«СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 3 ...»

Если же маркетологи считают, что и после удешевления продукции конкурентов число продаваемой продукции снизится менее чем показали расчеты, отраженные в таблице 2.4, тогда выгоднее цены не снижать. Прибыль при таком варианте ценовой политики снизится все же меньше, чем при пассивном повторении ценовых маневров конкурентов.

Точно в той же логике проводится анализ и в случае, если конкуренты повысят цены на свои товары.

Получив определенные результаты при снижении цен у конкурентов и определенном снижении прибыли, предприятие все же имеет прибыль. А что если предприятие не может и не хочет терять ни рубля прибыли.

Как нужно увеличить выручку, чтобы окупить затраты?

Для получения ответа на этот вопрос воспользуемся следующей формулой:

Sk = [- P / (KGM - P)] х 100 (25)

Воспользуемся теми же данными и проанализируем последствия снижения цен на : 1%, 3% и 5%.

Результаты расчетов представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Рост продаж для достижения окупаемости при снижении цен

№ п/п	Вид продукции	Ед. изм.	Процент изменения
			1%	3%	5%
1.	Продукция С	%	5,6	19,6	36,5
2.	Продукция Д	%	3,2	10,6	18,7
3.	Продукция Е	%	5,8	19,6	37,6

Из расчетов видно насколько необходимо увеличить выручку, чтобы достичь окупаемости при снижении цен.

Коль скоро речь шла о пассивном ценообразовании, то есть ценообразование под влиянием конкурентов, только такими простыми расчетами не обойтись – они могут и должны служить лишь отправной точкой рассуждений о коммерческой политике фирмы. Но важно уже то, что эта отправная точка будет найдена верно. Двигаясь от нее можно постепенно включать в анализ все более широкий круг факторов и сопоставлять все большее число вариантов.

В данной главе видно, что основные преимущества маржинального подхода состоят в определении того объема продаж, при котором предприятие не получает прибыль, но и не несет убытки, критического уровня постоянных затрат, критической цены реализации. Этот подход позволяет ответить менеджерам на следующие вопросы по выбору: варианта использования производственных мощностей, ассортимента продукции, технологии производства, производства или закупок и др.

ГЛАВА 3 УПРАВЛЕНИЕ ФИНАНСОВЫМ РЕЗУЛЬТАТОМ НА НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ»

2.1. Анализ ФИНАНСОВОГО ПОЛОЖЕНИЯ НГДУ «Туймазанефть»

Финансовое положение предприятия находится в непосредственной зависимости от того, насколько быстро средства, вложенные в активы, превращаются в реальные деньги.

Однако отдельные виды активов предприятия имеют различную скорость оборота. Так, наибольший период оборота имеет недвижимое имущество и прочие внеоборотные активы (основные средства, нематериальные активы и другие), представляющие собой средства, предназначенные для долгосрочного использования предприятием.

Рассмотрим причины изменения оборотных активов в НГДУ «Туймазанефть» за 2004 – 2005 г.

Таблица 3.1

Причины изменения оборотных активов НГДУ «Туймазанефть» в 2005 году.

Причины увеличения оборотных средств	сумма руб.	причины уменьшения оборотных средств	сумма руб.
Чистая прибыль (после уплаты налогов)	9262899	1. Расходы за счет прибыли, оставшейся в распоряжении предприятия	17662970
2. Амортизационные отчисления (износа)	761546	2. Капитальные вложения	1854054
3. Прирост собственных средств	390071	3. Долгосрочные финансовые вложения	1078132
4. Увеличение задолженности по кредитам и займам		4. Уменьшение задолженности по кредитам и займам
5. Увеличение кредиторской задолженности	26270615	5. Уменьшение кредиторской задолженности
ВСЕГО	40195131	ВСЕГО	20595156

Баланс отклонений:

19599975=40195131-20595156

Увеличение оборотных активов произошло за счет прироста собственных средств на 3900071 рублей и за счет увеличения кредиторской задолженности на 26270615 рублей. Капитальные вложения за отчетный период составили 1854054 рубля.

Штрафы, пени, уплаченные за счет чистой прибыли в 2003 г. составили штрафы, пени, уплаченные за счет чистой прибыль составили 1317468 рублей. Материальная благотворительная помощь и др. расходы составили 16305502 рублей. Рассмотрим состав и движение производственных запасов в НГДУ «Туймазанефть» за 2004 - 2005 годы.

Таблица 3.2

Состав и движение производственных запасов НГДУ в 2005 году.

Показатели	Остаток на начало года		Посту-пило руб.	Израсхо-довано руб.	Остаток на конец года		Остаток на конец года
	Сумма руб.	Уд.вес %			Сумма руб.	Уд.вес %	В днях расх.
1.Закупаемый товар 2.Топливо 3.Тара 4.Запасные части для ремонта. 5.Малоценные и быстроизнашивающиеся предметы. 6. Прочие материалы	11240067 3200790 450627 25800 448263 2077180	64 18 3 0,1 3 11,9	8344573 5438712 300210 293500 520747 72608957	12075960 4959202 730437 193570 95880 74103622	7508680 3680300 20400 125730 873130 582515	59 28 0,1 1 7 4,9	223 267 10 233 777 3
Всего	17442727	100	87506699	92158671	12790755	100	50

Больших товара замедляют процесс оборота против 30 дней по нормативу сказывается на финансовом положение предприятия. Большая доля в запасах товара составляет неликвидный товар. Анализ малоценных быстроизнашивающихся предметов на складах предприятия (777 дн.) также свидетельствуют о большом объеме неликвида, а именно: морально устаревшие калькуляторы и телефонные аппараты, бракованные инструменты и т.д. которые составили 3460 рублей.

