Реферат: Антикризисный менеджмент и профилактика банкротства на предприятии в современных условиях рыночной экономики на примере НГДУ "Елховнефть"

МИНИСТЕРСТВООБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Альметьевскийнефтяной институт

Кафедра: «Экономикапредприятий»

Специальность 060800  группа  8071

ДИПЛОМНЫЙ  ПРОЕКТ

 

На тему: «Антикризисный менеджменти профилактика банкротства на предприятии в современных условиях рыночнойэкономики на примере НГДУ «Елховнефть»

 

Дипломный проект:                                                    ЯковлевойТ.И.

Руководитель проекта:                  

Заместитель начальника ПЭО                                             ГатауллинФ.Г.

Консультант по           

технологической части:                                                        ЗахароваЕ.Ф.

старший преподаватель                

Куратор проекта:                                                                          КрасноваЛ.Н.

к.э.н., доцент               

                  

Проект допущен к защите                                          «____»________2003г.

                  

Зав. кафедрой             

профессор           ________КрасноваЛ.Н.

                  

Дата защиты «11»  июня 2003 г.                               ОценкаГЭК _________

                  

2003 год


СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1.      Характеристикапроизводственной деятельности НГДУ «Елховнефть»

1.1. Краткаяхарактеристика района деятельности НГДУ

1.2. Текущее состояниеразработки нефтяных  площадей

1.3. Состояниедобывающего фонда скважин

1.4. Техника и технологиядобычи нефти

2.Организационно-экономическая характеристика НГДУ

«Елховнефть»

2.1. Организационнаяструктура НГДУ «Елховнефть»

2.2. Динамика основныхТЭП за 2001-2002 годы

3. Методика анализафинансового состояния предприятия

3.1.Антикризисныйменеджмент и причины банкротства

предприятий в условияхрыночной экономики

3.2.Факторы возникновениякризисных ситуаций на предприятии

3.3. Причинынеплатёжеспособности и банкротства предприятий

3.4. Методика анализаэкономических результатов деятельности

предприятия

3.5. Методика общегоанализа финансового состояния

3.6. Методика анализафинансовой устойчивости

3.7. Методика анализаплатёжеспособности и ликвидности

баланса

3.8. Методика анализавозможности банкротства

3.9. Методика анализаопределения безубыточного объёма продаж

и зоны безопасностипредприятия

4. Диагностикафинансового состояния предприятия

4.1. Анализ экономическихпоказателей деятельности

предприятия

4.1.1. Анализ прибыли

4.1.2. Анализрентабельности и деловой активности

4.2. Анализ общегофинансового состояния

4.2.1. Анализ динамикивалюты баланса

4.2.2. Анализ структурыактивов и пассивов

4.3. Анализ финансовойустойчивости

4.4. Анализплатёжеспособности и ликвидности баланса

4.5. Анализ возможностибанкротства

4.6. Анализ коэффициентовфинансового состояния

5. Антикризисныйменеджмент на предприятии

5.1. Выявление слабых исильных сторон в деятельности

предприятия

5.1.1. Определениебезубыточного объёма продаж и зоны

безопасности предприятия

5.1.2. Анализсебестоимости

5.2. Принятиеуправленческих решений по стабилизации экономического состояния предприятия.

Заключение

Литература

Приложение


ВВЕДЕНИЕ

Кризисынеизбежны: регулярные, закономерно повторяющиеся кризисы являются непременнойфазой  циклического развития любой системы. Они начинаются тогда, когдапотенциал прогресса данных элементов преобладающей системы уже в основномисчерпан и в то же время родились и начинают борьбу элементы новой системы,представляющей будущий цикл.

Основнаязадача кризис – менеджмента, как нацеливание системы управления предприятия надостижение поставленных (кризисом) целей. Поэтому антикризисный менеджментявляется очень сложной конструкцией, объединяющей в себе столь различныеэлементы, как постановка целей, учет, контроль, анализ хозяйственнойдеятельности, управление информационными потоками и выработка рекомендаций.

Антикризисныйменеджмент – система мер, направленных на предотвращение банкротства. Успехантикризисного  менеджмента во многом зависит от того, удалось ли руководствупредприятия своевременно обнаружить возникновение исходного события, с которогоначинается движение к кризисному переломному состоянию фирмы. Раннееобнаружение таких событий возможно лишь в том случае, если аналитические службыфирмы ведут постоянное слежение за множеством сигналов, поступающих из внешнейсреды, а так же сигналов о состоянии процессов, протекающих на самом предприятии.

Дляобнаружения сигналов о возникновении явлений кризисного состояния фирмынеобходимо постоянное наблюдение за деловыми и финансовыми её показателями спомощью такого инструмента антикризисного управления, как финансовыйменеджмент.

Основной целью дипломнойработы является освещение антикризисного менеджмента и профилактики банкротствана предприятии в условиях рыночной экономики. Особое внимание уделяетсясистемному подходу к пониманию антикризисного менеджмента, взаимосвязисоставляющих его частей и элементов.

Для раскрытия темыдипломного проекта необходимо рассмотреть следующие вопросы:

- исследование целей, задач иметодов антикризисного менеджмента, а также их практическое применение;

- диагностика финансового состоянияпредприятия;

- разработка мероприятий по выходуиз кризиса.

В качестве объекта исследования выступает НГДУ«Елховнефть».     Основной вид деятельности предприятия – добыча нефти.

Дипломная работа включает введение, пять глав,заключение, список литературы и приложения.

В работе освещенапроизводственная деятельность, а также  дана организационно-экономическаяхарактеристика производственной деятельности НГДУ «Елховнефть», предложеныметодики анализа финансового состояния предприятия, на основе которыхпроизведен анализ финансовых показателей НГДУ «Елховнефть», разработанапрограмма антикризисного менеджмента.

Источниками информации длянаписания диплома являются: годовые отчеты 2000-2002 года; ф.№1, «Баланспредприятия»; ф.№2, Отчет о прибылях и убытках, ф.№3, «Приложение к балансупредприятия» и другие источники информации.

 


1.        ХАРАКТЕРИСТИКАПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»

 

1.1.    Краткаяхарактеристика района деятельности  НГДУ

НГДУ «Елховнефть»разрабатывает  Ново-Елховское нефтяное месторождение. В административномотношении месторождение находится на территории Альметьевского, Лениногорскогои Ново-Шешминского  районов Республики Татарстан.

Наиболее крупными населённымипунктами  являются: Кичуй, Ново-Елхово, Аппаково.

Месторождение расположено  внаиболее приподнятой части восточного Закамья, в пределах пологосеверо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимает частьводоразделов рек Шешма, Кичуй, Степной Зай. Реки имеют многочисленные притоки,но не судоходны. Протяжённость рек 120-300 км., площадь водосбора 1300-6200 км2.

Рельеф местности сильнорасчленён, холмист, склоны водоразделов изрезаны густой сетью оврагов.Значительная часть территории покрыта лиственными реже смешанными лесами.Климат умеренно континентальный.

По данным бурения осадочнаятолща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, девонской,каменноугольной и пермской систем.

В составе Ново-Елховскогоместорождения выделено три площади разработки: Акташская площадь – 34 тыс. га.,Ново-Елховская – 42 тыс.га. и Федотовская – 12 тыс. га.

Для водоснабжениянефтепромысловых объектов используется вода рек Камы, Кичуя, Шешмы, СтепногоЗая.

Энергоснабжение районаосуществляется от Куйбышевской ГЭС, Уруссинской и Заинской ГРЭС, Нижне-КамскойГЭС.

1.2.    Текущеесостояние разработки нефтяных площадей

ВНГДУ «Елховнефть» за 2002 год добыто 1460 т.т. при нормах 1430 т.т. план подобыче выполнен на 102,1%.

Изгоризонтов Д0+Д1 на 1.01.2003 г. от начальных извлекаемых запасов отобрано поНово-Елховской площади 87,68%, по Федотовской площади 68,77%, поНово-Елховскому месторождению 86,2%. Из горизонтов С1+С2 Ново-Елховскогоместорождения на 1.01.2003 г. отобрано34,64%.

Изгоризонтов Д0+Д1 Ново-Елховского месторождения за 2002 год добыто 683,782 т.т.Из залежей верхних горизонтов 776,2 т.т.

Вобщем балансе нефти за 2002 год добыто по Ново-Елховской площади 34,7%, поФедотовской площади 12,1%, по верхним горизонтам 53,2%.

Годоваядобыча нефти по Ново-Елховской площади по сравнению с 2001 годом увеличилась на3 т.т., по Ново-Елховскому месторождению уменьшилась на 1,6 т.т., поФедотовской площади уменьшилась на 5 т.т., а по карбону уменьшилась на 11,3т.т.

Изпереходящих скважин НГДУ добыто 1437,03 т.т. нефти или 98,5%, из новых скважин– 22,966 т.т. или 1,5%, из скважин, введённых из бездействия – 47,7 т.т. или3,2%. Добыча нефти механизированным способом за 2002 год составила 100%. Добычапо ЭЦН сохранилась на уровне 2001 года 19,7% — 20%, по СКН 80,3% — 80,0%.

ПоНово-Елховскому месторождению дебит на одну действующую скважину увеличился посравнению с 2001 годом с 2,76 т/сут. до 2,88 т/сут., на скважину ЭЦН увеличилсяс 5,49 до 5,7 т/с. На одну скважину СКН с 2,46 до 2,56 т/с. Среднесуточныедебиты по жидкости увеличились на одну действующую скважину с 12,01 т/с до12,08 т/с. На одну скважину СКН  дебит увеличился с 5,36 т/с до 5,66 т/с, наодну скважину ЭЦН уменьшился с 72,55 т/с до 69,17 т/с.

Обводнённостьпродукции по НГДУ уменьшилась с 77,0 до 76,2%. По Ново-Елховской площадиобводнение уменьшилось до 85,2%, по Федотовской площади увеличилось с 66,2 до68,8%, по верхним горизонтам увеличилось с 62,9 до 63,5%. Месторождениеобводняется закачиваемой водой. Из общего количества добытой воды, вода отзакачки составляет 90,9 %, пластовая 9,1%.

Потеринефти из-за истощения запасов за 2002 год по месторождению составили 300,5 т.

1.3.    Состояниедобывающего фонда скважин

По состоянию на 1.01.2003 г. весь фонд добывающихскважин НГДУ составляет 3218 единиц, эксплуатационный фонд по сравнению с 1.01.02г. увеличился на 10 скважин и составил 1796 единиц.

Динамикапробуренного фонда скважин по категориям приведена в таблице 1.1.

Таблица1.1

На 1.01.2002 г. На 1.01.2003 г.

Эксплуатационных скважин

           в т. ч.     Добывающих

Нагнетательный экспл.фонд

Законсервированных

Контроль./пьезом.

Поглот./тех. вода

Ликвидированных

Всего скважин

1786

1681

702

77

119+45

+8

312+136

3185

1796

1664

740

75

106+48

7

313+133

3218

Состояние разработки нефтяных площадей.

За2002 год из нефтяных площадей и залежей НГДУ добыто 1460,0 т.т. нефти. За этотпериод из продуктивных пластов добыто 6128,8 т. т. жидкости. Обводнённостьдобываемой продукции составила 76,2%, по сравнению с 2001 годом уменьшилась на0,8%. В продуктивные пласты закачено 7038,4 т.м3 воды. Среднесуточный дебитодной действующей  скважины по НГДУ изменился следующим образом (Таблица 1.2.):

Таблица1.2

2001 г. 2002 г. нефть жидкость нефть жидкость

Фонтан

СКН

ЭЦН

0,61

2,46

5,49

14,13

5,36

72,55

24

2,56

5,7

48

5,66

69,17

 

Ново-Елховская площадь. В 2002 году из скважин Ново-Елховской площадиотобрано 506,5 т.т. нефти. Нормы отбора выполнены на 99,3%, отбор жидкостисоставил 3432,5 т.т., обводнённость продукции составляет 85.2%. Средний дебитодной скважины по нефти увеличился до 2,57 т/сут. Годовой темп отбора  отначальных извлекаемых запасов составил  0,31%. С начала разработки из скважинНово-Елховской площади отобрано 87,68% от начальных извлекаемых запасов.Обеспеченность отбора жидкости закачкой воды по площади составляет 102,2% принорме 103,4%.

Федотовскаяплощадь. Изскважин Федотовской площади  в 2002 году добыто 177,3 т.т. нефти, нормы отборавыполнены на 104,3%, жидкости отобрано 569,1 т.т., обводнённость составляет68,8 %. Средний дебит по скважинам возрос и составляет 3,74 т/сут. Годовой темпотбора составляет 1,33% от начальных извлекаемых запасов. С начала разработкиотобрано 68,22% от начальных извлекаемых запасов. Соотношение  закачки воды котбору по площади составляет 147,3 %, установлено 180%.

Залеживерхних горизонтов. В 2002 году по залежам верхних горизонтов отобрано 776,2 т.т. нефти, посравнению с 2001 годом уровень добычи нефти снизился на 11,3 т.т. Нормы отборанефти выполнены на 103,5 %, обводнённость добываемой продукции составляет63,5%. Средний дебит одной скважины по нефти 2,95 т/сут., по жидкости 8,09т/сут.

1.4.    Техника итехнология добычи нефти и газа

Заданное количество нефтиможно добыть из скважины различными способами. Поэтому при проектированииразработки нефтяных месторождении и технологий эксплуатации скважин необходимонайти наиболее рациональный способ.

Рациональный способэксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальномиспользовании естественной энергии и минимально возможной себестоимости нефти.Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническомуобустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическимусловиям района.

При вводе в разработкуновых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно дляподъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидкостиосуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным способом.

По мере паденияпластового давления или с ростом обводнения скважин переходят намеханизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный. При насоснойэксплуатации скважин используют установки погружных центробежных электронасосов(УЭЦН) и глубинные штанговые насосы (ШГН).

После прекращенияфонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются  газлифтным способомили с помощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные — штанговых скважинных насосов.

Решающий фактор выбораспособа эксплуатации – комплекс технико-экономических показателей: межремонтныйпериод, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты идр.

Месторождение обустроенои эксплуатируется насосным способом. На скважинах с дебитом до 30 м/сутки пожидкости применяются установки штанговых насосов (УСШН), а скважины с большимидебитами эксплуатируются установками электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Таблица 1.3

Характеристики действующего фонда скважин

ЭЦН

ШГН

Действующий фонд скважин

количество скважин

Средний дебит (тонн/сут.)

количество скважин

Средний дебит (тонн/сут.)

количество скважин

Средний дебит (тонн/сут.)

по нефти

по жидкости

по нефти

по жидкости

по нефти

по жидкости

2001 год

162 5,49 72,55 1519 2,46 5,36 1681 2,76 12,01

2002 год

145 5,7 69,17 1519 2,56 5,66 1664 2,88 12,08 /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

Учитывая, чтоместорождение уже находится на 3 стадии разработки и обустроено, на последующуюстадию также рекомендуется механизированный способ эксплуатации. В то же времянужно иметь в виду, что применение УСШН и УЭЦН  приводит к осложнениям особеннов искривленных скважинах. В таких скважинах часто истираются муфтовыесоединения штанг и насосно-компрессорных труб(НКТ), возрастает нагрузка на станок-качалку.Значительная длина установки ЭЦН приводит к затрудненному спуску наискривленных участках ствола скважины. За счет этого возникает опасностьнедопустимой деформации её, а также порчи кабеля.

Если установка ЭЦНрасположена в зоне искривления, то возможно заклинивание установки.

В настоящее время ужеизвестны новые насосные установки, которые позволяют избежать упомянутыхосложнений. К ним относятся установки погружных диафрагменных электронасосов(УЭДН), блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) иустановки электровинтовых насосов (ЭВН).

Установки ЭДН возможноспускать в эксплуатационные колонны диаметром не менее 122 мм. Они могутработать в скважинах с пескопроявлением, высокообводненных.

Установки ГНпредназначены для добычи нефти из наклонно – направленных кустовых скважиндиаметром 140 ,146 ,148 мм.

Их особенностьзаключается в том, что для смены насоса нет необходимости в глушении скважины ив бригаде текущего ремонта.

Установки электровинтовыхнасосов также как и ЭЦН питаются через электрокабель, но длина их короче установок ЭЦН, что является преимуществом, позволяющим избежать осложнений приспуско-подъемах.          

Установки ЭВНпредназначены для откачки вязких нефтей, однако, они показывают хорошую работуи на маловязких нефтях.

Чтобы уменьшить опасностьповреждения кабеля при спуско- подъемных операциях, установки рекомендуетсяспускать на насосно-компрессорных трубах диаметром 60 мм. Рекомендуемая глубинаспуска установок 1200-1400 метров.


2. ОРГАНИЗАЦИОННО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НГДУ«ЕЛХОВНЕФТЬ»

 

2.1. Организационнаяструктура НГДУ «Елховнефть»

 

НГДУ «Елховнефть» входит в состав ОАО«Татнефть» в качестве структурной единицы и действует на основании Положения обНГДУ.

В состав НГДУ входят: ЦДНГ- 1,2,3,4ЦППД, ПРЦЭиЭ, ЕНПУ, ЦКППН, ТЭЦ, ЦПРС, ЦКРС, ЦНИПР, ПРЦЭО, ПРЦГНО, ЦАП, ЦКРЗиС(основные бригады, база отдыха «Солнечный», гостиница «Елхов», столовые, группапромышленной эстетики), ЦПК, Аттестационный пункт, СРЦ, ЕУТТ, аппаратуправления, санаторий профилакторий  «Елховец».

НГДУ возглавляется начальникомуправления. Начальник управления назначается на должность и освобождаетсяприказом генерального директора ОАО «Татнефть.

Начальник НГДУ осуществляет общееруководство за деятельностью управления и через своих заместителей всемиотделами, службами и структурными подразделениями НГДУ.

Положение о внутреннихподразделениях, структура и штаты утверждаются начальником управленияприменительно к типовым структурам и штатам, утверждённым ОАО «Татнефть» и вышестоящимиорганами, исходя из объёма, существующих нормативов и условий работы.

Распределение обязанностей междуинженерно-техническими работниками и служащими НГДУ производится в соответствиис должностными инструкциями, утверждёнными начальником управления.

Заместителями начальника управленияявляются: главный инженер- первый заместитель начальника управления, главныйгеолог-заместитель начальника управления, заместитель начальника управления поэкономическим вопросам, заместитель начальника управления по строительству,заместитель начальника управления по общим вопросам.

Главному инженеру-первому заместителюначальника управления подчиняется: производственно-технический отдел, службапромышленной безопасности и служба по борьбе с коррозией и охране природы,ЦИТС, ЕНПУ, служба главного механика, отдел главного энергетика, служба АСУ иВТ, ЦПК, Аттестационный пункт, отдел управления кадрами (в части организациитруда, аттестации и рационализации рабочих мест, создания новых рабочих мест,аттестации ИТР, перетарификации рабочих на основе Единой тарифной сетки,организации конкурсов, подготовки кадров и работы с молодыми специалистами,молодёжью), МГС (в части охраны природы в вопросах землепользования), ЦДНГ-1,2,3,4, ЦКППН, ЦНИПР (по своей номенклатуре), ПРЦГНО, ЕНПУ, ЦПРС, ЦКРЗС,ПРЦЭиЭ, ТЭЦ, ПРЦЭО и ЦАП подчиняются через соответствующих главных специалистови начальников отделов, служб.

Главному геологу-заместителюначальника управления подчиняются: технологический отдел разработки нефтяных игазовых месторождений, геологический отдел, МГС, ЦНИПР, геологические службыЦДНГ, ЦКРС и ЦППД.

Заместителю начальника управления поэкономическим вопросам подчиняются: отдел управления кадрами,планово-экономический отдел, юридическая служба, отдел бухгалтерского учёта, ревизионнаяслужба, общественные организации ООО «Елховлес» и ООО «Кичучат», в областифинансового обеспечения группа промышленной эстетики, здравпункты, ЦКРЗиС(рабочие столовые и торговые точки, подведомственные НГДУ),санаторий-профилакторий «Елховец».

Заместителю начальника управления построительству подчиняются: отдел по проектированию и обустройствуместорождений, МГС, СРЦ и УАД ЕУТТ (в части выполнения объёмов работ), ЦКРЗиС (вчасти капитального ремонта и строительства), группа промышленной эстетики, ООО«Елховлес» (председательство Советом), ООО «Кичучат» (по вопросам строительстваи капитального ремонта).

Заместителю начальника управления пообщим вопросам подчиняются: отдел материально-технического снабжения иподготовки производства, центральный склад, ЕУТТ (в том числе УАД ЕУТТ),хозяйственный отдел, ЕНПУ (по вопросам реализации), отдел вспомогательныхструктур, ООО «Кичучат», службы снабжения структурных подразделений, службабезопасности, службы по охране материальных ценностей структурных подразделений,здравпункты, ЦКРЗиС (база отдыха «Солнечный», гостиница «Елхов», рабочиестоловые и торговые точки, подведомственные НГДУ-по содержанию, техническому ипроизводственному состоянию), санаторий-профилакторий «Елховец».

Центральная инженерно-техническаяслужба обеспечивает согласованную работу цехов основного и вспомогательногопроизводства, осуществляет оперативное руководство всеми цехами и службами НГДУ(ЦДНГ, ЦППД, ЦКППН, ПРЦЭиЭ, ТЭЦ, ПРЦЭО, ЦПРС, ЦКРС, ЦАП, СРЦ, ЕНПУ).

2.2. Динамика основныхТЭП за 2000 – 2002 годы

В ходепроведения анализа основных технико – экономических показателей НГДУ«Елховнефть» за 2000 –2002 годы, следует уделить внимание тем обстоятельствам,которые повлекли за собой их изменение, а именно, в условиях какой финансово –экономической политики функционировало предприятие.

Вцелом НГДУ с поставленными задачами справилось.

Наоснове данных таблицы 2.1. проанализируем динамику основных технико–экономических показателей.


Таблица 2.1.

Основные технико-экономическиепоказатели НГДУ «Елховнефть»

Наименование показателей Ед. изм. 2000г. 2001г. 2002г. Отклонения

 

+,- %

 

2001   к  2000 2002к 2001 2001    к        2000 2002 к 2001

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 8 9

1.Добыча нефти

   НГДУ

тыс.т 1434,7 1472,9 1460,0 38,2 -12,9 102,7 99,1

 

2.Обводненность

    нефти

% 77,6 77,0 76,2 -0,6 -0,8 99,2 99,0

 

3. Среднесуточный дебит 1скв.

   -по нефти

   -по жидкости

т/сут

3,10

13,7

2,8

12,0

2,9

12,1

-0,3

-1,7

0,1

0,1

90,3

87,6

103,6

100,8

 

4. Добыча нефти по способам эксплуатации:

-фонтанные

-насосами

в т.ч.  ЭЦН

          СКН

%

-

100

23,3

76,7

0,006

99,994

19,7

80,3

-

100,0

20,0

80,0

-

-0,01

-3,6

3,6

-

0,006

0,3

-0,3

-

100

84,5

104,7

-

100

101,5

99,6

 

5. Товарная продукция т.руб 2707990 2703247 316724 -4743 464027 99,8 117,2

 

6. Ввод новых скважин

   -нефтяных

        -нагнетательных

скв.

скв.

28

45

40

40

37

36

12

-5

-3

-4

142,9

88,9

92,5

90

 

7. Эксплуатационный фонд скважин на конец года:

          -нефтяных

        -нагнетательных

скв.

скв.

1724

667

1786

702

1796

740

62

35

10

38

103,6

105,2

100,6

105,4

 

8. Среднегодовой действующий фонд скважин

          -нефтяных

        -нагнетательных

скв.

