Главная База знаний "Allbest" Менеджмент и трудовые отношения Антикризисный менеджмент и профилактика банкротства на предприятии в современных условиях рыночной экономики на примере НГДУ "Елховнефть"

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

Характеристика производственной деятельности НГДУ "Елховнефть". Организационно-экономическая характеристика НГДУ. Методика анализа финансового состояния предприятия, его диагностика. Антикризисный менеджмент на предприятии на примере НГДУ "Елховнефть".

Рубрика Менеджмент и трудовые отношения
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 23.11.2008
Размер файла 283,1 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.

Страница:

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.)

1

2

Реализация самортизированной техники

565

Реставрация деталей со списанной нерентабельной техники (экономия затрат на покупку зап. частей)

243,7

За счёт рационального использования спец. Техники в НГДУ «ЕН» увеличивается объём услуг сторонним организациям

7852,8

Увеличение объёма капитального ремонта узлов и агрегатов собственными силами, уменьшив капитальный ремонт этих узлов сторонними организациями

1410

Снижение транспортных затрат за счёт остановки спец техники на период бездорожья

1155

Снижение сверхурочной работы по сравнению с фактом 2001 года на 3%

3703

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

Стоимость устьевой арматуры, тыс. руб.

в том числе:

конструкции устьевой арматуры

обустройства устья скважины

земляных работ

конструкции теплоизоляции

работ на установку теплоизоляции

Срок службы устьевой арматуры, лет

Стоимость прогрева с помощью ППУ, тыс.руб.

Количество прогревов, шт./год

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

Стоимость ремонта, шт./год

Частота ремонта, шт. / год

Норма амортизации устьевой арматуры, %

Объем внедрения

95,269

71,196

24,073

5

2,016

2

6,569

27,853

0,5

17,16

97,356

71,196

24,073

0,201

5,033

1,267

7,5

50

Расчет 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

449424

14,189

2209,581

0,85765

450860

14,210

1436

1,167

Таблица 5.7

Расчет относительных показателей

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

8.Изменение уровня рентабельности

%

%

0,053

0,021

2.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

2

3

4

1. Объем внедрения

км.

77,7

МПТ 114*9 мм

46,4

МПТ 89*7 мм

25,3

ППТ 159*6 мм

6

Количество протекторов

шт./км

3,00

2. Сметная стоимость сооружения 1 км водовода из МПТ 114*9 мм

т.р.

671,75

671,75

Сметная стоимость сооружения 1 км водовода из МПТ 89*7 мм

т.р.

471,11

471,11

Сметная стоимость сооружения 1 км водовода из ППТ 159*6 мм

т.р.

818,54

818,54

3. Срок службы трубопровода

лет

15

35

4. Частота порыва

шт./км

0,015

0,001

5. Стоимость ликвидации 1 порыва

т.р.

7,49

6. Затраты на рекультивацию почвы в расчете на 1 порыв

т.р.

2,05

7. Стоимость работ по установке протекторной защите водовода

т.р.

18,56

8. Срок службы протектора

лет

20

9. Норма амортизационных отчислений на ртрубопровод

0,083

10. Размер штрафа за экологический ущерб в расчете на один порыв

т.р.

22

11. Затраты на НИОКР

т.р.

180/840

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

449424

14,189

2208,045

0,721

452747

14,295

3323

2,703

Таблица 5.12

Расчет относительных показателей

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

8.Изменение уровня рентабельности

%

%

0,122

0,106

3. 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

2

3

4

1. Объем внедрения, в т.ч.

км.

195

114*4,5 МПТ

км.

41

114*4,5 ППТ

км.

74

159*6 МПТ

км.

20

159*6 ППТ

км.

44

89*4,5 МПТ

км.

9

273*9 МПТ

км.

7

Количество протекторов

шт.

588

Количество протекторов

шт./км

3,0

2. Сметная стоимость сооружения 1 км водовода

114*4,5 МПТ

т.р.

544,26

114*4,5 ППТ

т.р.

571,76

159*6 МПТ

т.р.

758,54

159*6 ППТ

т.р.

818,54

89*4,5 МПТ

т.р.

438,55

273*9 МПТ

т.р.

1 384,77

3.Срок службы трубопровода

Лет

15

35

4.Частота порыва

шт./км

0,005

0,0001

5.Стоимость ликвидации 1 порыва

т.р.

7,49

7,49

6.Затраты на рекультивацию почвы в расчете на 1 порыв

т.р.

2,05

2,05

7.Стоимость работ по установке протекторной защите водовода

т.р.

18,56

8.Срок службы протектора

Лет

20

9.Норма амортизационных отчислений на трубопровод

0,083

10.Размер штрафа за экологический ущерб в расчете на один порыв

т.р.

22

11.Затраты на НИОКР

т.р.

350/2470

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

1

2

3

4

5

6

7

8

Объем, км

41,00

74,00

20,00

44,00

9,00

7,00

195,00

Экономический эффект на 1 км. нефтепровода, тыс.руб.

256,61

270,48

364,73

395,01

203,26

680,73

Всего на объем внедрения, тыс.руб.

10 520,89

20 015,80

7 294,64

17 380,38

1 829,35

4 765,13

61 806,18

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км нефтепровода, тыс.руб.

56,28

59,14

78,57

84,81

45,28

143,71

Всего на объем внедрения, тыс.руб.

