Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..….8
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ ЗАО «ОБЬНЕФТЕРЕМОНТ»
И ОСОБЕННОСТИ ЕГО ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ…………………………….11
1.1 История создания и развития предприятия……………………………….......11
1.2 Цель и виды деятельности предприятия………………………………...……12
1.3 Организационно-правовой статус предприятия……………………………...13
1.4 Анализ организации управления на предприятии……………………………26
1.5 Отраслевые особенности функционирования предприятия…………………28
1.6 Оценка конкурентоспособности предприятия………………………………..30
1.7 Труд и заработная плата ……………………………………………………….33
2 АНАЛИЗ ФИНАНСОВО-ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
ЗАО «Обьнефтеремонт»……………….……………………………………..42
2.1 Анализ производственно-хозяйственной деятельности…………………….42
2.2 Анализ динамики имущества предприятия…………………………………..46
2.3 Оценка платежеспособности ЗАО «Обьнефтеремонт»……………………...51
2.4 Оценка финансовой устойчивости ЗАО «Обьнефтеремонт»………………..56
2.5 Оценка деловой активности ЗАО «Обьнефтеремонт»……………………….61
2.6 Оценка рентабельности ЗАО «Обьнефтеремонт»…………………………….63
3 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЗАО «Обьнефтеремонт»………………..……………….69
3.1 Инвестиционный проект по замене оборудования скважин…..………….....69
3.2 Оценка эффективности инвестиционного предложения…………...……….74
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………….94
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК……………………………………………….95
ПРИЛОЖЕНИЯ………………………………………………………………………97
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Организационная структура ЗАО «Обьнефтеремонт»……...97
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Уплотненный анализ баланс-нетто по ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2008-2010 гг. в тыс. руб..………….………………………98
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Горизонтальный анализ аналитического баланса-нетто ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2008-2010 гг., в процентах……….…99
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Вертикальный анализ аналитического баланса-нетто ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2008-2010 гг., в процентах …………100
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Анализ ликвидности баланса ЗАО «Обьнефтеремонт» за
2008-2010 гг., в тыс. руб ..………………….………………...101
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Оценка деловой активности ….………………………....…...102
ВВЕДЕНИЕ
Современная экономическая ситуация в РФ диктует предприятиям новый подход к внутрифирменному планированию. Процесс вхождения российской экономики в систему рыночных коммуникаций, деятельность хозяйственных субъектов в условиях конкуренции и в постоянно меняющейся конкурентной среде требуют от каждого предпринимателя, бизнесмена, менеджера постоянного совершенствования предпринимательской деятельности. Они вынуждены искать такие формы и модели планирования, которые обеспечивали бы максимальную эффективность принимаемых решений. Оптимальным вариантом достижения таких решений в современных экономических условиях хозяйствования является бизнес-план.
Планирование - это определение цели развития управляемого объекта, методов, способов и средств ее достижения, разработка программы, плана действия различной степени детализации на ближайшую и будущую перспективу.
Планирование необходимо любому предприятию, которое намеревается предпринимать какие-то действия в будущем.
Универсальной структуры бизнес-плана нет, как утверждает большинство специалистов, а остальные либо ищут заветные алгоритмы, либо продолжают накапливать базы данных основных компонентов и методов составления бизнес-плана.
Однако при всем разнообразии целей бизнес - планирования есть нечто общее, что характеризует отдельные элементы бизнес-плана (его разделы) как самостоятельные подсистемы, для разработки которых созданы соответствующие методы.
О последовательности формирования бизнес-плана можно спорить. Бизнес-планирование можно начать с оценки исходного состояния организации или состояния внешней среды, с определения стратегии организации в целом, чтобы затем перейти к детализации оценки и разработке отдельных бизнес-планов по реализации стратегических проектов и программ.
А можно все гораздо проще: ввести исходные данные в стандартные программы и анализировать получаемые варианты бизнес-планов, как сценарные проработки возможных решений. В любом случае необходимо составить описание стратегии развития системы (организации), в рамках которой планируется реализация бизнес-проекта, чтобы воплощение бизнес-плана в жизнь не привело к снижению эффективности работы организации, а наоборот, обеспечило действие закона синергии.
Важно оценить и сами товары (услуги), в отношении которых составляется бизнес-план, и рынки, на которых они будут реализованы. Это позволит точнее составить план производства, организационный план, оценить риски, запланировать рациональное использование имеющихся ресурсов и обосновать эффективное вовлечение в хозяйственный оборот заемных средств.
Системное представление всех компонентов бизнес-плана нужно не только предпринимателям при создании своего дела и руководителям при размещении акций своих организаций или при привлечении инвесторов для финансирования крупного проекта, но и для обоснования гарантии возврата банку денежных ресурсов, необходимых для развития.
Актуальность дипломного проекта заключается в том, что хорошо разработанный бизнес-план помогает фирме расти, завоевывать новые позиции на рынке, где она функционирует, составлять перспективные планы своего развития.
Цель дипломного проекта: разработать инвестиционный бизнес-проект направленный на увеличение объемов существующего производства, а также на освоение рынка новой услуги, которое станет результатом осуществления настоящего дипломного проекта.
Задачи дипломного проекта:
- рассмотреть краткую характеристику предприятия и отраслевые особенности его функционирования;
- провести анализ финансового состояния предприятия;
- разработать и оценить экономическую эффективность предлагаемого проекта, спрогнозировать изменение основных экономических показателей деятельности предприятия в результате реализации проекта.
Объект исследования - ЗАО «Обьнефтеремонт».
Практическая значимость выполненной работы состоит в возможности улучшения финансового состояния ЗАО «Обьнефтеремонт» за счет реализации разработанного бизнес-плана.
Структура работы: дипломный проект состоит из введения, трех основных частей, заключения, библиографического списка литературы, приложений.
Теоретической и методологической базой дипломного проекта стали работы отечественных специалистов, таких как Аистова М.Д., Бланк И.А., Гиляровской Л.Т., Ковалева В.В., Савицкой Г.В., Шеремета А.Д., Сайфуллина Р.С., Негашева Е.В. и др.
Информационную базу исследования составляют данные предприятия, внутрикорпоративная нормативная документация, информация из периодической печати, монографии и учебники отечественных и зарубежных специалистов в данной области.
Предприятие создано в 1998 году, зарегистрировано Постановлением Главы Администрации Нижневартовского района в форме закрытого акционерного общества на основании Учредительного договора и Устава, принятого его учредителями. Вид собственности - частная. ЗАО "Обьнефтеремонт" вышестоящих структур не имеет, дочерних и зависимых предприятий не имеет.
С момента регистрации в органах власти Общество приняло статус юридического лица. Согласно статье 48 части I Гражданского Кодекса Российской Федерации (ГК РФ) юридическое лицо имеет в собственности обособленное имущество, отражаемое на его самостоятельном балансе, осуществляет владение, пользование, распоряжение своим имуществом в соответствии с целями своей деятельности и назначения имущества.