Большой запас топлива (на 267 дней) объясняется тем, что по приказу Главы администрации НГДУ «Туймазанефть» должен обеспечивать топливом сельские районы во время посевной компании в счет взаимозачетов с местным бюджетом. Важнейшим этапом анализа финансового состояния предприятия является изучения показателей оборачиваемости оборотных активов фирмы, позволяющих охарактеризовать эффективность их использования. Изучение и анализ оборачиваемости оборотных активов имеет важное значение, так как от скорости их оборота в прямой зависимости находятся такие важные показатели, как объем реализации продукции, работ, услуг.

Проанализируем данные оборачиваемости оборотных активов в НГДУ «Туймазанефть» за 2004 - 2005 годы.

Таблица 3.3

Анализ оборачиваемости оборотных активов в НГДУ «Туймазы нефть» за 2004 - 2005 годы.

Показатели	фактически		Отклонения
	2004 год	2005 год	(+,-)
1. Выручка от реализации (работ, услуг), без НДС и акцизов, рублей	52391498	72608957	+ 20217459
2. Однодневная реализация, руб.	145531,9	201691,5	+56159,6
3. Средняя стоимость оборотных средств, рублей	31592291	3247381,5	+1155090,5
4. Средняя стоимость оборотных активов, рублей	48535429	73132276	+24596847
5. Продолжительность одного оборота оборотных активов, дни	336	364	+28
6. Продолжительность одного оборота материальных оборотных средств, дни	225	164	-61

По сравнению с прошлым годом продолжительность оборота оборотных активов замедлилась на 28 дней, что может провести к ухудшению финансового положения предприятия. Следствием этого явилась необходимость привлечения дополнительных средств в хозяйственных оборотах в размере 5590888 рублей (201691,5*2,2). Ускорение оборачиваемости материальных оборотных средств на 61 день позволяет предприятию свободно использовать в обороте 27066999 рублей (расчет 201691,5*(-61)*2,2). Для расчета этих показателей нам понадобились следующие коэффициенты:

2004 год.

1) коэффициент оборачиваемости 52391498 = 1,6

материальных оборотных средств 31592291

2) коэффициент оборачиваемости 52391498 = 0,07

оборотных активов 48535429

2005 год.

1) коэффициент оборачиваемости 72608957 = 2,2

материальных оборотных средств 32747381,5

2) коэффициент оборачиваемости 72608957 = 0,99

оборотных активов 7312276

Следующим этапом работы будет изучение состава и структуры финансовых ресурсов НГДУ «Туймазанефть».

При анализе оборотных активов и особенно дебиторской задолженности следует иметь в виду, что в условиях инфляции всякая отсрочка платежа приводит к тому, что фирма реально получает лишь часть стоимости реализованного товара. Отсюда роль и значение этого раздела анализа для

Таблица 3.4

Рассмотрим состав дебиторской и кредиторской задолженности на НГДУ «Туймазанефть» за 2004 - 2005 годы.

Состав дебиторской и кредиторской задолженности за 2004 – 2005 год. (руб.)

Виды дебиторской задолженности	На конец года		Отклонения	Виды кредиторс-кой задолженности	Отклонение на конец года
	2004	2005	(+,-)		2004	2005	(+,-)
1.Дебиторская задолженность в том числе:	2411785	53744705	+29568920	Кредиторская Задолженность. В том числе:	74943125	117213740	+ 42270615
А) покупатели и заказчики	2344710	1059536	+8250826	А) поставщики и подрядчики	1972643	966322	-1006321
Б) задолженность дочерних и зависимых Обществ	15531810		-15531810	Б) по оплате труда.	512329	551651	+39322
В) прочие дебиторы	6299265	43149169	+36849904	В) по социальному страхованию Г) задолжен-ность Перед дочерними обществами	22358 16289233	41661 44954709	Ф +19303 - 28665476
2) Краткосрочные финансовые вложения				Д)задол-женность Перед бюджетом Е) авансы полученные Ж) прочие кредиторы 4. Прочие краткосрочные вклады	52947122 110355 3089085	69997786 72413 629198	+17050664 -37942 -2459887
Дебиторская задолженность Всего	24175785	53744705	+29568920	Кредиторская Задолженность Всего	74943125	117213740	+42270615
Превышение кредиторской задолженности над дебиторской	50767340	63469035	+12701695	Превышение кредиторской задолженности над кредитор-ской
Баланс	74943125	117213740	+42270615	Баланс	74943125	117213740	+42270615

Значительный вес в общей дебиторской задолженности НГДУ «Туймазанефть» в 2005 г. составила задолженность прочих дебиторов, она составила 43143169 руб. и выросло по сравнению с 2004 годом на 368499904 руб. Увеличилась по сравнению с 2004 г. дебиторская задолженность покупателей и заказчиков на 8.250.826 руб. Таким образом, дебиторская задолженность в отчетном году по сравнению с прошлым увеличилась на 29.568.920 руб., что отрицательно сказывается на оборачиваемости оборотных активов. Как видно, задолженность поставщикам на конец года составила 966322 руб., что меньше кредиторской задолженности поставщикам за прошлый год на 1006321 руб. Уменьшение кредиторской задолженности за отчетный период - это говорит, что на НГДУ «Туймазанефть» в 2005 г. меньшая часть запасов осталась неоплаченной, т.е. не профинансированной кредиторами. Обращает на себя внимание – задолженность НГДУ «Туймазанефть» перед бюджетом – на 28665476 руб. больше, чем в 2004 году.

Обращает на себя внимание значительное увеличение задолженности перед дочерними обществами: за отчетный период задолженность выросла на 28665476 руб. Это означает, что НГДУ «Туймазанефть» большая часть товара получила в кредит. Это улучшает платежеспособность, но нарушается финансовая стабильность деятельности дочерний предприятий, что отрицательно повлияет на финансовый результат объединения.