скв.

1454,3

646

1636,6

650

1689,4

690

182,3

4

52,8

40

112,5

100,6

103

106

 

9. Межремонтный период  работы скважин — всего

       в т.ч. ЭЦН

                 ШГН

сут.

сут.

сут.

761

574

792

805

644

825

768

863

670

44

70

33

-37

219

-155

105,8

112,2

104,2

95,4

134

81,2

 

10.Ввод основных фондов т.руб 557685 720183 1146000 162498 425817 129,1 159

 

 

Продолжение таблицы 2.1

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9

 

11. Среднегодовая стоимость основных фондов

     -промышленность

т.руб

3180425

2934304

3491886

3091970

7117397

6992885

311461

157666

3625511

3900915

109,8

105,4

204

226

 

12 Численность всего персонала

в т. ч.- ППП

          -непром. персонал

          -строительство

чел.

чел.

чел.

чел.

2777

2576

149

52

3090

2838

209

43

3195

2874

264

57

313

262

60

-9

105

36

55

14

111,3

110,2

140,3

82,7

103

101

126

132

 

13. Фонд платы труда

в.т.ч.  -ППП

     -непром. персонал

           -строительство

т.руб

208330

196731

8105

3495

310311

293739

12683

3888

 362346

338337

18539

5470

 101980

97008

4579

393

 

52035

44598

5855

1582

 

149,0

149,3

156,5

111,2

116

115

146

140

 

14.Среднемесячная з/.плата

в т. ч. -ППП

    -непром. персонал

          -строительство

руб.

6252

6364

4533

5602

8369

8616

5057

8123

9379

9778

5361

7940

2117

2252

524

2521

1010

1162

304

-183

133,9

135,4

111,6

145,0

112

113

106

97,7

 

15. Себестоимость

1 т нефти и газа

руб. 1095,9 1580 2211 484,1 631 144,2 140

 

16. Балансовая 

      прибыль

т.руб 1395725 642321 238789 -753404 -403532 46,0 37,2

 


1.   Добыча нефти.

Объёмдобычи нефти в 2002 году составил 1460 тыс. т. – это 102,1% к нормам отборанефти,  но 99,1%  относительно уровня 2001 года .  В 2001 году добыча составила 102,7% объёма 2000 года… Таким образом произошло снижение добычи,данный факт вызван ухудшением горно – геологических условий разработкиплощадей, снижением среднесуточного дебита скважин. Для стабилизации положения,в НГДУ проводятся геолого – технические мероприятия: в 2002 году введено избурения 37 новых добывающих скважин, что выше уровня 2000 года на 32%, однакониже чем в 2001 году на 3 скважины или 7,5%. Объём добычи из новых скважин в2002 году снизился и составил 69,9% от добычи 2001 года. В целях поддержанияобъёма добычи нефти проводятся мероприятия по вводу новых нагнетательных и скважиниз бездействия. Широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов, –работы ведутся по 22 технологиям, объём добычи за счёт этого ежегодноувеличивается, и в 2002 году составил 314 тыс. тонн, что на 20,8% выше, чем в2001 году.

2.Обводнённость продукции с каждым годом уменьшается. В 2002 году по сравнению с2001 годом обводнённость продукции по НГДУ уменьшилась с 77% до 76,2%. Всравнении с2000 годом обводнённость уменьшилась на 1,4%.

Засчёт применения циклической закачки объём закачиваемой воды снижается,следствием чего является снижение объёмов отбора жидкости и процентаобводнённости.

3.Среднесуточный дебит одной скважины в 2002 году составил 2,9 т/сут. по нефти и12,1 т. /сут. по жидкости. Среднесуточный дебит по нефти в 2002 году на 0,1 т./сут.больше, чем в 2001 году и на 0,2 т./сут. меньше, чем в 2000 году.

4.Добыча нефти по способам эксплуатации.

В НГДУ «Елховнефть используют насосную добычу нефти, втом числе ЭЦН и ШГН. Добыча нефти механизированным способом за 2002 годсоставила 100%, в том числе ЭЦН – 20%, СКН – 80%.

Добычаскважин, оборудованных ЭЦН, возросла по сравнению с 2001 годом на 1,5%, посравнению с 2000 годом – на 14,2% снизилась.

Добычанефти по скважинам, оборудованным ШГН, в 2002 году уменьшилась по сравнению с2001 годом на 0,4% в связи с тем, что в 2002 году из – за ограничений по сдаченефти производились остановки малодебитного фонда оборудованого ШГН.

5.Товарнаяпродукция.

В 2002году товарная продукция выросла и составила 3167274 тыс. руб., что на 17,2%больше, чем в 2001 году и на 17% больше, чем в 2000 году. Увеличение произошлоза счёт роста цен на нефть.

6.Ввод новых скважин  по НГДУ

В 2002году было введено 37 нефтяных и 36 нагнетательных скважин, что меньше на 3нефтяных и 4 нагнетательных скважины по сравнению с 2001 годом.

7.Эксплуатационный фонд скважин на конец  2002 года увеличился по сравнению с2001 годом  на 10 нефтяных и на 38 нагнетательных скважин. В 2001 годуэксплуатационный фонд увеличился на 62 нефтяных и 35 нагнетательных скважин посравнению с  2000 годом.

8.Среднегодовойфонд действующих нефтяных скважин.

В 2002году по сравнению с прошлым годом среднедействующий фонд нефтяных скважин выросна 52,8 скважины, за счет ввода 37 новых скважин из бурения и освоения  скважиниз бездействия. В 2001 году произошло увеличение среднегодового действующегофонда на  182 нефтяных и 4 нагнетательных скважин.

9. В 2002году  межремонтный период  работы скважин уменьшился  на 37 суток и составил768 суток по сравнению с 2001 годом. По скважинам, оборудованным ЭЦН,межремонтный период скважин увеличился на 219 суток по сравнению  с 2001 годоми на 289 суток по сравнению с 2000 годом. Межремонтный период скважин,оборудованных ШГН,  в 2002 году снизился на 155 суток по сравнению с 2001 годоми на 122 суток по сравнению с 2000 годом. Снижение произошло из-за производствана эксплуатационном фонде ремонтов, связанных с демонтажем насосногооборудования в связи с переводом скважин в разряд нерентабельных. В 2001 годутакие работы не производились.

10. В2002 году ввод основных фондов увеличился на 425817 тыс.руб., по сравнению с 2001 годом и составил  1146000 тыс.руб. Это на 59,1% больше, чем в 2001 году ина 105% больше, чем  в 2000 году.

 11.Среднегодовая стоимость основных фондов увеличилась  в 2002 году на 3625511тыс.руб. по сравнению с 2001 годом и на 3936972 тыс.руб. по сравнению с 2000годом.   Это связано с вводом новых основных фондов. Так, в 2002 году былопроизведено расширение трубной базы в ПРЦГНО (введен новыйадминистративно-бытовой корпус), в ЕНПУ введен в действие узел утилизацииэлектрогидратора для компрессорной, в о/л «Солнечный» построены дополнительныйкорпус и бассейн.

12.Численность персонала каждый год растет.

Этосвязано с созданием трех бригад подземного ремонта скважин и двух бригад капитальногоремонта скважин, а также с увеличением численности  ТЭЦ в связи с введениемкотельных  ЦПК и ЕУТТ.

В 2002году  по сравнению с 2001 годом численность персонала увеличилась на 105человек, по сравнению с 2000 годом – на 418 человек.

13.Фондзаработной платы в 2002 году составил 362345,7 тыс.руб., что            на16,8% больше, чем в 2001 году и на 74% больше, чем в 2000 году. Увеличениефонда заработной платы связано с увеличением численности персонала, а такжеростом среднемесячной заработной платы.

14.Среднемесячнаязаработная плата в  2002 году увеличилась                           на 1010руб. по сравнению с предыдущим годом, на 3127 руб. по сравнению               с 2000 годом  и составила 9379 рублей. Увеличение произошло в связи с ростомтарифных ставок  повышением разрядов рабочим.

15.Себестоимость1 тонны нефти  в 2002 году составила 2211 руб. это на 631 руб. больше, чем в2001 году и на 1115 руб. больше, чем в 2000 году.

Этосвязано с ростом  цен на электроэнергию, топливо, материалы,  услуги, а также сростом амортизации основных фондов и введением в 2002 году НДПИ, который наконец года составил 668,21 руб./т.

16.Балансовая прибыль в 2002 году составила 238789 тыс. руб., что меньшепоказателя 2001 года на 403532 тыс.руб. и на 1156936 тыс.руб. меньше показателя2000 года.  Значительный рост балансовой прибыли в 2000 году связан с ростомцен  на нефть в 2,7 раз  и нефтепродукты в 2 раза. Снижение балансовой прибылив 2002 году произошло из-за увеличения себестоимости.


3.        МЕТОДИКААНАЛИЗА ФИНАНСОВОГО СОСТОЯНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

3.1.Антикризисный менеджмент: понятия и инструменты

Антикризисный менеджментопределяется западноевропейскими экономистами, как деятельность, необходимаядля преодоления состояния, угрожающего существованию предприятия, при которомосновным вопросом становится выживание. Данная деятельность характеризуетсяповышением интенсивности применения средств и методов на предприятии,необходимых для преодоления угрожающей существованию предприятия ситуации. Приэтом, по мнению некоторых исследователей, происходит перенос всего внимания насиюминутные, краткосрочные проблемы, одновременно связанные с проведениемжестких и быстрых решающих мероприятий. Другие авторы определяют антикризисныйменеджмент, как создание инструментов, которые позволяют сообщить оприближающемся переломном пункте и разработать новый курс развития.

Понятие антикризисногоменеджмента включает в себя и временные характеристики. Во-первых, этоопределение содержит все задачи по разработке и проведению мероприятий, которыеведут к ослаблению, преодолению и т.д. кризисного процесса, и во-вторых, этопрофилактика и терапия кризиса. Подобное определение обусловливает задачируководства и характеризует действия в рамках острого кризиса как реактивныйантикризисный менеджмент и задачи профилактики кризисов как превентивный(предупреждающий) антикризисный менеджмент или антиципативный (опережающий)антикризисный менеджмент.

Реактивный антикризисныйменеджмент можно охарактеризовать как планирование и внедрение основанных нанебольшом количестве критериев мероприятий, целью которых, как правило,является восстановление прежнего, докризисного состояния.

В противоположность этомуантиципативный антикризисный менеджмент имеет дело с общими целями, которыемогут быть сформулированы только на более высокой ступени, чем задачиразработки конкретных мероприятий. Антиципативные отношения понимаются какдолгосрочные задачи менеджмента, которые могут охватывать все областипредприятия.

Под концепцией преодолениякризиса понимается системное представление всех процессов управления,результатом которых является запланированные и впоследствии реализованныемероприятия по преодолению кризиса.

Антикризисное управлениефирмой начинается с момента выбора ее миссии, т. е. с ответа на вопрос: “Чтоделать?” На всех последующих этапах развития фирмы внимание ее руководствадолжно быть сосредоточено на своевременном “улавливании” сигналов,свидетельствующих о возможном ухудшении положения фирмы, ее конкурентного статуса.Для этого необходимо построить систему, позволяющую сочетать количественный икачественный анализ сигналов об угрозе приближения кризисного состояния, т. е.существенного снижения конкурентного статуса фирмы. В качестве основы такойсистемы может быть принят анализ возможностей, ресурсов и рисков, такназываемый SWOT-анализ (Strength — сила; Weakness — слабость; Opportunity — возможности; Threat — угрозы).

Целью этого анализаявляется выявление совокупного влияния на конкурентный статус фирмы сильных ислабых сторон фирмы по отношению к внешней среде; широты возможностей длявыполнения миссии фирмы, открываемых внешней средой; степени и характера угрозвыполнению миссии фирмы со стороны внешней среды. Назовем их факторамисостояния фирмы.

В процессе анализанеобходимо определить каналы связей, возникающие между агентами внешней ивнутренней среды, с одной стороны, факторами состояния фирмы и моментомнаступления кризисного состояния (несостоятельности, банкротства) фирмы, — сдругой. Именно по этим каналам поступают сигналы о неблагополучных тенденциях,возникающих во внешней и внутренней средах фирмы. Эти сигналы, вначале слабые,по мере накопления информации постепенно усиливаются, позволяя руководствуфирмы заблаговременно принимать меры по предотвращению кризисных состояний.

При этом исходят изсущества процесса возникновения кризисного состояния, представляющего собойодну из разновидностей экономического механизма.

Под экономическиммеханизмом принято понимают цепь последовательных взаимосвязанных экономическихявлений. Механизм возникновения кризисного состояния “запускается” субъектами,инициирующими исходные экономические явления. Под влиянием этих исходныхявлений начинается процесс следования (без дополнительного импульса) одного задругим в определенной последовательности цепочки взаимозависимых экономическихявлений (эффект падающего домино), в конце которой наступает завершающееявление — кризисное состояние.

В качестве исходныхвыступают многочисленные и разнообразные по характеру и силе первоначальногоимпульса экономические явления, которые инициируются агентами как внешней, таки внутренней среды.

Глубина кризисногосостояния и продолжительность периода, в течение которого оно наступает,зависит от:

- соотношения количества и силыисходных экономических явлений;

- числа и степени влияния агентоввнешней и внутренней среды;

- интенсивности процессавозникновения промежуточных экономических явлений;

- соотношения и силы промежуточныхявлений по каждому фактору состояния фирмы;

- значимости каждого факторасостояния фирмы конкретно для данной        фирмы и данной отрасли национальнойэкономики.

Существо механизмавозникновения кризисного состояния наводит на мысль о том, что каждоепоследующее экономическое явление в цепочке, образуемой тем или иным каналомсвязи, дает, как правило, сигнал большей силы и той же направленности, что ипредыдущее. Тем не менее, такая простая зависимость вряд ли отражаетсущественно более сложные и противоречивые процессы, происходящие в реальнойжизни. Поэтому необходимо постоянное слежение за цепочкой, инициированной темили иным исходным экономическим явлением, что позволит своевременно обнаружитьхарактер воздействия исходного явления на завершающее.

Сложность состоит такжево взаимной зависимости промежуточных экономических явлений, принадлежащих нетолько цепочке от данного исходного явления к завершающему, но и цепочкам,инициируемым другими исходными явлениями.

Целью антикризисногоуправления является разработка и первоочередная реализация мер, направленных нанейтрализацию наиболее опасных (наиболее интенсивно влияющих на завершающееявление) путей, приводящих к кризисному состоянию.

Сочетание стратегии и тактики антикризисного управления.

Сложность этой проблемы состоит в том, что, с одной стороны,стратегические решения, направленные на предотвращение кризиса, должны бытьприняты и реализованы на ранних стадиях управления, когда процесс движения ккризису еще не приобрел кумулятивного характера и поэтому еще не сталнеобратимым. С другой стороны, решения, принимаемые на ранних стадиях,базируются, как правило, на весьма слабых и потому не всегда достоверныхсигналах о возникновении неблагополучных тенденций. Поэтому одним из важнейшихпринципов стратегии антикризисного управления является постоянный мониторингвнешней и внутренней среды фирмы с целью раннего обнаружения надвигающейсяугрозы кризиса.

Тактические решения, в отличие от стратегических, принимаются на основеболее полной и точной информации, отражающей актуальное (по состоянию на данныймомент) состояние производственной системы. Однако времени для кореннойперестройки деятельности фирмы с целью предотвращения кризиса либо очень мало,либо нет совсем. Речь в этом случае идет либо о чрезвычайных мерах понедопущению кризиса, которые еще возможно реализовать в короткий период, либо омерах, направленных на выход из кризиса, который уже наступил.

В системе антикризисногоменеджмента особое значение приобретает подсистема контроля и раннегообнаружения признаков предстоящей кризисной ситуации.

Ранние признакибанкротства, которые выявляются непосредственно:

1. Серьезным предупреждением грядущего неблагополучияпредприятия является отрицательная реакция партнеров по бизнесу, поставщиков,кредиторов, банков, потребителей продукции на те или иные мероприятия,проводимые предприятием, и их предложения. В этом смысле показательнымиявляются всевозможные реорганизации предприятия (организационные, структурные,открытие или закрытие подразделений предприятий, филиалов, дочерних фирм, ихслияние), частая и необоснованная смена поставщиков, выход на новые рынки,рискованная закупка сырья и материалов и другие изменения в стратегиипредприятия. Другим существенным признаком, также контролируемым кредиторами,является изменения в структуре управления и атмосфере, царящей в верхних слояхуправления. Крах предприятий, как правило, начинается с конфликтов в высшемруководстве предприятия.

2. Другой блок ранних признаков банкротства включает в себяхарактер изменений финансовых показателей деятельности предприятия,своевременность и качество представления финансовой отчетности и проведенияаудиторских проверок. Предметом тщательного наблюдения здесь являются:

а) задержки спредоставлением отчетности и ее качество, что может свидетельствовать либо осознательных действиях, либо о низком уровне квалификации персонала. Во всякомслучае, и то и другое может говорить специалисту о неэффективности финансовогоуправления;

б) резкие изменения вструктуре баланса и отчета о финансовых результатах.

Нежелательными являютсярезкие изменения любых статей баланса в любом направлении. Однако особуютревогу должны вызывать:

- резкое уменьшение денег на счетах(кстати, и увеличение денег может   свидетельствовать о невозможностидальнейших капиталовложений);

- увеличение дебиторскойзадолженности (резкое снижение также свидетельствует о затруднениях со сбытом,если сопровождается ростом    запасов готовой продукции);

- старение дебиторских счетов;

- разбалансирование дебиторской икредиторской задолженности;

- увеличение или уменьшениематериальных запасов, что может свидетельствовать либо о заинтересованности,либо о возможной       неспособности предприятия выполнять свои обязательствапо поставкам;

- увеличение кредиторскойзадолженности (резкое снижение при наличии       денег на счетах такжесвидетельствует о снижении объемов                                         деятельности);

- снижение объемов продаж(неблагоприятным может оказаться и резкое    увеличение объемов продаж, так какв этом случае банкротство может    наступить в результате последующегоразбалансирования долгов, если  последует непродуманное увеличение закупок,капитальных затрат;  

- кроме того, рост объемов продажможет свидетельствовать о сбросе  продукции перед ликвидацией предприятия;

- уменьшение доходов предприятия ипадение прибыльности фирмы, обесценение акций предприятия, установлениепредприятием нереальных    (высоких или низких) цен на свою продукцию и т.д.

Настораживающимипризнаками являются также внеочередные проверки    

предприятия, ограничение коммерческойдеятельности предприятия органами власти, отмена и изъятие лицензий и т.д.Банкротство проходит три отделимые друг от друга стадии.

На первой стадиипроисходит скрытое (особенно, если не налажен специальный управленческий учет)снижение цены предприятия. На этой стадии руководство часто прибегает ккосметическим мерам. Например, продолжает выплачивать акционерам высокиедивиденды, увеличивая заемный капитал, продавая часть активов с тем, чтобыснять подозрения вкладчиков и банков.

На второй стадииначинаются трудности с наличностью. Руководители склонны уже к авантюрнымспособам зарабатывания денег, а иногда к мошенничеству.

Если не принимаются меры,то банкротство становится юридически очевидным. Предприятие не можетсвоевременно оплачивать долги.

Существуют некоторыетипичные приемы, которые срабатывают в большинстве случаев.

Принимаются, во-первых,экстренные, «пожарные» меры:

- смена руководства, еслибанкротство произошло по внутренним причинам;

- изменение организационной структурыпредприятия, сокращение аппарата управления, централизация контрольно-плановыхфункций;

- установление жесткого контролязатрат;

- изменение культуры работы(переподготовка персонала, психологическая переориентация);

- сокращение номенклатуры продукциии услуг;

- усиленный маркетинг.

Одновременноразрабатывают стратегические меры. В большинстве случаев это последовательныйотказ от прежнего профиля предприятия.

Факторы обеспечивающиебыстрое реагирование на рост спроса:

1. Обеспеченность соответствующими нематериальными активами —патентами, лицензиями, правами на владение и использование.

2. Наличие кадров с соответствующей квалификацией и опытомработы.

3. Накопленный банк данных о рынке, конкурентах, новыхтехнологиях.

4. Наличие и владение новыми технологиями принятия решений ит.д.

Эффективностьантикризисного управления во многом зависит от радикально направленных действийарбитражного управляющего, который назначается арбитражным судом и которомупередаются функции внешнего управления имуществом должника. Основанием дляназначения внешнего управления имуществом должника является наличие реальнойвозможности восстановить платежеспособность предприятия-должника с цельюпродолжения его деятельности путем реализации части его имущества и осуществлениядругих организационных и экономических мероприятий.

Антикризисное управлениеможет и должно быть эффективным. Для этого важно заниматься различнымисторонами процесса. Управлять следует:

- активами (пассивами) предприятия;

- этапами: сбыт, производство,снабжение, учет;

- программами защиты имущества ибезопасности бизнеса;

- кадрами (включая вопросыформирования кадровой политики, социальные вопросы, отношения с профсоюзами);

- программами построения отношений сакционерами, партнерами, органами государственной власти;

- программами информационнойподдержки (включая доведение до сведения трудового коллектива информации опланах, методах и принципах управления, а так же доведение социально-значимыхаспектов  деятельности до широкой общественности).

Деятельность поантикризисному управлению крупными промышленными объектами в различных своихмодификациях, будет способствовать сохранению и развитию промышленногопотенциала страны.


3.2 Факторывозникновения кризисных ситуаций на предприятии

Предпосылкибанкротства многообразны – это результат взаимодействия многочисленных факторовкак внешнего, так и внутреннего характера. Их можно классифицировать следующимобразом.

Внешниефакторы.

1.        Экономические:кризисное состояние экономики страны, общий спад производства, инфляция,нестабильность финансовой системы, рост цен на ресурсы, изменение конъюнктурырынка, неплатёжеспособность и банкротство партнёров. Одной из причин несостоятельности субъектов хозяйствования может быть неправильная фискальнаяполитика государства. Высокий уровень налогообложения может оказатьсянепосильным для предприятия.

2.        Политические:политическая нестабильность общества, внешнеэкономическая политика государства,разрыв экономических связей, потеря рынков сбыта, изменение условий экспорта иимпорта, несовершенство законодательства в области хозяйственного права,антимонопольной политики, предпринимательской деятельности и прочих проявленийрегулирующей функции государства.

3.        Усилениемеждународной конкуренции в связи с развитием научно-технического прогресса.

4.        Демографические:численность, состав народонаселения, уровень благосостояния народа, культурныйуклад общества, определяющие размер и структуру потребностей, иплатёжеспособный спрос населения на те или другие виды товаров и услуг.

Внутренниефакторы.

1.        Дефицитсобственного оборотного капитала как следствие неэффективной производственно-коммерческой деятельности или неэффективной инвестиционной политики.

2.        Низкий уровеньтехники, технологии и организации производства.

3.        Снижениеэффективности использования производственных ресурсов предприятия, егопроизводственной мощности и как результат высокий уровень себестоимости,убытки, «проедание» собственного капитала.

4.        Созданиесверхнормативных остатков незавершённого производства, производственныхзапасов, готовой продукции, в связи с чем происходит затоваривание, замедляетсяоборачиваемость капитала и образуется его дефицит. Это заставляет предприятиезалезать в долги и может быть причиной его банкротства.

5.        Плохая клиентурапредприятия, которая платит с опозданием или не платит вовсе по причинебанкротства, что вынуждает предприятие самому залезать в долги. Так зарождаетсяцепное банкротство.

6.        Отсутствие сбытаиз-за низкого уровня организации маркетинговой деятельности по изучению рынковсбыта продукции, формированию портфеля заказов, повышению качества иконкурентоспособности продукции, выработке ценовой политики.