Общество имеет расчетный счет и вправе оплачивать все расходы, связанные с организацией и функционированием предприятия. Как юридическое лицо, Общество вправе быть истцом и ответчиком в судебных и арбитражных делах. Общество вправе принимать решения о выплате дивидендов по итогам года из чистой прибыли. Предприятие как юридическое лицо может на добровольных началах объединяться в союзы, ассоциации на условиях, не противоречащих антимонопольному законодательству РФ.
Общество несет ответственность по своим обязательствам всем принадлежащим ему имуществом. Акционеры отвечают в пределах их долей.
Общество действует на основе полного хозяйственного расчета и самофинансирования. Вмешательство в административную и хозяйственную деятельность со стороны государственных и общественных организаций не допускается, если это не обусловлено их правами по осуществлению контроля и ревизии согласно законодательству.
ЗАО «Обьнефтеремонт» имеет лицензии:
Основные виды деятельности – капитальный и текущий ремонт скважин и повышение нефтеотдачи пластов, строительство скважин всех назначений.
Основными заказчиками оказываемых ЗАО «Обьнефтеремонт» услуг являются в 2007 г.: ОАО «Томскнефть», ОАО «Обьнефтеремонт», СП «Черногорское», ООО СП «Ваньеганнефть», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», ОАО НК «Магма», ОАО «Томскнефтегазгеология», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ЗАО «Соболиное», филиал «Тюменьбургаз» ДОО «Бургаз».
В 2008 г.: ОАО «Обьнефтеремонт», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ОАО «Томскнефть» ВНК, ООО «Сибнефть-Хантос», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Для осуществления своей деятельности Общество имеет право:
- осуществлять в установленном порядке эмиссию ценных бумаг;
- самостоятельно планировать свою хозяйственную, финансовую, коммерческую деятельность;
- самостоятельно устанавливать цены и тарифы на продукцию основного производства, товары и услуги, за исключением случаев, предусмотренных законодательством;
- инвестировать денежные средства в деятельность российских и иностранных предприятий и организаций;
- привлекать для работы российских и иностранных специалистов;
- самостоятельно определять формы, системы и размеры оплаты труда персонала;
- открывать представительства и фирмы на территории страны и за рубежом (статья 55 часть I ГК РФ);
- выступать учредителем совместных и иных предприятий, действующих в различных организационно-правовых формах, других хозяйственных и коммерческих образований;
- совершать любые сделки и другие юридические акты, прямо не запрещенные действующим законодательством.
Совет Директоров осуществляет общее руководство деятельностью Общества.
Руководство текущей деятельности осуществляется единоличным исполнительным органом Общества - Генеральным директором.
1.3 Организационно-правовой статус предприятия
Организационная структура ЗАО "Обьнефтеремонт" на 1 января 2010 года показана в Приложении А.
Генеральный директор оставляет за собой большую часть полномочий, необходимых для принятия важнейших решений. Его заместители выступают в роли кураторов, которые лишь передают информацию и требования по выполнению определённых работ от генерального директора до подчиненных им отделов, следят за правильным выполнением всех требуемых от них работ и нарушений, но окончательное решение принимает генеральный директор. Это является первым признаком централизованной организации.
Для обеспечения производственного процесса в структуре предприятия задействованы:
К структурным подразделениям относятся: ЦИТС; ПКРС, БПО.
Структурные подразделения выполняют следующие функции:
- ЦИТС (центральная инженерно-технологическая служба) - главной задачей является обеспечение выполнения производственных заданий по капитальному ремонту скважин в соответствии с заданной технологией. Обеспечение ритмичной работы основного производства и оперативный контроль над выполнением производственных заданий. Разработка и представление предложений по повышению эффективности основного производства для включения их в план организационно-технических мероприятий. Организация работ по ликвидации аварий и пожаров. Участие в расследовании аварий и осложнений.
- ПКРС (производство капитального ремонта скважин) - главная задача обеспечения выполнения месячных, годовых заданий по капитальному ремонту скважин с соблюдением установленных технологических режимов работы и соблюдением утвержденных на планируемый период технико-технологических регламентов, повышение производительности труда и качества ремонта скважин на основе выявленных и использованных резервов производства на каждом рабочем месте. Осуществляют хозяйственную деятельность Производства на предприятии, делая все зависящее для получения прибыли. Зам. директора производства КРС принимает участие в разработке перспективного и текущего планов развития производства.
Таким образом, в первой главе представлены правовой статус предприятия – закрытое акционерное общество, организационная структура предприятия, кратко рассмотрены должностные обязанности и уровни соподчинения организационных подразделений. Организационная структура является линейно-функциональной.
Ремонтные работы на скважинах относятся к геолого-техническим мероприятиям, направленным на наиболее эффективное использование фонда скважин, при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды и рациональной разработки месторождения с целью поддержания или восстановления проектных уровней добычи нефти.
Ремонтные работы включают: капитальный ремонт скважин и ликвидацию скважин после их эксплуатации.
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке; пакеров-отсекателей, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования.
В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории.
К первой категории сложности относятся ремонты при глубине скважин до 1500м.
Ко второй категории относятся все виды ремонтов, производимые в скважинах глубиной более 1500 м. Кроме того, независимо от глубины, к этой категории относятся все виды наиболее сложных и трудоемких работ, работы связанные с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрывов пласта. Работы на скважинах с сильными нефтегазопроявлениями, ремонты в наклонно направленных скважинах, все виды ремонтно-изоляционных работ, а также все другие ремонты, не вошедшие в первую категорию.
Основанием для постановки и рассмотрения вопроса о необходимости проведения большинства видов ремонтных работ по каждой конкретной эксплуатационной скважине является наличие аномалии (несоответствия) в величинах дебита нефти, содержания воды в продукции и, наконец, ее аварийное состояние; в нагнетательной скважине - давление закачки, приемистость.
В качестве эталонных, как правило, служат значения указанных параметров по окружающим скважинам, группам скважин, отдельным горизонтам и пластам.
Обоснование необходимости проведения ремонтных работ и определения их вида производится в результате геолого-эксплуатационных данных по скважине и окружающим скважинам, данных разработки отдельных участков залежи и пласта в целом, данных исследовательских работ в скважинах.
При этом основными исходными данными являются:
- дебит нефти и ее обводненность в динамике с начала эксплуатации скважин; в нагнетательных скважинах приемистость и давление закачки;
- литологическая характеристика продуктивности пласта и характер его насыщенности по мощности (нефть, вода);
- конструкция скважины: диаметр ствола и глубина скважины, параметры и конструкция обсадной колонны; интервалы вскрытия продуктивного пласта перфорацией;
- физико-химические свойства пластовых вод, имеющихся в разрезе скважины;
- расположение скважины и залежи по отношению к контурам нефтеносности, нагнетательным скважинам и т.д.