Общая кредиторская задолженность НГДУ «Туймазанефть» в 2005 г. 117213740 руб., это на 42270615 руб. больше, чем в 2004 году. Превышение кредита задолженности над дебетом составило 50767340 руб. в 2004 г. и 63469035 руб. в 2005 г. Это положительно характеризует финансовое состояние предприятие, т.к. значительное превышение дебиторской задолженности над кредиторской создает угрозу финансовой устойчивости предприятия.

Вступление Российской Федерации в рынок – это необходимость реформирования бухгалтерской отчетности, приближение к международным стандартам учета. Значительные изменения – в анализе финансового хозяйствующих субъектов. Есть проблемы в области финансового анализа дохода и рентабельности предпринимательской деятельности.

Оценка финансового положения предприятия осуществляется на основании бухгалтерского баланса – форма №1., ф.№2 — «Отчет о прибылях и убытках». Это стадия формирования представления о деятельности предприятия - изменение в составе имущества предприятия и их источниках (уставной капитал, резервный капитал, фонды накопления), взаимосвязь между показателями. На первом этапе проводится визуальная и простейшая проверка показателей бухгалтерского отчета по формальным и качественным признакам; правильность и ясность заполнения форм (реквизиты: название предприятия, отчетная дата, необходимые подписи и т. д.), увязка показателей форм отчетности. На втором этапе с помощью баланса оценивают тенденции изменения в имущественном и финансовом положении предприятия. К таким тенденциям относятся:

• увеличение (уменьшение) стоимости имущества предприятия и его отдельных составляющих;
• изменение в структуре активов предприятия и источников их образования и др.

На третьем этапе – расчет и оценка динамики аналитических коэффициентов, характеризующих финансовую устойчивость предприятия.

Рассчитаем динамику показателей финансовой (рыночной) устойчивости НГДУ «Туймазанефть»за 2004 – 2005 г.

Таблица 3.5

Динамика показателей финансовой (рыночной) устойчивости НГДУ «Туймазанефть»за 2004 – 2005 г.

Показатели	2004 год	2005 год	Отклонения	Темп роста
1. Коэффициент финансовой независимости К1	0,25	0,23	-0,02	92,0
2. Коэффициент финансовой устойчивости. К2	3,02	3,39	+0,37	112,3
3. Коэффициент долгосрочной привлечения-К3 заемного капитала.	0	0	0	0
4. Коэффициент маневренности собственного капитала К4	0	0	0	0
5. Коэффициент обеспеченности запасов собственным оборотным капиталом. К5	0	0	0	0
6. Коэффициент реальной стоимости основных средств в общей стоимости имущества фирмы. К6	0,32	0,36	+0,04	112,5
7. Коэффициент реальной стоимости активов производственного назначения в общей стоимости имущества. К7	0,64	0,62	-0,02	96,9

Анализируя данные таблицы видно, что коэффициент долгосрочного привлечения заемного капитала (К3) и коэффициент маневренности собственного капитала (к4) имеют нулевые значения, т.к. в НГДУ «Туймазанефть» собственный оборотный капитал отсутствует, а это необходимо для расчетов данных коэффициентов.

Одним из показателей (основных), по которому оценивается финансовая устойчивость предприятия – коэффициент соотношения заемных и собственных средств. В НГДУ «Туймазанефть» коэффициент финансовой устойчивости (К2) в 2004 г. составил 3,02 рубля (74943124/24782424) к концу года он увеличился до 3,39 (117213740/34545323) или на 12,2%. А коэффициент финансовой независимости (соотношение собственного капитала к совокупному капиталу) снизился с 25% (74782424/99725549) до 23% (34545323/151759063). Это свидетельствует о недостаточно высокой финансовой устойчивости НГДУ «Туймазанефть», о его зависимости от заемных средств, предприятие недостаточно привлекает для финансирования кредиты и займы.

Для полноты характеристики финансового положения предприятия необходимо оценить его платежеспособность.

Основными характеристиками финансового состояния предприятия является платежеспособность и ликвидность. Следует разграничить платежеспособность предприятия - ожидаемую способность в конечном итоге погасить задолженность и ликвидность предприятия достаточность имеющихся денежных и других средств для оплаты долгов в текущий момент. Однако на практике понятия платежеспособности и ликвидности, как правило, выступают синонимами.

Основные показатели для оценки ликвидности (платежеспособности) НГДУ «Туймазанефть»за 2004 – 2005 г.

Таблица 3.6

Показатели для оценки ликвидности (платежеспособности) НГДУ «Туймазанефть»за 2004 – 2005 г. и степени риска его банкротства.

Показатели	2004 год	2005 год	отклонения (+, -)	Темп роста %
1. Оборотные активы, руб.	63332289	82932264	+ 19599975	130,9
2. Дебиторская задолженность и прочие оборотные активы, рублях	2417585	53744705	-303498	222,3
3. Данные средства и краткосрочные финансовые вложения, рублях	1576399	1272901	- 303498	80,7
4.Внешняя краткосрочная задолженность по кредитам и расчетам рублях	74943125	117213740	+42270615	156,4
5.Коэффицент абсолютной ликвидности	0,02	0,01	0,01	50
6. Критический коэффициент ликвидности	0,3	0,5	+0,2	166,7
7.Коэффицент текущей ликвидности	0,85	0,71	- 0,14	83,5
8.Коэффицент обеспеченности собственными средствами	-0,18	-0,20	- 0,02	111,1
9.Коэффицент восстановления (утраты) платежеспособности	- 0,43	0,32	- 0,11	74,4

Для оценки платежеспособности (ликвидности) предприятия (организации) существует система коэффициентов позволяющая оценить способность предприятий (организации) своевременно и в полном объеме произвести расчеты со своим внешним краткосрочным по кредитам и расчетам.

