Мероприятия по повышению эффективности деятельности ОАО "Нижневартовского Нефтегазодобывающего предприятия"

Краткая характеристика ОАО "Нижневартовского Нефтегазодобывающего предприятия". Анализ его финансовой устойчивости, деловой активности, ликвидности, платежеспособности и рентабельности. Основные направления повышения эффективности работы предприятия.

Рубрика Экономика и экономическая теория
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 30.09.2012
Размер файла 475,1 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Следовательно предприятие относительно зависимо от кредиторов, но повышение этого коэффициента говорит о тенденции уменьшения зависимости предприятия, что можно расценить положительно.

В течение всего анализируемого периода на предприятии ОАО "ННП",а коэффициент автономии не соответствует нормативам, коэффициент соотношения собственных и заемных средств равный на 2007 год 0,62 и уменьшился к 2008 до 0,44, а в 2009 году - до 0,3 при нормативном ограничении 1, это положительное явление для предприятия. Это свидетельствует о том, что финансовая зависимость предприятия от внешних инвесторов снижается и его рыночная устойчивость в 2009 году по сравнению с 2007 годом увеличилась.

Коэффициент маневренности показывает, какая часть собственных средств предприятия находится в мобильной форме, позволяющей относительно свободно маневрировать этими средствами. Высокие значения коэффициента маневренности положительно характеризуют финансовое состояние. На предприятии ОАО "ННП" этот коэффициент в 2007-2008 годах имеет отрицательные значения, что говорит об острой нехватке собственных оборотных средств. В 2009 году значение коэффициента стремится к нормативному значению.

Коэффициент обеспеченности собственными средствами, равный отношению величины собственных оборотных средств к стоимости запасов и затрат предприятия для предприятия ОАО "ННП" не соответствует нормативному значению, но стремится к нему. Повышение этого коэффициента говорит об увеличении финансовой устойчивости предприятия. Коэффициент долгосрочного привлечения заемных средств ОАО «ННП» на 2006 год составил 0,016 и значительно повысился к концу анализируемого периода до 0,61, что говорит об увеличении долгосрочных заемных средств в общей сумме источников собственных средств.

Динамика коэффициентов финансовой устойчивости подтверждает выводы анализа финансовой устойчивости предприятия на основе абсолютных показателей. Проведя вышеизложенный анализ финансовой устойчивости ОАО «ННП» можно сказать, что в целом по предприятию складываются положительные тенденции в общем финансовом состоянии.

финансовый устойчивость ликвидность рентабельность

Таблица 2.10 Показатели финансовой устойчивости ОАО «ННП»

Показатели

Расчетная формула

Значения показателей

Изменение

за период

Нормативное

значение

2007г

2008г

2009

1

Коэфф-нт концепции собствен. капитала (Кф.н)

СК/Б=490/300

5224817/315003983=0,34

7536567/17254040=0,43

13093599/24200335=1

0,56

больше 0,5

2

Коэфф-нт финн.зависимости (Кф.з)

Б/СК=300/490

15003983/5224817=2,87

17254040/7536567=2,28

24200335/13093599=

2

от 1 до 2

3

Коэффициент заемного капитала (Кз.к)

ЗК/Б=590+690/300

9779166/15003983=0,65

9717473/ 17254040=0,56

11106736/24200335=0,45

0,1

больше 0,5

4

Коэфф-нт соотнош. собств-го и заемного капитала (Кф.р)

ЗК/СК=590+690/490

9779166/ 4026050=2,4

9717473/ 7536567=1,28

11106736/13093599=1

-0,2

меньше 1

5

Коэфф-нт маневренности (Км)

ЧОК/СК=

=290-690/490

1858233/5224817=0,35

11472396/7536567=2

20220102/13093599=2

0

отношение норматив.

вел запасов к собственному капиталу

6

Индекс постоянного актива (Ип.а)

ВА/(СК+ДО)

9119700/10977933=0,83

10206830/12828854=0,79

11072326/17108242=1

0,21

отношение ст-ти ОС, направл. на формир.е производственной мощи

к стоимости собственного капитала

7

Коэфф-нт соотношения реальной стоимости основных средств и имущества (Кр.с)

Осост/Б=120/300

8766265/ 15003983=0,58

9744638/17254040 =0,56

10529952/ 24200335=0,56

0

соотношение нормативных значений остаточной стоимости основных средств и валюты баланса

8

Коэфф-нт реальной ст-ти им-ва произ-го наз-ия (Крси)

Осост+З/Б=

=120+210/300

8902941/ 15003983=0,59

9929594/17254040=1

10749579/24200335=0

-1

аналогично предыдущему показателю

2.6 Анализ деловой активности предприятия

Показатели этой группы характеризуют результаты и эффективность текущей основной деятельности предприятия, такой анализ может проводиться как на качественном уровне, так и с помощью количественных критериев. В первом случае неформальными критериями широта оказываемых услуг и рынков сбыта продукции, наличие прогрессивных форм управления и репутация предприятия, условия работы и отдыха работников, вплоть до наличия автостоянки и удобных подъездных путей.

Так как данная дипломная работа заключается в анализе финансового состояния предприятия, то рассмотрим производственно-хозяйственную деятельность анализируемого предприятия в данном аспекте, и дадим количественную оценку позволяющую проанализировать, насколько эффективно предприятие использует свои ресурсы.

Для реализации данного направления могут быть рассчитаны различные показатели, характеризующие эффективность использования материальных, трудовых и финансовых ресурсов.

Основными из них являются показатели фондоотдачи и показатели оборачиваемости. Данные показатели имеют большое значение для оценки финансового положения предприятия, поскольку скорость оборота средств, т.е. скорость превращения их в денежную форму, оказывает непосредственное влияние на платёжеспособность кроме того, увеличение скорости оборота средств отражаются на повышении производственного потенциала фирмы, что в целом влияет на эффективность всего производства. Деловая активность предприятия проявляется прежде всего в скорости оборота его средств. Оборачиваемость всех активов отражает скорость оборота всех активов предприятия. Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности показывает расширение или снижение коммерческого кредита, предоставляемого предприятием. Снижение оборачиваемости свидетельствует об увеличении размера предоставляемого кредита. Средний срок оборота дебиторской задолженности характеризует средний срок погашения дебиторской задолженности. Из расчета видно, что срок погашения дебиторской задолженности увеличивается, что отрицательно сказывается на деятельности предприятия.

Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности характеризует скорость оборота задолженности предприятия. Скорость оборота задолженности повысилась с 6,5 до 32. Продолжительность оборота кредиторской задолженности отражает средний срок возврата долгов предприятия.