Параметры, характеризующие скважины и обосновывающие необходимость проведения ремонтов, устанавливаются отдельно для каждого конкретного месторождения и стадии его разработки.
В зависимости от характера проводимых операций работы по капитальному ремонту в скважинах планируют и учитывают в соответствии с утвержденным “Классификатором ремонтных работ в скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов” (РД 39-1-149-79). Номенклатура услуг по капитальному ремонту скважин, производимых предприятиям ЗАО “Обьнефтеремонт” представлена в таблице 2.1.1.
Таблица 1.3.1 - Номенклатура услуг по капитальному ремонту скважин
|
Виды ремонтов |
Обозначение |
|
Ремонтно-изоляционные работы |
КР-1 |
|
Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн |
КР-2 |
|
Ловильные работы, устранение аварий, в т.ч. ликвидация парафино-гидратных пробок |
КР-3 |
|
Возвраты, дострелы, приобщения |
КР-4 |
|
Обработки призабойной зоны пласта |
КР-7 |
|
Обследование техническое состояния эксплуатационных колонн |
КР-8 |
|
Перевод на нагнетание |
КР-9 |
|
Ликвидация скважин |
КР-12 |
Более наглядно структура выполненных работ за 2008 – 2010 г.г.
представлена на Рисунок 1.3.1.
Технология выполнения капитальных ремонтов скважин.
К капитальному ремонту скважин относятся наиболее сложные виды подземных ремонтов, часто требующих применения специального оборудования: буровых станков, бурильных труб, цементировочных агрегатов и т.п.
Наиболее характерные работы при капитальном ремонте скважин: изоляционно-восстановительные, ремонтно-исправительные, ловильные, а также зарезка и бурение вторых стволов.
Изоляционно-восстановительные работы заключаются в ликвидации прорыва в скважину посторонних вод (верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому нефтяному горизонту или пропластку). Приток посторонней воды в скважину обычно ликвидируют путем цементирования ствола скважины в заданном интервале.
Рисунок 1.3.1 - Структура выполненных работ ЗАО «Обьнефтеремонт» за
2008 – 2010г.г.
При прорыве верхних вод осуществляется затрубное цементирование под давлением. В случае притока подошвенных вод применяют разные способы изоляции: обычное цементирование низа скважины с подъемом фильтровой зоны на вышезалегающие слои. Продавливание в пласт цементных растворов; гидроразрыв пласта с последующим продавливанием в пласт вязкой нефти и цементированием интервала гидроразрыва; введение в пласт реагентов, образующих при взаимодействии с пластовой водой водонепроницаемую зону и т.п.
Для всех видов цементирования используют раствор, приготовленный из тампонажного цемента такого же качества, как и при бурении. Количество воды, применяемое при затворении цемента, обычно равно 40-50% от веса сухого цемента. Перед каждым цементированием предварительно рассчитывают потребное количество цементного раствора и воды, необходимой для его продавливания.
К ремонтно-исправительным работам относятся исправление смятий, сломов и трещин в колоннах и замена поврежденной части колонны.
Причины повреждения эксплутационных колонн бывают различные. Колонна на каком-то участке может быть ослаблена из-за уменьшения толщины стенки или дефекта в резьбовом соединении. В этом месте обязательно скажется разрушительное действие напора вод или давления породы. Резкое снижение уровня жидкости в скважине, вследствие чего внешнее давление на колонну может превысить допустимую величину, также может привести к повреждению колонны. Кроме того, при выносе из призабойной зоны скважины в процессе ее эксплуатации большого количества песка могут происходить обвалы породы, залегающей выше дренируемого пласта, что также приводит к смятию и слому колонны.
Смятие участка колонны выправляются оправочными долотами или специальными оправками, спускаемыми в скважину на бурильных трубах.
Если оправить колонну долотами не удается, участок смятия офрезировывают с помощью плоских или конических фрезеров. Выправленный участок укрепляют цементным кольцом, для чего за колонну под давлением нагнетают цементный раствор.
Ловильные работы. Наиболее сложны работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, упавшая в скважину, при ударе о забой изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне. Кроме того, иногда трубы при ударе ломаются в нескольких местах и располагаются в скважине рядами. Трубы могут также врезаться в пробки, если она имеется в скважине.
Прежде чем спустить в скважину ловильный инструмент, необходимо обследовать состояние эксплуатационной колонны и положение упавших в скважину труб или каких-либо предметов с помощью печатей (конусных и торцовых). Смятие эксплуатационной колонны обычно обследуют конусной печатью. Для получения отпечатка верхнего конца ловильных труб или какого-либо предмета применяют торцевую печать.
Для ловли насосно-компрессорных труб пользуются турболовками различных конструкций с правой и левой резьбами.
Для ловли муфт насосно-компрессорных труб и другого оборудования, оставшегося в скважине, имеющего выступы, применяют овершоты.
Для ловли насосно-компрессорных труб за наружную поверхность (когда трубы оборваны в теле или из них вырвана муфта) или для захвата муфты снаружи (когда поврежден конец трубы) применяют колокола.
Для извлечения оставленных в скважине труб после захвата их каким-либо инструментом часто приходится прикладывать большие усилия. Поэтому при ловильных работах в большинстве случаев применяют толстостенные бурильные трубы, характеризующиеся большим сопротивлением разрыву.
Подъемным механизмом при ловильных работах служит стационарная буровая лебедка или передвижной подъемник.
Работы по ликвидации скважин после прекращения их эксплуатации также относятся к капитальным ремонтам. В таких скважинах вырезают и извлекают спущенные в них обсадные трубы, а ствол цементируют, заливают глинистым раствором или засыпают глиной (в зависимости от геологических особенностей).
Рассмотрим изменения рынка услуг по КРС и место ЗАО «ОНР» на рынке.
Капитальный ремонт скважин в нефтедобыче называют хирургией нефтяной промышленности. Предприятия, занимающиеся капитальным ремонтом скважин, диагностируют состояние скважин, определяют технологию ремонта, поддерживают работоспособность скважин, тем самым помогают выполнить план добычи нефти нефтегазодобывающим компаниям.
Объем и стоимость услуг по КиТРС напрямую зависит от финансового состояния нефтяных компаний, которое в свою очередь определяется физическим состоянием основных фондов и ценой нефти на мировом и внутреннем рынках.
