Для стабилизации экономического состояния предприятия необходимо обеспечить сокращение эксплуатационных затрат на добычу нефти и содержание объектов непроизводственной сферы.
Установить нормативы, лимитирующие расходы по подразделениям, в том числе непромышленной сферы, внереализационные расходы из прибыли.
Организовать оперативный учёт всех лимитированных затрат, своевременный анализ и принятие соответствующих мер по выполнению установленных лимитов.
Для укрепления финансового положения предприятия необходим контроль и ускорение оборачиваемости активов НГДУ, в частности дебиторской задолженности.
Для улучшения финансовых результатов НГДУ - снижения себестоимости добычи нефти, роста прибыли и рентабельности обеспечить выполнение программы по энергосбережению и экономической стабилизации. В понятие «экономическая стабилизация» входят все мероприятия, направленные на снижение затрат в добыче нефти.
Таблица 5.1
Основные мероприятия, направленные на выполнение программы
экономической стабилизации:
| Наименование мероприятия | Экономический эффект, тыс. руб. |
| Сокращение отбора попутной воды (за счёт регулирования разработки, циклического отбора жидкости, изоляции вод, остановки убыточных скважин) | 4178,8 |
| Сокращение закачки воды (остановка на техническое ограничение, регулирование закачки + циклическая закачка вновь вводимых скважин) | 2425,2 |
| Протекторная защита водоводов | 2974,1 |
| Бесподходное исследование нагнетательных скважин | 10275,0 |
| Использование ШГН после реставрации | 5663,6 |
| Ремонт (правка) и дефектоскопия штанг для повторного использования | 13177,2 |
| Протекторная защита нефтепроводов | 10195,2 |
| Итого: | 93351,0 |
|
|
Таблица 5.2
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 |
За счёт применения дифференциированных тарифов на электроэнергию (проведение регулировочных мероприятий по снижению потребления в часы максим. энергосистемы, переход на дифференцированную оплату за электро- энергию) позволит сэкономить для НГДУ «Елховнефть» 6,875 млн.руб.
|
|
В 2002 году активно велась работа по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования. Это позволит получить чистой прибыли в размере 106,9 млн. руб. В количественном отношении в 2002 году было проведено 33 мероприятия. Наибольший эффект получен от внедрения следующих мероприятий:
1. Технология вовлечения запасов нефти в глинистых коллекторах Тульского горизонта Ново-Елховской площади – 30202,5 тыс. руб.
2. Технология повышения нефтеотдачи пластов с применением ПДС – 27917, тыс. руб.
3. Технология ОПЗ методами депрессионной перфорации «Селен»- 16351,3 тыс. руб.
4. Технология ограничения водопритока добывающих скважин закачкой СНПХ – 9633 – 6808,2 тыс. руб.
5. Повышение охвата пластов воздействием закачки ВДС – 4231,9 тыс. руб.
6. Внедрение винтовых насосов с погружным двигателем – 2668 тыс. руб.
7. Усовершенствованная пакер- гильза – 2477,8 тыс. руб.
Предполагается снижение транспортных затрат на сумму-14834,0 тыс руб. Наибольший эффект ожидается от следующих мероприятий:
Таблица 5.3
| Мероприятия | (тыс. руб.) |
| Реализация самортизированной техники | |
| 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 | |
| Снижение транспортных затрат за счёт остановки спец техники на период бездорожья | |
| Снижение сверхурочной работы по сравнению с фактом 2001 года на 3% |
|
|
Произведём расчёт некоторых мероприятий и их влияние на финансовые результаты НГДУ «Елховнефть».
1. Применение теплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин. В качестве варианта для сравнения (базового варианта) при расчете экономического эффекта от использования теплоизоляции на объектах системы ППД приняты показатели эксплуатации объектов системы ППД без теплоизоляции.
Величина среднегодового эффекта отражает среднегодовую сумму прироста прибыли от снижения себестоимости (за вычетом платежей из прибыли) и среднегодовой экономии источника капитальных вложений от использования теплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин, а также среднегодовое увеличение прибыли от исключения потерь от недоамортизации устьевой арматуры (отсутствие преждевременного списания).