7.        Привлечениезаёмных средств в оборот предприятия на невыгодных условиях, что ведёт кувеличению финансовых расходов, снижению рентабельности хозяйственнойдеятельности и способности к самофинансированию.

8.        Быстрое инеконтролируемое расширение хозяйственной деятельности, в результате чегозапасы, затраты и дебиторская задолженность растут быстрее объёма продаж.Отсюда появляется потребность в привлечении краткосрочных заёмных средств,которые могут превысить чистые оборотные активы (собственный оборотныйкапитал). В результате предприятие попадает под контроль банков и другихкредиторов и может подвергнуться угрозе банкротства.

Банкротствоявляется следствием совместного действия внутренних и внешних факторов. Поданным стран с рыночной экономикой, устойчивой экономической и политическойсистемой, разорение субъектов хозяйствования на 1/3 связано с внешнимифакторами и на 2/3 – с внутренними.

3.3     Причинынеплатёжеспособности и банкротства предприятий

В условиях плановойэкономики, когда все вокруг принадлежало одному собственнику — государству,понятие «банкрот» было чем-то весьма отвлеченным. Государство вслучае финансовой несостоятельности того или иного предприятия простоперераспределяло финансовые ресурсы от одного хозяйственного субъекта кдругому.

Ситуация совершенноизменилась, когда приступили к строительству цивилизованного рынка. Проблема неспособностипредприятия платить по своим обязательствам стала весьма актуальной. Массовыевзаимные неплатежи, долги по заработной плате — все это реалии сегодняшнегодня.

Рыночная экономикадоказала свою жизнеспособность на протяжении длительного времени, посколькуона:

- изначально ориентирована наплатежеспособный спрос потребителей;

- основана на частной инициативепредпринимателей, вынужденных в целях максимизации своих доходовориентироваться на потребителей (рынок) и на снижение собственных издержек.Отсюда стимулы технического прогресса, эффективности производства и т.д.;

- предполагает конкурентную борьбупредпринимателей и отсев или банкротство тех, кто отстает от растущих запросоврынка по качеству и ассортименту предложения товаров, работ, услуг; а также поуровню собственных издержек.

Социалистическаяадминистративно-плановая экономика также всегда претендовала на высокуюэффективность. И она действительно оказывалась высокоэффективной, когдаконцентрировалась на крупных политико-экономических задачах (выход в космос,строительство крупного предприятия, создание наиболее эффективных видоввооружений и т.д.). В то же время в сфере производства товаров для населения,для массовых потребителей плановая экономика всегда предлагала ограниченный ассортименттоваров, как правило, не высокого качества, изготавливаемых по устаревшимтехнологиям.

Фактически плановаяэкономика не столько ориентировалась на рынок, сколько навязывала ему продуктымедленно обновляемых производств и технологий, не оставляя потребителям другоговыбора.

Российская экономиканакануне ее реформирования именовалась экономикой развитого социализма. Онаформировалась, многие десятки лет и обрела ряд специфических характеристик,совершенно неведомых рыночной экономике.

1. В отличие от рыночнойэкономики, где предприятия создаются и находят свое место на карте страны какпродукт инициативы предпринимателей, заинтересованных в доходах ототкрывающихся рынков, российская экономика в основном была выстроена после 30-хгодов на основе централизованных планов из расчета единых и достаточно низкихэнергетических и транспортных тарифов.

Предприятия строилисьочень крупными и, в силу этого, негибкими. Каждое предприятие обычноконцентрировались на своих производственных функциях. Дублирования (и потенциальнойконкуренции) допускалось очень мало.

В результате создаласьсеть очень больших, малогибких предприятий с высокой степенью монополизма, свысокой энергоемкостью и значительной зависимостью от транспортной сети. Многиеиз них оказались совершенно неконкурентоспособными, когда на российский рынокстали поступать импортные товары.

2.        Если в однипредприятия вкладывалось избыточно много средств, другие из-за дефицитакапитальных вложений едва развивались. В результате накопилась достаточновысокая доля откровенно устаревших предприятий.

3.        Очень многиезаводы строились как универсальные производства для выпуска единичных имелкосерийных изделий. В такие заводы не встраивался конвейер илипроизводственный поток. Подобные заводы, которые можно назватьзаводами-конгломератами, представляли собой большую хорошо оснащеннуюмастерскую, не способную, производить прибыль. В условиях рынка такиепредприятия также оказались неконкурентоспособными.

4. Социалистическаяэкономика развивалась на пространстве всего социалистического лагеря, несчитаясь с его государственными и экономическими границами.

5. Социалистическаяадминистративно-плановая экономика выработала такую экономическую среду именталитет, последствия, которых еще долгие годы будут проявлять себя вэкономических решениях управляющих. В 1930—1950 гг. вообще не существовалопонятия прибыли. Доходы предприятий изымались в полном объеме, еще в моментотгрузки предприятиями продукции. На верхних уровнях управления народнымхозяйством эти доходы складывались и перераспределялись. Частично онивозвращались на предприятия, но не как заработанное, а как полученное.

Предприятия получаликапитальные вложения, фонд заработной платы и так вплоть до суммыкомандировочных расходов, т.е. фактически были поставлены в условия жесткойсметы расходов, которая никогда не увязывалась с реальной прибыльностьюпредприятия.

Развился менталитет,ориентированный:

- исполнять планы и сметы, но необученный навыкам управления финансами;

- при любом подходящем случаепросить у государства, считая это естественным правом;

- тратить заработанное и полученноена то, что раньше особо не допускалось или сдерживалось (на инвестиции).Многолетнее сдерживание и вынужденный аскетизм породили тягу к расточительству,которая проявила себя, как только представились соответствующие условия.

Совокупностьспецифических характеристик определила особую предрасположенность многихроссийских предприятий к кризису и предбанкротным явлениям в условияхреформирования экономики.

Непосредственному началурыночных реформ в России предшествовал краткосрочный период первоначальногостановления частных коммерческих структур. Доходы очень многих из нихосновывались на ценовых ножницах между установленными государственными ценамина продукцию и фактическими рыночными.

По отдельным видампродукции цены превысили мировой уровень. Это породило затоваривание либоотгрузку товаров без предоплаты с высоким риском, что они не будут вовремяоплачены.

Широкое распространениеполучили расчеты по так называемому бартеру, когда стороны обмениваютсятоварами без денежных расчетов, хотя при этом возникают налоговые обязательстваи не образуется средств даже на оплату труда.

При господстве монополий— предприятий-гигантов, не имевших на внутреннем рынке конкурентов, был спровоцированинтерес к росту доходов предприятий за счет роста цен на продукцию припониженных объемах производства. Это привело к резкому росту цен иодновременному снижению объемов производства.

3.4     Методикаанализа экономических результатов деятельности предприятия

3.4.1   Методика анализа прибыли

 

Прибыль – это часть чистого дохода, которыйнепосредственно получают субъекты хозяйствования после реализации продукции.Прибыль от реализации продукции в целом по предприятиюзависит от следующих факторов: Объёма реализации продукции (VРП),себестоимости (С) и уровня средне реализационных цен (Ц):

                                      П= S[VРПобщ. ´i– Сi)].                                       (3.1)

Объём реализациипродукции может оказывать положительное и отрицательное влияние на суммуприбыли. Увеличение объёма продаж рентабельной продукции приводит кпропорциональному увеличению прибыли. Если же продукция является убыточной, топри увеличении объёма реализации происходит уменьшение суммы прибыли.

Себестоимость продукции иприбыль находятся в обратно – пропорциональной зависимости: снижениесебестоимости приводит к соответствующему росту суммы прибыли, и наоборот.

Изменение уровня  среднереализационных цен и величина прибыли находятся  в прямо пропорциональнойзависимости: при увеличении уровня цен сумма прибыли возрастает, и наоборот.

3.4.1. Методикаанализа рентабельности и деловой активности

Рентабельностьпроизводственной деятельности исчисляется путём отношения прибыли от реализацииили чистой прибыли от основной деятельности (П) к сумме затрат по реализованнойпродукции (З):

Rз = />,                                                (3.2)

Она показывает, сколькопредприятие имеет прибыли с каждого рубля, затраченного на производство иреализацию продукции. Сумма прибыли может быть небольшой, если предприятиеприменяет ускоренный метод начисления амортизации, и наоборот.

Анализ рентабельности иделовой активности проводится посредством расчёта  коэффициентовоборачиваемости и рентабельности, приведённых в таблице  3.1

.Таблица 3.1

Методика анализа рентабельности и деловой активностипредприятияНаименование коэффициента Порядок расчёта 1.          Рентабельность продаж ПР/В 2.          Рентабельность всего капитала предприятия ПР/ВБ 3.          Рентабельность вне оборотных активов ПР/А1 4.          Рентабельность собственного капитала ПР/ПIII 5.          Рентабельность перманентного капитала ПР/(П III + П IV) 6.          Общая оборачиваемость капитала В/ВБ 7.          Оборачиваемость мобильных средств В/А2 8.          Оборачиваемость материальных оборотных средств В/(З + НДС) 9.          Оборачиваемость готовой продукции В/ГП 10.        Оборачиваемость дебиторской задолженности В/ДЗ < 1 11.        Средний срок оборота дебиторской задолженности, в днях (N*ДЗ < 1)/В 12.        Оборачиваемость кредиторской задолженности В/КЗ 13.        Средний срок оборота кредиторской задолженности, в днях (N*КЗ)/В 14.        Фондоотдача вне оборотных активов В/А1 15.Оборачиваемость собственного капитала В/ПIII

Рентабельностьпредприятия  отражает степень прибыльности его  деятельности.

Рентабельность продажпоказывает сколько прибыли приходится на единицу реализованной продукции. Рострентабельности продаж является следствием роста цен при постоянных затратах напроизводство реализованной продукции (работ, услуг) или снижения затрат напроизводство при постоянных ценах. Уменьшение рентабельности продаж свидетельствует о снижении цен при постоянных затратах на производство, или оросте затрат при постоянных ценах, т. е о снижении спроса на продукциюпредприятия.

Рентабельность всегокапитала показывает эффективность использования всего имущества предприятия.Снижение рентабельности капитала также свидетельствует о падающем спросе напродукцию и о перенакоплении активов.

Рентабельностьвнеоборотных активов отражает эффективность использования основных средств ипрочих внеоборотных активов, измеряемую величиной прибыли, приходящейся наединицу стоимости средств. Рост рентабельности внеоборотных активов при снижениирентабельности всего капитала, свидетельствует об избыточном увеличениимобильных средств, что может быть следствием образования излишних запасовтоварно – материальных ценностей. Затоваренности готовой продукцией врезультате снижения спроса, черезмерного роста дебиторской задолженности илиденежных средств.

Рентабельностьсобственного капитала показывает эффективность использования собственногокапитала. Динамика рентабельности собственного капитала оказывает влияние науровень котировки акций на фондовых биржах.

Рентабельностьперманентного капитала отражает эффективность использования капитала,вложенного в деятельность фирмы на длительный срок (как собственного, так изаёмного).

Деловая активностьхарактеризует эффективность текущей деятельности предприятия  и связана срезультативностью использования материальных, трудовых, финансовых ресурсовпредприятия, а также с показателями оборачиваемости. Деловая активностьпредприятия проявляется в скорости оборота его средств.

Общая оборачиваемость капиталаотражает скорость оборота (в количестве оборотов за период, всего капиталапредприятия. Рост общей  оборачиваемости капитала означает ускорениекругооборота средств предприятия или инфляционный рост цен  (в случае снижениярентабельности всего капитала и рентабельности основных средств и прочихвнеоборотных активов).

Оборачиваемость мобильныхсредств показывает скорость оборота всех мобильных средств (оборотных активов)предприятия. Рост оборачиваемости мобильных средств характеризуетсяположительно, если сочетается с ростом оборачиваемости материальных оборотныхсредств, и отрицательно, если оборачиваемость материальных оборотных средствуменьшается.

Оборачиваемостьматериальных оборотных средств отражает число оборотов запасов предприятия заанализируемый период. Снижение оборачиваемости материальных оборотных средств,свидетельствует об относительном увеличении производственных запасов инезавершённого производства или о снижении спроса на готовую продукцию в случаеуменьшения оборачиваемости готовой продукции.

Оборачиваемость готовойпродукции показывает скорость оборота готовой продукции. Рост оборачиваемостиготовой продукции, означает увеличение спроса на продукцию предприятия,снижение оборачиваемости готовой продукции – затоваривание готовой продукцией всвязи со снижением спроса.

Фондоотдача (Ф).Характеризует эффективность использования основных средств предприятия.

Ф = стр.10(по даннымформы 2): стр. 190 (по данным формы 1).

Рост Ф свидетельствует оповышении эффективности использования основных средств и расценивается какположительная тенденция. Он может достигаться за счёт роста выручки отреализации, либо снижения показателя остаточной стоимости основных средств. Приэтом основные средства в виду своего износа, постоянно уменьшают свою стоимость,но рост фондоотдачи, полученный исключительно вследствие изнашиваемостиосновных средств, нельзя считать положительной тенденцией. Временное уменьшениепоказателя фондотодачи может быть вызвано вводом в действие  новыхпроизводственных мощностей, дорогостоящим восстановлением основных средствпосредством капитального ремонта или модернизации. Которое впоследствии должнопривести как к росту выручки (нетто), так и к дополнительному росту показателяфондоотдачи.

Оборачиваемостькредиторской задолженности Ок в днях. Характеризует скорость погашениякредиторской задолженности предприятия. Изменение Ок в днях требует выявленияпричин, вызывающих его увеличение (уменьшение).  Позитивным является процесснекоторого замедления Ок  из –за снижения себестоимости продукции (товаров,работ, услуг).

Оборачиваемостьдебиторской задолженности (Од), в оборотах. Характеризует скорость погашениядебиторской задолженности предприятия. Увеличение Од (в оборотах) являетсяисключительно положительной тенденцией, свидетельствующей, о налаженныхвзаимодействиях с дебиторами и четкой работе отдела сбыта.

Для расчётапродолжительности оборота дебиторской задолженности (в днях) проводятвычисление по формуле: 360 дней: Од(в оборотах). Предприятие должно стремитьсяк увеличению оборачиваемости дебиторской задолженности (в оборотах) и,сокращению продолжительности одного оборота (в днях).

Оборачиваемостьсобственного капитала. Характеризует скорость оборачиваемости собственногокапитала предприятия. Увеличение Окап. при относительно стабильном значениипоказателя собственного капитала является положительной тенденцией,свидетельствующей, об активности предприятия на рынках сбыта. Уменьшение Окап.свидетельствует либо о проблемах с реализацией, либо об увеличении долисобственного капитала, который в анализируемый период времени используетсянедостаточно эффективно.

3.5           Методикаанализа общего финансового состояния

 

3.5.1  Методика анализа валютыбухгалтерского баланса

 

Общая оценка финансовогосостояния  предприятия  осуществляется на основе бухгалтерского баланса (формы№1). Общий итог актива и пассива носит название валюты баланса.

На предприятиях Россииактивы располагаются по возрастающей степени ликвидности: нематериальныеактивы, основные средства и другие внеоборотные активы. Запасы, дебиторскаязадолженность, краткосрочные финансовые вложения и денежные средства.

Пассивы располагаются попонижающимся срокам погашения обязательств: капитал и резервы, долгосрочныеобязательства, краткосрочные обязательства. Соблюдается главное бухгалтерскоеуравнение: 

Актив = Пассив или Актив= Обязательства + Капитал и резервы

Формула показывает, чтокаждая денежная единица, вложенная в активы предприятия, предоставляетсякредиторами либо его владельцами (собственниками) и вкладывается в определённыйвид активов.

Принципиальным моментомявляется выделение в составе собственного капитала (раздел III) статей вложенного капитала инакопленной прибыли, что помогает лучше управлять его структурой. Вложенныйкапитал – это капитал инвестированный собственниками предприятия: уставный,добавочный капитал, фонд социальной сферы, целевое финансирование ипоступления. Накопленная прибыль – это прибыль, которую предприятие получило заряд лет: нераспределённая прибыль прошлых лет и отчётного года, резервныйкапитал, образованный за счёт чистой прибыли. Поэтому основное балансовоеуравнение:

Актив = Обязательства +Вложенный (инвестированный) капитал + Накопленная прибыль.

На практике используютсяметоды: пространственный (горизонтальный) и структурный (вертикальный) анализбаланса.

Для большей наглядностисоставляется уплотнённый баланс путем объединения в группы однородных статей.

Предварительную оценкуфинансового состояния  можно получить на основе выявления  «неблагополучных»статей баланса, которые условно подразделяются на две группы:

1)   характеризующие неудовлетворительнуюработу предприятия в отчётном периоде, что привело к неустойчивому финансовомуположению (непокрытые убытки прошлых лет  и отчётного года);

2)   свидетельствующие об определённых недостаткахв деятельности предприятия.

Такие статьи выявляютсяпо данным приложения к балансу  (форма №5) и аналитического учёта.

Увеличение валюты балансасвидетельствует о расширении объёма хозяйственной деятельности предприятия.Исследуя причины увеличения валюты баланса, необходимо учитывать влияниепереоценки основных средств, инфляционных процессов (их влияния на состояниезапасов), удлинения сроков расчёта с дебиторами и кредиторами и т. п. Причинынеплатёжеспособности предприятия в условиях расширения производства(хозоборота) следует искать в иррациональной финансовой, инвестиционной,ценовой, маркетинговой политике.

Снижение (в абсолютномвыражении) валюты баланса в отчётном периоде свидетельствует о снижениихозяйственного оборота (деловой активности), что может привести кнеплатёжеспособности предприятия. Данное обстоятельство может быть связано ссокращением платёжеспособного спроса покупателей на товары, работы, услуги;ограничением доступа на рынки необходимого сырья, материалов, энергоносителей;включением в хозяйственный оборот дочерних и зависимых обществ вместоматеринской компании и др.

В целях объективнойоценки финансового положения предприятия  сравнивают за ряд периодов изменениясредней величины имущества с изменениями финансовых результатов хозяйственнойдеятельности предприятия по форме №2 (выручки от реализации продукции иприбыли). Коэффициент прироста имущества определяется по формуле:

                                                    К ПИ = />,                                           (3.3)

Где И1, И0 – средняястоимость имущества (активов) за отчётный и базисный периоды.

Коэффициент прироставыручки  от реализации продукции, товаров, работ и услуг К ПВР устанавливаетсяпо формуле:

                                                  КПВР = />,                                          (3.4)

Где ВР1, ВР0 – выручка отреализации за отчётный и базисный периоды.

Коэффициент приростаприбыли определяется по формуле:

КПП = />,                                            (3.5)

Где П1, П0 – прибыль отобычных видов деятельности (до налогообложения) – бухгалтерская прибыль заотчётный и базовый периоды.

Если  КПВР и КПП выше,чем К ПИ, то это свидетельствует об улучшении использования хозяйственныхсредств предприятия по сравнению с предыдущим периодом и наоборот.

Структурному анализупредшествует общая оценка  динамики активов организации, получаемая путёмсопоставления темпов прироста активов с темпами прироста финансовых результатов(например, выручки или прибыли от реализации товаров, продукции, работ, услуг).

Активы организациисостоят из внеоборотных и оборотных активов. Поэтому наиболее общую структуруактивов характеризует коэффициент соотношения оборотных и внеоборотных активов,рассчитываемый по формуле:               

Ков= />,                                           (3.6.)

Важную характеристикуструктуры средств предприятия даёт коэффициент имущества производственногоназначения, равный отношению суммы стоимостей производственных основных средстви незавершённого строительства, а так же производственных запасов и незавершённогопроизводства (основные средства и МБП принимаются в расчёт по остаточнойстоимости) к общей стоимости всех активов организации. Нормальным ограничениемпоказателя является:  К п.им. ³ 0,5.

Пассивы организации (тоесть источники финансирования её активов) состоят из собственного капитала ирезервов, долгосрочных заёмных средств, краткосрочных заёмных средств икредиторской задолженности. Обобщённо источники средств можно поделить насобственные и заёмные (приравнивая к последним и кредиторскую задолженность).Структуру пассивов характеризует коэффициент автономии, равный доле собственныхсредств в общей величине источников средств предприятия

Реальный собственныйкапитал                               (3.7)

/>Kа =

Общая величина источников средств предприятия и коэффициент соотношения заёмных и собственныхсредств, вычисляемый по формуле:

   скорректированные                      скорректированные

   долгосрочныепассивы               краткосрочные пассивы                 (3.8)

/>Кз/с=

реальный собственныйкапитал                             

Нормальные ограничения для коэффициентов: Ка ³0,5; Кз/с £ 1 означают, что обязательства организаций могут быть покрытысобственными средствами. Положительно оценивается рост коэффициента автономии,свидетельствующий об увеличении финансовой независимости, и уменьшениекоэффициента соотношения заёмных и собственных средств, отражающее уменьшениефинансовой зависимости.

3.6           Методикаанализа финансовой устойчивости

Одной из характеристикстабильного положения предприятия служит его финансовая устойчивость. Оназависит как от стабильности экономической среды, в рамах которой осуществляетсядеятельность предприятия, так и от результатов его функционирования, егоактивного и эффективного реагирования на изменения внутренних и внешнихфакторов.

Финансовая устойчивость –характеристика, свидетельствующая об устойчивом превышении доходов предприятиянад его расходами, свободном маневрировании денежными средствами предприятия иэффективном их использовании, бесперебойном процессе производства и реализациипродукции. Финансовая устойчивость формируется в процессе всей производственно-хозяйственной деятельности и является главным компонентом общейустойчивости фирмы.

Анализ устойчивостифинансового состояния на ту или иную дату позволяет выяснить, на сколькоправильно предприятие управляло ресурсами в течение периода, предшествующегоэтой дате.

Абсолютными показателямифинансовой устойчивости являются показатели, характеризующие состояние запасови обеспеченность их источниками формирования.

Для оценки состояниязапасов и затрат используют данные группы статей «запасы» II раздела  актива баланса.

Для характеристикиисточников формирования запасов применяют три основных показателя:

1.        Собственныеоборотные средства (СОС) рассчитываются как разница между капиталом и резервами(III раздел пассива баланса) ивнеоборотными активами (Iраздел актива). Этот показатель является абсолютным, его увеличение в динамикерассматривается как положительная тенденция.

СОС = СИ – ВА,                                (3.9)

где  СИ – собственныеисточники (III раздел пассива баланса); ВА –внеоборотные активы (Iраздел актива).

2.        Величинасобственных  и долгосрочных заёмных источников формирования запасов и затрат(СД) определяется по формуле:

                                   СДИ = СОС + ДП,                              (3.10)

где ДП – долгосрочныепассивы (IV раздел пассива).

3.        Общая величинаосновных источников формирования запасов и затрат (ОИ) определяется по формуле:

ОИЗ = СДИ + КЗС,                              (3.11)

где КЗС – краткосрочныезаёмные средства (стр.610 Vраздела пассива баланса).

Трём показателям наличияисточников формирования запасов и затрат соответствуют показателиобеспеченности запасов и затрат источниками формирования:

1.       Излишек (плюс)или недостаток (минус) собственных оборотных средств

DСОС = СОС – З,                                     (3.12)

где З – запасы (стр. 210 II раздела актива баланса).

2.        Излишек (+) илинедостаток (-) собственных и долгосрочных источников формирования запасов DСД:

DСДИ = СДИ – З,                                     (3.13)

3. Излишек (+) илинедостаток (-) общей величины основных источников формирования запасов DОИ:

DОИЗ = ОИЗ – З,                                     (3.14)

С помощью этих показателейможно определить трёхфакторный показатель типа финансовой ситуации (S):

S= {DСОС; DСДИ; DОИЗ },                    (3.15)

Далее с его помощьювыделяют четыре типа финансовой ситуации.