В настоящее время мировой нефтяной промышленности не удается обеспечивать достаточный рост добычи для удовлетворения постоянно повышающегося спроса. Чтобы восполнить нехватку нефти, западные компании вынуждены были обратиться к странам ОПЕК и, главным образом, к крупнейшим производителям на Ближнем Востоке, чьи дешевые запасы, удовлетворяя этот спрос, истощаются. Политика держать цену нефти на искусственно низком уровне, вынуждает нефтяные компании отказываться от стратегий, нацеленных на рост добычи, и сосредоточить свое внимание на сокращении расходов. Многие Заказчики услуг ПКРС заключили с нашим предприятием договора на 2010 год, включив следующий пункт: "В случае снижения рыночной цены на нефть (нефть сорта URALS на Лондонской и Нью-йоркской биржах) ниже 14 долл. за баррель Стороны в течение 15 дней с момента уведомления одной из Сторон другой Стороны, подписывают соглашение об уменьшении объемов работ (либо цены). В случае не достижения соглашения об уменьшении объемов работ (либо цены) договор считается прекращенным с момента истечения 15 дневного срока получения уведомления".
Также судьба предприятий, занимающихся капитальным ремонтом скважин, находится в прямой зависимости от стратегических планов по технологии нефтедобывающих компаний. Другим стратегическим направлением, например, можно считать изменение технологии проведения операции гидроразрыва пласта в сочетании с капитальным ремонтом скважины, когда стоимость операции остается прежней, но нефтеотдача практически повысилась в 2 раза. Это позволило снизить потребность в количестве капитальных ремонтов скважин, что также ведет к сокращению бригад КиТРС.
Следует отметить, что вместо свободной конкуренции, ценообразования на основе спроса и предложения наше предприятие на рынке услуг КиТРС сталкивается с различными формами монополизма – отраслевого, местного. Причин тому много. Так, например, нефтегазодобывающие предприятия выделили из своего состава сервисные подразделения, в том числе бригады капитального ремонта скважин, образовав из них закрытые акционерные общества, что позволяет формировать со стороны нефтяных компаний свои правила игры на рынке сервисных услуг, определять критерий выбора сервисного партнера. При этом стоимость выполняемых работ оценивается нефтяными компаниями в одностороннем порядке. Такой факт сбивает цены на услуги по КиТРС предприятий работающих на рынке этих услуг, что часто уничтожает мелких производителей услуг по КиТРС.
Рассмотрим конкурентные преимущества. Объем выполненных работ.
Несмотря на сложившуюся обстановку на рынке услуг по КРС наше предприятие имеет следующие конкурентные преимущества:
а) Известность в течение 10 лет, с учетом перерегистрации.
б) Рассредоточенность бригад КиТРС по множеству Заказчиков.
в) Высококвалифицированный, опытный, стабильный состав персонала бригад КиТРС и специалистов, служащих предприятия.
г) Наличие 3-х собственных баз производственного обслуживания с достаточными производственными площадями, оснащенными металлообрабатывающими станками и стендами. Имеется кузница, пилорама, электротехническая лаборатория, лаборатория дефектоскопии, стенд по правке СБТ, участки по опрессовке противовыбросового оборудования и д.т.
д) Наличие собственных фондов:
- импортным инструментом для ведения аварийных работ и его современным отечественным аналогом.
Основными Заказчиками услуг по КиТРС ЗАО "Обьнефтеремонт" были следующие крупные нефтегазодобывающие предприятия в 2008 году:
Всего выполнено 1042 скважино-ремонтов. в 2008 году:
Всего выполнено 820 скважино-ремонтов.
Объем выполненных работ представлен в таблице 1.3.2.
Таблица 1.3.2 - Объем выполненных работ ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2008 – 2010 г.г.
В % к итогу
|
Наименование заказчика |
ГОД |
|||||
|
2008 |
2009 |
2010 |
||||
|
Скважино-ремонты |
В % к итогу |
Скважино-ремонты |
В % к итогу |
Скважино-ремонты |
В % к итогу |
|
|
1. ОАО «Томскнефть» |
386 |
37 |
47 |
5,7 |
42 |
15,4 |
|
2. ОАО «Обьнефтеремонт» |
230 |
22 |
194 |
23,7 |
100 |
36,7 |
|
3. СП «Черногорское» |
41 |
3,9 |
- |
- |
||
|
4. ЗАО «Томская нефть» |
7 |
0,7 |
- |
2 |
0,79 |
|
|
5. ООО СП «Ваньеганнефть» |
119 |
11,4 |
3 |
0,4 |
2 |
0,79 |
|
6. НК «Магма» |
1 |
0,1 |
- |
6 |
2,2 |
|
|
7. ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» |
179 |
17,1 |
412 |
50,2 |
41 |
15 |
|
8. ОАО «Томскнефтегаз-геология» |
3 |
0,4 |
- |
- |
||
|
9. ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» |
76 |
7,4 |
153 |
18,7 |
56 |
20,5 |
|
10. ООО «Сибнефть-Хантос» |
- |
11 |
1,3 |
23 |
8,4 |
|
|
ИТОГО |
1042 |
100,0 |
820 |
100,0 |
272 |
100 |
Рассмотрим маркетинг на предприятии; виды цен; методику планирования цен и экономической эффективности.
Маркетинг на предприятии осуществляется за счет старых налаженных связей и личных знакомств работников предприятия.
Под политикой цен понимаются общие цели, которые предприятие собирается достичь с помощью установления цен на свою продукцию.
Ценовая политика является одной из составляющих комплекса маркетинга и должна быть направлена на достижение его стратегических целей. Ценовую политику предприятие использует для достижения следующих целей:
Необходимо обоснование и анализ различия цен, устанавливаемых предприятием, и цен на конкурирующую продукцию с точки зрения приобретения потребителем дополнительных услуг и выгод в виде сервисного обслуживания, новизны и качества продукции, гарантий на эту продукцию, предоставляемых предприятием-производителем, а также снижения ее себестоимости.
При определении цен на продукцию, производимую предприятием, используются следующие методы:
Политика цен предприятия в свою очередь является основной для разработки его стратегии ценообразования, то есть набора практических факторов и методов, которых целесообразно придерживаться при установлении рыночных цен на конкурентные виды продукции, выпускаемые предприятием, либо оказываемые услуги.
Активная политика предприятия в сфере ценообразования состоит в установлении цен на продукцию, выпускаемую предприятием, на основе рассмотрения следующих факторов:
1.4 Анализ организации управления на предприятии
В процессе управления любым предприятием огромная роль принадлежит организационной структуре, поскольку с ее помощью структурируются и формализуются подходы и методы управления, определяются группы исполнителей, разрабатываются системы контроля и внутриорганизационных взаимоотношений, то есть осуществляются все необходимые действия, направленные на достижение целей, которые ставит перед собой та или иная организация.
Таким образом, очевидно, что от правильного выбора организационной структуры, от ее успешного соединения с функционированием всей организации и способности обновляться зависит жизнь предприятия.
Структура организации – это состав и соотношение его внутренних звеньев: цехов, участков, лабораторий, отделов и других подразделений, составляющих единый хозяйствующий объект.
Главной особенностью структуры предприятия считается ее динамичность, изменения во времени. По мере совершенствования техники и технологии производства, управления, организации труда и производства изменяется и структура предприятия.
Принцип формирования структуры управления – это организация и закрепление тех или иных функций управления соподразделениями аппарата управления.
Организационная структура аппарата управления – состав отделов, служб и подразделений в аппарате управления, системная их организация, характер соподчиненности и подотчетности друг другу и высшему органу управления фирмы, а также набор координационных и информационных связей, порядок распределения функций управления по различным уровням и подразделениям управленческой иерархии.
На 31 декабря 2009 года общая штатная численность персонала ЗАО «Обьнефтеремонт» составляла 1546 единиц.
В том числе:
- руководители – 291 единиц;
- специалисты – 315 единиц;
- служащие – 5 единиц;
- рабочие – 935 единиц.
Организационная структура ЗАО «Обьнефтеремонт» представлена на рисунке. (Приложение А).
В состав предприятия вошли следующие структурные подразделения:
- Управление по добыче нефти и газа № 1 – 88 единиц;
- Управление по добыче нефти и газа № 2 – 102 единицы;
- Управление по добыче нефти и газа № 3 – 106 единиц;
- Северное нефтегазодобывающее производство – 160 единиц;
- База подготовки и сдачи нефти – 459 единиц;
- База эксплуатации и ремонта трубопроводов – 229 единиц;
- Цех научно-исследовательских и производственных работ – 74 единицы;
- Участок материально-технического обеспечения и комплектации оборудования – 37 единиц;
- Центральная инженерно-технологическая служба – 20 единиц;
- Центральный офис предприятия – 294 единицы.
Преимущества организационной модели ЗАО «Обьнефтеремонт»:
- единая типовая организационная модель в рамках БЕ «Самотлор»;
- оперативное решение поставленных задач;
- соблюдение единых корпоративных политик;
- иерархичная координация действий в решении производственных задач и делегирование полномочий руководителям.
1.5 Отраслевые особенности функционирования предприятия
Нефтяная отрасль России представляет собой одну из ключевых отраслей, отвечающих за обеспечение конкурентоспособности страны на мировых рынках.
Эта отрасль играет существенную роль в развитии внутренней экономики, придавая ей динамизм, отвечая за значительную часть валового внутреннего продукта и обеспечивая занятостью тысячи и тысячи людей.
Россия является крупнейшей нефтяной державой мира. Российская нефтяная отрасль имеет глубокие исторические корни. В частности, добыча нефти на территории современной России велась на реках Ухта и Печера еще в начале и середине 18 века, а первая в мире промышленная скважина была пробурена на территории Российской Империи, ныне независимого государства Азербайджан.
В нынешних условиях нефтегазовый комплекс России играет особую роль, обеспечивая и рост ВВП, и возможность социальной ориентации развития экономики. Доля энергоносителей в структуре российского экспорта равна двум третям всего объема, а налоговые поступления составляют более трети всех государственных доходов. Нефтегазовая отрасль создает не менее четверти ВВП.
Россия и ряд независимых государств из бывших советских республик играли и продолжают играть значительную роль в мировой добыче нефти. Почему-то принято считать, что наше счастье заключается в огромных запасах углеводородов. На самом деле Россия обладает лишь 6% подтвержденных и разведанных мировых запасов нефти и газа (рисунок 1.5.1).
Рисунок 1.5.1 – Распределение доказанных запасов углеводородов на мировом рынке за 2010г.
Россия располагает крупнейшим в мире минерально-сырьевым потенциалом и является одним из ведущих производителей углеводородов и занимает уверенную вторую позицию после стран ОПЕК на мировом углеводородном рынке, прежде всего благодаря весьма привлекательному соотношению между уровнем добычи и наличием запасов этих двух видов сырья.
Минерально-сырьевая база УВ в России объективно истощается, в структуре запасов быстро нарастает доля трудноизвлекаемых запасов.
Следует признать, что в предыдущие годы задачи по воспроизводству минерально-сырьевых ресурсов (в том числе топливно-энергетических) и обеспечению рационального недропользования решались недостаточно эффективно.
1.6 Оценка конкурентоспособности предприятия
Рыночная структура – сложное понятие, имеющее множество аспектов. Она может определяться характером объектов рыночных сделок.
Конкурентность рынка определяется теми пределами, в рамках которых отдельные фирмы способны воздействовать на рынок, т.е. оказывать влияние на условия реализации своей продукции, прежде всего на цены. Чем меньше отдельные фирмы оказывают влияние на рынок, где они реализуют свою продукцию, тем более конкуретным считается рынок. Наивысшая степень конкурентности рынка достигается тогда, когда отдельная фирма не оказывает никакого подобного влияния.
В современных условиях конкуренция между предприятиями развертывается главным образом на поле качества выпускаемой продукции.
В условиях рынка удовлетворенность конкретного потребителя совокупностью предлагаемых ему свойств в товаре находит выражение в акте купли-продажи. Такое совпадение свойств, характеристик товара и требований потребителя, при котором соблюдаются интересы производителя и потребителя, означающее полное соответствие товара условиям рынка, называется его конкурентоспособностью.
Таблица 1.6.1 – Сильные и слабые стороны ЗАО «Обьнефтеремонт»
|
Сильные стороны |
Слабые стороны |
|
Большой опыт работы высших руководителей на данном предприятии |
Низкий производственный потенциал |
|
Высококвалифицированные менеджеры среднего звена |
Низкая платежеспособность предприятия |
|
Хорошо построена организационная структура предприятия, в которой четко распределены права и обязанности |
Значительный удельный вес издержек производства |
|
Высокий престиж и имидж предприятия |
|
|
Устойчивое финансовое состояние |
Продолжение таблицы 1.6.1
|
Сильные стороны |
Слабые стороны |
|
Высокие экономические показатели эффективности |
|
|
Занимает значительную долю рынка и твердо ее удерживает |
Эта таблица дает нам полное представление о внутренней среде предприятия, а также видно, что предприятие имеет как сильные, так и слабые стороны, но сильные стороны значительно перевешивают меньшинство слабых сторон. Но ЗАО «Обьнефтеремонт» всегда над ними работает и возможно в скором будущем они выйдут из списка слабых сторон организации.
К внешним возможностям организации относятся:
- стабильный рост спроса на сырую нефть;
- использование новых технологий при добыче нефти (бурение вторых стволов);
- новые возможности завоевания доли рынка конкурентов;
- приобретение конкурирующих или обладающих прогрессивными знаниями и технологиями организаций.
К внешним угрозам организации относятся:
- неблагоприятная налоговая политика государства в отношении нефтедобывающих предприятий (НДПИ);
- ужесточение конкуренции между действующими на рынке организациями, ведущее к снижению прибыли;
- замедление роста рынка.
После выявления внутренних сильных и слабых сторон организации, ее внешних возможностей и угроз разрабатывается матрица «SWOT», призванная выявить связи между четырьмя частями списка.