Коэффициент абсолютной ликвидности представляет собой отношения суммы денежных средств и краткосрочных финансовых вложений к краткосрочным обязательствам предприятия. В НГДУ «Туймазанефть» коэффициент абсолютной ликвидности за 2005 год уменьшился вдвое по сравнению с 2004 года, значение его составило 0,01.

Если для погашения своей внешней краткосрочной задолженности по кредитам и расчетам предприятия (организаций) привлекают кроме денежных средств и краткосрочных финансовых вложений еще дебиторскую задолженность, то рассчитывается критический коэффициент ликвидности, как отношения денежных средств, краткосрочных финансовых вложений, дебиторской задолженности и прочих оборотных активов к внешней краткосрочной задолженности по кредитам и расчетам. В нашем примере он составил: 0,3- в 2003 году и 0,5- в 2004 году.

Текущей коэффициент ликвидности наиболее полно характеризует платежеспособность предприятия (организации). Он рассчитывается как отношения оборотных активов к внешней краткосрочный задолженности по кредитам и расчетам. В НГДУ «Туймазанефть» значение этого коэффициента составило 0,85 - в 2004 году и 0,71 - в 2005 году, что говорит об ухудшении финансового вложения предприятия в 2005 году. По сравнению с операционного предыдущим годом и по платежеспособности НГДУ «Туймазанефть» в целом так как значение этого коэффициента должно быть не меньше двух, но больше единицы.

Как показывают данные таблицы, в коэффициенте обеспеченности собственными средствами имеют отрицательные значения; в 2004 году - 0,18, в 2005 - 0,20. Он рассчитывается как отношения капитала и резервов минус внеоборотные активы к оборотным активам. Это говорит о том, что предприятия не необеспеченно собственными средствами. Коэффициент восстановления платежеспособности в 2005 году составил 0,32 (0,71+0,5*(0,71-0,85))/2 и 0,43 - в 2002 (0,85+),5*(0,85-0,84))/2 это говорит о том, что структура баланса НГДУ «Туймазанефть» неудовлетворительно, а предприятия неплатежеспособное.

Этот вывод сделан на основании анализа статей бухгалтерского баланса НГДУ «Туймазанефть» Все показатели оценки платежеспособности предприятия говорят о том, что состояние баланса НГДУ «Туймазанефть» неудовлетворительное, а само предприятии неплатежеспособно. Руководство предприятия необходимо принять соответствующие меры для восстановления платежеспособности НГДУ «Туймазанефть»

3.2 Разработка предложений о производственной программе предприятия

Полимерное заводнение пластов - один из ведущих базовых физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Его применение основано на специфических реологических свойствах полимерных водных растворов, прояв­ляющихся в пористой среде.

Полимерный раствор обладает свойствами неньютоновских жидкостей пропускная способность пористой среды для полимерного раствора уменьшает­ся гораздо сильнее, чем увеличивается его вязкость, по сравнению с водой. Это явление характеризуется «фактором сопротивления» - R и описывается отношением коэффициента подвижности для воды к коэффициенту подвижно­сти полимерного раствора:

где Kв Кп - коэффициенты проницаемости пористой среды соответственна для воды и раствора полимера, мкм2;

в п-- вязкость воды и кажущаяся вязкость раствора полимера в по­ристой среде, мПас.

Другой важнейшей характеристикой полимерного раствора является «остаточный фактор сопротивления» - Rocm определяемый, как отношение под­вижности воды до и после фильтрации раствора полимера в пористой среде

где Kв, Кпп - коэффициенты проницаемости воды до и после фильтрации,

Промысловый опыт полимерного заводнения показал, что на обводненных месторождениях наиболее эффективно применение «сшитых» полимерных сис­тем, позволяющее создавать в пласте любые заранее заданные уровни факто­ра, и остаточного фактора сопротивления, которого невозможно достичь при закачке растворов обычного полимера.

В настоящее время разработаны и успешно применяются следующие - ос­новные технологии с использованием полимеров:

- закачка растворов полимера (полимерное заводнение);

- воздействие на пласт и использованием «сшитых» полимеров;

- полимерное заводнение в сочетании с вязкоупругими составами (ВУС),

- полимерное воздействие в сочетании с другими физико-химическими методами повышения нефтеотдачи.

Наиболее широкое распространение в мировой нефтедобычи получили водорастворимые полимеры на основе полиакриламида. Его широкое применение на практике ограничено отсутствием отечественного продукта. Для нужд нефтедобывающей промышленности используют, в основном, продукты импорт­ного производства.

К числу новых водорастворимых полимеров, которые можно эффектив­но использовать для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся экзополисахариды, являющиеся продуктом жизнедеятельности микроорганизмов и полу­чивших название «биополимеры». Каждый штамм продуцент синтезирует ха­рактерный для него полимер определенного состава, молекулярной массы. По­лученная после ферментации культурная жидкость содержит экзополисахарид

как основной продукт клетки штамма продуцента, соли и ряд других веществ. Концентрация биополимера в культурной жидкости 0,5-2,0%.

Для повышения нефтеотдачи пластов применяют очень низкие концен­трации биополимеров в воде (0,07-0,005%).

Ценность биополимеров - экзополисахаридов (ЭПС) определяется большой вязкостью растворов при их низкой концентрации сочетаемостью с различными солями б широких диапазонах рН и температуры, устойчивостью к механической и окислительной деструкциям, меньшей чувствительностью к действию солей и рН растворов, чем ПАА.

Биополимеры устойчивы при температурах до 100-120°С, а некоторые представители даже до 150С, что перекрывает весь температурный диапазон разрабатываемых месторождений.

Биополимеры устойчивы в широком интервале рН, как в кислотной, так и в щелочной среде. Это позволяет применять их как для составления щелоч­ных композиций, обладающих повышенными нефтевытесняющими свойствами, так и кислотных с пролонгированной растворяющей способностью в отношении карбонатных коллекторских пород.