Продолжительность операционного цикла характеризует общее время, в течении которого финансовые ресурсы находятся в материальных средствах и дебиторской задолженности. Необходимо стремиться к снижению значения данного показателя. Сократить операционный цикл можно за счет ускорения производственного процесса и оборачиваемости дебиторской задолженности.

Таблица 2.11 Коэффициенты деловой активности.

Показатели

Расчетная формула

Значения показателей

Изменение за период

2007 год

2008год

2009 год

1

Коэффициент оборачиваемости

собственного капитала (Коск)

Вн/((СКн.г+СКк.г)/2)=010/(490/2)

16339700/2612408,5=3,93

26354094/3768284=6,99

16339711/6546800=2,49

-4,49

2

Коэффициент оборачиваемости

дебиторской задолжности (Кодз)

Вн/((ДЗн.г+ДЗк.г.)/2)=010/(240/2)

16339700/2583833=6,32

26354094/3235733,5=8,14

16339711/6262461=2,6

-5,53

3

Средний срок оборачиваемости

дебиторской задолжности (Сд/з)

365/Кодз

365/6,32=57 дней

365/8,14= 44 дня

365/2,6= 140 дней

96 дней

4

Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолжности (Кокз)

Срп/((КЗн.г+КЗк.г.)/2)=020/(620/2)

12184346 /1871104=-6,5

18355011 /1922615,2= 9, 54

12184346 /2817605=4, 32

5,22

5

Средний срок оборачиваемости кредиторской задолжности (Ск/з)

365/Кокз

365/6,5=56 дней

365/9,54= 38 дней

365/4,32= 84 дня

46 дней

6

Коэффициент оборачиваемости производственных запасов (Кпз)

Срп/((ПЗн.г+ПЗк.г)/2)

12184346/6092173=44,5

18355011/4250,5=47,8

12184346 /9210=11,7

23,5

7

Средний срок оборачиваемости производственных запасов (Спз)

365/Кпз

365/44,5= 8 дней

365/31,2= 11 дней

365/11,7= 31 день

20 дней

2.7 Анализ финансовых результатов и рентабельности

Анализ финансовых результатов - важнейшее звено в деятельности любого предприятия.

Прибыль, как финансовый результат, является основным результатом экономической деятельности предприятия, и ее увеличение несет положительный эффект, а использование прибыли, в формирование специальных фондов показывает политику предприятия, например, увеличение отчислений в фонд накопления позволяет в дальнейшем расширить масштабы производства, а фонд потребления косвенно способствует увеличению производительности труда. Прибыль характеризует эффективность хозяйственной деятельности предприятия и является источником финансирования его дальнейшего развития.

Из данных таблицы отчета о прибылях и убытках следует, что выручка в 2008 году увеличилась на 159%.

Прибыль от реализации в 2009 году по сравнению с предыдущим годом значительно увеличилась на 3734193 тыс.руб. За весь анализируемый период темп роста внереализационных доходов значительно превышает темп роста внереализационных расходов.

Как следствие - чистая прибыль меньше прибыли от реализации.

В 2009 году темп роста выручки составил 161,3%. Выручка увеличивается медленнее, чем имущество предприятия, что свидетельствует о более эффективном использовании финансовых ресурсов.

Для анализа прибыльности деятельности предприятия используются показатели рентабельности.

Далее приведен анализ коэффициентов рентабельности ОАО "ННП"

Коэффициенты рентабельности показывают, насколько прибыльна деятельность предприятия.

Эти коэффициенты рассчитываются как отношение полученной прибыли к затраченным средствам, либо как отношение полученной прибыли к объему реализованной продукции.

Наиболее часто используемыми показателями в контексте управления финансовыми ресурсами являются коэффициенты рентабельности всех активов предприятия, рентабельности реализации, рентабельности собственного капитала.

Рентабельность деятельности предприятия показывает эффективность деятельности предприятия. Чем он выше, тем эффективнее функционирует предприятие.

Коэффициент рентабельности собственного капитала показывает эффективность использования собственного капитала предприятия

Рентабельность собственного капитала показывает, сколько денежных единиц чистой прибыли заработала каждая денежная единица

Таблица 2.11 Рентабельность ОАО «ННП» в период с 2007 - 2009 г.г.

Показатели

Расчетная формула

Годы

Изменение

за период

2007

2008

2009

Рентабельность

активов, %

ЧП/((Ан.г+Ак.г)/2)=190/(190+290)/2)*100

9119700/7501991,5*100=121

10206830/8627020*100=118

11072326/12100168*100=91,5

-26,5

Рентабельность собственного

капитала, %

ЧП/((СКн.г+СКк.г)/2)=190/(490/2)*100

9119700/2612408*100=349

10206830/3768284*100=270

11072326/6546799,5*100=169

-101

Рентабельность

продаж, %

ЧП/Вн=190/010* 100

9119700/16339700*100=55

10206830/26354094*100=38

11072326/ 16339711*100=67

12

Рентабельность производства,%

ЧП/((Осн.г+Оск.г)/2)=190/(120/2)*100

9119700/4383132,5*100=208

10206830/4872319*100=209

11072326/5264976*100=210

2

Рисунок 2.1 Динамика показателей рентабельности

На предприятии ОАО «ННП» этот показатель в начале исследуемого периода составлял 10,2% и повысился до 44,3% к концу периода. Это говорит о повышении эффективности использования собственного капитала предприятия ОАО «ННП».

Показатель рентабельности основной деятельности свидетельствует о повышении эффективности деятельности предприятия.

3. Мероприятия по повышению эффективности деятельности ОАО «Нижневартовского Нефтегазодобывающего предприятия» на 2010 год

3.1 Основные направления повышения эффективности работы предприятия

Основными направлениями повышения эффективности работы предприятия могут являться:

- Увеличение эффективности использования оборотного капитала

- Совершенствование производственной структуры

- Увеличение эффективности использования основных фондов

- Управление издержками на предприятии с целью их минимизации

- Меры по увеличению прибыли на предприятии и пр.

Существуют различные способы повышение эффективности использования оборотного капитала предприятия. Основными из них являются следующие:

1. Минимизация текущей кредиторской задолженности. Этот подход сокращает возможность потери ликвидности. Однако такая стратегия требует использования долгосрочных пассивов и собственного капитала для финансирования большей части оборотного капитала.

2. Минимизация совокупных издержек финансирования. В этом случае ставка делается на преимущественное использование краткосрочной кредиторской задолженности как источника покрытия оборотных активов. Этот источник самый дешевый, вместе с тем для него характерен высокий уровень риска невыполнения обязательств в отличии от ситуации, когда финансирование оборотных активов осуществляется преимущественно за счет долгосрочных источников.