Матрица «SWOT» состоит из четырех полей: поле СИВ (сильные стороны и возможности), поле СЛВ (слабые стороны и возможности), поле СИУ (сильные стороны и угрозы), поле СЛУ (слабые стороны и угрозы). В каждом из перечисленных полей выделяются парные зависимости, на основе которых и выбираются стратегии развития организации.
На основе выделенных парных зависимостей разработаем возможные стратегии развития организации (таблица 1.6.2).
Таблица 1.6.2 – Возможные стратегии развития ЗАО «Обьнефтеремонт»
|
Поле |
Вырабатываемые стратегии |
|
СИВ |
Стратегия нововведений: использование новых технологий при добыче нефти. Стратегия роста: слияние и поглощение. Поддерживающая стратегия: удержание лидирующих позиций в рынке сырой нефти, повышение уровня квалификации специалистов. Наступательная стратегия: повышение нефтеотдачи. |
|
СИУ |
Поддерживающая стратегия: сохранение высоких темпов развития предприятия, быстрое реагирование на изменение мировых цен на нефть и налогового законодательства. Наступательная стратегия: создание конкурентного преимущества на рынке сырой нефти. Общая стратегия М. Портера: лидерство в снижении издержек. |
|
СЛВ |
Стратегия нововведений: использование новых технологий при добыче нефти. Общая стратегия М. Портера: лидерство в снижении издержек; Наступательная стратегия: завоевание доля рынка конкурентов. |
|
СЛУ |
Общая стратегия М. Портера: лидерство в снижении издержек. |
Таким образом, перспективными для развития ЗАО «Обьнефтеремонт» являются стратегии:
- наступательная стратегия;
- общая стратегия М. Портера: лидерство в снижении издержек;
- поддерживающая стратегия;
- стратегия нововведений.
1. Наступательная стратегия
Создание конкурентного преимущества ЗАО «Обьнефтеремонт» по издержкам, ресурсам или за счет дифференциации может быть результатом успешных действий наступательной стратегии. Наступательная стратегия компании может вызвать ответные действия конкурентов, обладающих достаточной компетенцией и ресурсами, поэтому не стоит надеяться, что они отдадут свою долю рынка без борьбы. Чтобы не отстать от конкурентов, ЗАО «Обьнефтеремонт» может направить свои усилия на нейтрализацию или достижение превосходства над ними.
2. Общая стратегия М. Портера: лидерство в снижении издержек
ЗАО «Обьнефтеремонт» должно стремиться стать производителем с низкими издержками, за счет использования новых технологий при добыче нефти (бурение вторых стволов) и проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи.
3. Поддерживающая стратегия
ЗАО «Обьнефтеремонт» занимает лидирующее положение в рынке сырой нефти ХМАО и поддерживающая стратегия должна быть направлена на удержание лидирующих позиций в рынке сырой нефти, сохранение высоких темпов развития предприятия, быстрое реагирование на изменение мировых цен на нефть и налогового законодательства.
4. Стратегия нововведений
Для того чтобы удержать лидирующее место на рынке сырой нефти, сохранить высокие темпы развития предприятия, снизить свои издержки и всегда идти на шаг вперед с конкурирующими компаниями ЗАО «Обьнефтеремонт» необходимо использовать новые технологии при добыче нефти.
1.7 Труд и заработная плата
К трудовым ресурсам относится та часть населения, которая обладает необходимыми физическими данными, знаниями и навыками труда в соответствующей отрасли. Достаточная обеспеченность предприятий нужными трудовыми ресурсами, их рациональное использование, высокий уровень производительности труда имеют большое значение для увеличения объемов продукции и повышения эффективности производства.
Средняя численность ЗАО «Обьнефтеремонт» в 2010г. по сравнению с 2009г. увеличилась на 24 чел., в связи со следующими факторами:
заполнение имеющихся вакансий;
незначительное изменение структуры, касающиеся перераспределения функциональных обязанностей по службам.
Рассмотрим численность персонала по категориям занятости (таблица 1.7.1).
Таблица 1.7.1 - Численность персонала по категориям занятости
|
Категории персонала |
2009 |
2010 |
||
|
чел. |
уд. вес |
чел. |
уд. вес |
|
|
Всего, в т.ч. |
1351 |
100 |
1546 |
100 |
|
1. Рабочие |
788 |
58 |
955 |
61,8 |
|
2. Руководители |
264 |
19,5 |
276 |
17,9 |
|
3. Специалисты |
291 |
21,5 |
305 |
19,7 |
|
4. Служащие |
8 |
1 |
10 |
0,6 |
Наглядная динамика численности персонала предприятия по категориям, представлена на рисунках 1.7.1 и 1.7.2.
Рисунок 1.7.1 - Состав численности персонала по категориям
Рисунок 1.7.2 – Структура численности персонала по категориям
Анализ численности, состава и квалификации работников следует дополнить рассмотрением движения рабочей силы.
Наиболее общими показателями, характеризующими движение рабочей силы, являются коэффициенты оборота по приему и выбытию и коэффициент текучести кадров.
Число принятых на работу в 2010 году по сравнению с 2009 годом снизилось с 315 до 182 человек. Число уволенных также уменьшилось с 210 до 158 человек.
Таблица 1.7.2 - Показатели движения рабочей силы
|
Показатели |
2009 год |
2010 год |
Изменения |
|
Принято на работу |
156 |
315 |
159 |
|
Уволено с работы |
180 |
210 |
30 |
|
Уволено по собственному желанию |
170 |
195 |
25 |
|
Среднесписочная численность |
1351 |
1546 |
195 |
|
Коэффициент оборота по приему, % |
11,5 |
20 |
8,5 |
|
Коэффициент оборота по выбытию, % |
13 |
13,5 |
0,5 |
|
Коэффициент текучести кадров, % |
12,5 |
12,6 |
0,1 |
Согласно данным таблицы 1.7.2, в 2009 г. коэффициент оборота по приему меньше коэффициент оборота по выбытию в 2010г. Коэффициент оборота по приему больше коэффициент оборота по выбытию. Коэффициент текучести кадров за анализируемый период снизился до 0,1%. Цель этой политики состоит в улучшении рабочего климата работающих, облегчении работы путем масштабной автоматизации рабочего процесса.
Рассмотрим состав персонала по уровню образования. Следует отметить, что категории персонала со средним, средне техническим и средне специальным образованием на предприятии самые многочисленные. В ближайшее будущее повысится численность персонала с высшим образованием за счет работников, окончивших ВУЗы.
В структуре персонала предприятия по уровню образования за анализируемый период произошли незначительные изменения.
Наглядно изменения, происшедшие в структуре персонала предприятия по уровню образования, представлены на рисунках 1.7.3 и 1.7.4.