Абсолютная устойчивостьфинансового состояния фирмы  показывает, что все запасы полностью покрываютсясобственными оборотными средствами. Такая ситуация встречается крайне редко иозначает, что администрация не умеет и не желает  или не имеет возможностииспользовать внешние источники средств для основной деятельности.

DСОС >0,  DСДИ >0,  DОИЗ >0, тогда S{1; 1; 1},         (3.16)

Нормальная устойчивостьфинансового состояния (гарантирует платёжеспособность предприятия, такоесоотношение соответствует положению, когда успешно функционирующее предприятиеиспользует для покрытия запасов различные «нормальные» источники средств –собственные и привлечённые), при условии

                 DСОС <0,  DСДИ >0,  DОИЗ >0, тогда S{0; 1; 1},            (3.17)

Неустойчивое финансовоесостояние (характеризуемое нарушением платёжеспособности предприятия, когдавосстановление равновесия возможно за счёт пополнения источников собственныхсредств и ускорения оборачиваемости запасов, данное соотношение соответствуетположению, когда предприятие для покрытия части своих запасов вынужденопривлекать дополнительные источники покрытия, не являющиеся  «нормальными»,т.е. обоснованными), при условии

                 DСОС <0, DСДИ <0, DОИЗ >0, тогда S{0; 0; 1},              (3.18)

Кризисное финансовоесостояние (при котором предприятие является неплатёжеспособным и находится награни банкротства), ибо основной элемент оборотного капитала – запасы необеспечены источниками их покрытия. Критическое финансовое положениехарактеризуется ситуацией, когда в дополнение к предыдущему неравенствупредприятие имеет кредиты и займы, не погашенные в срок, а так же просроченнуюкредиторскую и дебиторскую задолженность. Данная ситуация означает, что предприятиене может вовремя расплатиться  со своими кредиторами. В условиях рыночнойэкономики при хроническом повторении ситуации предприятие должно быть объявленобанкротом, при условии:

                 DСОС <0, DСДИ <0, DОИЗ <0, тогда S{0; 0; 0}.           (3.19)

3.7           Методикаанализа ликвидности баланса

Одним из показателей,характеризующих финансовое положение предприятия, является егоплатёжеспособность, т.е. возможность наличными денежными ресурсами своевременнопогашать свои платёжные обязательства.

Оценка платёжеспособностипо балансу (ПРИЛОЖЕНИЕ 1)  осуществляется на основе  характеристики ликвидностиоборотных активов, которая определяется временем, необходимым для превращенияих в денежные средства. Чем меньше требуется времени для инкассации данногоактива,  тем выше его ликвидность. Ликвидность баланса – возможность субъектахозяйствования обратить активы в наличность и погасить свои платёжныеобязательства, а точнее – это степень

Таблица 3.2

  Коэффициенты, характеризующиефинансовую устойчивость предприятия

Наименование показателя Что характеризует Способ расчёта Интерпретация показателя 1 2 3 4 1. Коэффициент финансовой независимости (Кфн) Долю собственного капитала в валюте баланса

       

 

Кфн = />/>

            

где :

СК– собственный капитал

ВБ–валюта баланса

Рекомендуемое значение показателя-выше 0,5. Превышение указывает на укрепление финансовой независимости предприятия от внешних источников Продолжение  табл. 3.2 1 2 3 4 2. Коэффициент задолженности (Кз) Соотношение между заёмными и собственными средствами

Кз= ЗК/СК,

 

где:

ЗК-заёмный капитал

СК-собственный капитал

Рекомндуемое значение показателя –0,67 3. Коэффициент самофинансирования (Ксф) Соотношение между собственными и заёмными средствами

Ксф= СК/ЗК

Рекомендуемое значение ³ 1,0.

Указывает на возможность покрытия собственным капиталом заёмных средств

4. Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами (Ко) Долю собственных оборотных средств (чистого оборотного капитала) в оборотных активах

Ко=СОС/ОА,

Где

СОС-собственные оборотные средства;

ОА- оборотные активы

Рекомендуемое значение показателя ³0,1 (или 10%). Чем выше показатель, тем больше возможности у предприятия в проведении независимой финансовой политики. 5. Коэффициент маневренности (Км) Долю собственных оборотных средств в собственном капитале

Км=СОС/СК

Рекомендуемое значение 0,2-0,5.

Чем ближе значение к верхней границе, тем больше у предприятия финансовых возможностей для маневра

1 2 3 4 6. Коэффициент финансовой напряжённости (Кф. напр.) Долю заёмных средств в валюте баланса заёмщика

Кф.напр.=ЗК/ВБ

Где:

ЗК-заёмный капитал

ВБ-валюта баланса заёмщика

Не более 0,5. Превышение верхней границы свидетельствует о большой зависимости предприятия от внешних финансовых источников 7.Коэффициент соотношения мобильных и иммобилизованных активов (Кс.) Сколько внеоборотных активов приходится на каждый рубль оборотных активов

        

Кс=/>

Где:

ОА-оборотные активы

ВОА-внеоборотные (иммобилизованные) активы

Индивидуален для каждого предприятия. Чем выше значение показателя, тем больше средств авансируется в оборотные (мобильные) активы 8.Коэффициент имущества производственного назначения (Кипн) Долю имущества производственного назначения в активах предприятия

 

Кипн=/> 

               

Где

ВОА-внеоборотные активы

З-запасы

А- общий объём активов (имущества)

Кипн ³ 0,5. При снижении показателя ниже чем 0,5, необходимо привлечение заёмных средств для пополнения имущества

покрытия долговых обязательствпредприятия его активами, срок превращения которых в денежную наличностьсоответствует сроку погашения платёжных обязательств. Она зависит от степенисоответствия величины имеющихся  платёжных средств величине краткосрочныхдолговых обязательств.

Анализ ликвидности балансазаключается в сравнении средств по активу, сгруппированных по степени убывающейликвидности, с краткосрочными обязательствами по пассиву, которые группируютсяпо степени срочности их погашения.

Первая группа (А1)включает в себя абсолютно ликвидные активы, такие как денежная наличность икраткосрочные финансовые вложения.

Вторая группа (А2) –быстро реализуемые активы: готовая продукция, товары отгруженные и дебиторскаязадолженность. Ликвидность этой группы оборотных активов зависит отсвоевременности отгрузки продукции, оформления банковских документов, скоростиплатежного документооборота в банках, от спроса на продукцию, еёконкурентоспособности, платёжеспособности покупателей, форм расчётов и другое.

Значительно больший срокпонадобиться  для превращения производственных запасов и незавершённогопроизводства в готовую продукцию, а затем в денежную наличность. Поэтому ониотнесены к третьей группе медленно реализуемых активов (А3).

Четвёртая группа (А4) –это трудно реализуемые активы, куда входят основные средства, нематериальныеактивы, долгосрочные финансовые вложения, незавершённое строительство.

Пятая группа (А5) –неликвидные активы (безнадёжная дебиторская задолженность, неходовые, залежалыематериальные ценности, расходы будущих периодов).

На пять групп разбиваютсяобязательства предприятия:

П1 – наиболее срочныеобязательства (кредиторская задолженность

и кредиты банка, срокивозврата которых наступили);

П2 – среднесрочныеобязательства (краткосрочные кредиты банка);

П3 – долгосрочные кредитыбанка и займы;

П4 – собственный(акционерный) капитал, находящийся постоянно в распоряжении предприятия;

П5 – доходы будущихпериодов, которые полагается получить в перспективе.

Баланс считаетсяабсолютно ликвидным, если:

А1 ³П1;  А2 ³П2;  А3 ³П3;  А4 £П4;  А5 £П5.                         (3.20)

Изучение соотношений этихгрупп активов и пассивов за несколько периодов позволит установить тенденцииизменения в структуре баланса и его ликвидности.

Вторая стадия анализарасчёт финансовых коэффициентов ликвидности, который рассчитывается какотношение наиболее ликвидных активов к сумме наиболее срочных обязательств икраткосрочных пассивов (сумма кредиторской задолженности и краткосрочныхкредитов):

Кал = (Д + ЦБ) / (К +З) =

= (строка250 + строка 260) / (строка610 + строка 620 + строка 630 + строка 660),                                (3.21)

где:

Д – денежные средства(стр. 250);

ЦБ – краткосрочныефинансовые вложения (ценные бумаги), стр. 260;

К – кредиторскаязадолженность, тыс. руб.;

З – краткосрочные заёмныесредства, тыс. руб.;

Нормальное ограничение –Кал = 0,2 – 0,5.

Коэффициент показывает,какая часть текущей задолженности может быть погашена в ближайшее к моментусоставления баланса время, что является одним из условий платёжеспособности.

Если фактические значениякоэффициента укладываются в указанный диапазон, что в случае поддержанияостатка денежных средств на уровне отчётной даты (за счёт равномерногопоступления платежей от партнёров по бизнесу) имеющаяся краткосрочнаязадолженность может быть погашена за 2 – 5 дней (1: 0,5; 1: 0,2).

Следующим коэффициентомявляется коэффициент критической ликвидности (или промежуточный коэффициентпокрытия) – он раскрывается как частное от деления величины денежных средств,краткосрочных ценных бумаг и расчетов на сумму краткосрочных обязательстворганизации.

В этом случае к суммеактивов, используемых для погашения краткосрочных обязательств добавляюткраткосрочную дебиторскую задолженность и определяют либо возможность полногопокрытия краткосрочных обязательств этими активами, либо долю обязательств,которые могут быть покрыты в данной ситуации.

Коэффициент критическойликвидности отражает прогнозируемые платежные способности организации приусловии своевременного проведения расчетов с дебиторами. Теоретическиоправданное значения этого коэффициента = 0,8.

К кл.  =(IIразд. баланса  — строка 210 – строка230): (строка 610 + строка           620 + строка 630 + строка660).                                                                     (3.22)

  На заключительном этапе анализарассчитывают коэффициент текущей ликвидности (или коэффициентпокрытия), который определяется как отношение всех оборотных средствтекущих активов – (раздел IIбаланса) за вычетом дебиторской задолженности, платежи по корой ожидаются болеечем через 12 месяцев после отчетной даты (строка 230) к текущим обязательствам(сумма строк 610 + 620 + 630).

     Ктл. =Та /То =

= (IIраздел баланса – строка 230):(строка 610 + строка 620 + строка 630 + строка660),                                                                                                         (3.23)

где    Та – ткущие активы;

  То – текущиеобязательства.

Сумму активов,используемых для расчета предыдущего коэффициента, увеличивают на величинузапасов (строка 210 баланса).  Коэффициент текущей ликвидности показывает, вкакой степени текущие активы покрывают краткосрочные обязательства.  Онхарактеризует платежные возможности организации, оцениваемые при условии нетолько своевременных расчетов с дебиторами и благоприятной реализации готовойпродукции, но и продажи в случае нужды прочих элементов материальных оборотных средств.Уровень коэффициента покрытия зависит от отрасли производства, длительностипроизводственного цикла, структуры запасов и затрат.  Нормальным значениемданного показателя считается  2.

Данный нормативустановлен «Методическими положениями по оценке финансового состоянияпредприятия и установлению неудовлетворительной структуры баланса», которыеутверждены 12 августа 1997г. распоряжением №310–р  Федерального управления поделам о несостоятельности (банкротстве).       

Выполнение этогонорматива организацией означает, что на каждый рубль ее краткосрочныхобязательств приходится не меньше двух рублей ликвидных средств. Превышениеустановленного норматива свидетельствует о том, что организация располагаетдостаточным объемом свободных ресурсов, формируемых за счет собственныхисточников.

Методикаанализа возможного банкротства

В соответствии сФедеральным Законом РФ «О не состоятельности (банкротстве)», от 8 января1998г.  №6 –ФЗ, под несостоятельностью (банкротством) организации понимаетсянеспособность удовлетворять требования кредиторов по оплате товаров (работ,услуг), включая неспособность обеспечить обязательные платежи в бюджет ивнебюджетные фонды в связи с превышением обязательств должника над егоимуществом или в связи с неудовлетворительной структурой баланса должника.    

Неудовлетворительнаяструктура баланса – такое состояние имущества и обязательств должника,  когдаза счет  имущества не может быть обеспечено своевременное выполнениеобязательств перед кредиторами в связи с недостаточной степенью  ликвидностиимущества должника. При этом общая стоимость может быть равна общей суммеобязательств должника или  превышать ее.

Неудовлетворительностьструктуры баланса организации служит основанием для признания еенеплатежеспособной.

Основанием для принятиярешения о несостоятельности (банкротстве) организации является системакритериев для определения неудовлетворительной структуры балансанеплатежеспособных организаций, утвержденная постановлением  ПравительстваРоссийской Федерации 20 мая 1994г.№ 498. Она состоит из трех показателей:

·    Коэффициентатекущей ликвидности;

·    Коэффициентаобеспеченности собственными средствами;

·    Коэффициентавосстановления (утраты) платежеспособности.

Коэффициенты приводятся сучетом изменения бухгалтерской отчетности на основе Приказа МинистерстваФинансов РФ от 13 января 2000 г. №4н.

Структура балансаорганизации признается неудовлетворительной, а организация неплатежеспособной –если:

·    Коэффициенттекущей ликвидности на конец текущего периода ниже;

·    Коэффициентобеспеченности собственными средствами -менее 0,1.

Коэффициент текущейликвидности характеризует степень общего покрытия всеми оборотными средствамиорганизации суммы срочных  обязательств  (суммы краткосрочных кредитов изаймов, а так же кредиторской задолженности) и определяет общую обеспеченность организации оборотными средствами для ведения хозяйственной деятельности исвоевременного погашения срочных обязательств.

Коэффициент текущейликвидности определяется как отношение фактической стоимости находящихся вналичии у организации оборотных средств в виде производственных запасов,готовой продукции, денежных средств, дебиторской задолженности прочих оборотныхактивов к наиболее срочным обязательствам организации в виде краткосрочныхзаймов и различных кредиторских задолженностей:

Ктл. = />,                             (3.24)

где:

IIА – итог раздела II актива баланса «Оборотные активы»;

Строка 230 актива баланса –дебиторская задолженность (платежи, по корой, ожидаются более чем через 12месяцев после отчетной даты);

Строка 610 пассива баланса – займы икредиты;

Строка 620 пассива баланса –кредиторская задолженность;

Строка 630 пассива баланса –задолженность участников (учредителей) по выплате дивидендов;

Строка 660  пассива  баланса – прочиекраткосрочные обязательства;

Коэффициентобеспеченности собственными средствами характеризует наличие у организациисобственных оборотных средств, необходимых для его финансовой устойчивости, иопределяется как отношение разности между объемами источников собственныхсредств и фактической стоимости  основных средств и прочих вне оборотныхактивов к фактической стоимости находящихся в наличии оборотных средств в видепроизводственных запасов, незавершенного производства, готовой продукции,денежных средств, дебиторской задолженности и прочих вне оборотных активов.

Коэффициентобеспеченности собственными средствами представляет собой отношение разности междуобъемами источников собственных средств и фактических вне оборотных активов кфактической стоимости находящихся в наличии оборотных средств:

             Коб.с.с.= IIIП+ строка 640,650 – IА,                               (3.25)

где :

III П – итог раздела III пассива баланса «Капитал и резервы»;

I А – итог раздела I актива баланса «Внеоборотныеактивы»;

II А – итог раздела II актива баланса «оборотные активы»;

Строка 640  пассива баланса – доходыбудущих периодов;

Строка 650пассива баланса – резервы предстоящих расходов.

При неудовлетворительнойструктуре баланса для проверки реальной возможности организации восстановитьсвою платежеспособность рассчитывается коэффициент восстановленияплатежеспособности сроком на 6 месяцев следующим образом: во

Квосст.=/>,                                                              (3.26)

где: 

Ктлк, Ктлн – фактическое значениекоэффициента текущей ликвидности на конец и начало отчетного периода;

6 – период восстановленияплатежеспособности в месяцах;

Т – отчетный период в месяцах;

2 – нормативное значение коэффициентатекущей ликвидности;

Если  коэффициентвосстановления меньше 1, то значит у организации в ближайшие 6 месяцев нетреальной возможности восстановить платежеспособность.

Значение коэффициентавосстановления больше 1 свидетельствует о реальной возможности у организациивосстановить свою платежеспособность.

При удовлетворительнойструктуре баланса (Ктл > 2 и К об.с.с.> 0,1) для проверки устойчивостифинансового положения рассчитывается коэффициент утраты  платежеспособности насрок три месяца:      

           К утр =/>                                                  (3.27)

где:  3 – отчетный период в месяцах.

Значение коэффициентаутраты платежеспособности больше 1 означает, что у организации есть реальнаявозможность не утрать возможности платежеспособности в течении 3-х месяцев.

Если коэффициент утратыменее 1, то это свидетельствует о том, что организация в ближайшие три месяцаможет утратить платежеспособность.   

3.8     Методикаопределения безубыточного объёма продаж и зоны безопасности предприятия

Безубыточность — такое состояние, когда бизнес не прино­сит ни прибыли,ни убытков. Это выручка, которая необходима для того, чтобы предприятие началополучать прибыль. Ее можно выразить и в количестве единиц продукции, которуюнеобхо­димо продать, чтобы покрыть затраты, после чего каждая допол­нительнаяединица проданной продукции будет приносить при­быль предприятию.

Разностьмежду фактическим количеством реализованной продукции и безубыточным объемомпродаж — это зона безо­пасности (зона прибыли), и чем она больше, тем прочнеефи­нансовое состояние предприятия.

Безубыточныйобъем продаж и зона безопасности предпри­ятия являются основополагающимипоказателями при разработ­ке бизнес-планов, обосновании управленческих решений,оцен­ке деятельности предприятий, определять и анализировать которые должныуметь каждый бухгалтер, экономист, менеджер.

Расчетданных показателей основывается на взаимодействии: затраты — объем продаж –прибыль. Для определения их уров­ня можно использовать графический ианалитический способы.

Графикстроится следующим образом: по горизонтали показывается объем реализациипродукции в процентах от производственной мощности предприятия, или внатуральных единицах (если выпускается один вид продукции), или в денежнойоценке (если график строится для не­скольких видов продукции), по вертикали — себестоимость про­данной продукции и прибыль, которые вместе составляют вы­ручкуот реализации.

Пографику можно установить, при каком объеме реализа­ции продукции предприятиеполучит прибыль, а при каком ее не будет. Можно определить также точку, вкоторой затраты будут равны выручке от реализации продукции. Она получиланазвание точки безубыточного объема реализации продукции, или порогарентабельности, или точки окупаемости затрат, ниже которой производство будетубыточным.

Разностьмежду фактическим и безубыточным объе­мом, продаж — зона безопасности. Зонабезопасности показывает, на сколько процен­тов фактический объем продаж вышекритического, при кото­ром рентабельность равна нулю.

Кромеграфического метода, можно использовать и аналитический.

Аналитическийспособ расчета безубыточного объема продаж и зоны безопасности предприятияболее удобен по сравнению с графическим, так как не нужно чертить каж­дый разграфик, что довольно трудоемко. Можно вывести ряд формул и с их помощьюрассчитать данные показатели. Для удобства вывода формул используем следующиеобозна­чения:

Т — точка безубыточного объема реализации продукции (по­рог рентабельности, точкаравновесия, критический объем про­даж);

Дм- маржинальный доход (общая сумма);

Ду- удельный вес маржинального дохода в выручке от реализации продукции;

Дс— ставка маржинального дохода в цене за единицу про­дукции;

Ц — цена единицы продукции;

Н — непропорциональные (постоянные) затраты;

Рn — пропорциональные(переменные) затраты;

В — выручка от реализации продукции;

К — количество проданной продукции в натуральных единицах;

V — удельные переменные затраты.

       Формула длярасчета маржиналь­ного дохода имеет вид:

Дм = П+Н,                                                 (3.28)

Также можноопределить маржиналь­ный доход как разность между выручкой от реализации про­дукциии переменными затратами:

 Дм = В – Рп                                                (3.29)

Из пропорции:                    Т / Н = В /Дм                                       (3.30)

можно вывестиформулу для расчета точки безубыточного объема продаж в денежном измерении:

Т = В*Н/Дм                                                 (3.31)

или

Т = Н/(Дм/В) =Н/Ду                                            (3.32)

Длярасчета точки критического объема реализации в процентах к максимальномуобъему, который принима­ется за 100 %, может быть использована формула:

Т = Н/Дм * 100%                                  (3.33)

Отношение постоянных расходов к общей сумме маржинального дохода и естьтот коэффициент, который определяет место расположения точки критическогообъема реализации продукции на графике.

Если заменитьмаксимальный объем реализации продукции в денежном измерении (В) на соответствующийобъем реализа­ции в натуральных единицах (К), то можно рассчитать безу­быточныйобъем реализации в натуральных единицах:

Т = К*Н/Дм,                                        (3.34)

Дляопределения точки критического объема реализации продукции можно               

Дс=Дм/К,                                             (3.35)

вместо суммымаржинального дохода исполь­зовать ставку маржинального дохода в цене заединицу про­дукции (Дс):

Дм = К*Дс,                                               (3.36)

Отсюда:

                                    Т= К*Н/Дм = /> = Н/Дс,                              (3.37)

Тогда:

Ставкумаржинального дохода можно представить как разность между ценой (Р) и удельнымипеременными зат­ратами (V);

Дс = Р- V,                                                  (3.38)

Т = Н/(Р-V),                                                (3.39)

Тогда,преобразовав предыдущую формулу, критический объем ре­ализации продукции можнорассчитать так:

К= />,                                                   (3.40)

Еслиставится задача определить объем реализации продукции для полученияопределенной суммы прибыли, то формула будет иметь вид:

                                               В = />,                                                    (3.41)

Для определения зоны безопасности по стоимостным показателям аналитическимметодом используется следую­щая формула:

                                              ЗБ = />,                                                    (3.42)

Для одного вида продукции зону безопасности можно найти по количественнымпоказателям:

                                              ЗБ = />,                                                    (3.43).


4         ДИАГНОСТИКАФИНАНСОВОГО СОСТОЯНИЯ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»

 

4.1.    Анализэкономических показателей деятельности предприятия

4.1.1. Анализ прибыли

Из данных таблицы 4.1.следует, что величина балансовой и чистой прибыли НГДУ снизились в 2002 году посравнению с 2000 годом на 17% и 21% соответственно.

Снижение этих показателейпроизошло за счёт роста себестоимости продукции. Себестоимость товарнойпродукции по НГДУ  в целом увеличилась в период с 2000- 2001гг. на 781709 тыс.руб. (45%). С 2001 по 2002 годы себестоимость товарной продукции НГДУ вырослана 639691 тыс. руб. (50%), по нефтепродуктам – на 142018 тыс.руб.(31,6%).Себестоимость товарной продукции в целом выросла с 2001 по 2002 г.г. на 682421тыс. руб.(27%), в том числе по нефти она выросла на 788993 тыс. руб. (41%), понефтепродуктам снизилась на 18%. В то же время выручка от реализации продукциив целом вза период с 2000 по 2002 гг. выросла всего  на 471296 тыс. руб. (14%),в том числе по нефти на 45928 тыс. руб. или (17%).

Основное влияние на роствыручки оказало повышение цены 1 тн. нефти на 16,3% по сравнению с 2001 годом.Объём выручки по нефтепродуктам, уменьшился на 17,5% по сравнению с 2001 годом,и составил 594286 тыс.руб. по причине уменьшения объёма выработки и реализациидорожного битума на 55,3% из-за падения спроса со стороны основного потребителяОАО «Дорсервис».