3. Максимизация капитализированной стоимости фирмы. Эта стратегия включает процесс управления оборотным капиталом в общую финансовую стратегию фирмы. Суть её состоит в том, что любые решения в области управления оборотным капиталом, способствующими повышению стоимости предприятия, следует признать целесообразными.

Пути совершенствования производственной структуры:

- укрупнение предприятий и цехов;

- поиск и реализация более совершенного принципа построения цехов;

- соблюдение рационального соотношения между основными, вспомогательными и обслуживающими цехами;

- постоянная работа по рационализации планировки предприятия;

- интеграция отдельных предприятий, создание мощных промышленных и научно-производственных фирм на основе концентрации производства;

- обеспечение пропорциональности между всеми частями предприятия;

- изменение производственного профиля;

- достижение конструкторско-технологической однородности продукции за счет унификации и стандартизации.

В структурном отношении экономика предприятия должна формироваться как экономика отдельных комплексных звеньев.

Увеличение эффективности использования основных фондов означает увеличение производства продукции, рост рентабельности предприятия, снижение себестоимости продукции.

Успешное функционирование основных фондов и производственных мощностей зависит от того, насколько полно реализуются экстенсивные и интенсивные факторы улучшения их использования. Экстенсивное улучшение основных фондов предполагает, что, с одной стороны, будет увеличено время работы действующего оборудования в календарный период, а с другой - повышен удельный вес действующего оборудования.

Важнейшими направлениями увеличения времени работы оборудования являются: сокращение и ликвидация внутрисменных простоев оборудования путем: повышения качества ремонтного обслуживания оборудования, своевременного обеспечения основного производства рабочей силой, сырьем материалами, топливом, полуфабрикатами; сокращение целодневных простоев оборудования, повышение коэффициента сменности его работы; уменьшение количества излишнего оборудования и быстрое вовлечение в производство неустановленного оборудования.

Интенсивное улучшение использование основных фондов и производственных мощностей предполагает повышение степени загрузки оборудования в единицу времени. Повышение интенсивной загрузки оборудования может быть достигнуто при модернизации действующих машин и механизмов, установлении оптимального режима их работы.

Интенсивность использования основных фондов повышается также путем технического совершенствования орудий труда и совершенствования технологии производства, сокращения сроков достижения проектной производительности техники, совершенствования научной организации труда, производства и управления, использования скоростных методов работы, повышения квалификации и профессионального мастерства рабочих.

Существенным повышением эффективного использования основных фондов является совершенствования структуры основных производственных фондов. Поскольку увеличение выпуска продукции достигается только в ведущих цехах, то важно повышать их долю в общей стоимости основных фондов. Увеличение же доли основных фондов во вспомогательном производстве ведет к росту фондоемкости продукции, так как непосредственного увеличения производства продукции при этом не происходит.

Крупный резерв повышение фондоотдачи - быстрое освоение вновь вводимых мощностей. С этой целью капитальные вложения должны выделяться под запланированный прирост продукции с учетом мер по улучшению использованию действующих мощностей, а также их технического перевооружения и реконструкции.

Управление издержками на предприятии с целью их минимизации. Управление издержками необходимо прежде всего для

- получения максимальной прибыли

- улучшения финансового состояния фирмы

- повышение конкурентоспособности предприятия и продукции

- снижение риска стать банкротом и т.д.

Для решения проблемы снижения издержек производства и реализации продукции на предприятии должна быть разработана общая концепция (программа), которая должна ежегодно корректироваться с учетом изменившихся на предприятии обстоятельств. Эта программа должна носить комплексный характер, т.е. должна учитывать все факторы, которые влияют на снижение издержек. Содержание и сущность комплексной программы по снижению издержек производства зависят от специфики предприятия, текущего состояния и перспективы развития. Но в общем плане в ней должны быть отражены следующие моменты:

- комплекс мероприятий по рациональному использованию материальных ресурсов (внедрение новой технологии позволяющей экономить сырье, комплексное использование материалов);

- мероприятия, связанные с определением и поддержанием оптимального размера предприятия, позволяющие минимизировать затраты в зависимости от объема производства;

- мероприятия связанные с улучшением использования основных фондов

- мероприятия связанные с улучшением использования рабочей силы (определение и поддержание определенной численности персонала, повышение уровня квалификации, обеспечение опережающего роста производительности труда) и т.д.;

- мероприятия связанные с совершенствованием организации производства и труда

Пути увеличения прибыли на предприятии

- увеличение выпуска продукции

- улучшение качества продукции

- продажа излишнего оборудования и другого имущества или сдача его в аренду

- снижение себестоимости продукции за счет более рационального использования материальных ресурсов, производственных площадей, рабочей силы и пр.

- диверсификация производства, расширение рынка сбыта и пр.

Для повышения эффективности деятельности ОАО «ННП» были разработаны варианты использования попутного нефтяного газа Пермяковского и Кошильского месторождений.

Существующее положение этих двух месторождений заключается в следующем. Подготовка продукции скважин Кошильского месторождения осуществляется на ДНС-4 с УПСВ (установка предварительного сброса воды).

Газ 1 ступени сепарации частично используется на собственные нужды ДНС-4 и в качестве топлива котельных промысла, основной объем газа сжигается на факеле. Газ, полученный в сепараторах-буферах, сжигается на факеле.

ДНС Пермяковское месторождение с установкой предварительного сбора воды №1 предназначена для подготовки продукции скважин Пермяковского месторождения.

Продукция нефтяных скважин Пермяковского месторождения поступает на узел дополнительных работ (УДР) и далее в сепаратор первой ступени сепарации. После сепаратора первой ступени сепарации частично дегазированная жидкость поступает на установку предварительного сброса воды - УПСВ-1, где осуществляется разделение эмульсии на нефть, воду и газ. В качестве установки предварительного сброса воды применяется трех фазный аппарат фирмы Sivalls (США). После УПСВ-1 нефть, с остаточным содержанием воды до 5%, поступает в сепараторы-буферы. Из сепараторов-буферов нефть для дальнейшей подготовки насосами внешней перекачки через узел учета нефти откачивается на ЦПС Хохряковского месторождения.

Попутный нефтяной газ, выделившийся из нефти в сепараторе первой ступени сепарации, частично используется на собственные нужды и в качестве топлива котельных промысла, основной объем газа сжигается на факеле. Газ, выделившийся из нефти в УПСВ, сепараторах-буферах, буфере-дегазаторе подтоварной воды сжигается на факеле.