Для реализации технологии физико-химического воздействия на пласт, необходимо техническое обустройство объекта, включающее обустройство водово­дов их закачки в пласт и строительство или монтаж установки по приготовле­нию и закачке на устье скважины.

Закачка композиций СПС-6 может осуществляться со стационарных уста­новок одновременно в несколько нагнетательных скважин участка или поочередно с помощью передвижной установки, базирующейся на устье скважины. Технологическая эффективность любого метода регулирования в том числе комплексного воздействия определяется как разность между основными показателями разработки залежи или участка фактическими после проведения работ или прогнозными на заданный период времени и соответствующими по­казателями, рассчитанными для базового варианта системы разработки сло­жившейся к моменту воздействия, для расчетов используются методики, в ос­нову которых положены различные математические модели. Из приведенной таблицы 3.7 видно, что физико - химические методы повышения нефтеотдачи пластов успешно применяются на Тянской площади. Наиболее эф­фективными из них для нагнетательных скважин являются: закачка СПС, за­качка ЭПС, ДС-РАС, В У С, ЭС. При обработке ПЗП, лучший эффект достигнут при проведении селектив­ной изоляции закачкой гепан + жидкое стекло. Низкий эффект от применения ЭПС, ВУС. Небольшая эффективность также достигнута при закачке ЭПС. Средняя продолжительность эффекта по физико - химическим методам составляет 600 суток. Воздействие на ПЗП путем применения СПС на НГДУ «Туймазанефть» в 2007 году проводилось на 15 скважинах.

Таблица 3.7

Эффективность применяемых химических методов ПНП

Вид воздействия	Количество скважин	Эффективность		Примечание
		т	т/скв
Закачка СПС	15	14,964	2,59	Эффект закончен на 4 скважинах
Закачка ЭПС (экзополисахарида)	4	5,2	1,3	Эффект закончен но всех скважинах
Закачка ПАВ (ДС-РАС-сульфанит натрия)	2	5,1	2,55	Эффект продолжается
Закачка ВУС (вязкоупругие системы)	2	19	0,95	Эффект закончен на 1 скважине
Закачка ЭС (эмульсионные системы)	10	77,6	1,16	Эффект закончен на 1 скважине

Дополнительная добыча нефти в целом по всем скважинам за 2005 год составила 14964- тонны.

Таким образом, все проведенные обработки дали положительный эффект и принесли дополнительный прирост добычи нефти.

В таблице 3.8 проведен анализ закачки СПС за год.

Таблица 3.8

Анализ закачки СПС за год на НГДУ «Туймазанефть»

Скважины	Добыча нефти до закачки СПС, т/сут	Добыча нефти после закачки СПС т/сут	Эффективность (+, -)
1	7	10,1	+3,7
2	13	16,7	+3,7
3	5	8,7	+3,7
4	15	18,7	+3,7

3.3 Производственная программа цеха НГДУ «Туймазанефть»

Работу по ОПЗ методом закачки СПС проводит бригада КРС, которая состоит из дбух бахт по 4 человека:

Бурильщик VI разряда - 1 человек

Помощник бурильщика V разряда - 1 человек

Помощник бурильщика IV разряда - 1 человек

Машинист VI разряда - 1 человек

Наряд-задание выдается бригаде до начала работ по КРС, трудоемкость рассчитывается по каждому виду работ.

Например: переезд на скважину 20 км. Норма времени на 1 км - 19,5 мин. Итого: 20 • 19,5 = 390 мин.

Некоторые виды работ планируются по фактически затраченному времени, например, исследовательские работы в процессе ремонта, разрядка скважины и т. д. Так, трудоемкость проведения ОПЗ методом закачки СПС составила - 268,7 бр-час.

Затраты на проведение закачки СПС, выраженные в рублях называются себестоимостью капитального ремонта скважин. Для расчета себестоимости составляется смета по экономическим элементам: материальные затраты, зарплата основных рабочих, дополнительная зарплата, отчисления на социальные нужды, амортизация, цеховые расходы, транспортные расходы и т. д. Себестоимость работ рассчитывается нормативным методом, т. е. на основе объема работ и действующих норм расхода материальных ресурсов и нормативов на отчисления.

Расходы на материалы рассчитываются по нормам расхода материалов и цен на эти материалы. При обработке закачкой СПС используются: Раствор пропилового спирта и соляной кислоты - 211 м3 по иене 90 руд за 1 м3; Полиакриамид - 1 т, по цене 12000 руб за 1 т.

90 • 211 + 1200 = 18990 + 1200 = 30990 руб

Заготодительно-складские расходы - 15 %.

30990 • 0,15 = 4649 руб,

Всего 30990 + 4649 = 35639 руб.

Расходы на заработную плату рассчитываются по действующим тарифным ставкам (таблица 3.9 )

Таблица 3.9

Тарифные ставки основных рабочих

Профессия	Разряд	Тарифная ставка за 1 час, руб.
Бурильщик	VI	19, 74
Помощник бурильщика	V	18,32
Помощник бурильщика	IV	17,69
Машинист	VI	19,74
Итого:		75,49

Премиальным положением предусмотрена премия - 60% за выполнение КРС в срок и досрочно. Из наряда трудоемкость ремонта по норме - 268,7 бр-час. Фактически выполнен за 247 бр-час. Премия за выполнение плана по добыче нефти - 25 %. Оплата по тарифу рассчитывается по формуле:

Зт=ТС*Тр

где ТС - оплата по тарифу за 1 час, руб;

Тр - трудоемкость К PC, бр-час.

Зт= 75,49 • 268,7 = 20284 руб.