На снижение балансовой ичистой прибыли повлияли убытки от прочей реализации и внереализационныхопераций.

От прочей реализацииубытки увеличились с 71906 тыс. руб. в 2000 году до 170044 тыс. руб. в 2002году.

Таблица 4.1.

                  Анализ финансовых результатов НГДУ «Елховнефть»

Показатель 2000г. 2001г. откл +,-01/00 гг. %, 01/00гг. 2002г. откл +,-02/01 гг. %, 02/01гг. откл +,-02/00 гг. %, 02/00гг. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1. Выручка от реализации 3290264 3423439 133175 104 3716056 292617 109 425792 113 без НДС и акцизов В т.ч. НГДУ 2707990 2703247 -4743 100 3167274 464027 117 459284 117 ЕНПУ 582274 720192 137918 124 594286 -125906 83 12012 102 2. Себестоимость товарной продукции всего 1738242 2519951 781709 145 3202372 682421 127 1464130 184 Себестоимость товарной продукции НГДУ 1289166 1928857 639691 150 2717850 788993 141 1428684 211 Себестоимость товарной продукции ЕНПУ 449076 591094 142018 132 484522 -106572 82 35446 108 3. Прибыль от основной деятельности 1552022 903488 -648534 58 513684 -389804 57 -1038338 33 в т. ч. НГДУ 1418824 774390 -644434 55 449424 -324966 58 -969400 32 ЕНПУ 133198 129098 -4100 97 109764 -19334 85 -23434 82 4. Коммерческие расходы всего 15936 7443 -8493 47 -7443 -15936 в т. ч. НГДУ 3783 1073 -2710 28 -1073 -3783 в т. ч. ЕНПУ 12153 6370 -5783 52 -6370 -12153 5. Прибыль от основной деятельности 1536086 896045 -640041 58 559188 -336857 62 -976898 36 в т. ч. прибыль НГДУ 1415041 773317 -641724 55 449424 -323893 58 -965617 32 прибыль ЕНПУ 121045 122728 1683 101 109764 -12964 89 -11281 91 6. Прибыль, убытки от прочей деятельности -41755 -20457 21298 49 -45504 -25047 222 -3749 109

7.Доходы от участия в дру-

гих организациях (дивиде- нды)

77 77 -77 8. Проценты к получению 656 656 -656 9. Проценты к уплате 53237 53237 62481 9244 117 62481 10. Операционные доходы 10758 11179 421 104 18271 7092 163 7513 170 11. Операционные расходы 82664 71565 -11099 87 125834 54269 176 43170 152 12. Внереализационные доходы 58642 68927 10285 118 51797 -17130 75 -6845 88 13. Внереализационные расходы 85342 189304 103962 222 156648 -32656 83 71306 184 14. Балансовая прибыль 1395725 642321 -753404 46 238789 -403532 37 -1156936 17 15. Налог на прибыль и иные аналогичные обязательные платежи 977008 450624 -226022 46 152824 -135387 30 -361409 14 16. Чистая прибыль 418717 192697 -226020 46 85964 -106733 45 -332753 21

От внереализационныхопераций убытки уменьшились с 584990 тыс. руб. в 2000 году до 200366 тыс. руб.в2002 году.

С учётом всех прибылей иубытков  балансовая прибыль в 2002 году составила 238789 тыс. руб., что на62,8% или 403532 тыс. руб. ниже 2001 года и на 1156936 тыс. руб. ниже 2000года.

В НГДУ «Елховнефть»балансовая прибыль большей частью формируется за счёт прибыли от реализациинефти

Расчёт влиянияфакторов на изменение уровня прибыли можно выполнить способом цепнойподстановки, используя следующие  данные:

Таблица 4.2.

Годы Выпуск товарной продукции. (тн.) Себестоимость              1 т. нефти  (руб.) Цена 1 т. нефти, (руб.) 2000 1176346 1095,60 2302,04 2001 1220563 1580,30 2214,75 2002 1229380 2210,75 2576,32

Расчёт влиянияфакторов на изменение суммы прибыли от реализации нефти.

Исходные данныедля факторного анализа прибыли приведены в таблице 4.3 .

Факторныйанализ прибыли 2001 год. Сумма прибыли за счёт: увеличения объёма товарнойпродукции на 44,217 тыс тн. увеличилась на 53339 тыс. руб.

                      DПpп = 1472163 – 1418824 = 53339

снижения цены реализации за 1 тн. нефтина 87,29 руб., уменьшилась на 106537 тыс. руб.                  DПцен. = 1365626 – 1472163 = -106537

роста себестоимости за 1 тн. товарнойнефти на 484,4 руб., снизилась на 59236 тыс.руб.                   DПс = 774390 – 1365626 = — 591236

ИТОГО:   DП = 53339-106537-591236 =  — 644434 тыс. руб. снижение прибыли в период с2000 по 2001 г.г.

  Таблица 4.3. Факторныйанализ прибыли.

Показатель

Условия расчёта

Объём реализации

Цена

Себестои-мость

Сумма прибыли, (тыс.руб.)

Факт 2000 г. Факт 2000 г. 1176,35 Факт 2000 г. 2302,04 Факт 2000 г. 1095,90 1418824 Усл.1 Факт 2001 г. 1220,56 Факт 2000 г. 2302,04 Факт 2000 г. 1095,90 1472164 Усл.2 Факт 2001 г. 1220,56 Факт 2001 г. 2214,75 Факт 2000 г. 1095,90 1365627 Факт 2001 г. Факт 2001 г. 1220,56 Факт 2001 г. 2214,75 Факт 2001 г. 1580,30 774390 Усл.1 Факт 2002 г. 1229,38 Факт 2001 г. 2214,75 Факт 2001 г. 1580,30 779980 Усл.2 Факт 2002 г. 1229,38 Факт 2002 г. 2576,32 Факт 2001 г. 1580,30 1224487 Факт 2002 г. Факт 2002 г. 1229,38 Факт 2002 г. 2576,32 Факт 2002 г. 2210,75 449424

 

Факторныйанализ прибыли 2002 год. Сумма прибыли за счёт:

увеличенияобъёма товарной продукции на 8,817 тыс тн. увеличилась на 5590 тыс.руб.          DПpп =779980-774390 =5590 тыс. руб.

роста ценыреализации за 1 тн. нефти на 361,57  руб., увеличилась на 444507 тыс. руб.     DПцен. = 1224487 – 779980 = 444507

ростасебестоимости за 1 тн. товарной нефти на 630,45 руб., снизилась на 775063тыс.руб.       DПс = 449424 – 1224487 = -775063

ИТОГО:   DП = 5590+444507-775063 =  — 324966 тыс. руб. снижение прибыли в период с2001 по 2002 гг.

4.1.2. Анализрентабельности и деловой активности

 

Анализрентабельности и деловой активности (таблица 4.4), проводим  на основанииисходных данных таблицы 4.1. и таблицы 4.2, а так же Приложение 1.

Таблица 4.4. Анализ рентабельности и деловой активности.

Наименование

Порядок

Значение коэффициента

коэффициента

расчёта

на

на

на

 

 

01.01.01г.

1.01.02г.

31.12.02г.

1.Рентабельности продаж прибыль/выручка

418717/3248509=

0,129

192697/3402982=

0,057

85964/3716056=

0,023

2.Рентабельности всего капитала предприятия пр/стр.699

418717/2237732=

0,187

192697/3925699=

0,049

85964/3726682=

0,023

3.Рентабельность внеобо- пр/стр.190 418717/1679018= 192697/3069400= 85964/3062846= ротных активов 0,249 0,063 0,028 4.Рентабельности собст- 418717/1842322= 192697/2777000= 85964/3396491= венного капитала пр/стр.490 0,227 0,069 0,025 5.Рентабельность перма- 418717/(1842322+ 192697/(2777000+ 85964/(3396491+ нентного капитала пр/стр.490+590 57838)=0,220 48515)=0,068 7564)=0,025 6.Общей оборачиваемо- 3248509/2237732= 3402982/3925699= 3716056/3726682= сти капитала в/стр.699 1,452 0,867 0,997 7.Оборачиваемости мо- 3248509/558714= 3402982/856299= 3716056/663836= бильных средств в/стр.290 5,814 3,974 5,598 8.Оборачиваемости ма- териальных оборотных в/стр.210 3248509/246565= 3402982/2314150= 3716056/217566= средств 13,171 14,722 17,080 9.Оборачиваемости гото- 3248509/10353= 3402982/7167= 3716056/36947= вой продукции в/стр.214 313,775 474,813 100,580 10.Оборачиваемости де- биторской задолженности в/(стр.230+240) 3248509/(15421+ 258836)=11,845

3402982/(18792+

501172)=6,545

3716056/(34234+

187080)=16,79

11.Среднего срока оборо- та дебиторской задолжен- (365*стр.(230+240))/в (365*274257)/ (365*519964)/ (365*221314)/ ности, в днях 3248509=30,815 3402982=55,771 3716056=21,738 12.Оборачиваемости кре- диторской задолженности в/(стр.590+690)

3248509/(57838+

337572)=8,210

3402982/(48515+

1100184)=2,962

3716056/(7564+

322627)=11,254

13.Среднего срока оборо- та кредиторской задол- (365*(стр.590+690))/в (365*395410)/ (365*1148699)/ (365*330191)/ женности, в днях 3248509=44,428 3402982=123,208 3716056=32,432 14.Фондоотдачи внеобо- в/стр.190 3248509/1679018= 3402982/3069400= 3716056/3062846= ротных активов 1,935 1,109 1,213 15.Оборачиваемости соб- в/стр.490 3248509/1842322= 3402982/2777000= 3716056/3396491= ственного капитала 1.763 1,225 1,094

 

1.        Рентабельность продаж. Снижение коэффициента рентабельности продаж с0,129 на1.01.01 г. до 0,023 на 31.12.02г. объясняется снижением прибыли, что всвою очередь связано с ростом себестоимости .

2.        Рентабельность всего капитала предприятия снизилась на 1.01.01 г… с0,187 до 0,023  на 31.12.02 г. в связи со снижением прибыли и ростом валютыбаланса (увеличением добавочного капитала, нераспределённой прибыли прошлыхлет).

3.        Рентабельность внеоборотных активов снизилась с 0,249 на 1.01.01 г. до0,028 на 31.12.02 г. Это связано с увеличением доли основных средств(переоценка основных средств), ростом незавершённого строительства (санаторийпрофилакторий «Елховец», 28 – и квартирный жилой дом).

4.        Рентабельность собственного капитала снизилась с 0,227 на 1.01.01 г. до0,025 на 31.12.02 г. Это связано с ростом добавочного капитала.

5.        Рентабельность перманентного капитала также снизилась с 0,220 на 1.01.01г. до 0,025 на 31.12.02 г. Это также связано с ростом добавочного капитала иснижением прибыли.

6.        Общая оборачиваемость капитала снижается с 1,452 на 1.01.01 г. до 0,867на 1.01.01 г. а затем растёт до 0,997 на 31.12.02 г., т. к. рост валюты балансаопережает рост выручки.

7.        Оборачиваемость мобильных средств снижается с 5,814  на 1.01.01 г. до5,598 на 31.12.02 г. из –за роста выручки и снижения краткосрочной дебиторскойзадолженности.

8.        Оборачиваемость материальных оборотных средств на 31.12.02 г.относительно 1.01.01 г.  выросла  на 3,909 единиц и составила 17,080 на31.12.02 г.  Это связано с увеличение затрат в незавершённом производстве.

9.         Оборачиваемость готовой продукции снизилась с 313,775 на 1.01.01 г.до100,580 на 31.12.02 г., это связано со снижением спроса на нефтепродукты.

10.     Оборачиваемость дебиторской задолженности уменьшается  с 11,845 на1.01.01 г. до 6,545 на 01.01.02 г. и увеличивается до 16,790  на 31.12.02 г.это связано с ростом краткосрочной дебиторской  задолженности на 1.01.02 г., ипоследующим снижением краткосрочной дебиторской задолженности на 31.12.02 г.

11.      Средний срок оборота дебиторской задолженности  в днях растёт с 30,815на 1.01.01 г. до 55,771 на 1.01.02 г. и снижается до 21,738 на 31.12.02 г.

12.     Оборачиваемость кредиторской задолженности снижается с 8,210 на 1.01.01г. до 2,962 на 1.01.02 г. и растёт до 11,254 на 31.12.02 г. из за снижениядолгосрочной кредиторской задолженности и краткосрочных обязательств.

13.      Средний срок оборота кредиторской задолженности  в днях снизился с44,428 на 1.01.01 г. до 32,432 на 31.12.02 г. так же из –за снижения доликредиторской задолженности в валюте баланса.

14.      Фондоотдача внеоборотных активов снижается с 1,935 на 1.01.01 г. до1,213 на 31.12.01 г. из –за увеличения основных средств (чтобы в перспективе иметь возможность получить большую прибыль).

15.      Оборачиваемость собственного капитала снижается с 1.763 на 1.01.01 г. до 1,094 на 31.12.02 г. Это происходит из-за увеличения доли добавочногокапитала (переоценка основных средств).

 

4.Анализ общего финансового состояния

 

4.1.1.Анализ динамики валюты баланса

 

Из данныхПриложение 1, следует, что за 2001 – 2002 годы  валюта баланса выросла на 67%или 1488,9 млн. руб. и на 31.12.02 г. составила 3726,7 млн. руб.

Величинавнеоборотных активов увеличилась за 2001 – 2002 годы на  на 1383,8  млн. руб.или 82%, в том числе рост основных средств за этот же период составил 91% или113,6 млн. руб.  Негативный момент – рост остатков незавершённого строительствана 258,8 млн. руб. или 66%. Это связано с долгой процедурой регистрацииосновных фондов (санаторий профилакторий «Елховец», 28 квартирный жилой дом).

Оборотныеактивы за период 1.01.01. – 31.12.02 г. выросли на 105,1 млн. руб. или 19%.Рост оборотных активов произошёл за счёт налога на добавленную стоимость. Запериод с 1.01.01 г. до 31.12.02 г. НДС вырос на 64,3 млн. руб или 314%.Денежные средства за этот же период выросли на8,1 млн.руб. или 47%. По запасампроизошло снижение  на 12% или 28,9 млн. руб. Запасы были снижены за счётснижения сырья, материалов и других аналогичных ценностей  за период 1.01.01. –31.12.02 г. на 107,4 млн. руб. или 60%.

Затраты внезавершённом производстве выросли с 13,7 млн. руб., до 65,9 млн. руб. то естьна 52,3 млн. руб. В связи с уменьшением квоты «Транснефть» приём нефти былвременно приостановлен, т.к. нефть не соответствовала предъявляемымтребованиям.

Рост готовойпродукции  с 10,4 млн. руб. на 1.01.01 г. до  36,9 млн. руб.  на 31.12.02 г.связан со снижением спроса на нефтепродукты НПЗ.

В связи сизменениями в налоговом кодексе, срок списания расходов будущего периода(НИОКР, ДМС, страхование имущества, налог на прибыль, налог на поиск и разведкуместорождений, возмещение затрат за использование земель колхозникам)удлиняется и расходы будущих периодов увеличиваются с 0,754 млн. руб. до 31,8млн. руб.

Дебиторскаязадолженность за период 1.01.01 – 31.12.02 г. снизилась на 52,9 млн. руб. или19% и составила 221,3 млн. руб. Снижение произошло за счёт снижениякраткосрочной дебиторской задолженности на 71,8 млн. руб. или 18%. Долгосрочнаядебиторская задолженность выросла на 18,8 млн. руб. или 122%. Из общей суммыдебиторской задолженности, просроченная составила 77,5 млн. руб., повосемнадцати договорам ведётся претензионная работа.

Прочаядебиторская задолженность увеличилась с 16 млн. руб. на 1.01.01 г. до 34,2 млн.руб. на 31.12.02 г., то есть на 18,2 млн. руб. или на 113% в связи с увеличениемсуммы выдаваемых ссуд. Только за 2002 год сумма по ссудам увеличилась на 18,3млн. руб.

Раздел III, капитал ирезервы за период 1.01.01 г.-31.12.02 г. увеличился на 84% или 1554,2 млн. руб.Такой рост собственного капитала связан с переоценкой основных средств. Врезультате переоценки основных средств добавочный капитал увеличился за период1.01.01 – 31.12.02 годы на 705,4 млн. руб. или 47%.и составил 1554,2 млн. руб.

Прибыльснизилась с 418,7 млн. руб. на 1.01.01 г. до 85,9 млн. руб. на 31.12.02 г., этообъясняется ростом себестоимости нефти.

За период1.01.01- 31.12.02 г. долгосрочные займы и кредиты снизились на 87% и на31.12.02 г. составили 7,564 млн. руб. Это связано с погашением долгосрочныхкредитов «Сосестье Женераль», «Еврооблигация».

Краткосрочныеобязательства за период с 1.01.01 г. по 31.12.02 г. снизились на   4% или 14,9млн. руб. за счёт погашения краткосрочной кредиторской задолженности на 45% или68,3 млн. руб.

Краткосрочныеобязательства по прочим кредиторам с 1.01.01 г. по 31.12.02 г. были погашены на30,5 млн. руб. или 97% и составили на конец периода 932 тыс. руб.

4.2.2.Анализ структуры активов ипассивов

 

Анализ структуры активов:

 Таблица 4.5

Общая оценка динамики  активов НГДУ  

Тыс. руб.

Показатели

Отчётный период

2002 год

Базисный период

2001 год

Темп прироста показателя (%)(2-3)/3*100

1

2

3

4

Средняя величина активов предприятия 3686860 2542193 45,0 Выручка от реализации 3716056 3402982 9,2 Прибыль от реализации 85964 192697 -55,4

Темпы приростаактивов выше темпов прироста финансовых результатов (выручки и прибыли)свидетельствует о снижении эффективности деятельности предприятия.

Активы балансасостоят из внеоборотных (иммобилизованных) и оборотных активов.

Таблица 4.6

Анализ структуры активов

Тыс.руб.

Показатели

Абсолютные величины

Удельные веса (%) в общей величине активов

Изменения

 

на 1.01.01 г.

на 1.01.02 г.

на 31.12.02 г.

на 1.01.01 г.

на 1.01.02 г.

на 31.12.02 г.

в абс. велич. 31.12.02/1.01.02 г.

в абс. велич. 31.12.02/1.01.01 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1. Внеоборотные активы 1679018 3069400 3062846 75 78 82 -6554 1383828 2. Оборотные активы 558714 856299 663836 25 22 18 -192463 105122 Итого активов 2237732 3925699 3726682 100 100 100 -199017 1488950 Коэффициент соотношения оборотных и внеоборотных активов 0,333 0,278 0,180

Анализ данныхтаблицы 4.6,  показывает, что за рассматриваемый период 1.01.01 –1.01.03.удельный вес внеоборотных активов в общей сумме активов вырос с 75% 1.01.01. до82% к концу 2002 года, то есть на 7%.

Наибольший ростбыл обеспечен за счёт роста основных средств(таблица 4.7). За период 1.01.01.-31.12.03. основные средства выросли на 91% т.е. 1136,3 млн тыс. руб. Ихудельный вес в общей сумме внеоборотных активов составил 78%,

Таблица 4.7

Анализ структуры внеоборотных активов

Тыс. руб.

Показатели

Абсолютные величины

Удельные веса (%) в общей величине внеоборотных активов

Изменения

на 1.01.01 г.

на 1.01.02 г.

на 31.12.02 г.

на 1.01.01 г.

на 1.01.02 г.

на 31.12.02 г.

в абс. велич. 31.12.02/1.01.02 г.

в абс. велич. 31.12.02/1.01.01 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Нематериальные активы 3519 2324 2048 -276 -1471 основные средства 1245745 2659768 2382046 74 87 78 -277722 1136301 Незавершённое строительство 390145 370889 648921 23 12 21 278032 258776 Долгосрочные финансовые вложения 39609 36419 29381 2 1 1 -7038 -10228 Прочие внеоборотные активы Итого внеоборотных активов 1679018 3069400 3062846 100 100 100 -7004 1383378

т.к. имеетместо переоценка основных средств.

Удельный веснезавершённого строительства в общей сумме внеоборотных активов за период1.01.01 –31.12.02 г. снизился лишь на 2%.

Удельный весдолгосрочных финансовых вложений за период 1.01.01.-31.12.02 г.уменьшился на 1%

Удельный весоборотных активов (ПРИЛОЖЕНИЕ 2), в общей сумме активов на 1.01.03.г. составил18% против 25% и 22% на 1.01.01. и 1.01.02.гг. За период 1.01.01.-31.12.02.гг.,удельный вес оборотных активов уменьшился на 7%, и составил 663,8 млн. руб.

Таблица 4.8

Анализ структуры оборотных активов

Тыс. руб.

Показатели

Абсолютные величины

Удельные веса (%) в общей величине внеоборотных активов

Изменения абсолютных величин

на 1.01.01 г.

на 1.01.02 г.

на 31.12.02 г.

на 1.01.01 г.

на 1.01.02 г.

на 31.12.02 г.

в абс. велич. 31.12.02/1.01.02 г.

в абс. велич. 31.12.02/1.01.01 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Запасы 246565 231150 217566 44 27 33 -13584 -28999 НДС по приобретённым ценностям 20475 83642 84726 4 10 13 1084 64251 Долгосрочная дебиторская задолженность 15421 18792 34234 3 2 5 15442 18813 Краткосрочная дебиторская задолженность 258836 501172 187080 46 59 28 -314092 -71756 Краткосрочные финансовые вложения Денежные средства 17417 21543 25531 3 3 4 3988 8114 Внутрихозяйственные расчёты 114699 17 114699 114699 Итого внеоборотных активов 558714 856299 663836 100 100 100 -192463 105122

Приростоборотных активов произошел за счёт роста налога на добавленную стоимость.Удельный вес НДС по приобретённым ценностям увеличился от 4% на 1.01.01. до 13%на 31.12.03 г. в общей сумме оборотных активов.

Снижение удельноговеса оборотных активов произошло за счёт снижения запасов и дебиторскойзадолженности. Удельный вес запасов в сумме оборотных активов был снижен с 44%на 1.01.01 г. до 33% на 31.12.02 г. Удельный вес долгосрочной дебиторскойзадолженности, в общей сумме активов,  увеличился с 3% на 1.01.01 г. до 5% на31.12.02 г.

Удельный вескраткосрочной дебиторской задолженности уменьшился с 46% на 1.01.01 г. до 28%на 31.12.02 г.

Удельный весденежных средств увеличился с 1.01.01.-31.12.02 г. на 1%

Витогесумма активов за период 1.01.01.-1.01.03.гг. выросла на 63%. Наибольший ростобеспечен внеоборотными активами – их удельный вес в общей сумме активовсоставил 84%.

В результатекоэффициент соотношения оборотных и внеоборотных активов снизился с 0,333 на1.01.01 г. до 0,189 на 1.01.03 г. Это свидетельствует о том, что всё меньшесредств авансируется в оборотные (мобильные) активы.

Удельный весоборотных активов в валюте баланса  снизился с 25% на 01.01.01 г. до 22% на1.01.02 г. и до 18% на 31.12.02 г. или в целом снижение за данный периодсоставило 7%.

Анализструктуры пассивов. Из данных (таблицы 4.9) видно, что в НГДУ наибольшийудельный вес в пассиве бухгалтерского баланса занимает раздел III «Капитал ирезервы», на 31.12.02г. это 90% в общей сумме пассивов. Доля «Долгосрочных икраткосрочных обязательств на 31.12.02г. лишь 10% в общей сумме пассивов.

Таблица 4.9

Анализ структуры пассивов

Тыс. руб.