В дипломе предлагается два проекта использования газа:

- компрессорный способ транспортировки попутного нефтяного газа;

- использование газа для выработки электроэнергии на автономной электростанции.

Целью проектов является определение технико-экономических показателей использования газа Кошильского и Пермяковского месторождений.

1.Внедрение компрессорного транспорта попутного нефтяного газа

Данный проект предусматривает компрессорный транспорт попутного нефтяного газа Кошильского и Пермяковского месторождений до транспортной компрессорной станции Хохряковского месторождения.

Для обеспечения транспорта газа рассматриваются компрессорные установки Казанского компрессорного завода

Надежность компрессорного транспорта обеспечивается:

- определением оптимального диаметра газопровода;

- применение оборудования компрессорной установки в блочно - модульном исполнении;

- выводом конденсата в холодное время года непосредственно на площадке и периодическим выводом конденсата по трасе;

- подачей ингибитора гидратообразования - метанола.

Ресурсы газа, его использование и подача на КС Хохряковского месторождения показаны в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Расчет подачи газа с Кошильского и Пермяковского месторождений на Хохряковскую транспортную компрессорную станцию

Показатель

Млн.м3

1

Ресурсы газа, в т.ч.

115

2

Кошильское месторождение

2.1

Ресурсы газа

40

2.2

Использование и потери газа

2

2.3

Газ в газопровод

38

3

Пермяковское месторождение

3.1

Ресурсы газа

75

3.2

Использование и потери газа

3,75

3.3

Газ в газопровод

71,25

4

Всего газ на Хохряковскую КС

109,25

Данные рассчитаны на 2010 год с учетом снижения ресурсов газа. С учетом выпадения конденсата по трассе газопровода 1 000 тонн нефти составит в среднем 8% от 1 млн. попутного нефтяного газа. То есть дополнительная реализация нефти Кошильского месторождения составит 3 040 тонн нефти, Пермяковского - 5 700 тонн. Газ используется в производственных нуждах на ДНС и в качестве топлива котельных. Использование газа и его технологические потери составляют 5% от ресурсов газа.

Для обслуживания проектируемых сооружений предусмотрен дополнительный обслуживающий персонал (численность на две вахты - 40 человек).

Таблица 3.2 Результаты гидравлического расчета газопровода

Участок

Длинна, км

Диаметр, мм

Кол-во транспортируемого газа, млн.м3/год

Давление, МПа

Начальное

Конечное

1

ДНС-4 Кошильского м/р - ДНС Пермяковского м/р

37,660

200х8

38

1,11

0,474

2

ДНС Пермяковского м/р - точка врезки в газопровод с ДНС-4 Кошильского м/р

0,3

200х8

71,25

0,487

0,474

3

точка врезки с ДНС Пермяковского м/р - КС Хохряковского м/р

30,900

350х8

109,25

0,474

0,3

2. Строительство автономной электростанции для выработки электроэнергии

В данном проекте рассматривается использование газа для выработки электроэнергии. В качестве автономных электростанций можно использовать газотурбинные электростанции в зданиях «под ключ» с агрегатами единичной мощностью 5000 кВт. Выходное напряжение- 6,3 кВ. Режим работы- до 8600 часов в год; В проекте рассматривается использование газа для выработки электроэнергии только Кошильского и Пермяковского месторождений. На ДНС Кошильского и Пермяковского месторождений предполагается осуществлять только первую ступень сепарации нефти и сброс воды до остаточной обводненности 5%. Основной объем газа 1 ступени используется в качестве топлива на автономных электростанциях.

Таблица 3.4 Расчет использования газа Кошильского и Пермяковского месторождений

Показатель

Млн.м3

1

Ресурсы газа, в т.ч.

115

2

Кошильское месторождение

2.1

Ресурсы газа

40

2.2

Использование и потери газа

2

2.3

Газ в газопровод

38

3

Пермяковское месторождение

3.1

Ресурсы газа

75

3.2

Использование и потери газа

3,75

3.3

Газ в газопровод

71,25

4

Всего газ на автономную электростанцию

109,25

При объеме газа 109 250 000 м3 в год автономная электростанция будет вырабатывать электроэнергию, равную 150 МВтчас/год.

Автономная электростанция располагается в районе ДНС-4 Кошильского месторождения. Газ 1 ступени сепарации ДНС Пермяковского месторождения, за исключением собственных нужд и нужд котельных, под собственным давлением по газопроводу Ду 250 мм длинной 37,66 км подается на АЭС в районе ДНС-4 Кошильского месторождения.

Таблица 3.5 Результаты гидравлического расчета газопровода

Участок

Длинна, км

Диаметр, мм

Кол-во транспортируемого газа, млн.м3/год

Давление, МПа

Начальное

Конечное

1

ДНС Пермяковского м/р - ДНС-4 Кошильского м/р

37,660

250х8

38

0,6

0,47

Для обслуживания проектируемых сооружений предусмотрен дополнительный обслуживающий персонал(численность на две вахты - 18 человек).

Расчёт капитальных вложений и эксплуатационных затрат

Оценка капитальных вложений по вариантам использования ПНГ проводилась исходя из объемов строительства.

В таблицах приведен расчет стоимости прочего оборудования, в состав которого входят емкость метанола, емкость сбора конденсата, объекты энергетического хозяйства, узел запуска и приема очистного оборудования и др., принятые в размере 10% от общей стоимости основного оборудования.

Таблица 3.6 Исходные данные для расчета основных капитальных вложений в ценах 2010 года

Наименование оборудования

Стоимость, млн. руб.

1

Вакуумная компрессорная станция Q=1920м3/час с компрессором 7ВКГ-30/7 - 2 шт. (1 раб. + 1 рез.)

9,5

2

Компрессорная установка в блочно-контейнерном исполнении ТАКАТ-18.06-17 - 2 шт. (1 раб. + 1 рез.)

30,2

3

Автономная электростанция

110,4

4

Газопроводы, L=1 км:

- Ду=200 мм

0,63

- Ду=250 мм

0,73

- Ду=350 мм

0,93

5

Вдольтрассовый проезд, L=1 км

0,1

Таблица 3.7 Перечень оборудования и размер капитальных вложений в ценах 2010 года по проекту компрессорного транспорта попутного газа

Наименование

Стоимость, тыс. руб.

Кошильское месторождение

Вакуумная компрессорная станция Q=1920м3/час с компрессором 7ВКГ-30/7 - 2 шт. (1 раб. + 1 рез.)

9500,0

Компрессорная установка в блочно-контейнерном исполнении ТАКАТ-18.06-17 - 2 шт. (1 раб. + 1 рез.)

30200,0

Газопровод от ДНС Кошильского м/р до ДНС Пермяковского м/р, Ду=200мм

23725,8

Вдольтрассовый проезд

3766,0

Пермяковское месторождение

Вакуумная компрессорная станция Q=1920м3/час с компрессором 7ВКГ-30/7 - 2 шт. (1 раб. + 1 рез.)

9500,0

Газопровод от ДНС Пермяковского м/р до точки врезки в газопровод с ДНС-4 Кошильского м/р, Ду=200мм

189,0

Газопровод от точки врезки газопровода с ДНС Пермяковского м/р до КС Хохряковского м/р, Ду=350мм

28737,0

Вдольтрассовый проезд

3120,0

Итого основных объектов строительства

108737,8

Прочее оборудование

10873,8

Всего

119611,6

Таблица 3.8 Перечень оборудования и размер капитальных вложений в ценах 2010 года по проекту автономной электростанции

Наименование

Стоимость, тыс. руб.

Кошильское месторождение

Автономная электростанция

110400

Пермяковское месторождение

Газопровод от точки врезки газопровода с ДНС Пермяковского м/р до КС Хохряковского м/р, Ду=250мм

27491,8

Вдольтрассовый проезд

3766

Итого основных объектов строительства

141657,8

Прочее оборудование

14165,8

Всего

155823,6

Капитальные вложения на установку компрессорной станции составили 119,6 млн. рублей, на установку электростанции составили 155,8 млн. рублей.

Эксплуатационные затраты на транспорт попутного нефтяного газа и переработку электроэнергии определены в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями. В затратах учтены действующие на момент составления проектов налоги и отчисления.

Расчет эксплуатационных затрат на компрессорный транспорт попутного нефтяного газа выполнен в разрезе следующих статей:

- вспомогательные материалы (метанол);

- заработная плата и отчисления на социальные нужды;

- накладные расходы;

- амортизационные отчисления;

- прочие расходы

Расчет эксплуатационных затрат на выработку электроэнергии выполнен в разрезе следующих статей:

- вспомогательные материалы (метанол);

- заработная плата и отчисления на социальные нужды;

- накладные расходы;

- амортизационные отчисления;

- прочие расходы

Затраты на закачку метанола в год и прочие вспомогательные материалы составляют 2 млн. руб. для проекта компрессорной станции и 0,8 млн. руб. для проекта автономной электростанции.

Заработная плата и отчисления на социальные нужды (единый социальный налог) определены исходя из среднегодовой заработной платы 360 тыс. руб. в год на 1 работающего.

Накладные расходы приняты в размере 10% от суммы прямых затрат.

Амортизационные отчисления рассчитаны в среднем с годовой нормой амортизации 15% от стоимости основных фондов согласно Постановлению Правительства РФ №1 от 01.01.2002 года «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» и положениям действующего Налогового Кодекса РФ (ст. 256, 257, 258)

В составе прочих затрат учтены платежи по налогу на добычу полезных ископаемых, затраты на электроэнергию, обслуживание оборудования, принятые в размере 20 млн. руб.

Таблица 3.9 Расчет эксплуатационных затрат по проекту компрессорного транспорта попутного газа

Наименование

млн.руб

1

Вспомогательные материалы

2

2

Заработная плата

14,4

3

Единый социальный налог (26%)

3,7

4

Амортизационные отчисления

17,9

5

Прочие расходы

20,0

Итого прямые затраты

58,1

6

Накладные расходы

5,8

Итого эксплуатационные затраты

63,9

Таблица 3.10 Расчет эксплуатационных затрат по проекту автономной электростанции

Наименование

млн.руб

1

Вспомогательные материалы

0,8

2

Заработная плата

6,48

3

Единый социальный налог (26%)

1,7

4

Амортизационные отчисления

23,4

5

Прочие расходы

20,0

Итого прямые затраты

52,3

6

Накладные расходы

5,23

Итого эксплуатационные затраты

57,6

Коммерческая эффективность проектов

В основе процесса принятия управленческих решений инвестиционного характера лежит оценка и сравнение объема предполагаемых инвестиций и будущих денежных поступлений. Общая логика анализа с использованием формализованных критериев в принципе достаточно очевидна - необходимо сравнивать величину требуемых инвестиций с прогнозируемыми доходами. Поскольку сравниваемые показатели относятся к различным моментам времени, ключевой проблемой является их сопоставимость. Относиться к ней можно по-разному в зависимости от существующих объективных и субъективных условий: темпа инфляции, размера инвестиций и генерируемых поступлений, горизонта прогнозирования, уровня квалификации аналитика и т.п.

Для соизмерения показателей по различным шагам периода планирования при оценке эффективности инвестиционного проекта используется приведение их к ценности в начальном шаге (дисконтирование).

Показатель чистого дисконтированного дохода ЧДД и определяет его как сумму текущих эффектов за весь расчетный период, приведенную к начальному шагу (т. е. как превышение интегральных результатов над интегральными затратами).

Если чистый дисконтированный доход (ЧДД) положителен, то это означает, что в результате проекта ценность компании возрастет и, следовательно, инвестирование пойдет ему на пользу, т. е. проект при прочих равных условиях может считаться приемлемым.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта (минимального коэффициента окупаемости). Если ЧДД равен нулю, прибыльность равна минимальному коэффициенту окупаемости. Проект с положительным ЧДД можно таким образом считать приемлемым. Если ЧДД отрицателен, то прибыльность ниже минимального коэффициента окупаемости (обычно - возможной стоимости капитала для этого вида проекта), и от проекта нужно отказаться.

Внутренняя норма доходности ВНД представляет собой, по существу, уровень окупаемости средств, направленных на цели инвестирования, и по своей сути близка к различного рода процентным ставкам, используемым в других аспектах финансового менеджмента. Формально ВНД определяется как тот коэффициент дисконтирования, при котором ЧДД = 0.

Индекс доходности - величина чистого дисконтированного дохода, приходящаяся на 1 руб. капитальных вложений.

Срок окупаемости характеризует период возмещения капитальных вложений. Цель расчета этого показателя - определение продолжительности периода, в течение которого нефтяной проект работает на себя.

В основу расчетов по оценке коммерческой эффективности проекта положены следующие предположения:

- продолжительность периода планирования принята 5 лет (5 шагов);

- в качестве шага планирования принят один года;

- норма дисконта принята на уровне 13% в год ;

- цены, тарифы и нормы не изменяются на протяжении всего периода планирования;

- инфляция отсутствует.

Продолжительность периода определена исходя из среднего срока службы оборудования.

Норма дисконтирования установлена из условий:

- ставка рефинансирования ЦБ РФ - 10,5 %;

- риск недополучения прибыли 2,5 %.