Исходные данные для расчета влияния проводимого мероприятия на финансовые результаты
Таблица 5.4
| Наименование показателей | Варианты | |
| Базовый- устьевая арматура без теплоизоляции | Новый-устьевая арматура с теплоизоляцией | |
| 1. Стоимость устьевой арматуры, тыс. руб. в том числе: - конструкции устьевой арматуры - обустройства устья скважины - земляных работ - конструкции теплоизоляции - работ на установку теплоизоляции 2. Срок службы устьевой арматуры, лет 3. Стоимость прогрева с помощью ППУ, тыс.руб. 4. Количество прогревов, шт./год 5. Стоимость ущерба от потери нефти из-за простоя скважины, тыс. руб 6. Стоимость ремонта, шт./год 7. Частота ремонта, шт. / год 8. Норма амортизации устьевой арматуры, % Объем внедрения | 95,269 71,196 24,073 2,016 6,569 27,853 0,5 17,16 | 97,356 71,196 24,073 0,201 5,033 1,267 7,5 |
Расчет среднегодового экономического эффекта от применения теплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных 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 |
Расчет влияния применения теплоизоляции 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 14,189 | 2209,581 0,85765 14,210 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.Протекторная защита промысловых водоводов от грунтовой коррозии. Экономический эффект от применения данной технологии определяется снижением затрат на обслуживание водоводов, снабжённых протекторной защитой (качественной изоляцией) и рассчитывается согласно основных положений РД 39-01/06-00001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:
Эt = Рt - Зt (5.1)
где Эt - экономический эффект от использования мероприятия;
где Рt - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия (экономия затрат, достигаемая за счет внедрения мероприятия);
где Зt - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия.
Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период включает в себя затраты на строительство и замену водовода, затраты на ликвидацию порывов и рекультивацию почвы из-за разлива сточной воды при порывах трубопровода, штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах трубопроводов, а также амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.
Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период учитывает затраты на сооружение водовода и на его протекторную защиту, затраты на ликвидацию порывов и рекультивацию почвы, штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах и амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.
Согласно требованиям РД 39-01/06-00001-89 расчет выполнен с учетом дисконтирования.
Таблица 5.8
Исходные данные к расчёту экономического эффекта протекторной защиты водовода.
| Показатели | Ед. изм. | Варианты | |
| базовый | новый | ||
| 1. Объем внедрения | км. | 77,7 | |
| МПТ 114*9 мм | 46,4 | ||
| МПТ 89*7 мм | 25,3 | ||
| ППТ 159*6 мм | |||
| 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 | ||
| 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 | ||
| 9. Норма амортизационных отчислений на ртрубопровод | 0,083 | ||
| 10. Размер штрафа за экологический ущерб в расчете на один порыв | т.р. | ||
| 11. Затраты на НИОКР | т.р. | 180/840 |
Расчёт экономического эффекта от использования протекторной защиты водоводов от грунтовой 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 |
Расчет влияния применения технологии протекторной защиты промысловых водоводов от грунтовой коррозии на финансовые 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 14,189 | 2208,045 0,721 14,295 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. Протекторная защита промысловых нефтепроводов от грунтовой коррозии.
Экономический эффект от применения данной технологии определяется снижением затрат на обслуживание нефтепроводов, снабжённых протекторной защитой (качественной изоляцией) и рассчитывается согласно основных положений РД 39-01/06-00001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по формуле (5.1)
Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период включает в себя затраты на строительство и замену нефтепровода, затраты на ликвидацию порывов и рекультивацию почвы из-за разлива нефти при порывах трубопровода, штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах трубопроводов, а также амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.
Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период учитывает затраты на сооружение нефтепровода и на его протекторную защиту, затраты на ликвидацию порывов и рекультивацию почвы, штрафные выплаты за экологический ущерб при порывах и амортизационные отчисления на восстановление трубопровода.
Согласно требованиям РД 39-01/06-00001-89 расчет выполнен с учетом дисконтирования. Ставка дисконтирования составляет 10%
Таблица 5.13
| Исходные данные к расчету экономического эффекта протекторной защиты нефтепровода от грунтовой коррозии. | |||
| Показатели | Ед. изм. | Варианты | |
| базовый | новый | ||
| 1. Объем внедрения, в т.ч. | км. | ||
| 114*4,5 МПТ | км. | ||
| 114*4,5 ППТ | км. | ||
| 159*6 МПТ | км. | ||
| 159*6 ППТ | км. | ||
| 89*4,5 МПТ | км. | ||
| 273*9 МПТ | км. | ||
| Количество протекторов | шт. | ||
| 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 | ||
| 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 | ||
| 9.Норма амортизационных отчислений на трубопровод | 0,083 | ||
| 10.Размер штрафа за экологический ущерб в расчете на один порыв | т.р. | ||
| 11.Затраты на НИОКР | т.р. | 350/2470 |
Расчёт экономического эффекта от использования протекторной защиты нефтепроводов от грунтовой 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 | |
| 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 протекторной защиты промысловых нефтепроводов от грунтовой коррозии на финансовые результаты предприятия.
| 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 14,189 | 2201,723 0,854 14,540 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 результате предложенных выше мероприятий, снижение себестоимости 1 т. составит 12,242 руб, снижение уровня затрат на 1 руб. товарной продукции – 0,575%, прирост прибыли 15081 тыс. руб., рост рентабельности на 0,478%.