Сумма премии:

3П = Зт + 3пд

где Зт - премия за сокращение нормативной продолжительности ремонта, %

Зпд - премия за выполнение плана по добыче нефти, %

Зп= 60 + 25 = 85 %

Выплата суммы премии

ЗП = За • Зп/100

ЗП = 20284 • 85/100 = 17241 руб

Расходы на заработную плату:

3 = 3т + ЗП 3 = 20284 * 17241 = 37525 руб

Дополнительная зарплата рабочих - это плата за время выполнения государственных и общественных обязанностей, оплата отпусков, командировок и т. д. Затраты на оплату дополнительной зарплаты устанавливаются в размере фактически сложившихся размеров в предыдущем году. Так, в НГДУ «Туймазанефть» дополнительная зарплата составляет 8% от основной зарплаты.

Здоп = Зосн • 0,08

где Зосн - основные расходы на зарплату, руб.

Заоп = 37525 • 0,08 = 3002 руб

Итого зарплата основная и дополнительная:

37525 + 3002 = 40527 руб

Зсои = 40527 • 35,6/100 = 1028 руб

Амортизация основных фондов рассчитывается по формуле:

где Св - балансовая стоимость основных фондов, тыс. руд.

На - норма амортизации, %

Амортизация рассчитывается в целом по цеху КРС и по каждому виду основных фондов и в сумме за год составляет 216718 руд.

За год бригады КРС планируют отработать 23640 норма-часов. Отсюда сумма амортизации приходящаяся на 1 нормо-час составит

А1час= 216718/23640=9,2 руб

Так как продолжительность по норме 268,7 н-час, сумма амортизации на 1 ремонт составит:

9,2*268,7=2472 руб.

При ОПЗ закачкой СПС используется следующий спецтранспорт-

Таблица 3.10

Расчет транспортных затрат

Вид спецтехники	Время проката	Стоимость 1 часа проката	Сумма, руб
1. Передвижная установка УДР-32	96	116	11136
2. Насосная установка Ц А -320 А	96	104	9984
3 Бард об оз АЦ-10	84	85	7140
4. Подъемник А-50	247	88	21736
5. Перевозка вахт	48	21	1008
Итого			51004

Цеховые расходы - это накладные расходы, которые рассчитываются в размере 18 % от прямых затрат.

Прямые затраты составляют:

35639 + 37525 + 3002 + 14428 + 2472 '+ 51004 = 144070 руб

Зивх = 144070 • 0,18 = 25932 руб

Всего затраты на закачку СПС по ОПЗ составят

144070 + 25932 = 170002 руб

Полученные данные заносим в таблицу

Таблица 3.11

Смета затрат на КPC

Экономические затраты	Сумма, руб
Материальные затраты	35639
Зарплата бригады КРС	37525
Дополнительная зарплата	3002
Отчисления на социальные нужды	14428
Амортизация	2472
Транспортные расходы	51004
Цеховые расходы	25932
Всего себестоимость КРС:	170002

Экономический эффект

В результате проведения закачки СПС среднесуточный дебит скважины увеличился с 3,4 т/сут до 8,1 т/сут. Дополнительная добыча нефти за год составит:

Q=(g2-g1)*K3*365

где q, и q2 - среднесуточный дебит до и после проведения закачки СПС, К3 - коэффициент эксплуатации равный 0,869

Q=(8,1-3,4)*0,869*365=1491 т.

Изменение объема добычи нефти повлияет на себестоимость добычи нефти.

Таблица 3.12

Калькуляция себестоимости добычи нефти

Статьи расхода	Всего затрат, тыс. руб.	На 1 т., руб
Расходы на энергию по извлечению нефти	71875	44,31
Расходы по искусственному воздействию на пласт	129415	79,76
Основная зарплата производственных рабочих	28759	17,72
Отчисления на социальны нужды	5751	3,54
Амортизация	278960	171,93
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	43138	88,62
Расходы по технологической подготовке нефти и газа	143794	26,59
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	388244	239,28
Цеховые расходы	129410	79,76
Общепромысловые расходы	230070	141,80
Прочие расходы (ГРР)	14370	8,86
Итого	1463806	902,41
Добыча нефти, т	1622100

Условно-переменные расходы в себестоимости добычи нефти составят С

44,31 + 79,76 + 26,59 + 88,62 = 239,28 руб

Затраты на дополнительную добычу составят-

239,28 • 1491 = 357 тыс. руб.

С учетом затрат на КPC

С=357+170=527 тыс. руб.

Эксплуатационные затраты на добычу нефти после проведения закачки СПС

С2=С1+ С

где С1 - эксплуатационные затраты на добычу нефти до проведения закачки СПС, тыс. руб.

С2=1463806+527=1464333 руб

Себестоимость 1 т нефти – С2

С21=С2/Q2

С2'= 1464333000/1622100 +1491 = 901,91 руб/т

Экономический эффект

Э=( С21-С21)*Q2

Э=(902,41-901,91)*1623591=649,4 тыс.руб

Налог на прибыль составляет 24%:

694,4*0,24=155,9 тыс. руб.

Чистый экономический эффект

Э=649-155,9=493,5 тыс. руб.

Таблица 3.13

Технико-экономические показатели проведения закачки СПС

Показатели	Значение		отклонение
	до проведе­ния	после закачки СПС
1. Добыча нефти, тыс. руб.	1622100	1623591	+ 1491
2. Средне-суточный дебит, т/с	3,0	8,1	-4,7
Эксплуатационные затраты, тыс. руб.	1463806	1464333	+527
4. Затраты на проведение СПС	-	170
5. Себестоимость 1 т. нефти, руб.	902,41	901,91	-0,4
6. Экономический эффект, тыс. руб.		649,4	+649,4
7. Производительность труда, т. /чел	806	807	+ 1

Вывод: Закачка СПС экономически выгодна Построим графит точки безубыточности: Для этого нам необходимо объединить на одном графике следующие три линии:

для построения графика нужно знать критические объемы продукции в натуральных и денежных выражениях.

Р – цена – 901,91 руб.

С – постоянные издержки – 1464333 тыс. руб.

Uед.- переменные издержки на единицу продукции – 170 руб.

Vk – критический объем в стоимостном выражении

qk – критический объем в натуральном выражении.

отсюда критический объем равен:

тыс. руб.

критический объем в натуральном выражении:

тысяч тонн нефти.

И графически это будет выглядеть следующим образом

Отсюда следует, что НГДУ «Туймазанефть» выгодно добывать в месяц 4,920 тысяч тонн нефти. И это является точкой безубыточности.

В курсовом проекте была предложена производственная программа для НГДУ «Туймазанефть». Производственной программой было предложено начать добычу нефти на скважинах НГДУ с использованием СПС. Анализ программы показал, что для НГДУ «Туймазанефть» это является выходом из кризисного положения.

Ни для кого не секрет, что цены на нефть повышаются и для нефтедобывающих предприятий большая добыча нефти является спасением.

Мы видим, что экономический эффект при добыче нефти с закачкой СПС равен +649,4, это конечно же огромный результат, учитывая, что при этом НГДУ «Туймазанефть» не требуется закупать никаких дополнительных средств, и нанимать рабочих, то есть при тех же самых затратах, НГДУ получает прибыль на 649,6 тыс. руб. больше.

Так же можно пронаблюдать снижение себестоимости на 0,4 руб. на 1 тонну нефти, конечно же это не большой показатель, но так как увеличивается добыча нефти в целом по НГДУ «Туймазанефть», то можно сказать, что очень существенный показатель.

Можно предполагать, что если НГДУ «Туймазанефть» внедрит на своих месторождениях предложенный метод, то данному предприятию будет намного прощу выйти из кризисного состояния.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Показатели финансовых результатов характеризуют абсолютную эффективность хозяйствования предприятия по всем направлениям его деятельности: производственной, сбытовой, снабженческой, финансовой и инвестиционной. Они составляют основу экономического развития предприятия и укрепления его финансовых отношений со всеми участниками хозяйственного процесса. Поэтому по нашему мнению, при решении задачи улучшения финансовых результатов стоит ориентироваться не только на увеличение суммарной прибыли, а на рост деловой и хозяйственной активности предприятия в целом.Аргументации этого утверждения и просвещенно проведенное исследование. Управление финансовыми результатами необходимо, так как они позволяют:

• осуществлять стратегические задачи, поддерживать оптимальную структуру и наращивать производственный потенциал предприятия;
• обеспечить текущую финансово-хозяйственную деятельность;
• участвовать хозяйствующему субъекту в осуществлении социальной политики, что улучшает психологический климат на предприятии.
• в рыночных условиях положительных финансовых результатов можно добиться только путем всеобщей реструктуризации управления предприятием, необходима интеграция всех служб и отделов.

Маржинальный подход может  использоваться на предприятии  как  один из элементов системы  управленческого учета, так  и  в более широких рамках   системы контроллинга.

Однако практическое  применение маржинального подхода на средних и крупных российских промышленных предприятиях   встречается нечасто. Хотя  именно для большинства таких российских предприятий, обремененных  «стандартным» пакетом проблем (таких, как большие неиспользуемые резервы производственных мощностей, значительный груз долгов, нехватка оборотных средств, рост себестоимости продукции, снижение объемов продаж),  внедрение маржинального подхода при учете затрат и ценообразовании является насущной  необходимостью. Когда в таких случаях  для  учета и планирования затрат применяется только  калькуляционный метод полных издержек,  возникает  риск  принятия ошибочных управленческих решений  как тактического, так и стратегического характера, и этот риск, естественно, возрастает чем сложнее и крупнее  предприятие.

Одной из главных причин   медленного и трудного вхождения  маржинального подхода (да и других  методов, альтернативных методу полных издержек)  в инструментарий экономических  служб российских  промышленных предприятий является   традиционность  и  повсеместность  применения метода  калькулирования полной себестоимости.  Этот метод применяется  на промышленных  предприятиях много лет, со времен  советской плановой экономики. К тому же такое положение дел поддерживается  существующей, несмотря на определенные прогрессивные изменения,  нормативной базой бухгалтерского учета в части учета затрат.

Основные преимущества маржинального подхода состоят в определении того объема продаж, при котором предприятие не получает прибыль, но и не несет убытки, критического уровня постоянных затрат, критической цены реализации. Этот подход позволяет ответить менеджерам на следующие вопросы по выбору: варианта использования производственных мощностей, ассортимента продукции, технологии производства, производства или закупок и др.

Основные преимущества маржинального подхода состоят в определении того объема продаж, при котором предприятие не получает прибыль, но и не несет убытки, критического уровня постоянных затрат, критической цены реализации. Этот подход позволяет ответить менеджерам на следующие вопросы по выбору: варианта использования производственных мощностей, ассортимента продукции, технологии производства, производства или закупок и др.

Для улучшения финансовых результатов на объекте исследования предлагается осуществить следующие мероприятия.

1) Стремиться увеличить объем производства и сбыта продукции, так как это позволяет оптимизировать издержки и снизить цену на продукцию, что повышает ее конкурентоспособность.

2) Предприятию следует увеличить запас финансовой прочности по цене, поскольку это позволит проводить более разнообразную маркетинговую политику и увеличит страховой запас от риска снижения цены на рынке.

3) Поддерживать ликвидность предприятия, следя за балансом расходов и доходов в каждом конкретном промежутке времени, поскольку их разрыв способен привести к ухудшению ритмичности работы предприятия и в худшем случае к остановке производства, что резко ухудшает конечные результаты работ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.

Рис. 1 Наглядное изображение

Список использованной литературы

1. Ананьина Е.А., Данилочкин С.В., Данилочкина Н.Г. и др. Контроллинг как инструмент управления предприятием. — М.: ЮНИТИ, 2002. 450 с.
2. Бланк И.А. Основы финансового менеджмента. – М.: Перспектива, 2001. 358 c.
3. Бригхэм Юджин Ф. Энциклопедия финансового менеджмента / пер. с англ. 5-е изд. – М.: РАГС, «ЭКОНОМИКА», 2002
4. Бромвич М. Анализ экономической эффективности капиталовложений. - М.: ИНФРА-М, 2003. - 432 с.
5. Дайле А. А. Практика контроллинга(перевод с немецкого) - М.: Финансы и статистика, 2001. 490 с.
6. Дробозина Л.А., Окунева Л.П., Андросова Л.Д. Финансы. Денежное обращение. Кредит. - М.: Финансы, ЮНИТИ, 2002. 250 с.
7. Друри К.А. Введение в управленческий  и производственный учет. - М.: Аудит, 1994. 360 с.
8. Жарикова Е.В. Основы рыночной экономики - М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 2002. 150 с.
9. Жуков Е.Ф. Общая теория денег и кредита. - М.: Банки и биржи, 2003. 220 с.
10. Комаха А.А. Маржинальный подход // Финансовый директор. 2000. №4. с 27-29
11. Крючкова О.Н., Попов Е.В. Классификация методов ценообразования // Маркетинг в  России и за рубежом. 2002. № 4. С. 32 - 53.
12. Миронов М.Г., Замедлина Е.А. Финансовый менеджмент. - М.: Экзамен, 2004. 260 с.
13. Стоянова Е.С. Финансовый менеджмент. Российская практика. – М.: Перспектива, 2001. 115 с.
14. Тафинцева В.Н. Маржинальный доход, как инструмент оценки финансовых результатов // Финансовый менеджмент. 2001. №3. с.35-40
15. Управленческий учет: Учебное пособие/ Под ред. А.Д. Шеремета - 2-е изд., испр. — М.: ИД ФБК-ПРЕСС, 2002. 160 с.
16. Фатхутдинов Р.А. Стратегический менеджмент. – М.: Бизнес-школа «Интел-Синтез», 2002. - 290 с.
17. Хасанов Ш.М., Хоменко А.Л. Маржинальный подход к ценообразованию и управленческим решениям // Маркетинг в России и зарубежом. 2003. №5. с.12-25
18. Хорн Дж. К. Ван Основы управления финансами. - М.: Финансы и статистика, 2003. - 800 с.
19. Хорнгрен Ч.Т., Фостер Дж. Бухгалтерский учет: управленческий аспект: Пер. с англ. - М.:  Финансы и статистика, 1995. 300 с.
20. Шамхалов Ф.И. Новое российское предпринимательство. - М.: Экономика, 2002. 290 с.
21. Яблукова Р.З. Финансовый менеджмент в вопросах и ответах. – М.: Проспект, 2004. 236 с.

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

ВАРИАНТ 4

«Оптимизация структуры капитала предприятия»

Вы являетесь финансовым менеджером ОАО «Центр», про­изводящего продукты питания. Сформирован баланс на 01.01.2003 г. (табл. 1).

Требуется:

1. Проанализировать структуру активов и пассивов баланса, рассчитать аналитические показатели и сделать предварительные выводы о политике формирования активов и финансовых ресурсов, финансовой устойчивости, платежеспособности и ликвидности.

2. Сформировать заключение о финансовом положении предприятия.

3. Дать рекомендации по оптимизации финансовой структуры капитала.

4. Построить прогнозную финансовую отчетность на конец планового периода, при условии роста выручки от реализации на Х % (задается преподавателем).

Таблица 1

Баланс ОАО «Центр» на 01.01.2004 г., руб.

АКТИВ	Начало периода	Конец периода
1	2	3
I. Внеоборотные активы
Нематериальные активы:
остаточная стоимость	41 173,00	41 396,00
первоначальная стоимость	53 497,00	53 772,00
износ	12 324,00	12 376,00
Незавершенное строительство	108 831,00	144461,00
Основные средства:
остаточная стоимость	106 800,00	134 036,13
первоначальная стоимость	157 930,00	172 210,25
Продолжение таблицы 1
1	2	3
Износ	51 120,00	38 174,13
Долгосрочные финансовые вложения:
учитываемые по методу участия в капитале других предприятий		4500,00
прочие финансовые инвестиции	44 539,00	48 380,00
Долгосрочная дебиторская задолженность		12982,31
Прочие внеоборотные активы
Итого по разделу I	301 343,00	385 755,44
II. Оборотные активы
Запасы:
производственные запасы	14 567,00	20916,18
незавершенное производство	2 061,00	309,79
готовая продукция	4 000,00	1610,92
Векселя полученные		6000,00
Дебиторская задолженность за товары, работы, услуги:
чистая реализационная стоимость	12 342,00	55 050,80
первоначальная стоимость	14 710,00	58 585,00
Резерв сомнительных долгов	2 368,00	3 534,20
Дебиторская задолженность по расчетам:
с бюджетом		6 061,00
по выданным авансам
по начисленным доходам	242,00	1700,83
Прочая текущая дебиторская задолженность		375,00
Текущие финансовые инвестиции	2131,00	62 334,40
Денежные средства и их эквиваленты:
в национальной валюте	20 467,00	33 858,00
в иностранной валюте	13812,00	7138,56
Продолжение таблицы 1
1	2	3
Прочие оборотные активы
Итого но разделу II	69 622,00	195 355,35
III. Расходы будущих периодов	1 408,00	2 813,00
Баланс	372 373,00	583 923,79