Сделанные предположения характеризуют оценку эффективности проекта как предварительную, требующую уточнения в дальнейшем.

Внедрение компрессорного транспорта попутного нефтяного газа

Цена реализации газа составляет 800 руб/тыс.м3, нефти - 5 000 руб/т. Выручка от реализации газа с Кошильского и Пермяковского месторождений в год составит 87 400 000 руб., от реализации нефти - 43 700 000 руб. Таким образом общая выручка составит 131,1 млн.руб.

За период планирования, жизненный цикл (5 лет),проект потребует 119,61 млн.руб. капитальных вложений и принесет 250,53 млн. руб. чистой прибыли.

Чистый реальный доход проекта составит 225,4 млн. руб., чистый дисконтированный доход - 154,65 млн. руб.

Индекс доходности исчисленный по реальным потокам равен 1,88, а исчисленный по дисконтированным потокам - 1,29.

Внутренняя норма доходности инвестиций для проекта составляет 140% в год.

Срок окупаемости проекта исчисленный по реальным потокам 0,53 года, а исчисленный по дисконтированным потокам - 0,77 года. Положительный чистый дисконтированный доход и индекс доходности, превосходящий единицу, позволяют охарактеризовать оба проекта как эффективные, однако помимо финансовых показателей оценки эффективности проекта существуют и так называемые технологические, такие, например, как дебит нефти, число поломок, частота отказа и т.д.

Использование газа для выработки электроэнергии на автономной электростанции

Реализация выработанной электроэнергии принята по одноставочному тарифу в размере 1 тыс. руб./тыс.кВт.ч. Выручка от реализации электроэнергии составляет 150 000 000 рублей. Цена реализации нефти составляет 5 000 руб/т. Выручка от реализации нефти с Кошильского месторождения составляет 15 200 000 руб. Таким образом общая выручка составляет 165,2 млн.руб.

За период планирования, жизненный цикл (5 лет),проект потребует 155,82 млн.руб. капитальных вложений и принесет 408,9 млн. руб. чистой прибыли

Чистый реальный доход проекта составит 370,08 млн. руб., чистый дисконтированный доход - 262,21 млн. руб.

Индекс доходности исчисленный по реальным потокам равен 2,37, а исчисленный по дисконтированным потокам - 1,68..

Внутренняя норма доходности инвестиций для проекта составляет 210 % в год.

Срок окупаемости проекта исчисленный по реальным потокам 0,42 года, а исчисленный по дисконтированным потокам - 0,59 года.

Положительный чистый дисконтированный доход и индекс доходности, превосходящий единицу, позволяют охарактеризовать оба проекта как эффективные.

3.2 Обоснование и сравнительная характеристика эффективности инвестиционных проектов

В дипломе рассмотрены проблемы при эксплуатации месторождений ОАО «ННП» в части сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) на факелах и их решение путем создания инфраструктуры утилизации ПНГ.

На сегодняшний день в ОАО «ННП» БЕ «Восток» самый низкий уровень использования попутного нефтяного газа среди предприятий ТНК-ВР. В 2009 он составил 18,33%. В 2009 году на факелах предприятия сожжено 378,5 млн. м3 ПНГ. Выплаты за сжигание ПНГ в 2009 году составили 9,5 млн. руб.

В результате чего:

1. Происходит загрязнение окружающей среды.

2. Увеличиваются выплаты за сжигание ПНГ на факелах и выбросы вредных веществ, выделяющихся при сжигании.

3. Снижается имидж Компании, стремящейся к высоким экологическим стандартам.

4. Ухудшается здоровье работников предприятия и населения региона.

5. Упускается выгода в случае нереализованного, сжигаемого газа.

16 июня 1998 года принят Закон Ханты-Мансийского Автономного Округа о разработке месторождений углеводородов на территории автономного округа, Статья 39 которого гласит:

«Нижний предельный текущий уровень утилизации добываемого попутного нефтяного газа на территории автономного округа устанавливается, начиная с третьего календарного года с момента ввода месторождения в разработку, в размере 95 процентов».

В настоящее время ОАО «ННП» разрабатывает 4 месторождений (далее Проблемных), на которых отсутствует инфраструктура по утилизации ПНГ. Начало разработки Проблемных месторождений ОАО «ННП»:

Хохряковское - 1985 год; Колик-Еганское - 1997 год

Пермяковское - 1985 год;Кошильское - 1992 год

Рассмотрим добычу нефти ОАО «ННП» в разрезе по месторождениям и долю каждого месторождения.

Рисунок 3.1 Добыча нефти ОАО «ННП» в разрезе по месторождениям в 2009 году

Из рисунка видно, что 52,1% всей добычи нефти составляет Хохряковкое месторождение и можно сделать выделить 5 месторождений с наилучшими показателями добычи.

Таблица 3.11 Добыча нефти ОАО «ННП» в разрезе по месторождениям в 2009 го

Месторождение

Добыча нефти (тыс.т.)

Доля от общей добычи(%)

1

Хохряковское

3255,09

52,09

2

Кошильское

1298,35

20,78

3

Пермяковское

976,95

15,63

4

Ершовое

406,76

6,51

5

Колик-Еганское

194,89

3,12

Всего ОАО "ННП"

6248,59

100

Динамика добычи нефти по месторождениям представлена на рисунке 3.2

Рисунок 3.2 Динамика добычи нефти ОАО «ННП» по месторождениям

Из графика можно сделать вывод, о том, что в среднем динамика добычи нефти на 5 крупных месторождениях достаточно положительная. Но большой объем добычи нефти не говорит о ее качестве. Одним из таких качественных показателей является обводненность. Наиболее обводненные месторождения:

- Ершовое; Северо-Тарховское; Сороминское.

На Колик-Еганском месторождении идет большая закачка нефти, что неважно сказывается на перспективе этого месторождения.

Из предыдущего анализа можно сделать вывод о том, что наиболее перспективными меторождениями ОАО «ННП» являются:

- Хохряковское; Пермяковское;Кошильское.

Рассмотрим ресурсы попутного нефтяного газа на этих месторождениях.

Рисунок 3.3 Ресурсы газа ОАО «ННП» (млн.м3)

Из рисунка видно, что ресурсы на месторождениях имеются, но в то же время объем утилизации попутного нефтяного газа на проблемных месторождениях ОАО «ННП» в 2009 году достаточно низкий (таблица 22).

Из таблицы 3.12 видно, что на предприятии на протяжении анализируемого периода низкий уровень использования газа, в том числе в 2009 году: на Хохряковском месторождении 14,63%, на Пермяковском месторождении 7,3%, на Кошильском месторождении 7,9%.

