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 :
1. Разрабатываемые площади НГДУ «Елховнефть» находятся в поздней стадии разработки и характеризуются низким дебитом скважин. Несмотря на это, предприятие из года в год наращивает объём добычи нефти.
2. В период 2000-2002 гг., НГДУ «Елховнефть» успешно работало и добивалось положительных результатов. Это подтверждает анализ технико-экономических показателей.
Количество добытой нефти в 2001 г. составило – 1472,9 тыс.т. или 102,7% к 2000 г., а за 2002 г 1460 тыс. т. или 102,1% к 2000 г.
Балансовая прибыль в 2002 году составила 238789 тыс.руб., что меньше чем в 2001 г. на 403532 тыс. руб. и на 1156936 тыс. руб. меньше, чем в 2000 г. Значительный рост балансовой прибыли в 2000 г. связан с ростом цен на нефть в 2,7 раза и на нефтепродукты в 2 раза. Снижение балансовой прибыли связано с ростом себестоимости.
Себестоимость 1 тонны нефти в 2002 г. составила 2211 руб./т. это на 631 руб./т больше, чем в 2001 г. и на 1115 руб./т. больше, чем в 2000 г. Это связано с инфляционным ростом цен на электроэнергию, топливо, материалы, услуги, а также с ростом амортизации основных фондов, вызванным переоценкой основных средств и введением в 2002 г. НДПИ, который на конец года составил 668,2 руб./тн.
3. Динамика выручки положительная. В результате переоценки основных средств в 2002 г., растет средняя величина активов, которая превышает рост выручки, растет себестоимость - абсолютная величина прибыли снижается и, как следствие, снижается эффективность деятельности предприятия. Снижение прибыли повлияло на снижение рентабельности предприятия.
4. На основании проведённого анализа финансового состояния предприятия и, обращаясь к законодательно установленным критериям признания предприятия неплатёжеспособным, закреплённым «Методическими положениями по оценке финансового состояния предприятия и установлению неудовлетворительной структуры баланса», следует отметить, что коэффициенты ликвидности и обеспеченности собственными средствами выше своих нормативных значений. Это позволяет сделать вывод об удовлетворительной структуре баланса НГДУ «Елховнефть» и платёжеспособности самого предприятия.
4. Зона безопасности НГДУ «Елховнефть» в 2002 году составила 69,9%. Она снизилась на 2,3% по сравнению с 2001 годом, что обусловлено ростом себестоимости продукции и снижением цены на ее реализацию. Это свидетельствует об ухудшении финансового состояния предприятия.
5. В свете антикризисного менеджмента, для стабилизации экономического состояния предприятия необходимо обеспечить сокращение эксплуатационных затрат на добычу нефти и на содержание объектов непроизводственной сферы.