2 307,55

4 376,53

1 571,43

3 731,77

407,55

1 006,00

13 400,82

Таблица 5.15

Отражение экономического эффекта на показателях хозрасчетной деятельности предприятия

Показатели

Абсолютное значение показателей, тыс.руб.

Для МПТ

114*4,5 МПТ

114*4,5 ППТ

159*6 МПТ

159*6 ППТ

89*4,5 МПТ

273*9 МПТ

1. Среднегодовое снижение себестоимости за расчетный период

Сн/п*0,083+0,005*(Сликв+Срекульт+Сштраф)-(Сн/п*0,083*12/35+0,0001*(Сликв+Срекульт+Сштраф)+Спротектор/35+Сниокр)

29,17

30,67

40,86

44,13

23,40

75,01

2. Среднегодовая балансовая прибыль

29,17

30,6

40,86

44,13

23,40

75,01

3. Среднегодовой налог на прибыль

10,21

10,7

14,30

15,45

8,19

26,25

4. Среднегодовая экономия источника капитальных вложений

(Сн/п*3-Сн/п)/35

37,32

39,21

52,01

56,13

30,07

94,96

5. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия в расчете на 1 км н/п

(1)+(4)-(3)

56,28

59,14

78,57

84,81

45,28

143,71

6.Прибыль, остащаяся в распоряжении предприятия в расчёте на весь объём

2307,5

4376,4

1571,4

3731,64

407,52

1005,9

Расчет влияния применения технологии 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

449424

14,189

2201,723

0,854

460519

14,540

11095

9,025

Таблица 5.17

Расчет относительных показателей

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

8.Изменение уровня рентабельности

%

%

0,400

0,351

В 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 :

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.

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:

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

Страница:


Подобные документы

  • Повышение эффективности деятельности градообразующего предприятия в условиях современной России (на примере НГДУ "Федоровскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз", г. Сургут)

    Сущность и классификация предприятий, их внутренняя и внешняя среда. Производственная и организационная структура предприятия. Разработка мероприятий повышения эффективности деятельности предприятия на примере НГДУ "Федоровскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз".

    дипломная работа [136,1 K], добавлен 06.11.2015

  • Инвентаризационная карта должностей для функциональных подразделений

    Порядок и назначение составления инвентаризационной карты должностей для функциональных подразделений НГДУ "Елховнефть". Оценка рациональности использования рабочего времени. Функциональные особенности и операции, выполняемые каждым отделом предприятия.

    контрольная работа [381,1 K], добавлен 11.11.2010

  • Анализ организационной среды и оценка эффективности управления на примере НГДУ "Ямашнефть"

    Теоретический аспект исследования организационной среды, структуры и методики анализа эффективности управления организацией. Анализ среды НГДУ "Ямашнефть" при помощи SWOT анализа. Рекомендации по усовершенствованию организационной среды и оргструктуры.

    курсовая работа [103,9 K], добавлен 02.07.2010

  • Анализ обеспеченности трудовыми ресурсами

    Понятие и структура трудовых ресурсов на предприятии. Методика анализа обеспеченности предприятия необходимым персоналом, расчет численности работников. Проведение оценки состава и структуры трудовых ресурсов на примере на примере НГДУ "Альметьевнефть".

    курсовая работа [83,6 K], добавлен 09.12.2010

  • Антикризисный менеджмент и его информационное обеспечение

    Антикризисный менеджмент: понятие, функции, нормативно-правовая основа, информационные составляющие. История его становления в РФ как сферы управления. Направления антикризисного управления при угрозе банкротства. Механизмы финансовой стабилизации.

    дипломная работа [72,5 K], добавлен 30.04.2016

  • Менеджмент предприятия в условиях банкротства

    Основные причины и методы анализа вероятности наступления банкротства. Анализ финансового состояния и оценка риска деятельности предприятия ОАО "Нони-Бадахши". Разработка рекомендаций по улучшению финансового состояния и выходу из кризиса предприятия.

    курсовая работа [689,3 K], добавлен 11.10.2011

  • Организационно-экономические меры санации предприятия на примере ГУП винзавод "Приморский" г. Анапа

    Основы антикризисного управления предприятием. Типы, виды и причины банкротства. Пути финансового оздоровления. Краткая организационно-экономическая характеристика винзавода. Разработка мероприятий организационно-экономической санации предприятия.

    дипломная работа [156,6 K], добавлен 06.01.2011

  • Практика антикризисного управления

    Антикризисный менеджмент в зависимости от типа кризиса. Содержание внутреннего антикризисного менеджмента. Внутренний мониторинг финансового состояния организации. Привлечение временного антикризисного менеджера. Основные этапы антикризисного консалтинга.

    дипломная работа [141,9 K], добавлен 27.11.2009

  • Банкротство предприятия на примере ЗАО "Дальмебель"

    Теоретические аспекты банкротства предприятия. Сущность, виды, причины и процедуры банкротства. Анализ вероятности банкротства на примере ЗАО "Дальмебель", краткая технико-экономическая характеристика предприятия, диагностика его финансового состояния.

    курсовая работа [94,5 K], добавлен 19.02.2010

  • Удовлетворенность трудом

    Анализ влияния удовлетворенности заработной платой работников в коллективе на производительность труда на примере предприятия НГДУ "Альметьевнефть". Основные методы повышения мотивации сотрудников. Разработка программы оптимизации численности персонала.

    курсовая работа [131,0 K], добавлен 09.10.2014

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.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены