99978 (Антикризисный менеджмент и профилактика банкротства на предприятии в современных условиях рыночной экономики на примере НГДУ "Елховнефть"), страница 16
Описание файла
Документ из архива "Антикризисный менеджмент и профилактика банкротства на предприятии в современных условиях рыночной экономики на примере НГДУ "Елховнефть"", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "менеджмент" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "остальное", в предмете "менеджмент" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "99978"
Текст 16 страницы из документа "99978"
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 :
-
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.
-
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.
-
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.
-
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:
-
Применение теплоизоляции устьевой арматуры нагнетательных скважин.
-
Технология протекторной защиты промысловых водоводов от грунтовой коррозии.
-
Технология протекторной защиты промысловых нефтепроводов от грунтовой коррозии.
ЛИТЕРАТУРА.
-
Бухгалтерский отчет за 2001 г.
-
Бухгалтерский отчёт за 2002 г.
-
Геологический отчет за 2002 г.
-
Отчеты по расчету экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии.
-
Пояснительная записка к годовому отчету за 2001 г.
-
Пояснительная записка к годовому отчету за 2002 г.
-
Закон Российской Федерации «О несостоятельности (Банкротстве)» Федеральный Закон от 26.10.2002 г. №127- ФЗ.
-
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.
-
Астахов В.П. «Бухгалтерский финансовый учёт» Москва, «ИКЦ «МарТ», 2003 г.
-
Бочаров В.В. «Финансовый анализ», Москва, Санкт-Петербург, Нижний Новгород, Воронеж, Ростов-на Дону, «ПИТЕР», 2002 г.
-
Горфинкель В.Я. «Экономика предприятия», Москва, «Юнити», 2001 г.
-
Егоров В.И., Победоносцева Н.Н. «Экономика нефтегазодобывающей промышленности», Москва, «Недра», 2001 г.
-
Ефимова О.В. «Финансовый анализ», Москва, «Бухгалтерский учёт», 2002 г.
-
Злотникова Л.Г., Колосков В.А., Матвеев Ф. Р., Победоносцева Н.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности.– М., «Недра», 2000 г.
-
Ковалёв В.В. «Введение в финансовый менеджмент», Москва, «ФИНАНСЫ И СТАТИСТИКА», 2001 г.
-
Козлова Е. П. «Бухгалтерский учет в промышленности», Москва, Финансы и статистика, 2002 г.
-
Короткова Э.М. «Антикризисное управление», Москва, ИНФРА-М, 2000 г.
-
Кошкин В.И., Карпов П.А., Модульная программа для менеджеров «Антикризисное управление», ИНФРА-М, 2000 г.
-
Крутик А.Б., Муравьёв А.И., Санкт-Петербург, «ПИТЕР», 2001 г.
-
Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия.– Минск: ООО "Новое знание", 2002 г.
-
Селезнёва Н.Н., Ионова А.Ф. «Финансовый анализ» – Москва, «ЮНИТИ», 2002 г.
-
Табурчак П.П.,Тумина В.М., Сапрыкина М.С. «Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия»,РОСТОВ-НА-ДОНУ, «ФЕНИКС», 2002 г.
-
Уткин Э.А., Бинецкий А.Э. «Аудит и управление несостоятельным предприятием», Москва 2000 г.
-
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 |