Таблица 1.7.3 - Состав и структура персонала по уровню образования
|
Показатели |
2009г. |
2010г. |
||
|
чел |
уд. вес, % |
чел |
уд. вес, % |
|
|
Распределение общей численности в соответствии с образовательным фактором: |
1351 |
100 |
1546 |
100 |
|
С высшим образованием |
563 |
42 |
596 |
39 |
|
Со средним и средне-специальным |
788 |
58 |
950 |
61 |
Доля работающих с высшим образованием понизилась с 42% до 39%, доля работающих со средним специальным образованием повысилась с 58% до 61%. Как видно, рост трудового потенциала предприятия, имевший место в анализируемом периоде сопровождался незначительным повышением его образовательного уровня.
Рисунок 1.7.3 - Состав персонала предприятия по уровню образования
Рисунок 1.7.4 - Структура персонала по уровню образования
Рассмотрим состав работников предприятия по возрасту. Показателем для статистики человеческих ресурсов является средний возраст, он рассчитывается как сумма возрастов всех сотрудников, деленное на число занятых в организации на данный момент.
На конец 2010 года средний возраст работника составляет 47,5 лет, что подтверждается данными таблицы 1.7.4.
Таблица 1.7.4 – Возрастной состав работников предприятия
|
Показатели |
2009 год |
2010 год |
||
|
Распределение общей численности в соответствии с возрастным фактором: |
Чел. |
Уд. вес |
Чел. |
Уд. вес |
|
Средняя численность |
1351 |
100 |
1546 |
100 |
|
* до 20 лет |
10 |
0,7 |
9 |
0,6 |
|
* 20-30 лет |
283 |
21 |
345 |
22,3 |
|
* 30-40 лет |
456 |
33,8 |
617 |
40 |
|
* 40-50 лет |
405 |
30 |
400 |
25,9 |
|
* 50-60 лет |
180 |
13,3 |
160 |
10,3 |
|
* свыше 60 лет |
17 |
1,2 |
15 |
0,9 |
Рисунок 1.7.5 - Структура работников предприятия по возрасту
На предприятии средний возраст работников 40-50 и выше лет со стажем работы более 10 лет. На многих предприятиях России обретает силу тенденция старения коллективов. Процент молодежи до 30 лет среди работников незначительный. В целом по ЗАО «Обьнефтеремонт» наблюдается дефицит квалифицированных рабочих.
Важным показателем стабильности рабочей силы и преданности сотрудников организации является показатель продолжительности работы на предприятии - стаж. Структура персонала по продолжительности работы приведена в таблице 1.7.5.
Таблица 1.7.5 - Состав персонала по продолжительности работы на
предприятии
|
Показатели |
2009 год |
Уд. вес % |
2010 год |
Уд. вес % |
|
Распределение общей численности в соответствии со стажем работы на предприятии: |
1351 |
100 |
1546 |
100 |
|
* до 3 лет |
98 |
7,3 |
115 |
7,4 |
|
* до 5 лет |
282 |
21 |
327 |
21,2 |
|
* до 10 лет |
345 |
25,5 |
375 |
24,3 |
|
* более 10 лет |
626 |
46,2 |
729 |
47,1 |
Рисунок 1.7.6 - Состав персонала по продолжительности работы на
предприятии
Рисунок 1.7.7 - Структура персонала по продолжительности работы на
предприятии
Социальная защищенность членов трудового коллектива. В настоящее время большое внимание уделяется вопросам социальной защищенности членам трудового коллектива, решение которых все в большей мере возлагается на предприятие. Рассмотрим направления социальной защиты, которые отражены в Коллективном договоре ЗАО «Обьнефтеремонт».
В основе текущей оплаты труда заложена 19-разрядная грейдинговая система оплаты труда, разделенная на три зоны (А,В,С), в каждой из которых предусмотрено 4 уровня повышения базовой заработной платы: развитие, стандарт, опыт, эксперт.
Стандарты тарифных ставок и окладов разработаны для различных регионов присутствия Компании. ЗАО «Обьнефтеремонт» находится в зоне Западно-Сибирского региона.
Плановый пересмотр стандартов тарифных ставок и окладов производится 1 раз в год на основе Обзоров заработных плат (апрель) и результатов деятельности Компании.
Дополнительная заработная плата.
Состав дополнительной заработной платы:
- компенсации за условия труда: работа в ночное время, работа в выходные и праздничные дни, вредные условия труда, сверхурочная работа;
- целевые доплаты и надбавки, совмещение рабочих профессий, замещение на время отсутствия основного работника, доплата за секретность, персональная надбавка;
- прямые выплаты и доплаты: доплата за сверхнормативное время в пути на месторождение, компенсационные выплаты взамен суточных при работе в условиях месторождения.
Кроме того, действующей системой оплаты труда предусмотрены:
- поощрения из специализированных мотивационных фондов – поощрения из фонда руководителя;
- разовые премии и поощрения – выплаты к юбилейной дате, по итогам конкурсов профессионального мастерства, по охране труда и промышленной безопасности, участие в научно-технических конференциях, премия за трудовое соперничество, выплаты ко Дню Нефтяника и прочее.
Общий расход средств на оплату труда работников ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2009 год составил - 737456,5 тыс. руб.
2 АНАЛИЗ ФИНАНСОВО-ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЗАО «Обьнефтеремонт»
2.1 Анализ производственно-хозяйственной деятельности
Для обеспечения эффективной деятельности в современных условиях руководству необходимо уметь реально оценивать финансово-экономическое состояние своего предприятия, а также состояние деловой активности партнеров и конкурентов.
Для этого следует:
- овладеть методикой оценки финансово-экономического состояния предприятия;
- использовать формальные и неформальные методы сбора, обработки, интерпретации финансовой информации;
- привлекать специалистов-аналитиков, способных реализовать данную методику на практике.
Финансово-экономическое состояние – важнейший критерий деловой активности и надежности предприятия, определяющий его конкурентоспособность и потенциал в эффективной реализации экономических интересов всех участников хозяйственной деятельности. Оно характеризуется размещением и использованием средств (активов) и источников их формирования (собственного капитала и обязательств, т.е. пассивов).
Главная цель анализа – выявление наиболее сложных проблем управления предприятием в целом и его финансовыми ресурсами в частности.
Анализ финансово-экономического состояния предприятия проводится с помощью совокупности методов и рабочих приемов (методологии), позволяющих структурировать и идентифицировать взаимосвязи между основными показателями.
Основными видами деятельности Общества являются добыча и продажа сырой нефти, добыча и продажа попутного нефтяного газа, оказание производственных услуг в сфере нефтедобычи.
Одним из важнейших факторов увеличения объема производства продукции на промышленных предприятиях является обеспеченность их основными средствами в необходимом количестве и эффективное их использование.