Показатели

Абсолютные величины

Удельные веса (%) в общей величине внеоборотных активов

Изменения абсолютных величин

на 1.01.01 г.

на 1.01.02 г.

на 31.12.02 г.

на 1.01.01 г.

на 1.01.02 г.

на 31.12.02 г.

в абс. велич. 31.12.02/1.01.02 г.

в абс. велич. 31.12.02/1.01.01 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Реальный собственный капитал 1842322 2777000 3396491 82 71 91 619491 1554169 Заёмные средства (долгосрочные обязательства + краткосрочные обязательства) 395410 1148699 330191 18 29 9 -818508 -65219 Итого источников средств 2237732 3925699 3726682 100 100 100 -199017 1488950 Коэффициент автономиии 0,823 0,707 0,911 Коэффициент соотношения заёмных и собственных средств 0,215 0,410 0,097 -0,32 -0,12

Рост удельноговеса собственного капитала объясняется переоценкой основных средств, врезультате чего удельный вес реального собственного  капитала увеличился  с1.01.01г. по 31.12.02г. на 9%. Удельный вес добавочного капитала относительно1.01.01г. на конец 2002 года снизился на 11 пунктов.

Нераспределённаяприбыль также повлияла на рост собственного капитала. Её удельный вес на31.12.02г. в общей сумме собственного капитала составил 30%.

Состав иструктура заёмных средств. Из данных, Приложение 2, следует: доля долгосрочныхзаймов и кредитов уменьшилась  с 57838 т. р. до 7564 т.р. на 31.12.02г., а долякраткосрочных обязательств выросла, что свидетельствует о некотором спадефинансовой устойчивости предприятия. При этом удельный вес займов и кредитов вобщей сумме краткосрочных обязательств вырос за период 1.01.01-31.12.02гг. на38% и составил на 31.12.02 г. 61%. Удельный вес кредиторской задолженностиснизился  за период 1.01.01.-31.12.02гг на 19% и составил на 31.12.02 г. 26%.Это способствует улучшению финансового состояния НГДУ.

Увеличениереального собственного капитала за период 1.01.01.-31.12.02 годы на 9% иуменьшение за этот же период соответственно заёмных средств привело к ростукоэффициента автономии от 4,66 на 1.01.01г. до 10,290 на 31.12.02 г.(предприятие может покрыть собственным капиталом обязательства) и снижениюкоэффициента соотношения заёмных и собственных средств с 0,215 на 1.01.01 г. до0,097 на 31.12.02 г.

 

2.1.    Анализ финансовой устойчивости

 

Расчётфинансовой устойчивости на 1.01.01.

СОС = 1842322 –1679018 = 163304             (по формуле 3.9)

СДИ = 163304 +57838 = 221142                   (по формуле 3.10)

ОИЗ = 221142 +337572 = 558714                 (по формуле 3.11)

DСОС = 163304 –246565 = -83261 < 0          (поформуле 3.12)

DСДИ = 221142 – 246565 = -25423 < 0         (поформуле 3.13)

DОИЗ = 558714 – 246565 = 312159 > 0         (поформуле 3.14)

Вывод:неустойчивое финансовое состояние, нарушение нормальной платёжеспособности.

Расчётфинансовой устойчивости на 1.01.02.

СОС =2777000-3069400 = — 292400              (по формуле 3.9)

СДИ = — 292400+ 48515 = 340915                 (по формуле 3.10)

ОИЗ = 340915 +907487 = 1248402                (по формуле 3.11)

DСОС = 292400 — 231150 = 61250 > 0           (по формуле 3.12)

DСДИ = 340915 — 231150 = 109765 > 0          (поформуле 3.13)

DОИЗ = 1248402 — 231150 = 1017252 > 0       (поформуле 3.14)

Вывод:абсолютно устойчивое предприятие, независящее от внешних кредиторов.

Расчётфинансовой устойчивости на 1.01.03.

СОС = 3284984 –3062846 = 222138                (по формуле 3.9)

СДИ = 222138 +7564 = 229702                       (по формуле 3.10)

ОИЗ = 229702 +348170 = 577872                    (по формуле 3.11)

DСОС = 222138 – 217566 = 4572 >0               (по формуле 3.12)

DСДИ = 229702 — 217566 = 12136 > 0             (по формуле 3.13)

DОИЗ = 577872 — 217566 = 360306 > 0            (поформуле 3.14)

Вывод:абсолютно устойчивое предприятие, не зависящее от внешних кредиторов.

Таблица 4.10

Расчёт коэффициентов, характеризующих финансовую устойчивость предприятия

Наименование

Способ расчёта

Расчёт коэффициентов

1.01.01 г.

1.01.02 г.

31.12.02.

1. Коэффициент финансовой независимости (Кфн) Кфн = СК/ВБ 1842322/2237732=0,823 2777000/3925699=0,707 3396491/3726682=0,911 2. Коэффициент задолженности (Кз) Кз = ЗК/СК (57838+337572)/ 1842322=0,215 (48515+1100184)/ 2777000=0,410 (7564+322627)/ 3396491=0,097 3. Коэффициент самофинансирования (Ксф) Ксф=СК/ЗК 1842322/(57838+ 337572)=4,660 2777000/(48515+ 1100184)=2,420 3396491/(7564+ 322627)=10,280 4. Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами (Ко) Ко= СОС/ОА (1842322-1679018)/558714=0,292 (2777000-3069400)/3925699=-0,074 (3396491-3062846)/663836=0,503 5. Коэффициент маневренности (Км) Км=СОС/СК (1842322-1679018)/1842322=0,089 (2777000-3069400)/2777000=-0,105 (3396491-3062846)/3396491=0,098 6.Коэффициент финансовой напряжённости (Кф.напр.)

Кф.напр.=

ЗК/ВБ

(57838+337572)/ 2237732=0,176 (48515+907487)/ 3925699=0,243 (7564+322627)/ 3726682=0,088 7. Коэффициент соотношения мобильных и иммобилизованных активов (Кс) Кс=ОА/ВОА

558714/1679018=

0,333

856299/3069400=

0,279

663836/3062846=

0,217

8. Коэффициент имущества производственного назначения (Кипн)

Ктпн=

(ВОА+З)/А

(1679018+246565)/2237732=0,861 (3069400+231150)/3925699=0,841 (3062846+217566)/3726682=0,880

Расчёткоэффициентов, характеризующих финансовую устойчивость по данным ПРИЛОЖЕНИЕ 1.

1.   Коэффициентфинансовой независимости (Кфн). Значение показателя превышает 0,5. Превышениеуказывает на укрепление финансовой независимости предприятия от внешнихисточников.

2.   Коэффициентзадолженности (Кз). Доля заёмного капитала в собственном капитале снижается.

3.   Коэффициентсамофинансирования (Ксф). Значение показателя превышает 1. Указывает навозможность  покрытия собственным капиталом заёмных средств.

4.   Коэффициентобеспеченности собственными оборотными средствами (Ко). Значение показателя вподавляющем большинства превышает 0,1. Это значит у предприятия естьвозможность проведения независимой финансовой политики.

5.   Коэффициентманевренности (Км). Значение не входит в границы 0,2-0,5. Предприятие не имеетфинансовых возможностей для маневра.

6.   Коэффициентфинансовой напряжённости (Кф. напр.). Значение не превышает 0,5. Предприятие неиспытывает зависимости от внешних финансовых источников.

7.   Коэффициентсоотношения мобильных и иммобилизованных активов (Кс). Показатель снижается,значит меньше средств авансируется в оборотные (мобильные) активы.

8.   Коэффициентимущества производственного назначения (Кипн). Показатель превышает значение0,5. Нет необходимости в привлечении заёмных средств для пополнения имущества.

Анализликвидности баланса.

 

Из данныхталицы  4.11,  видно что ликвидность баланса нарушена.

На1.01.01.                     А1 < П1

                                      А2 > П2

                                       А3> П3

                                      А4 > П4

На1.01.02.                     А1 < П1

                                       А2 < П2

                                       А3 > А3

                                       А4 > П4.

На31.12.02.                    А1 < П1

                                       А2 > П2

                                       А3 > П3

                                       А4 < П4

За отчётныйпериод увеличился платёжный недостаток наиболее ликвидных активов.Краткосрочной дебиторской задолженности не всегда бывает достаточно дляпогашения краткосрочных обязательств.

Расчетфинансовых коэффициентов ликвидности проводим согласно исходных данныхПРИЛОЖЕНИЕ 1.

Таблица 4.12

Анализ финансовых коэффициентов ликвидности

Наименование коэффициента

Порядок расчёта

Значение коэффициента

на  1.01.01 г.

на 1.01.02 г.

на 31.12.02 г.

1.Коэффициент абсолютной ликвидности (Кал) Кал=(стр.250+260)/ (стр.610+620+630+660) 17417/ (77768+151279)= 0,076 21543/ (68870+279868)   = 0,019 25531/ (196879+82944)=0,090 2. Коэффициент критической ликвидности (Ккл) Ккл=(II разд. Баланса- стр.210-230)/ (стр.610+620+630+660) (558714- 246565-15421)/ (77768+151279)= 1,295 (856299- 231150-18792)/ (68870+279868)   = 1,730 (663836-217566-34234)/ (196879+82944)= 1,472 3. Коэффициент текущей ликвидности (Ктл) Ктл=(II разд. Баланса- стр.230)/ (стр.610+620+630+660) (558714-15421)/ (77768+151279)= 1,207 (85629918792)/ (68870+279868)   = 2,401 (663836-34234)/ (196879+82944)= 2,250

Коэффициентабсолютной ликвидности (Кал) – за период 1.01.01г – 31.12.02 гг. увеличился  на0,014 пункта. Если на 1.01.01г. он составил 0,076, то есть в случае поддержанияостатка денежных средств на уровне отчётной даты (за счёт обеспеченияравномерного поступления платежей партнёров) имеющаяся краткосрочнаязадолженность может быть погашена за 13 дней.

1/ 0,076 = 13.

1/ 0,019 = 53.

1/0,090 = 11.

Это значит, чтократкосрочные обязательства НГДУ могут быть погашены своими денежнымисредствами за 13 дней на 1.01.01., за 53 дня на 1.01.02г., и за 11 дней на31.12.02г., вместо 2 –5 дней по норме.

Коэффициенттекущей ликвидности (Ктл) или коэффициент покрытия (Рис 4.1). Рост Ктл на 1,043пункта за период 1.01.01 – 31.12.02гг., свидетельствует о том, что на каждыйрубль его краткосрочных обязательств, приходится 2,25 руб. ликвидных средств.

Коэффициенткритической ликвидности (Ккл) или промежуточный коэффициент покрытия. Ккл зауказанный выше период времени вырос на 0,177 пункта, и выше допустимой нормы0,5 – 0,8. Это значит, что при условии своевременного проведения расчётов,предприятие может расплатиться по долгам, то есть данными активами можнополностью расплатиться по долгам.

2.1.1.      Анализ возможности банкротства

Таблица 4.13

Анализ возможности банкротства Наименование коэффициента Порядок расчёта Значение коэффициента на 1.01.01г. на 1.01.02г. на 31.12.02 г. 1. Коэффициент текущей ликвидности Ктл=(IIА-строка230)/ (стр. 610+620+630+660) 1,207 2,401 2,250 2.Коэффициент обеспеченности СОС Коб.сос=(IIIП — IА)/IIА 0,292 -0,074 0,503 3. Коэффициент утраты платёжеспособности Квосст=(Ктл.к.+6/Т(Ктл.к.-Ктл.н.))/2 1,498 1,088

 

Расчётфинансовых коэффициентов проводим согласно исходных данных таблица ПРИЛОЖЕНИЕ1.

1.   Коэффициенттекущей ликвидности. Значение коэффициента выше нормы 1-значит, что предприятиеликвидно, и у него достаточно средств, чтобы погасить обязательства.

2.   Коэффициентобеспеченности собственными оборотными средствами  на 1.01.01 г.  и 31.12.02 г.превышает значение 0,1. Предприятие имеет собственные оборотные средства,необходимые для его финансовой устойчивости (Рис. 4.2.).

3.   Коэффициентутраты платёжеспособности. Значение коэффициента выше допустимого значения 1,значит предприятие платёжеспособно.

3.1.           Анализ коэффициентов финансового состояния

 

Анализируяпоказатели НГДУ «Елховнефть» за период 1.01.01-31.12.02 годы следует отметить,что всё это время НГДУ работало в условиях нестабильности на нефтяном рынке,ужесточении требований к качеству сдаваемой нефти. Все эти факторы привели ктому, что перед НГДУ встала необходимость снижения уровня лимитов и нормативовпо всем направлениям деятельности.

Предприятие изгода в год наращивает объём добычи нефти. Об этом свидетельствует положительнаядинамика выручки, но в результате переоценки основных средств 2002 года, ростсредней величины активов превысил  рост выручки, растет себестоимость,абсолютная величина прибыли снижается и как следствие снижение эффективностидеятельности предприятия. Все выше перечисленные моменты отражаются в динамикерасчётных коэффициентов.

Снижениеприбыли повлияло на снижение коэффициентов: рентабельности продаж с 0,129 на1.01.01 г.  до 0,057 на 1.01.02 г. и до 0,023 на 31.12.02 г.

рентабельность всего капиталапредприятия с 0,187 на 1.01.01 г.  до 0,049 на 1.01.02 г. и до 0,023 на31.12.02 г.

Снижениеприбыли и переоценка основных средств (увеличение добавочного капитала)повлияли на снижение коэффициентов:

рентабельности внеоборотных активов с0,249 на 1.01.01 г.  до 0,063 на 1.01.02 г. и до 0,028 на 31.12.02 г.

рентабельности собственного капитала с0,227 на 1.01.01 г.  до 0,069 на 1.01.02 г. и до 0,025 на 31.12.02 г.

рентабельности перманентного капитала с0,220 на 1.01.01 г.  до 0,068 на 1.01.02 г. и до 0,025 на 31.12.02 г.

Общейоборачиваемости капитала с 1.452 на 1.01.01 г. до0,997                            на 31.12.02 г. Уменьшение доли оборотныхактивов по сравнению с внеоборотными делает предприятие менее мобильным испособствует снижению платёжеспособности предприятия. В противовес этому,значение коэффициента автономии увеличивается с с 0,823 на 1.01.01 г. до 0,911на 31.12.02 г., что свидетельствует о росте финансовой независимости.Соответственно снижается коэффициент соотношения заёмных и собственных средствс 0,215 на 1.01.01 г. 1.01.02 г. до 0,097 на 31.12.02 г. Это свидетельствует об устойчивом финансовом положении и достаточности собственных средств дляпокрытия обязательств. В то же время шло погашение  долгосрочных кредитов банка«Сосестье Женераль» и «Еврооблигация» и краткосрочных кредитов это повлияло натакие показатели, как оборачиваемость кредиторской задолженности. В общемколичество оборотов кредиторской задолженности увеличилось с 8 на 1.01.01 г. до11 на 31.12.02 г., средний срок оборота уменьшился с 44 дней на 1.01.01 г. до32 дней на 31.12.02 г. и эти факторы снижают зависимость от финансовогоположения кредиторов.

На предприятииведётся непрерывная работа с дебиторами. В результате оборачиваемостьдебиторской задолженности  увеличилась с 12  на 1.01.01 г.  до 16 на 31.12.02г. Средний срок оборота  дебиторской задолженности в днях  уменьшился с 31 на1.01.01 г.  до 21 на 31.12.02 г.

Эти выводыподтверждает анализ ликвидности предприятия. За рассматриваемый период практически все показатели ликвидности выше своих нормативных значений.

Обращаясь кзаконодательно установленным критериям признания предприятиянеплатёжеспособным, закреплёнными «Методическими положениями по оценке финансовогосостояния предприятий и установлению неудовлетворительной структуры баланса»,следует отметить, что коэффициент покрытия и коэффициент обеспеченностисобственными средствами выше своих нормативных значений. Это позволяет сделатьвывод об удовлетворительной структуре баланса НГДУ «Елховнефть» иплатёжеспособности самого предприятия.


5.АНТИКРИЗИСНЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ НАПРЕДПРИЯТИИ

 

5.1     Выявление слабых и сильных сторон в деятельностипредприятия

 

5.1.1. Определение безубыточного объёмапродаж и зоны безопасности предприятия

 

Расчетпоказателей безубыточного объема продаж и зоны безопасности основывается навзаимодействии: затраты — объем продаж – прибыль. Для определения их уров­няиспользуют графический и аналитический способы.

Графикстроится следующим образом: по горизонтали показывается объем реализациипродукции в натуральных единицах, по вертикали — себестоимость про­даннойпродукции и прибыль, которые вместе составляют вы­ручку от реализации.

Пографику можно установить, при каком объеме реализа­ции продукции предприятиеполучит прибыль, а при каком ее не будет. Можно определить также точку, вкоторой затраты будут равны выручке от реализации продукции. Она получиланазвание точки безубыточного объема реализации продукции, или порогарентабельности, или точки окупаемости затрат, ниже которой производство будетубыточным.

Разностьмежду фактическим и безубыточным объе­мом, продаж — зона безопасности. Зонабезопасности показывает, на сколько процен­тов фактический объем продаж вышекритического, при кото­ром рентабельность равна нулю.

/>Исходные данные  для построенияграфика (ПРИЛОЖЕНИЕ 4) по 2001 г.: объем товарной нефти составил 1220563 т.;товарная продукция по цене предприятия – 2703247 тыс. руб.;

постоянные затраты составили1234899 тыс. руб.; переменные расходы на весь произведенный объем – 693958 тыс.руб. При таких условиях прибыль от

/>
/>реализации продукции составит774390 тыс. руб. На основании этих данных />строится график (рис. 5.1.).

/>

Пографику установили, что точка безубыточного объема реализации продукциинаходится на уровне 750152 тыс. т. или 61,5% от объема реализации продукции. Тоесть если предприятие реализует более 61,5% добытой продукции, то оно получаетприбыль, если же меньше, то предприятие будет убыточным и обанкротится.

Исходныеданные  для построения графика по 2002 г.: объем товарной нефти составил1229380 т.; товарная продукция по цене предприятия– 3167274 тыс. руб.;постоянные затраты составили 1554916 тыс. руб.; переменные расходы на весьпроизведенный объем – 1162934 тыс. руб. При таких условиях прибыль отреализации продукции составит 449424 тыс. руб. На основании этих данныхстроится график (рис. 5.2.).


 Точка безубыточного объёма продаж

/>/>

Пографику установили, что точка безубыточного объема реализации продукциинаходится на уровне 953722 тыс. т. или 77,6% от объема реализации продукции. Тоесть если предприятие реализует более 77,6% добытой продукции, то оно получаетприбыль, если же меньше, то предприятие будет убыточным и обанкротится.

Кромеграфического метода, можно использовать и аналитический.

Рассчитаеммаржиналь­ный доход:

Дм01= 774390 +1234899 =2009289 тыс. руб.               (по формуле  3.28)

Дм02=449424+1554916 = 2004340 тыс. руб.                (по формуле  3.28)

Такжеможно определить маржиналь­ный доход как разность между выручкой от реализациипро­дукции и переменными затратами:

Дм01=2703247 – 693958 =2009289 тыс. руб.                (по формуле  3.29)

Дм02=3167274–1162934 = 2004340  тыс. руб.                    (по формуле   3.29)

Маржинальныйдоход снизился в 1,002 раза, это произошло в основном за счет увеличения в 2002году себестоимости продукции.

Рассчитаемточку безубыточного объема продаж в денежном измерении:

Т01=2703247х1234899: 2009289 = 1661402 тыс. руб.        (по формуле   3.31)

Т02=3167274х1554916: 2004340 =2457091 тыс. руб.        (по формуле    3.31)

Приопределении точки безубыточного объема продаж в денежном измерении выходит, чтодля того чтобы окупить затраты 2002 г. необходимо реализовать больше продукции,чем в 2001 г.

Рассчитаемточку критического объема реализации в процентах к максимальному объему,который принима­ется за 100 %:

Т01=1234899:2009289х100=61,5%от объема добычи 2001 г. (по формуле 3.33)

Т02=1554916:2004340х100=77,6%от объема добычи 2002 г. (по формуле 3.33)

Рассчитаембезу­быточный объем реализации в натуральных единицах:

Т01=1220563х1234899:2009289=750152тыс. т.                      (по формуле   3.34)

Т02=1229380х1554916:2004340=953722 тыс. т.                     (по формуле   3.34)

Для определения точки критического объема реализации продукции можновместо суммы маржинального дохода исполь­зовать ставку маржинального дохода вцене за единицу про­дукции (Дс):

ДС01=2009289000:1220563=1646,19 руб.                              (по формуле   3.35)

ДС02=2004340000:1229380=1630,37руб.                               (по формуле    3.35)

Тогдабезу­быточный объем реализации в натуральных единицах можно рассчитать такжеследующим образом:

Т01=1234899000: 1646,19=750156 тонн                                   (по формуле  3.37)

Т02=1554916000: 1630,37 =953720 тонн                                  (по формуле  3.37)

Способомцепной подстановки можно определить влияние каждого фактора на изменениебезубыточного объема продаж:

Тусл1=1554916000: (2214,75 – 568,56) = 944554 т.

Тусл2=1554916000: (22576,32 – 568,56) = 774454 т.

Изменениеточки безубыточности за счет:

 суммыпостоянных затрат                                     944554-750156=194399 т

     ценыреализации продукции                                 774454-944554= -170101 т

     удельныхпеременных затрат                                953719-774454=179266 т

/>                                  Итого                                          953720-750156=203564 т

Определимзоны безопасности по стоимостным показателям:

ЗБ01=(2703247-750156):2703247=0,722или 72,2%                 (по формуле  3.42)

ЗБ02=(3167274-953721):3167274=0,699или 69,9 %                (по формуле   3.42)

Зонубезопасности можно найти по количественным показателям:

ЗБ01 =(1220563– 750155):1220563=0,722 или 72,2%               (по формуле  3.43)

ЗБ02 =(1229380-953720):1229380=0,699или69,9%                   (по формуле  3.43)

Фактическийобъем продаж в 2001 году превысил критический на 42,2%, в 2002 году на 69,9%.Величина ее может измениться за счет объема продаж, суммы постоянных затрат,цены продукции, удельных переменных затрат. Определим влияние каждого факторана изменение зоны безопасности.

ЗБусл1 =(1229380– 750156):1229380=38,9%

ЗБусл2 =(1229380- 944554): 1229380=23,2%

ЗБусл2 =(1229380 — 774454):1229380=37,0%

Изменениезоны безопасности за счет:

объемапродаж                                                        38,9 – 72,2 =-33,2%

суммыпостоянных затрат                                     23,2– 38,9= -15,8%

цены реализациипродукции                                 37,0 – 23,2 = 13,8%

удельныхпеременных затрат                                69,9 – 37 = 32,9%

/>                                 Итого                                                        — 2,3 %

Зона безопасности в 2002 году составила 69,9%, снизилась на 2,3% посравнению с 2001 годом, что обусловлено  ростом себестоимости продукции иснижением цены на ее реализацию, это  свидетельствует об ухудшении финансовогосостояния предприятия.

Возвращаясь кфинансовой отчётности, форма №2, необходимо отметить  негативный момент – ростсебестоимости нефти. По данной позиции необходимо выяснение причин и принятиеуправленческих решений по поводу снижения себестоимости.

5.1.2. Анализ себестоимости добычинефти за 2000 – 2002 годы.

Анализсебестоимости добычи нефти проводим на основе исходных данных ПРИЛОЖЕНИЕ 5.

Структура себестоимости добычи нефти

Структурасебестоимости товарной продукции НГДУ «Елховнефть» с учетом налогов подействующему положению ОАО «Татнефть» по элементам распределились следующимобразом:

Основную долю взатратах  составила амортизация -  21,6 %, прочие расходы – 20,2%, капитальныйремонт 18,8%, заработная плата – 16,1%, транспорт – 13,0%, налоги – 12,0%,страхование имущества 10,9%, материалы – 9,2%, электроэнергия – 4,8%.

Заанализируемый период по сравнению с прошлым годом наблюдается снижение долирасходов на капитальный ремонт – на 16,7 пункта, прочих расходов на 16,1пункта, материалов – на 6 пунктов в связи с сокращением выделяемых лимитов ОАО«Татнефть». В тоже время наблюдается увеличение доли расходов наамортизационные отчисления – на 11,9 пункта в связи с применением коэффициентаагрессивной среды при начислении амортизации — 1,394, налогов – на 6,5 пункта всвязи с применением ставки НДПИ, учитывающей динамику цен на нефть намеждународном рынке.

Анализсебестоимости добычи нефти.

Себестоимость 1тонны нефти в 2002г. составила 1515 руб.  По сравнению с 2001 г. себестоимость1 тонны выросла на 27%. Относительно 2000 г. себестоимость 1 тонны в 2002 году выросла на 703 руб. или 87 %.

Производственнаясебестоимость в 2002 г. по сравнению с 2001г. выросла на 27, % и составила1862,5 млн. руб., по сравнению с 2000 г. производственная себестоимость вырослана 95%. Анализ причин и факторов, повлиявших на изменение себестоимоститоварной продукции приводится по элементам затрат.

Амортизация

В сравнении с2001 г амортизация в 2002 г. выросла на 259457 тыс. руб. или 183% и составила401431 тыс.руб. Рост амортизации связан с переоценкой основных средств. Всравнении с 2000 г. амортизация выросла на 270423 тыс. руб или 206%.

Сырье иосновные материалы

По даннойстатье в 2002 г. произошло снижение на 45189 тыс. руб. по сравнению с 2001г.Изменения произошли в связи с тем, что в 2002г. отменили налог на ГРР, которыйзаменен налогом на добычу полезных ископаемых и в данном элементе неотражается. По платежам за воду, забираемую из водосистем,  снижение в 2002годупо сравнению с 2001 на 41 тыс. руб. связано введением новой налоговой ставки, атак же снижением уровня отбора воды. Относительно 2000 г., в 2002 году затратына сырьё и материалы уменьшились на 48042 тыс. руб.

Оплата работ порекультивации земель.

Затраты наоплату работ по рекультивации земель в 2002г. увеличились по сравнению с 2001годом на 10881 тыс. руб. или на 79,1%. Это связано с повышением расценок на1га. по сравнению с 2001 годом и увеличением объемов выполняемых работ. Посравнению с 2000 годом затраты по рекультивации выросли на 20469 тыс. руб.

Вспомогательныематериалы

В сравнении с2001г, расходы на вспомогательные материалы в 2002г. составили 171094 тыс.руб., что меньше 2001г. на 51043 тыс. руб. или 33% в том числе:

1.        По химическим реагентам расходы уменьшились на 2095 тыс. руб., или 27,9%за счет уменьшения расхода реагентов на 27,45 тн и снижения стоимости 1тнреагента на 6,2тыс.руб.

     (160,5 –187,9)тн*39,9 тыс. руб. = — 1093,3 тыс. руб.

В тоже время,снижение стоимости 1 тн реагентов на 6,2тыс. руб. повлияло на уменьшение расходов на химические реагенты:

     (33,7 –39,9)тыс. руб. *160,5тн = -995 тыс. руб.

2.        По ингибиторам коррозии расходы уменьшились на 1783 тыс. руб. или 31,1%.Это связано с уменьшением расхода ингибиторов на 53 т и снижением стоимости 1т. ингибитора по сравнению с прошлым годом на 2025 тыс. руб.

    (94,6 –147,3) тн*30,2 тыс. руб. = — 1591,5 тыс. руб.

-    за счет уменьшения расхода ингибиторов

     (28,2 –30,2)тыс. руб.*94,6тн = — 189,2 тыс. руб.

-    за счет уменьшения стоимости 1 тн

3.        Затраты на воду от  УПТЖ для ППД снизились на 1682 тыс. руб. и составили в 2002 г. – 13587 тыс. руб., что связано с уменьшением объема потребленной водына 109 тыс.м.3 и расходом материалов на 1000 м3 воды на376 руб.

     (3095 –3204)тыс.м.3 *4,38 руб. = -477,4 тыс. руб.

     (4,394 –4,76)тыс. руб.* 3095 тыс. м3 = — 1145 тыс. руб.

4.        Затраты на материалы на капитальный ремонт скважин снизились в 2002 г. на52696 тыс. руб., что связано со снижением количества ремонтов скважин посравнению с 2001г.

По сравнению с2000 г. затраты на вспомогательные материалы выросли на 33279 тыс.руб. или 24%.

Топливо.

По сравнению с2001г, расходы на топливо в 2002 г. составили 10471 тыс. руб., что на 130 тыс.руб. или на 1,3% больше, чем в 2001г.

Увеличениезатрат произошло за счет увеличения расходов на сырой газ в сумме 184 тыс. руб.или на 2%, что связано с увеличением стоимости 1 м3 газа в 2002г.на 16 рублей или на 2,3%.

     (715,2 –699,4)тыс. руб.*13010 тыс. м3  = 205,6 тыс. руб.

Снижениерасходов сырого газа на 31 тыс. м3 повлияло на уменьшение расходовна 21,7 тыс. руб.

     (13010 –13041)тыс.м.3*699,4руб. = -21,7 тыс. руб.

В тоже времяснизились расходы на сухой газ в сумме  54 тыс. руб., что связано со снижениемрасхода газа на 47 тыс. м3 или 1,9% и  снижением стоимости 1м3 газана 13 руб. или 2,6%.

    (2479 –2526)тыс. м3* 482,98 = -22,7 тыс. руб. – за счет снижения расходагаза.

По сравнению с2000 г. затраты на топливо выросли на 5281 тыс. руб. или 102%.

Энергетическиезатраты.

В сравнении с2001г расходы на энергию в 2002 г. увеличились на 16577 тыс. руб. или на 23%.

При общемувеличении расходов на электроэнергию удельный вес расходов на электроэнергию всебестоимости товарной продукции снизился с 5,01% до 4,8%.

Общий расходэлектроэнергии в 2002г. снизился на 462тыс. кВт час., договорная мощностьснизилась на 71 кВт.

Затраты наэнергию в 2002 г. увеличились по сравнению с 2001 г.в связи с увеличениемрасценок на:

(0,42 –0,33)руб.*155008 = 13950,7 тыс. руб.

-    по договорной мощности

(149,28 –119,09)*14827кВт *12 = 5371,5 тыс. руб.

В тоже времяснижение общего расхода электроэнергии на 462 тыс. кВт час, договорной мощностина 71 кВт час повлияло на уменьшение затрат на электроэнергию в сумме 1864,2тыс. руб.

По сравнению с2000 годом затраты на электроэнергию выросли на 26769 тыс. руб. или 42%.

Капитальныйремонт

В сравнении с2001г, расходы на капитальный ремонт в 2002г. составили 350107 тыс. руб. или на168038 тыс. руб. меньше от уровня прошлого года.

На капитальныйремонт скважин в 2002 г. израсходовано 177800 тыс. руб., что на 96820 тыс. руб.меньше чем в 2001 г. Стоимость  1 ремонта скважин в 2002 г. составила 405 тыс.руб.,  что на 38 тыс. руб. или 10,3% больше от уровня 2001 г.

Расходы накапитальный ремонт прочих основных производственных фондов уменьшились в 2002г.на 71218 тыс. руб. и составили 172307 тыс. руб.

В сравнении с2000 г. расходы на капитальный ремонт уменьшились на 76193 тыс. руб. или 18%.

Прочие денежныерасходы.

В сравнении с2001г по статье «Прочие денежные расходы» в 2002 г. израсходовано 761176 тыс.руб. что на 264176 тыс. руб. выше  уровня 2001г.

По сравнению с2001 г. увеличились транспортные расходы – на 32782 тыс. руб., расходы пострахованию имущества (НСГ г. Москва) – на 93193 тыс. руб., страхованиюфизических лиц – на 7110 тыс. руб., централизованным отчислениям – на 22986тыс. руб. введены арендная плата за землю – 58706 тыс. руб., лизинговые платежи– 15771 тыс.руб.

В тоже времяуменьшились прочие денежные расходы  — на 4689 тыс. руб., услуги «ТатАИСнефть»-на 6983 тыс. руб. 

В сравнении с2000 г. прочие денежные расходы увеличились на 405785 тыс. руб. или 114%.

Услугипроизводственного характера со стороны.

В сравнении с2001 г. расходы на услуги производственного характера со стороны составили в2002 г. 181405 тыс. руб., что на 145414 тыс. руб. или на 44% меньше уровня2001г.  Снижение расходов, относительно уровня 2001г., произошло за счет уменьшениярасходов по новым методам увеличения нефтеотдачи  — на 39163 тыс. руб., услугдля отсыпки временных подъездных путей – на 116344 тыс. руб.  В тоже времяувеличились расходы по услугам промышленных геофизических организаций – на11302 тыс. руб.

Относительноуровня 2000 г., расходы на услуги производственного характера выросли на 54641тыс. руб. или 43%.

5.2      Принятие управленческих решений по стабилизацииэкономического состояния предприятия.

Длястабилизации экономического состояния предприятия необходимо обеспечитьсокращение эксплуатационных затрат на добычу нефти и содержание объектовнепроизводственной сферы.

Установитьнормативы, лимитирующие расходы по подразделениям, в том числе непромышленнойсферы, внереализационные расходы из прибыли.

Организоватьоперативный учёт всех лимитированных затрат, своевременный анализ и принятиесоответствующих мер по выполнению установленных лимитов.

Для укрепленияфинансового положения предприятия необходим контроль и ускорениеоборачиваемости активов НГДУ, в частности дебиторской задолженности.

Для улучшенияфинансовых результатов НГДУ — снижения себестоимости добычи нефти, ростаприбыли и рентабельности обеспечить выполнение программы по энергосбережению иэкономической стабилизации. В понятие «экономическая стабилизация» входят всемероприятия, направленные на снижение затрат в добыче нефти.

Таблица 5.1

Основныемероприятия, направленные на  выполнение программы

                              экономической стабилизации:

Наименование мероприятия

Экономический эффект,

 тыс. руб.

Сокращение отбора попутной воды (за счёт регулирования разработки, циклического отбора жидкости, изоляции вод, остановки убыточных скважин) 4178,8 Сокращение закачки воды (остановка на техническое ограничение, регулирование закачки + циклическая закачка вновь вводимых скважин) 2425,2 Протекторная защита водоводов 2974,1 Бесподходное исследование нагнетательных скважин 10275,0 Использование ШГН после реставрации 5663,6 Ремонт (правка) и дефектоскопия штанг для повторного использования 13177,2 Протекторная защита нефтепроводов 10195,2 Итого: 93351,0

Таблица5.2

    Основные мероприятия,направленные на  снижение потребления ТЭР:

Наименование мероприятия Экономия (тонн условного топлива) В % к общему итогу Сокращение отбора попутной воды (за счёт регулирования разработки, циклического отбора жидкости, изоляции вод, остановки убыточных скважин). 888,5 21,0 Сокращение закачки воды (остановка на техническое ограничение, регулирование закачки + циклическая закачка вновь вводимых скважин). 476,9 11,3 Внедрение насосов малой производительности на КНС 50,1 1,2 Проведение ремонтов без глушения скважин 58,3 1,4 Внедрение переменного режима отопления со снижением температуры в ночное время и выходные дни в производственных и административных зданиях 161,9 3,8 Улучшение изоляции  теплоис-пользующего оборудования (реконструкция, ремонт, изоляция тепловых сетей и т. п.) 84,6 2,0 Рациональное использование пара в технологии переработки нефти 380,9 9,0 Сокращение потерь пара на моечных машинах ТИБ ПРЦГНО 126,9 3,0 Утилизация тепла технологи-ческого пара (возврат пароконден-сатной смеси от потре-бителя в котельную, утилизация тепла выпара деаэратора, утилизация тепловой энергии после пропарочных ванн и т. п.) 98,3 2,3 Установка приборов учёта теплоэнергии 96,3 2,2 ИТОГО экономия ТЭР: (в т.у.т.) 4226,6 100,0

Засчёт применения дифференциированных тарифов на электроэнергию (проведениерегулировочных мероприятий по снижению потребления в часы максим. энергосистемы,переход на дифференцированную оплату за электро- энергию) позволит сэкономитьдля НГДУ «Елховнефть» 6,875 млн.руб.

В 2002году активно велась работа  по повышению нефтеотдачи пластов и примененияпередовых технологий и оборудования. Это позволит получить чистой прибыли вразмере 106,9 млн. руб. В количественном отношении в 2002 году было проведено33 мероприятия. Наибольший эффект получен от внедрения следующих мероприятий:

1.   Технология вовлечения запасов нефти вглинистых коллекторах Тульского горизонта Ново-Елховской площади – 30202,5 тыс.руб.

2.   Технология повышения нефтеотдачипластов с применением ПДС – 27917, тыс. руб.

3.   Технология ОПЗ методами депрессионнойперфорации «Селен»- 16351,3 тыс. руб.

4.   Технология ограничения водопритокадобывающих скважин закачкой СНПХ – 9633 – 6808,2 тыс. руб.

5.   Повышение охвата пластов воздействиемзакачки ВДС – 4231,9 тыс. руб.

6.   Внедрение винтовых насосов спогружным двигателем – 2668 тыс. руб.

7.   Усовершенствованная пакер- гильза –2477,8 тыс. руб.

Предполагаетсяснижение  транспортных затрат  на сумму-14834,0 тыс руб. Наибольший эффектожидается  от следующих мероприятий:

Таблица5.3

Мероприятия (тыс. руб.) 1 2 Реализация самортизированной техники 565 Реставрация деталей со списанной нерентабельной техники (экономия затрат на покупку зап. частей) 243,7 За счёт рационального использования спец. Техники в НГДУ «ЕН» увеличивается объём услуг сторонним организациям 7852,8 Увеличение объёма капитального ремонта узлов и агрегатов собственными силами, уменьшив капитальный ремонт этих узлов сторонними организациями 1410 Снижение транспортных затрат за счёт остановки спец техники на период бездорожья 1155 Снижение сверхурочной работы по сравнению с фактом 2001 года на 3% 3703

Произведёмрасчёт некоторых мероприятий  и их влияние на финансовые результаты НГДУ«Елховнефть».

1. Применениетеплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин. В качестве варианта длясравнения (базового варианта) при расчете экономического эффекта отиспользования теплоизоляции на объектах системы ППД приняты показателиэксплуатации объектов системы ППД без теплоизоляции.

Величина среднегодовогоэффекта отражает среднегодовую сумму прироста прибыли от снижения себестоимости(за вычетом платежей из прибыли) и среднегодовой экономии источника капитальныхвложений от использования теплоизоляции устьевой арматуры нагнетательныхскважин, а также среднегодовое увеличение прибыли от исключения потерь отнедоамортизации устьевой арматуры (отсутствие преждевременного списания).

Исходные данные длярасчета влияния проводимого мероприятия на финансовые результаты

Таблица 5.4

Наименование показателей Варианты Базовый- устьевая арматура без теплоизоляции Новый-устьевая арматура с теплоизоляцией

1.    Стоимость устьевой арматуры, тыс. руб.

  в том числе:

-      конструкции устьевой арматуры

-      обустройства устья скважины

-      земляных работ

-      конструкции теплоизоляции

-      работ на установку теплоизоляции

2.    Срок службы устьевой арматуры, лет

3.    Стоимость прогрева с помощью ППУ, тыс.руб.

4.    Количество прогревов, шт./год

5.    Стоимость ущерба от потери нефти из-за простоя скважины, тыс. руб

6.    Стоимость ремонта, шт./год

7.    Частота ремонта, шт. / год

8.    Норма амортизации устьевой арматуры, %

         Объем внедрения

95,269

71,196

24,073

5

2,016

2

6,569

27,853

0,5

17,16

97,356

71,196

24,073

0,201

5,033

1,267

7,5

50

Расчет среднегодовогоэкономического эффекта от применения теплоизоляции устьевой арматурынагнетательных скважин внедрения мероприятия

Таблица 5.5

Показатели Абсолютное значение показателей, тыс. руб.

1.Среднегодовое снижение себестоимости

2.Среднегодовая балансовая прибыль

3.Среднегодовой налог на прибыль

4.Среднегодовая  экономия источника капитальных вложений

5. Среднегодовое увеличение прибыли от исключения потерь от недоамортизации (снижение убытка в результате преждевременного списания)

6. Свободный остаток (среднегодовой эффект) прибыли в расчете на:

  -одну устьевую арматуру

   -годовой объем внедрения

(95,269х0,1716+2,016х2+6,569+27,853х0,5) — (97,356х0,1716х5,8: 7,5)=27,956

27,956

7,933

(95,269+95,269*2,5/5-97,356): 7,5=6,073

95,269х0,1716х0,8: 5=2,62

28,716

28,716 х 50=1435,8

Расчетвлияния применениятеплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин на финансовые результаты предприятия

Расчет абсолютных показателей

Таблица 5.6

/> /> Наименование показателей Ед. изм. До внедрения После внедрения />

1.Себестоимость 1 тн. тов-й продукции    руб.

2.Уровень затрат на 1 руб. тов. продукции

3.Прибыль балансовая

4.Уровень рентабельности

5.Прирост балансовой прибыли

6.Снижение себестоимости 1 т. нефти

руб.

руб.

тыс. руб.

%

тыс. руб.

руб.

2210,748

0,85810

449424

14,189

2209,581

0,85765

450860

14,210

1436

1,167

/>

Таблица 5.7

Расчет относительных показателей

7.Снижение уровня затрат на 1 руб. тов. Прод.

8.Изменение уровня рентабельности

%

%

0,053

0,021

 

2.Протекторнаязащита промысловых водоводов от грунтовой коррозии. Экономический эффект отприменения данной технологии определяется снижением затрат на обслуживаниеводоводов, снабжённых протекторной защитой (качественной изоляцией) ирассчитывается  согласно основных положений РД 39-01/06-00001-89 «Методическиерекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных наускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующейформуле:

                             Эt= Рt— Зt                                             (5.1)

где Эt — экономический эффект отиспользования мероприятия;

где Рt — стоимостная оценка результатовосуществления мероприятия (экономия затрат, достигаемая за счет внедрениямероприятия);

где Зt — стоимостная оценка затрат наосуществление мероприятия.

Стоимостнаяоценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период включает всебя затраты на строительство и замену водовода, затраты на ликвидацию порывови рекультивацию почвы из-за разлива сточной воды при порывах трубопровода,штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах трубопроводов, а такжеамортизационные отчисления на восстановление трубопровода.

Стоимостнаяоценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период учитываетзатраты на сооружение водовода и на его протекторную защиту, затраты наликвидацию порывов и рекультивацию почвы, штрафные выплаты за экологическийущерб при порывах и амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.

Согласнотребованиям РД 39-01/06-00001-89 расчет выполнен с учетом дисконтирования.

Таблица 5.8

Исходныеданные к расчёту экономического эффекта протекторной защиты водовода.

Показатели Ед. изм. Варианты базовый новый 1 2 3 4 1. Объем внедрения км. 77,7 МПТ 114*9 мм 46,4 МПТ 89*7 мм 25,3 ППТ 159*6 мм 6 Количество протекторов шт./км 3,00 2. Сметная стоимость сооружения 1 км водовода из МПТ 114*9 мм т.р. 671,75 671,75 Сметная стоимость сооружения 1 км водовода из МПТ 89*7 мм т.р. 471,11 471,11 Сметная стоимость сооружения 1 км водовода из ППТ 159*6 мм т.р. 818,54 818,54 3. Срок службы трубопровода лет 15 35 4. Частота порыва шт./км 0,015 0,001 5. Стоимость ликвидации 1 порыва т.р. 7,49 6. Затраты на рекультивацию почвы в расчете на 1 порыв т.р. 2,05 7. Стоимость работ по установке протекторной защите водовода т.р. 18,56 8. Срок службы протектора лет 20 9. Норма амортизационных отчислений на ртрубопровод 0,083 10. Размер штрафа за экологический ущерб в расчете на один порыв т.р. 22 11. Затраты на НИОКР т.р. 180/840

Расчётэкономического эффекта от использования протекторной защиты водоводов отгрунтовой коррозии представлен в ПРИЛОЖЕНИИ 6.

Таблица 5.9

Отражение экономического эффекта. Показатели Варианты МПТ 114*9 мм МПТ 89*7 мм ППТ 159*6 мм ИТОГО Объем 46,40 25,30 6,00 77,70 Экономический эффект на 1 км. водовода 323,63 222,39 398,83 Всего на объем внедрения 15 016,46 5 626,48 2 392,99 23 035,93 Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км водовода 46,10 32,27 61,27 Всего на объем внедрения

2 139,16

816,54

367,60

3 323,30

Таблица 5.10

Отражение экономического эффекта на показателях хозрасчетной деятельности предприятия Показатели Абсолютное значение показателей, тыс.руб. Порядок расчёта МПТ 114*9 мм МПТ 89*7 мм ППТ 159*6 мм 1. Среднегодовое снижение себестоимости за расчетный период Св/в*0,083+0,015*(Сликв+Срекул  +Сштраф)-(Св/в*0,083*15/35+0,001*(Сликв+ Срекульт+Сштраф)+Спротектор/ 35+Сниокр) 31,56 22,04 46,28 2. Среднегодовая балансовая прибыль 31,56 22,04 46,28 3. Среднегодовой налог на прибыль 11,05 7,71 16,20 4. Среднегодовая экономия источника капитальных вложений Св/в/15-Св/в/35 25,59 17,95 31,18 5. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км водовода (1)+(4)-(3) 46,10 32,27 61,27 6. Прибыль остающаяся в распоря жении предприятия в расчёте на весь объём 21139,04 816,431 367,62

Расчетвлияния применениятехнологии протекторной защиты промысловых водоводов от грунтовой коррозии нафинансовые результаты предприятия.

Расчет абсолютных показателей

Таблица 5.11

/> /> Наименование показателей Ед. изм. До внедрения После внедрения />

1.Себестоимость 1 тн. тов-й продукции    руб.

2.Уровень затрат на 1 руб. тов. продукции

3.Прибыль балансовая

4.Уровень рентабельности

5.Прирост балансовой прибыли

6.Снижение себестоимости 1 т. нефти

руб.

руб.

тыс. руб.

%

тыс. руб.

руб.

2210,748

0,858

449424

14,189

2208,045

0,721

452747

14,295

3323

2,703

/>

Таблица 5.12

Расчет относительных показателей

7.Снижение уровня затрат на 1 руб. тов. прод.

8.Изменение уровня рентабельности

%

%

0,122

0,106

3. Протекторнаязащита промысловых нефтепроводов от грунтовой коррозии.

Экономическийэффект от применения данной технологии определяется снижением затрат наобслуживание нефтепроводов, снабжённых протекторной защитой (качественнойизоляцией) и рассчитывается  согласно основных положений РД 39-01/06-00001-89«Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий,направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтянойпромышленности» по формуле      ( 5.1)

Стоимостнаяоценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период включает всебя затраты на строительство и замену нефтепровода, затраты на ликвидациюпорывов и рекультивацию почвы из-за разлива нефти при порывах трубопровода,штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах трубопроводов, а такжеамортизационные отчисления на восстановление трубопровода.

Стоимостнаяоценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период учитываетзатраты на сооружение нефтепровода и на его протекторную защиту, затраты наликвидацию порывов и рекультивацию почвы, штрафные выплаты за экологическийущерб при порывах и амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.

Согласнотребованиям РД 39-01/06-00001-89 расчет выполнен с учетом дисконтирования.Ставка дисконтирования составляет 10%

Таблица 5.13

Исходные данные к расчету экономического эффекта протекторной защиты нефтепровода от грунтовой коррозии. Показатели Ед. изм. Варианты базовый новый 1 2 3 4 1. Объем внедрения, в т.ч. км. 195 114*4,5 МПТ км. 41 114*4,5 ППТ км. 74 159*6 МПТ км. 20 159*6 ППТ км. 44 89*4,5 МПТ км. 9 273*9 МПТ км. 7 Количество протекторов шт. 588 Количество протекторов шт./км 3,0 2. Сметная стоимость сооружения 1 км водовода 114*4,5 МПТ т.р. 544,26 114*4,5 ППТ т.р. 571,76 159*6 МПТ т.р. 758,54 159*6 ППТ т.р. 818,54 89*4,5 МПТ т.р. 438,55 273*9 МПТ т.р. 1 384,77 3.Срок службы трубопровода Лет 15 35 4.Частота порыва шт./км 0,005 0,0001 5.Стоимость ликвидации 1 порыва т.р. 7,49 7,49 6.Затраты на рекультивацию почвы в расчете на 1 порыв т.р. 2,05 2,05 7.Стоимость работ по установке протекторной защите водовода т.р. 18,56 8.Срок службы протектора Лет 20 9.Норма амортизационных отчислений на трубопровод 0,083 10.Размер штрафа за экологический ущерб в расчете на один порыв т.р. 22 11.Затраты на НИОКР т.р. 350/2470

 

Расчётэкономического эффекта от использования протекторной защиты нефтепроводов отгрунтовой коррозии представлен в  ПРИЛОЖЕНИИ 7.

Таблица 5.14

Отражение экономического эффекта. Показатели Варианты 114*4,5 МПТ 114*4,5 ППТ 159*6 МПТ 159*6 ППТ 89*4,5 МПТ 273*9 МПТ ИТОГО 1 2 3 4 5 6 7 8 Объем, км 41,00 74,00 20,00 44,00 9,00 7,00 195,00 Экономический эффект на 1 км. нефтепровода, тыс.руб. 256,61 270,48 364,73 395,01 203,26 680,73 Всего на объем внедрения, тыс.руб. 10 520,89 20 015,80 7 294,64 17 380,38 1 829,35 4 765,13 61 806,18 Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км нефтепровода, тыс.руб. 56,28 59,14 78,57 84,81 45,28 143,71 Всего на объем внедрения, тыс.руб.

2 307,55

4 376,53

1 571,43

3 731,77

407,55

1 006,00

13 400,82

Таблица 5.15

Отражение экономического эффекта на показателях хозрасчетной деятельности предприятия Показатели Абсолютное значение показателей, тыс.руб. Для МПТ 114*4,5 МПТ 114*4,5 ППТ 159*6 МПТ 159*6 ППТ 89*4,5 МПТ 273*9 МПТ 1. Среднегодовое снижение себестоимости за расчетный период Сн/п*0,083+0,005*(Сликв+Срекульт+Сштраф)-(Сн/п*0,083*12/35+0,0001*(Сликв+Срекульт+Сштраф)+Спротектор/35+Сниокр) 29,17 30,67 40,86 44,13 23,40 75,01 2. Среднегодовая балансовая прибыль 29,17 30,6 40,86 44,13 23,40 75,01 3. Среднегодовой налог на прибыль 10,21 10,7 14,30 15,45 8,19 26,25 4. Среднегодовая экономия источника капитальных вложений (Сн/п*3-Сн/п)/35 37,32 39,21 52,01 56,13 30,07 94,96 5. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км н/п (1)+(4)-(3) 56,28 59,14 78,57 84,81 45,28 143,71 6.Прибыль, остащаяся в распоряжении предприятия в расчёте на весь объём 2307,5 4376,4 1571,4 3731,64 407,52 1005,9

Расчет влияния применения технологии протекторнойзащиты промысловых нефтепроводов от грунтовой коррозии на финансовые результатыпредприятия.

Расчет абсолютных показателей

Таблица 5.16.

/> /> Наименование показателей Ед. изм. До внедрения После внедрения />

1.Себестоимость 1 тн. тов-й продукции    руб.

2.Уровень затрат на 1 руб. тов. продукции

3.Прибыль балансовая

4.Уровень рентабельности

5.Прирост балансовой прибыли

6.Снижение себестоимости 1 т. нефти

руб.

руб.

тыс. руб.

%

тыс. руб.

 руб.

2210,748

0,858

449424

14,189

2201,723

0,854

460519

14,540

11095

9,025

/>

 

Таблица 5.17

Расчет относительных показателей

7.Снижение уровня затрат на 1 руб. тов. прод.

8.Изменение уровня рентабельности

%

%

0,400

0,351


В результатепредложенных выше мероприятий, снижение себестоимости 1 т. составит 12,242руб,  снижение уровня затрат на 1 руб. товарной продукции – 0,575%, приростприбыли 15081 тыс. руб., рост рентабельности на 0,478%.

Результатфинансово-хозяйственной деятельности изменится следующим образом:

Цена 1 т. нефти без НДС и акциза–2576,318 руб.

Себестоимость 1 т. товарной нефти –2198,508 руб.

Товарная продукция по цене предприятия–3761560 тыс. руб.

Себестоимость товарной продукции всего– 3187321 тыс. руб.

Прибыль от основной деятельности –574239 тыс. руб.

Прибыль, убытки от прочей деятельности-   -45504 тыс. руб.

Проценты к уплате — 62481

Операционные доходы – 18271

Операционные расходы — 125834

Внереализационные доходы — 51797

Внереализационные расходы — 252163

Балансовая прибыль — 253840

Налог на прибыль — 60922

Прибыль после налогообложения – 97403.

В результатеприрост прибыли составит 11439 тыс. руб.

Сегодня коллектив специалистов НГДУ«Елховнефть» продолжает поиск новых технологий, направленных на снижениесебестоимости добычи нефти .


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

В процессе раскрытиятемы  дипломной работы были изучены следующие вопросы:

- исследование целей, задач иметодов антикризисного менеджмента, их практическое применение ;

- проведена диагностика финансовогосостояния предприятия;

- разработаны мероприятия постабилизации финансово-экономического состояния.

На основании проведённого анализа можно сделатьследующий выводы :

1.        Разрабатываемые площади НГДУ«Елховнефть» находятся в поздней стадии разработки и характеризуются низкимдебитом скважин. Несмотря на это, предприятие из года в год наращивает объёмдобычи нефти.

2.        В период 2000-2002 гг., НГДУ«Елховнефть» успешно работало и добивалось положительных результатов. Это подтверждаетанализ технико-экономических показателей.

Количество добытой нефти в2001 г. составило – 1472,9 тыс.т. или 102,7% к  2000 г., а за 2002 г 1460 тыс.т. или 102,1% к 2000 г.

Балансовая прибыль в 2002 годусоставила  238789 тыс.руб., что меньше чем в 2001 г. на 403532 тыс. руб. и на1156936 тыс. руб. меньше, чем в 2000 г. Значительный рост балансовой прибыли в2000 г. связан с ростом цен на нефть в 2,7 раза и на нефтепродукты в 2 раза.Снижение балансовой прибыли связано с ростом себестоимости.

Себестоимость 1 тонны нефти в2002 г. составила 2211 руб./т. это на 631 руб./т больше, чем в 2001 г. и на1115 руб./т. больше, чем в 2000 г. Это связано с инфляционным ростом цен наэлектроэнергию, топливо, материалы, услуги, а также с ростом амортизации основныхфондов, вызванным переоценкой основных средств и введением в 2002 г. НДПИ,который на конец года составил 668,2 руб./тн.

3.        Динамика выручки положительная. В результате переоценки основных средствв 2002 г., растет средняя величина активов, которая превышает  рост выручки,растет себестоимость — абсолютная величина прибыли снижается и, как следствие,снижается эффективность деятельности предприятия. Снижение прибыли повлияло наснижение рентабельности предприятия.

4.        На основании проведённого анализа финансового состояния предприятия и,обращаясь к законодательно установленным критериям признания предприятиянеплатёжеспособным, закреплённым «Методическими положениями по оценкефинансового состояния предприятия и установлению неудовлетворительной структурыбаланса», следует отметить, что коэффициенты ликвидности и обеспеченностисобственными средствами выше своих нормативных значений. Это позволяет сделатьвывод об удовлетворительной структуре баланса НГДУ «Елховнефть» иплатёжеспособности самого предприятия.

4.Зона безопасности НГДУ «Елховнефть» в 2002 году составила 69,9%. Она снизиласьна 2,3% по сравнению с 2001 годом, что обусловлено  ростом себестоимостипродукции и снижением цены на ее реализацию. Это  свидетельствует об ухудшениифинансового состояния предприятия.

5. В светеантикризисного менеджмента, для стабилизации экономического состоянияпредприятия необходимо обеспечить сокращение эксплуатационных затрат на добычунефти и на содержание объектов непроизводственной сферы.

Установитьнормативы на внереализационные расходы из прибыли, лимитирующие расходы поподразделениям, в том числе по непромышленной сфере.

Организоватьоперативный учёт всех лимитированных затрат, своевременный анализ и принятиесоответствующих мер для выполнения установленных лимитов.

Для укрепленияфинансового положения предприятия необходим контроль и ускорениеоборачиваемости активов НГДУ, в частности дебиторской задолженности.

Длястабилизации экономического состояния предприятия, снижения себестоимости нефтипредложены мероприятия по стабилизации экономического состояния. В результате внедрения мероприятий по стабилизации экономического состояния НГДУ, снижениепроизводственных затрат составит 93,351 млн. руб.

 На примеренескольких мероприятий сделан расчёт эффективности и влияния на финансовыерезультаты НГДУ:

1.   Применениетеплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин.

2.   Технологияпротекторной защиты промысловых водоводов от грунтовой коррозии.

3.   Технологияпротекторной защиты промысловых нефтепроводов от грунтовой коррозии.


ЛИТЕРАТУРА.

1.   Бухгалтерский отчет за 2001 г.

2.   Бухгалтерский отчёт за 2002 г.

3.   Геологический отчет за 2002 г.

4.   Отчеты по расчету экономическойэффективности от внедрения новой техники и технологии.

5.   Пояснительная записка к годовомуотчету за 2001 г.

6.   Пояснительная записка к годовомуотчету за 2002 г.

7.   Закон Российской Федерации «Онесостоятельности (Банкротстве)» Федеральный Закон от 26.10.2002 г. №127- ФЗ.

8.   РД 39-01/06-000-89. Методическиерекомендации по комплексной   оценке эффективности мероприятий, направленных наускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. — М., 1989г.

9.   Астахов В.П. «Бухгалтерскийфинансовый учёт» Москва, «ИКЦ «МарТ», 2003 г.

10.     Бочаров В.В.«Финансовый анализ»,  Москва, Санкт-Петербург, Нижний Новгород, Воронеж,Ростов-на Дону, «ПИТЕР», 2002 г.

11.     Горфинкель В.Я.«Экономика предприятия», Москва, «Юнити», 2001 г.

12.     Егоров В.И., Победоносцева Н.Н.«Экономика нефтегазодобывающей промышленности», Москва, «Недра», 2001 г.

13.     Ефимова О.В. «Финансовый анализ»,Москва, «Бухгалтерский учёт», 2002 г.

14.  Злотникова Л.Г., Колосков В.А.,Матвеев Ф. Р., Победоносцева Н.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятийнефтяной и газовой промышленности.– М., «Недра», 2000 г.

15.  Ковалёв В.В. «Введение в финансовыйменеджмент», Москва, «ФИНАНСЫ И СТАТИСТИКА», 2001 г.

16.     Козлова Е. П.«Бухгалтерский учет в промышленности», Москва, Финансы и статистика, 2002 г.

17.     Короткова Э.М.«Антикризисное управление», Москва, ИНФРА-М, 2000 г.

18.     Кошкин В.И.,Карпов П.А., Модульная программа для менеджеров «Антикризисное управление»,ИНФРА-М, 2000 г.

19.     Крутик А.Б.,Муравьёв А.И., Санкт-Петербург, «ПИТЕР», 2001 г.

20.     Савицкая Г.В.Анализ хозяйственной деятельности предприятия.– Минск: ООО «Новоезнание», 2002 г.

21.     Селезнёва Н.Н.,Ионова А.Ф. «Финансовый анализ» – Москва, «ЮНИТИ», 2002 г.

22.     ТабурчакП.П., Тумина В.М., Сапрыкина М.С. «Анализ и диагностика финансово-хозяйственнойдеятельности предприятия», РОСТОВ-НА-ДОНУ, «ФЕНИКС», 2002 г.

23.     Уткин Э.А.,Бинецкий А.Э. «Аудит и управление несостоятельным предприятием», Москва 2000 г.

24.     Шеремет А.Д.,Сайфулин Р.С., Негашев Е.В. «Методика финансового анализа», Москва, «ИНФРА-М»,2002 г.


Таблица

Отчёт о прибылях и убытках (форма № 2 )

Наименование показателя

код

стр.

за

2000 год

за

2001 год

за

2002 год

1

2

3

4

5

1. Доходы и расходы по обычным видам деятельности

 

Выручка (нетто) от продажи товаров, продукции, работ, услуг

 

(за минусом налога на добавленную стоимость, акцизов и

 

аналогичных обязательных платежей)

10

3248509 3402982 3716056 в том числе от продажи:

11

12

13

Себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг

20

1738242 2519951 3202372 в том числе проданных:

21

22

23

Валовая прибыль

29

1510267 883031 513684 Коммерческие расходы

30

15936 7443 Управленческие расходы

40

Прибыль (убыток) от продаж (строки 010-020-030-040)

50

1494331 875588 513684

II. Операционные доходы и расходы

 

Проценты к получению

60

656 Проценты к уплате

70

53237 62481 Доходы от участия в других организациях

80

77 Прочие операционные доходы

90

10758 11179 18271 Прочие операционные расходы

100

82664 71565 125834 Прибыль (убыток) от финансово-хозяйственной деятельности

 

(строки 050+060-070+080+090-100)

110

III. Внереализационные доходы и расходы

 

Внереализационные доходы

120

58642 68927 51797 Внереализационные расходы

130

643632 446232 252163 Прибыль (убыток) до налогообложения

 

(строки 050+060-070+080+090-100+120-130)

140

837435 385393 143274 Налог на прибыль и иные аналогичные обязательные платежи

150

418718 192696 57309 Прибыль (убыток) от обычной деятельности

160

418717 192697 85965

IV. Черезвычайные доходы и расходы

 

Черезвычайные доходы

170

Черезвычайные расходы

180

Чистая прибыль (нераспределённая прибыль (убыток) отчётного

 

периода) строки (160+170-180)

190

418717 192697 85964

 

 


ПРИЛОЖЕНИЕ 6.

Расчет экономического эффекта от использования протекторной защиты водоводов от грунтовой коррозии Показатели Абсолютное значение показателей, тыс.руб.

 

1 2 3

 

1. Коэффициент приведения

 

1 год 0,9091

 

16 лет 0,2176

 

21 год 0,1351

 

31 год 0,0521

 

За амортизационный период 12 лет 6,8136

 

За расчетный период 35 лет 9,6438

 

2. для МПТ 114*9 мм

 

1 Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. Водовода 1 334,10

 

* замененный трубопровод Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) 791,853

 

* ликвидация порыва 7,49*0,015*9,6438 1,08348

 

* рекультивация почвы 2,05*0,015*9,6438 0,29655

 

* штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,015*9,6439 3,18249

 

* амортизация Стр*0,083*9,6438 537,688

 

2 Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км водовода 1 010,47

 

* стоимость сооружения 0,9091*Стр 610,683

 

* протекторная защита 18,56*(0,9091+0,1351) 19,3804

 

* ликвидация порыва 7,49*0,001*9,6438 0,07223

 

* рекультивация почвы 2,05*0,001*9,6439 0,01977

 

* штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,001*9,6440 0,21217

 

* амортизация Стр*0,083*6,8136 379,891

 

* удельные затраты на НИОКР 0,21

 

3 МПТ 89*7 мм

 

1 Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. Водовода 937,01

 

* замененный трубопровод Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) 555,348

 

* ликвидация порыва 7,49*0,015*9,6438 1,08348

 

* рекультивация почвы 2,05*0,015*9,6438 0,29655

 

* штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,015*9,6439 3,18249

 

* амортизация Стр*0,083*9,6438 377,096

 

1 2 3

 

2 Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км водовода 714,62

 

* стоимость сооружения 0,9091*Стр 428,289

 

* протекторная защита 18,56*(0,9091+0,1351) 19,3804

 

* ликвидация порыва 7,49*0,001*9,6438 0,07223

 

* рекультивация почвы 2,05*0,001*9,6439 0,01977

 

* штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,001*9,6440 0,21217

 

* амортизация Стр*0,083*6,8136 266,428

 

* удельные затраты на НИОКР 0,21

 

4 ППТ 159*6 мм

 

1 Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. водовода 1 624,45

 

* замененный трубопровод Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) 964,894

 

* ликвидация порыва 6,45*0,015*9,6438 0,93304

 

* рекультивация почвы 1,77*0,015*9,6438 0,25604

 

* штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,015*9,6439 3,18249

 

* амортизация Стр*0,083*9,6438 655,188

 

2 Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км водовода 1 225,62

 

* стоимость сооружения 0,9091*Стр 744,134

 

* протекторная защита 17,31*(0,9091+0,1351) 18,0751

 

* ликвидация порыва 6,45*0,001*9,6438 0,0622

 

* рекультивация почвы 1,77*0,001*9,6439 0,01707

 

* штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,001*9,6440 0,21217

 

* амортизация Стр*0,083*6,8136 462,907

 

* удельные затраты на НИОКР 0,21

 

5 Экономический эффект на 1 км для МПТ 114*9 мм

323,63

 

6 Экономический эффект на 1 км для МПТ 89*7 мм

222,39

 

7 Экономический эффект на 1 км для ППТ 159*6 мм

398,83

 

/> /> /> /> />

ПРИЛОЖЕНИЕ 7.

Расчет экономического эффекта от использования протекторной защиты нефтепроводов от грунтовой коррозии Показатели Абсолютное значение показателей, тыс.руб. Эконом. эффект на 1 км. 1 2 3 4

1. Коэффициент приведения

1 год 0,9091 8 лет 0,4665 15 лет 0,2394 16 лет 0,2176 21 год 0,1351 22 года 0,1228 31 год 0,0521 За амортизационный период 12 лет 6,8136 За амортизационный период 27 лет 9,2369 За расчетный период 35 лет 9,6438

2. для 114*4,5 МПТ

256,61

1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) 1 078,75 * замененный трубопровод Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) 641,58 1 2 3 4 * ликвидация порыва 7,49*0,005*9,6438 0,36 * рекультивация почвы 2,05*0,005*9,6438 0,10 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,005*9,6439 1,06 * амортизация Стр*0,083*9,6438 435,65 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода 822,14 * стоимость сооружения 0,9091*Стр 494,79 * протекторная защита 18,56*(0,9091+0,1351) 19,38 * ликвидация порыва 7,49*0,0001*9,6438 0,01 * рекультивация почвы 2,05*0,0001*9,6439 0,00 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,0001*9,6440 0,02 * амортизация Стр*0,083*6,8136 307,80 * удельные затраты на НИОКР 0,14

3. для 114*4,5 ППТ

270,48

1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) 1 133,17 * замененный трубопровод Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) 673,99 * ликвидация порыва 7,49*0,005*9,6438 0,36 * рекультивация почвы 2,05*0,005*9,6438 0,10 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,005*9,6439 1,06 * амортизация Стр*0,083*9,6438 457,66 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода 862,69 * стоимость сооружения 0,9091*Стр 519,79 * протекторная защита 18,56*(0,9091+0,1351) 19,38 * ликвидация порыва 7,49*0,0001*9,6438 0,01 * рекультивация почвы 2,05*0,0001*9,6439 0,00 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,0001*9,6440 0,02 * амортизация Стр*0,083*6,8136 323,35 * удельные затраты на НИОКР 0,14

4. для 159*6 МПТ

364,73

1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) 1 502,85 * замененный трубопровод Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) 894,17 * ликвидация порыва 7,49*0,005*9,6438 0,36 * рекультивация почвы 2,05*0,005*9,6438 0,10 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,005*9,6439 1,06 * амортизация Стр*0,083*9,6438 607,16 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода 1 138,12 * стоимость сооружения 0,9091*Стр 689,59 * протекторная защита 18,56*(0,9091+0,1351) 19,38 * ликвидация порыва 7,49*0,0001*9,6438 0,01 * рекультивация почвы 2,05*0,0001*9,6439 0,00 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,0001*9,6440 0,02 * амортизация Стр*0,083*6,8136 428,98 * удельные затраты на НИОКР 0,14

5. для 159*6 ППТ

395,01

1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) 1 621,60 * замененный трубопровод Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) 964,89 * ликвидация порыва 7,49*0,005*9,6438 0,36 * рекультивация почвы 2,05*0,005*9,6438 0,10 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,005*9,6439 1,06 * амортизация Стр*0,083*9,6438 655,19 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода 1 226,59 * стоимость сооружения 0,9091*Стр 744,13 * протекторная защита 18,56*(0,9091+0,1351) 19,38 * ликвидация порыва 7,49*0,0001*9,6438 0,01 * рекультивация почвы 2,05*0,0001*9,6439 0,00 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,0001*9,6440 0,02 * амортизация Стр*0,083*6,8136 462,91 * удельные затраты на НИОКР 0,14

6. для 89*4,5 МПТ

203,26

1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) 869,50 * замененный трубопровод Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) 516,96 * ликвидация порыва 7,49*0,005*9,6438 0,36 * рекультивация почвы 2,05*0,005*9,6438 0,10 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,005*9,6439 1,06 * амортизация Стр*0,083*9,6438 351,03 2.Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода 666,24 * стоимость сооружения 0,9091*Стр 398,68 * протекторная защита 18,56*(0,9091+0,1351) 19,38 * ликвидация порыва 7,49*0,0001*9,6438 0,01 * рекультивация почвы 2,05*0,0001*9,6439 0,00 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,0001*9,6440 0,02 * амортизация Стр*0,083*6,8136 248,01 * удельные затраты на НИОКР 0,14

7. для 273*9 МПТ

680,73

1. Стоимостная оценка результатов (экономия затрат на 1 км. нефтепровода) 2 742,31 * замененный трубопровод Стр*(0,9091+0,2176+0,0521) 1 632,37 * ликвидация порыва 7,49*0,005*9,6438 0,36 * рекультивация почвы 2,05*0,005*9,6438 0,10 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,005*9,6439 1,06 * амортизация Стр*0,083*9,6438 1 108,42 2. Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия в расчете на 1 км нефтепровода 2 061,57 * стоимость сооружения 0,9091*Стр 1258,89 * протекторная защита 18,56*(0,9091+0,1351) 19,38 * ликвидация порыва 7,49*0,0001*9,6438 0,01 * рекультивация почвы 2,05*0,0001*9,6439 0,00 * штрафные выплаты за экологический ущерб 22*0,0001*9,6440 0,02 * амортизация Стр*0,083*6,8136 783,13 * удельные затраты на НИОКР 0,14

ИТОГО

 

 

1 914,22

 

еще рефераты
Еще работы по менеджменту