Результат финансово-хозяйственной деятельности изменится следующим образом:
Цена 1 т. нефти без НДС и акциза –2576,318 руб.
Себестоимость 1 т. товарной нефти – 2198,508 руб.
Товарная продукция по цене предприятия –3761560 тыс. руб.
Себестоимость товарной продукции всего – 3187321 тыс. руб.
Прибыль от основной деятельности – 574239 тыс. руб.
Прибыль, убытки от прочей деятельности - -45504 тыс. руб.
Проценты к уплате - 62481
Операционные доходы – 18271
Операционные расходы - 125834
Внереализационные доходы - 51797
Внереализационные расходы - 252163
Балансовая прибыль - 253840
Налог на прибыль - 60922
Прибыль после налогообложения – 97403.
В результате прирост прибыли составит 11439 тыс. руб.
Сегодня коллектив специалистов НГДУ «Елховнефть» продолжает поиск новых технологий, направленных на снижение себестоимости добычи нефти.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В процессе раскрытия темы дипломной работы были изучены следующие вопросы:
- исследование целей, задач и методов антикризисного менеджмента, их практическое применение;
- проведена диагностика финансового состояния предприятия;
- разработаны мероприятия по стабилизации финансово-экономического состояния.
На основании проведённого анализа можно сделать следующий выводы:
1. Разрабатываемые площади НГДУ «Елховнефть» находятся в поздней стадии разработки и характеризуются низким дебитом скважин. Несмотря на это, предприятие из года в год наращивает объём добычи нефти.
2. В период 2000-2002 гг., НГДУ «Елховнефть» успешно работало и добивалось положительных результатов. Это подтверждает анализ технико-экономических показателей.
Количество добытой нефти в 2001 г. составило – 1472,9 тыс.т. или 102,7% к 2000 г., а за 2002 г 1460 тыс. т. или 102,1% к 2000 г.
Балансовая прибыль в 2002 году составила 238789 тыс.руб., что меньше чем в 2001 г. на 403532 тыс. руб. и на 1156936 тыс. руб. меньше, чем в 2000 г. Значительный рост балансовой прибыли в 2000 г. связан с ростом цен на нефть в 2,7 раза и на нефтепродукты в 2 раза. Снижение балансовой прибыли связано с ростом себестоимости.
Себестоимость 1 тонны нефти в 2002 г. составила 2211 руб./т. это на 631 руб./т больше, чем в 2001 г. и на 1115 руб./т. больше, чем в 2000 г. Это связано с инфляционным ростом цен на электроэнергию, топливо, материалы, услуги, а также с ростом амортизации основных фондов, вызванным переоценкой основных средств и введением в 2002 г. НДПИ, который на конец года составил 668,2 руб./тн.
3. Динамика выручки положительная. В результате переоценки основных средств в 2002 г., растет средняя величина активов, которая превышает рост выручки, растет себестоимость - абсолютная величина прибыли снижается и, как следствие, снижается эффективность деятельности предприятия. Снижение прибыли повлияло на снижение рентабельности предприятия.
4. На основании проведённого анализа финансового состояния предприятия и, обращаясь к законодательно установленным критериям признания предприятия неплатёжеспособным, закреплённым «Методическими положениями по оценке финансового состояния предприятия и установлению неудовлетворительной структуры баланса», следует отметить, что коэффициенты ликвидности и обеспеченности собственными средствами выше своих нормативных значений. Это позволяет сделать вывод об удовлетворительной структуре баланса НГДУ «Елховнефть» и платёжеспособности самого предприятия.
4. Зона безопасности НГДУ «Елховнефть» в 2002 году составила 69,9%. Она снизилась на 2,3% по сравнению с 2001 годом, что обусловлено ростом себестоимости продукции и снижением цены на ее реализацию. Это свидетельствует об ухудшении финансового состояния предприятия.
5. В свете антикризисного менеджмента, для стабилизации экономического состояния предприятия необходимо обеспечить сокращение эксплуатационных затрат на добычу нефти и на содержание объектов непроизводственной сферы.
Установить нормативы на внереализационные расходы из прибыли, лимитирующие расходы по подразделениям, в том числе по непромышленной сфере.
Организовать оперативный учёт всех лимитированных затрат, своевременный анализ и принятие соответствующих мер для выполнения установленных лимитов.
Для укрепления финансового положения предприятия необходим контроль и ускорение оборачиваемости активов НГДУ, в частности дебиторской задолженности.
Для стабилизации экономического состояния предприятия, снижения себестоимости нефти предложены мероприятия по стабилизации экономического состояния. В результате внедрения мероприятий по стабилизации экономического состояния НГДУ, снижение производственных затрат составит 93,351 млн. руб.