Суммарный объем добычи нефти на 2009 год по данным месторождениям составил 5530,4 млн. тонн, что составляет 86 % от объема

добычи нефти ОАО «ННП». На основании выше изложенного очевидно, что отзыв лицензий на разработку Хохряковского, Пермяковского и Кошильского месторождений ставит под вопрос существование ОАО «ННП» как самостоятельного предприятия.

В 2010 году запускается проект утилизации газа на Хохряковском месторождении. Было решено построить компрессорную станцию и реализовать газ на газоперерабатывающий завод.

По Пермяковскому и Кошильскому месторождений были рассмотрены следующие методы утилизации попутного нефтяного газа:

1 Транспорт газа;

2 Выработка электроэнергии.

Исходя из экономической и технической эффективности проектов по снижению объемов ПНГ по каждому из проблемных месторождений ОАО «ННП» следует выбрать наиболее эффективный.

Для определения наиболее эффективного проекта проведем сравнительный анализ, используя следующие расчеты эффективности проектов:

- Чистый дисконтированный доход;

- Индекс доходности;

- Внутренняя норма доходности;

- Срок окупаемости.

За период планирования, жизненный цикл (5 лет),проект «КС» потребует 119,61 млн.руб. капитальных вложений и принесет 255,53 млн.руб. чистой прибыли, проект «АЭС» - 155,82 млн.руб. капитальных вложений и принесет 408,9 млн. руб.

Чистый реальный доход проекта «КС» составит 225,4 млн. руб., чистый дисконтированный доход - 154,65 млн. руб., проект «АЭС» - 370,08 млн. руб. и 262,21 млн. руб.

Индекс доходности исчисленный по реальным потокам равен 1,88, а исчисленный по дисконтированным потокам - 1,29 - по проекту «КС». Индекс доходности исчисленный по реальным потокам равен 2,37, а исчисленный по дисконтированным потокам - 1,68 - по проекту «АЭС».

Внутренняя норма доходности инвестиций для проекта «КС» составляет 140 % в год , для проекта «АЭС» - 210%.

Срок окупаемости проекта исчисленный по реальным потокам 0,53 года, а исчисленный по дисконтированным потокам - 0,77 года.- по проекту «КС». Срок окупаемости проекта исчисленный по реальным потокам по проекту «АЭС»- 0,42 года, а исчисленный по дисконтированным потокам - 0,59 года.

Из проведенных расчетов видно, что все показатели проекта «АЭС» намного выше проекта «КС» и поэтому целесообразнее выбрать проект использования газа для выработки электроэнергии, то есть проект «АЭС» более эффективен.

В результате выполнения мероприятий по снижению объемов сжигания ПНГ на месторождениях ОАО «ННП» достигается:

1 Сохранение ОАО «ННП» лицензий на разработку Кошильского и Пермяковского месторождений c суммарным объемом добычи 2,27 млн. тонн нефти.

2 Снижение объема сжигаемого на факелах ПНГ.

3 Оздоровление экологической обстановки в регионе.

4 Снижение выплат за сжигание на факелах ПНГ.

5 Снижение затрат на потребляемую электроэнергию.

6 Создание новых рабочих мест.

7 Снижение количества заболеваний работников«ННП» и жителей региона.

8 Повышение имиджа Компании, стремящейся к высоким экологическим стандартам.

8 Снижение объема вредных веществ выделяемых при сжигании попутного нефтяного газа:

- Оксидов азота; Оксидов азота; - Диоксида азота; - Оксида углерода; - Сажи;- Предельных углеводородов; - Диоксида серы; - Сероводорода;

Очевидно, что снижение выше перечисленных вредных выбросов благоприятно отразится как на здоровье работников и жителей региона, так и на экологической обстановке в регионе в целом.

Заключение

Проведя анализ финансового состояния предприятия ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие», можно сделать следующие выводы:

На рынке нефтегазодобывающей отрасли в «Тюменской нефтяной компании - ВР» по состоянию на 2009 год ОАО «ННП» составляет 8,5. Причем с каждым годом предприятие наращивает добычу.

Почти все показатели ликвидности ОАО «ННП» соответствуют нормативным значениям, что свидетельствует о том, что предприятие платежеспособно и финансово устойчиво.

Проведя анализ финансовой устойчивости ОАО «ННП» можно сказать, что в целом по предприятию складываются положительные тенденции в общем финансовом состоянии.

Деловая активность ОАО «ННП» может быть охарактеризована в положительном аспекте, т.к. показатели имеют тенденцю к повышению .

Эффективность работы предприятия в целом характеризуют показатели рентабельности. Рентабельность основной деятельности может быть охарактеризована как возрастающая.

Основным видом деятельности предприятия является добыча нефти, но есть риск лишиться лицензий на разработку наиболее прибыльных месторождений, поэтому в дипломной работе были предложены мероприятия по утилизации газа на этих месторождениях.

- компрессорный способ транспортировки попутного нефтяного газа;

- использование газа для выработки электроэнергии на автономной электростанции..

В результате реализации проекта по снижению сжигания попутного нефтяного газа на месторождениях ОАО «ННП» достигается:

1 Сохранение ОАО «ННП» лицензий на разработку месторождений c суммарным объемом 2,27 млн. тонн нефти.

2 Снижение объема сжигаемого на факелах попутного нефтяного газа с 440 млн. м3 до 29 млн. м3.

3 Повышение имиджа компании.

4 Улучшение экологической ситуации в регионе.

5 Снижение выплат за сжигание на факелах попутного нефтяного газа.

6 Снижение затрат на потребляемую электроэнергию.

Список использованной литературы

1. Налоговый кодекс Российской Федерации: Часть вторая (в редакции Федеральных законов от 23.12.2003 № 186-ФЗ , от 25.12.2004 № 205-ФЗ. -2007г. -450с. Глава 25 «Налог на прибыль»

2. Положение ПБУ 9/99 «Доходы организации»

3. Положение ПБУ 10/99 «Расходы организации».

4. Положение ПБУ «Учет расчетов по налогу на прибыль» 18/02.

5.Абрамова М. А., Финансы, денежное обращение и кредит./

Александрова Л. С. - Москва, 2006.

6.Анализ финансово-экономической деятельности предприятия: Учебное пособие для вузов. / Под ред. Н.П.Любушина. - М.:ЮНИТИ-Дана,2006.

7.Бернсайн Л.А. Анализ финансовой отчетности. - М.: Финансы и Статистика, , 2005.

8.Бабаев Ю.А. Бухгалтерский учет. - М.: Юнити, 2005 г.

