниження витрат на виробництво при постійних цінах. Зменшення рентабельності продажів свідчить про зниження цін при постійних витратах на виробництво, або про зростання витрат при постійних цінах, тобто про зниження попиту на продукцію підприємства.
Рентабельність всього капіталу показує ефективність використання всього майна підприємства. Зниження рентабельності капіталу також свідчить про падаючому попиті на продукцію та про перенакоплении активів.
Рентабельність необоротних активів відображає ефективність використання основних засобів та інших необоротних активів, вимірювану величиною прибутку, що припадає на одиницю вартості засобів. Зростання рентабельності необоротних активів при зниженні рентабельності всього капіталу, свідчить про надмірне збільшення мобільних засобів, що може бути наслідком утворення зайвих запасів товарно - матеріальних цінностей. Затовареності готовою продукцією в результаті зниження попиту, черезмерного зростання дебіторської заборгованості чи грошових коштів.
Рентабельність власного капіталу показує ефективність використання власного капіталу. Динаміка рентабельності власного капіталу впливає на рівень котирування акцій на фондових біржах.
Рентабельність перманентного капіталу відображає ефективність використання капіталу, вкладеного в діяльність фірми на тривалий термін (як власного, так і позикового).
Ділова активність характеризує ефективність поточної діяльності підприємства і пов'язана з результативністю використання матеріальних, трудових, фінансових ресурсів підприємства, а також з показниками оборотності. Ділова активність підприємства проявляється у швидкості обороту його засобів.
Загальна оборотність капіталу відображає швидкість обороту (у кількості оборотів за період, всього капіталу підприємства. Зростання загальної оборотності капіталу означає прискорення кругообігу засобів підприємства або інфляційне зростання цін (у випадку зниження рентабельності всього капіталу і рентабельності основних засобів та інших необоротних активів).
Оборотність мобільних коштів показує швидкість обороту усіх мобільних засобів (оборотних активів) підприємства. Зростання оборотності мобільних засобів характеризується позитивно, якщо поєднується зі зростанням оборотності матеріальних оборотних коштів, і негативно, якщо оборотність матеріальних оборотних коштів зменшується.
Оборотність матеріальних оборотних коштів відображає число оборотів запасів підприємства за аналізований період. Зниження оборотності матеріальних оборотних коштів, свідчить про відносне збільшення виробничих запасів і незавершеного виробництва або про зниження попиту на готову продукцію в разі зменшення оборотності готової продукції.
Оборотність готової продукції показує швидкість обороту готової продукції. Зростання оборотності готової продукції, означає збільшення попиту на продукцію підприємства, зниження оборотності готової продукції - затоварювання готової продукції у зв'язку зі зниженням попиту.
Фондовіддача (Ф). Характеризує ефективність використання основних засобів підприємства.
Ф = стор.10 (за даними форми 2): стор 190 (за даними форми 1).
Зростання Ф свідчить про підвищення ефективності використання основних засобів і розцінюється як позитивна тенденція. Він може досягатися за рахунок зростання виручки від реалізації, або зниження показника залишкової вартості основних засобів. При цьому основні кошти на увазі свого зносу, постійно зменшують свою вартість, але зростання фондовіддачі, отриманий виключно внаслідок зношуваності основних засобів, не можна вважати позитивною тенденцією. Тимчасове зменшення показника фондотодачі може бути викликане введенням в дію нових виробничих потужностей, дорогим відновленням основних коштів за допомогою капітального ремонту або модернізації. Яке згодом має призвести як до зростання виручки (нетто), так і до додаткового зростання показника фондовіддачі.
Оборотність кредиторської заборгованості Ок в днях. Характеризує швидкість погашення кредиторської заборгованості підприємства. Зміна Ок в днях вимагає виявлення причин, що викликають його збільшення (зменшення). Позитивним є процес деякого уповільнення Ок через зниження собівартості продукції (товарів, робіт, послуг).
Оборотність дебіторської заборгованості (Од), в обертах. Характеризує швидкість погашення дебіторської заборгованості підприємства. Збільшення Од (в оборотах) є виключно позитивною тенденцією, що свідчить, про налагоджених взаємодіях з дебіторами і чіткій роботі відділу збуту.
Для розрахунку тривалості обороту дебіторської заборгованості (у днях) проводять обчислення за формулою: 360 днів: Од (в оборотах). Підприємство повинно прагнути до збільшення оборотності дебіторської заборгованості (в оборотах) і, скорочення тривалості одного обороту (у днях).
Оборотність власного капіталу. Характеризує швидкість оборотності власного капіталу підприємства. Збільшення окапі. при відносно стабільному значенні показника власного капіталу є позитивною тенденцією, що свідчить, про активність підприємства на ринках збуту. Зменшення окапі. свідчить або про проблеми з реалізацією, або про збільшення частки власного капіталу, який в аналізований період часу використовується недостатньо ефективно.
3.5 Методика аналізу загального фінансового стану
3.5.1 Методика аналізу валюти бухгалтерського балансу
Загальна оцінка фінансового стану підприємства здійснюється на основі бухгалтерського балансу (форми № 1). Загальний підсумок активу і пасиву носить назву валюти балансу.