На примере нескольких мероприятий сделан расчёт эффективности и влияния на финансовые результаты НГДУ:
1. Применение теплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин.
2. Технология протекторной защиты промысловых водоводов от грунтовой коррозии.
3. Технология протекторной защиты промысловых нефтепроводов от грунтовой коррозии.
ЛИТЕРАТУРА.
1. Бухгалтерский отчет за 2001 г.
2. Бухгалтерский отчёт за 2002 г.
3. Геологический отчет за 2002 г.
4. Отчеты по расчету экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии.
5. Пояснительная записка к годовому отчету за 2001 г.
6. Пояснительная записка к годовому отчету за 2002 г.
7. Закон Российской Федерации «О несостоятельности (Банкротстве)» Федеральный Закон от 26.10.2002 г. №127- ФЗ.
8. РД 39-01/06-000-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. - М., 1989 г.
9. Астахов В.П. «Бухгалтерский финансовый учёт» Москва, «ИКЦ «МарТ», 2003 г.
10. Бочаров В.В. «Финансовый анализ», Москва, Санкт-Петербург, Нижний Новгород, Воронеж, Ростов-на Дону, «ПИТЕР», 2002 г.
11. Горфинкель В.Я. «Экономика предприятия», Москва, «Юнити», 2001 г.
12. Егоров В.И., Победоносцева Н.Н. «Экономика нефтегазодобывающей промышленности», Москва, «Недра», 2001 г.
13. Ефимова О.В. «Финансовый анализ», Москва, «Бухгалтерский учёт», 2002 г.
14. Злотникова Л.Г., Колосков В.А., Матвеев Ф. Р., Победоносцева Н.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности.– М., «Недра», 2000 г.
15. Ковалёв В.В. «Введение в финансовый менеджмент», Москва, «ФИНАНСЫИ СТАТИСТИКА», 2001 г.
16. Козлова Е. П. «Бухгалтерский учет в промышленности», Москва, Финансы и статистика, 2002 г.
17. Короткова Э.М. «Антикризисное управление», Москва, ИНФРА-М, 2000 г.
18. Кошкин В.И., Карпов П.А., Модульная программа для менеджеров «Антикризисное управление», ИНФРА-М, 2000 г.
19. Крутик А.Б., Муравьёв А.И., Санкт-Петербург, «ПИТЕР», 2001 г.
20. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия.– Минск: ООО "Новое знание", 2002 г.
21. Селезнёва Н.Н., Ионова А.Ф. «Финансовый анализ» – Москва, «ЮНИТИ», 2002 г.
22. Табурчак П.П.,Тумина В.М., Сапрыкина М.С. «Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия»,РОСТОВ-НА-ДОНУ, «ФЕНИКС», 2002 г.
23. Уткин Э.А., Бинецкий А.Э. «Аудит и управление несостоятельным предприятием», Москва 2000 г.
24. Шеремет А.Д., Сайфулин Р.С., Негашев Е.В. «Методика финансового анализа», Москва, «ИНФРА-М», 2002 г.
Таблица
| Отчёт о прибылях и убытках (форма № 2) | ||||
| Наименование показателя | код стр. | за 2000 год | за 2001 год | за 2002 год |
| 1. 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) | ||||
| в том числе от продажи: | ||||
| Себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг | ||||
| в том числе проданных: | ||||
| Валовая прибыль | ||||
| Коммерческие расходы | ||||
| Управленческие расходы | ||||
| Прибыль (убыток) от продаж (строки 010-020-030-040) | ||||
| II. Операционные доходы и расходы | ||||
| Проценты к получению | ||||
| Проценты к уплате | ||||
| Доходы от участия в других организациях | ||||
| Прочие операционные доходы | ||||
| Прочие операционные расходы | ||||
| Прибыль (убыток) от финансово-хозяйственной деятельности | ||||
| (строки 050+060-070+080+090-100) | ||||
| III. Внереализационные доходы и расходы | ||||
| Внереализационные доходы | ||||
| Внереализационные расходы | ||||
| Прибыль (убыток) до налогообложения | ||||
| (строки 050+060-070+080+090-100+120-130) | ||||
| Налог на прибыль и иные аналогичные обязательные платежи | ||||
| Прибыль (убыток) от обычной деятельности | ||||
| IV. Черезвычайные доходы и расходы | ||||
| Черезвычайные доходы | ||||
| Черезвычайные расходы | ||||
| Чистая прибыль (нераспределённая прибыль (убыток) отчётного | ||||
| периода) строки (160+170-180) | ||||
ПРИЛОЖЕНИЕ 6.