9. Ван Хорн Дж. Основы управления финансами. - М.: Финансы и статистика, 2006.

10.Гелета И.В., Калинская Е.С., Кофанов А.А.

Экономика организации (предприятия) : учеб. Пособие / И.В.Гелета, Е.С. Калинская, А.А. Кофанов.- М.: Магистр, 2007. - 303с.:ил.

11. Гиляровская Л.Т. Экономический анализ.- М.: Юнити, 2006.

12. Гиляровская Л.Т., Вехорева А.А. Анализ и оценка финансовой отчетности коммерческого предприятия .-СПб, 2005г.

13. Донцова Л.В., Никифорова Н.А. Комплексный анализ бухгалтерской отчетности.- М.: Дело и Сервис, 2005.

Бороненкова С.А. Управленческий анализ: Учеб. Пособие. - М.: Финансы и статистика, 2006.

14. Ефимова О.В. Финансовый анализ. - М.: Бухгалтерский учет, 2006.

15.Зайцев Н.Л. Экономика промышленного предприятия: Учебник.-6-е изд., перераб. и доп.- М.: ИНФРА-М,2007.- 414с.-(Высшее образование).

16 . Ковалев В.В., Ковалев Вит. В. Финансы организаций (предприятий): учеб. - М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2005. - 352 с.

17. Крылов Э.И., Власова В.М., Егорова М.Г. Анализ финансового состояния предприятия: Учебное пособие/ СПбГУАП. - СПб., 2004г.

18.Крылов Э.И., Власова В.М., Оводенко А.А. Анализ рентабельности и себестоимости продукции: Учеб. пособие/ СПбГУАП. СПб., 2005г.

19 Крылов Э.И., Власова В.М., Анализ хозяйственной деятельности предприятия: в 4 кн. Кн. 3. Анализ финансовых результатов и финансового состояния коммерческой организации: учеб. пособие / СПб.: ГУАП, 2010. - 316 с.

20. Ковалева А.А. «Финансы и кредит». - Уч. пособие, М.: Финансы и статистика, 2005.

21. Ковалев А.И., Привалов В.П. Анализ финансового состояния предприятия. - М.: Центр экономики и маркетинга, 2005.

22. Ковалев В.В., Ковалев Вит. В. Финансы предприятий. Учебное пособие. - М.:ООО «ВИТРЭМ», 2006. - 352 с.

23 Ковалев В.В., Волкова О.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятия. / В.В. Ковалев, О.Н. Волкова. - М.: ПБОЮЛ Захаров М.А., 2000. - 424 с.

24.Куликова Л.И. Прибыль, отложенные налоговые активы и обязательства/ Бухгалтерский учет, 2004.-№1//Бухгалтерский учет,2006.-№2.

25. JIanycma М.Г., Скомай Л.Г. Финансы фирмы: учеб. пособие. - 2-е изд., перераб. и доп. -М.: ИНФРА-М, 2006.

26.Ложкин О.Б. Финансовый анализ эффективности и устойчивости бизнес-процесса. - Аудит и финансовый анализ, №2 -2005 г.

27. Маркс К., Энгельс Ф. -- Соч. 2-е изд. Т. 25. Ч. II.

28 Маркарьян Э.А Финансовый анализ: Учебное пособие./ Герасименко Г.П., Маркарьян С.Э. М.:ИД ФБК-ПРЕСС, 2006.

29.Моляков Д.С., Шохин Е.В. Теория финансов предприятий. - М.: Финансы и статистика, 2006 с.

30 Миляков Н.В. Финансы: Курс лекций. - М.:ИНФРА - М, 2006, 432 с.

31.Парушина Н.В. Анализ финансовых результатов по данным бухгалтерской отчетности. - Бухгалтерский учет, №5- 2005 г.

32.Парфенов К.Г. Введение в международные стандарты финансовой отчетности /Бухгалтерия и банки, 2005. - №2

33. Положение ПБУ 9/99 «Доходы организации»

34. Программа информационной поддержки Российской науки и образования Консультант Плюс: Высшая школа. 2007г.

35.Раицкий К.А. Экономика предприятия: Учебник для вузов.- 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Издательско- торговая корпорация «Дашков и Ко»,2006.- 1012с.

36. Ронова Г.Н. Финансовый менеджмент. - Московский государственный университет экономики, статистики и информатики. - М., 2003.

37. Семенов В.М., Набиев Р.А., Асейнов Р.С. Финансы предприятий: Учеб, пособие, 2005. - с. 240 с.

38 Савицкая Г.В., "Анализ хозяйственной деятельности предприятия", Минск, Новое знание, 2006 .

39. Селезнева Н.Н., Ионова А.Ф. Финансовый анализ. - М.: Юнити, 2005.

40. Современный финансово-кредитный словарь / Под общ. ред. М.Г. Лапустье, П.С. Никольского. - 2-е изд., доп. - М: ИНФРА - М., 2006.

41.Титов В.И. Экономика предприятия: Учебник.-М.: Издательско-торговая корпорация «Дашков и Ко», 2006.-с.462

42. Финансы предприятий: учеб. для вузов / Н.В. Колчина, Г.Б. Поляк, Л.П. Павлова и др.; под ред. Н.В. Колчиной. - 2-е изд., перераб и доп. - М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2005.

43. Финансы, денежное обращение и кредит: учеб.: Краткий курс / под ред. Н.Ф. Самсонова. - М.: ИНФРА-М, 2006.

44. Финансы: учеб. пособие / под ред. A.M. Ковалевой. - 4-е изд., перараб. и доп. - М.: Финансы и статистика, 2006.

45. Чернов В.А. Анализ финансового состояния организации. - Аудит и финансовый анализ, № 2- 2006.

46. Шеремет А.Д., Баканов М.И. Теория экономического анализа.- М.: Финансы и Статистика, 2006г.

47. Экономика предприятия: Учебник/ Под ред. проф. Н.А. Софронова.- М.: Экономист,2006.-608с.

48. Экономический анализ: основы теории, комплексный анализ хозяйственной деятельности организации: Учебник / Под ред. И.В. Войголовского, А.Ф. Калининой, И.И. Магуровой. - М.: Высшее образование, 2005.

49. Экономика организации и планирование автомобильного транспорта / Под редакцией А.П. Анисимова, В.Н. Юфина. - М.: Транспорт, 1998. - 247 с.

50.Экономика предприятия: Учебник /Под ред. О. И. Волкова. - М.: Инфра-М, 2003. - 677с.

51. Экономика предприятия: Учебник для вузов. /Под ред. проф. В.Я. Горфинкеля. - М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 2000. - 542 с.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.