На підприємствах Росії активи розташовуються по зростаючій мірі ліквідності: нематеріальні активи, основні засоби та інші необоротні активи. Запаси, дебіторська заборгованість, короткострокові фінансові вкладення і грошові кошти.
Пасиви розташовуються по знижується строками погашення зобов'язань: капітал і резерви, довгострокові зобов'язання, короткострокові зобов'язання. Дотримується головне бухгалтерське рівняння:
Актив = Пасив або Актив = Зобов'язання + Капітал і резерви
Формула показує, що кожна грошова одиниця, вкладена в активи підприємства, надається кредиторами або його власниками (власниками) і вкладається у певний вид активів.
Принциповим моментом є виділення в складі власного капіталу (розділ III) статей вкладеного капіталу і накопиченого прибутку, що допомагає краще управляти його структурою. Вкладений капітал - це капітал інвестований власниками підприємства: статутний, додатковий капітал, фонд соціальної сфери, цільове фінансування і надходження. Накопичена прибуток - це прибуток, який підприємство отримало за ряд років: нерозподілений прибуток минулих років і звітного року, резервний капітал, утворений за рахунок чистого прибутку. Тому основне балансове рівняння:
Актив = Зобов'язання + Вкладений (інвестований) капітал + Накопичена прибуток.
На практиці використовуються методи: просторовий (горизонтальний) і структурний (вертикальний) аналіз балансу.
Для більшої наочності складається ущільнений баланс шляхом об'єднання в групи однорідних статей.
Попередню оцінку фінансового стану можна отримати на основі виявлення «неблагополучних» статей балансу, які умовно поділяються на дві групи:
1) характеризують незадовільну роботу підприємства в звітному періоді, що призвело до нестійкого фінансового стану (непокриті збитки минулих років і звітного року);
2) свідчать про певні недоліки в діяльності підприємства.
Такі статті виявляються за даними додатку до балансу (форма № 5) і аналітичного обліку.
Збільшення валюти балансу свідчить про розширення обсягу господарської діяльності підприємства. Досліджуючи причини збільшення валюти балансу, необхідно враховувати вплив переоцінки основних засобів, інфляційних процесів (їх впливу на стан запасів), подовження строків розрахунку з дебіторами і кредиторами і т. п. Причини неплатоспроможності підприємства в умовах розширення виробництва (хозоборота) слід шукати у ірраціональній фінансової , інвестиційної, цінової, маркетинговій політиці.
Зниження (в абсолютному вираженні) валюти балансу у звітному періоді свідчить про зниження господарського обороту (ділової активності), що може призвести до неплатоспроможності підприємства. Дана обставина може бути пов'язане зі скороченням платоспроможного попиту покупців на товари, роботи, послуги; обмеженням доступу на ринки необхідної сировини, матеріалів, енергоносіїв; включенням у господарський обіг дочірніх і залежних товариств замість материнської компанії та ін
З метою об'єктивної оцінки фінансового стану підприємства порівнюють за ряд періодів зміни середньої величини майна зі змінами фінансових результатів господарської діяльності підприємства за формою № 2 (виручки від реалізації продукції і прибутку). Коефіцієнт приросту майна визначається за формулою:
До ПІ =
Де І1, И0 - середня вартість майна (активів) за звітний і базисний періоди.
Коефіцієнт приросту виручки від реалізації продукції, товарів, робіт і послуг До ПВР встановлюється за формулою:
КПВР =
Де ВР1, ВР0 - виручка від реалізації за звітний і базисний періоди.
Коефіцієнт приросту прибутку визначається за формулою:
КПП =
Де П1, П0 - прибуток від звичайних видів діяльності (до оподаткування) - бухгалтерський прибуток за звітний і базовий періоди.
Якщо КПВР і КПП вище, ніж До ПІ, то це свідчить про поліпшення використання господарських коштів підприємства у порівнянні з попереднім періодом і навпаки.
Структурному аналізу передує загальна оцінка динаміки активів організації, що отримується шляхом зіставлення темпів приросту активів з темпами приросту фінансових результатів (наприклад, виручки або прибутку від реалізації товарів, продукції, робіт, послуг).
Активи товариства складаються з необоротних та оборотних активів. Тому найбільш загальну структуру активів характеризує коефіцієнт співвідношення оборотних і необоротних активів, що розраховується за формулою:
Ков =
Важливу характеристику структури коштів підприємства дає коефіцієнт майна виробничого призначення, рівний відношенню суми вартостей виробничих основних засобів та незавершеного будівництва, а так само виробничих запасів і незавершеного виробництва (основні засоби і МШП приймаються в розрахунок за залишковою вартістю) до загальної вартості всіх активів організації. Нормальним обмеженням показника є: До п.ім. ³ 0,5.
Пасиви організації (тобто джерела фінансування її активів) складаються з власного капіталу і резервів, довгострокових позикових коштів, короткострокових позикових коштів і кредиторської заборгованості. Узагальнено джерела засобів можна поділити на власні і позикові (прирівнюючи до останніх і кредиторську заборгованість). Структуру пасивів характеризує коефіцієнт автономії, який дорівнює частці власних засобів у загальній величині джерел засобів підприємства
Реальний власний капітал (3.7)