Большое значение имеет анализ движения и технического состояния основных средств, который проводится по данным бухгалтерской отчетности (форма № 5). Для этого оценим состояние основных фондов с помощью следующих коэффициентов:
1. Коэффициент обновления – характеризует долю новых фондов в общей их стоимости на конец года:
(1)
2. Коэффициент выбытия – – характеризует долю выбывших основных фондов за отчетный период:
(2)
3. Коэффициент износа –
(3)
(4)
4. Коэффициент технической годности основных средств –
(5)
5. Коэффициент удельного веса активной части основных средств –
(6)
Сведем все показатели в таблицу 2.1.1.
Таблица 2.1.1 – Показатели производственного потенциала ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2009 -2010 гг.
|
Показатели |
2009 г. |
2010 г. |
||
|
на нач. |
на кон. |
на нач. |
на кон. |
|
|
Коэффициент обновления |
0,07 |
0,09 |
||
|
Коэффициент выбытия |
0,02 |
0,03 |
||
|
Коэффициент износа основных средств, % |
0,74 |
0,73 |
0,74 |
0,71 |
|
Коэффициент износа активной части основных средств, % |
0,67 |
0,67 |
0,12 |
0,12 |
|
Коэффициент технической годности |
0,26 |
0,27 |
0,26 |
0,29 |
|
Коэффициент удельного веса активной части основных средств, % |
0,19 |
0,20 |
0,97 |
0,97 |
Показатели обновления и выбытия очень низкие, хотя имеют тенденцию увеличения. Доля новых основных средств в общей сумме составляет 9% в 2010 году, а доля выбывших – 3%.
Коэффициент износа выше 30-40% в 2009 году, а в 2010 году он резко снижается до 12%. Это является положительной тенденцией предприятия.
Коэффициент удельного веса активной части основных средств в 2009 году достаточно низкий, но в 2010 году значительно увеличился до 97%.
Для обобщающей характеристики эффективности и интенсивности использования основных производственных фондов используются следующие показатели:
- фондорентабельность – отношение прибыли к среднегодовой стоимости основных средств;
- фондоотдача – отношение стоимости произведенной продукции к среднегодовой стоимости основных средств;
- фондоемкость – отношение среднегодовой стоимости основных средств к стоимости произведенной продукции.
Результаты расчета данных показателей для ЗАО «Обьнефтеремонт» сведем в таблицу 2.1.2.
Таблица 2.1.2 – Показатели интенсивности и эффективности использования
основных средств ЗАО «Обьнефтеремонт»
|
Показатели |
2008 год |
2009 год |
2010 год |
|
Фондорентабельность |
0,14 |
0,26 |
0,37 |
|
Фондоотдача |
0,66 |
1,00 |
1,68 |
|
Фондоемкость |
1,51 |
1,00 |
0,59 |
Такая динамика является предпочтительной и указывает на рост эффективности и интенсивности использования основных средств предприятия.
Рисунок 2.1.1 – Динамика показателей интенсивности и эффективности
использования ОС ЗАО «Обьнефтеремонт»
2.2 Анализ динамики имущества предприятия
Сначала дадим оценку изменения общей стоимости имущества. В качестве критерия в данном случае целесообразно использовать сравнительную динамику показателей изменения активов и полученных в анализируемом периоде количественных (объем реализации) и качественных (прибыль) результатов.
(7)
– темп изменения активов (имущества) предприятия;
А1 – величина активов на конец года;
А0 – величина активов на начало года.
(8)
– темп изменения выручки от продажи продукции (работ, услуг);
В1 – выручка от продаж за отчетный период;
В0 – выручка от продаж за аналогичный период предыдущего года.
(9)
– темп изменения прибыли;
П1 – нераспределенная прибыль за отчетный период;
П0 – нераспределенная прибыль за аналогичный период предыдущего года.
Сведем все показатели в таблицу 2.2.1.
Таблица 2.2.1 – Сводная таблица темпов изменения активов, выручки и прибыли ЗАО «Обьнефтеремонт» 2008-2010 гг.
|
Показатели |
2008 |
2009 |
2010 |
|
Темп изменения активов |
127,98 |
132,57 |
117,56 |
|
Темп изменения выручки |
156,50 |
158,57 |
170,02 |
|
Темп изменения прибыли |
1 148,02 |
193,66 |
143,83 |
|
Оптимальное соотношение: |
Приведенное соотношение получило название «золотого правила экономики предприятия»: прибыль должна возрастать более высокими темпами, чем объемы реализации и имущества предприятия. Это означает следующее: издержки производства и обращения должны снижаться, а ресурсы предприятия использоваться более эффективно.
Из оптимального соотношения ЗАО «Обьнефтеремонт» видно, что неравенство соблюдается и в 2008 и в 2009 годах. Но в 2010 году наблюдается отрицательная тенденция развития предприятия, темп изменения выручки выше темпа изменения прибыли. Это значит, что на данном предприятии прибыль возрастает более низкими темпами, чем объемы реализации и имущества предприятия, т.е. не растет отдача имущества.
Уплотненный аналитический баланс-нетто ЗАО «Обьнефтеремонт» представлен в таблице 2.2.2 (Приложение Б).
С помощью горизонтального (временного) и вертикального (структурного) анализа можно получить наиболее общее представление об имевших место качественных изменениях в структуре актива и пассива баланса, а также динамике этих изменений.
Проведем горизонтальный и вертикальный анализы баланса, которые взаимодополняют друг друга (таблица 2.2.3 (Приложение В) и 2.2.4 (Приложение Г)).
Горизонтальный (временной) анализ – сравнение каждой позиции отчетности с предыдущим периодом: абсолютный показатель дополняется относительным темпом роста (снижения).
Вертикальный (структурный) анализ – это определение структуры итоговых финансовых показателей с выявлением влияния каждой позиции отчетности на результат в целом.
Из таблицы 2.2.3 можно сделать следующие выводы:
- валюта баланса в 2009 году по отношению к 2008 году увеличилась на 32,56%; в 2010 году в сравнении с 2009 годом – на 17,56%. Уменьшение валюты баланса свидетельствует о сужении объема хозяйственной деятельности предприятия;
- внеоборотные активы в 2009 году уменьшились по отношению к 2008 году на 4,81%, что вызвано в основном уменьшением отложенных налоговых активов на 17,38%, что свидетельствует о снижении качества активов предприятия. Но в 2010 году – увеличились по отношению к 2009 году на 16,09%, это связано с увеличением прочих внеоборотных активов почти в 9 раз;
- оборотные активы в 2009 году по отношению к 2008 году увеличились на 47,05%, чему поспособствовал рост дебиторской задолженности и прочих оборотных активов почти в 1,5 раза. В 2010 году в сравнении с 2009 годом – увеличились на 18,11% за счет роста денежных средств почти в 13 раз. Рост денежных средств свидетельствует о повышении доли наиболее ликвидных средств Общества. Увеличение размера дебиторской задолженности в 2009 и 2010 годах отрицательно характеризует деятельность предприятия;
- собственный капитал в 2009 году по сравнению с 2008 годом увеличился на 41,87% за счет роста нераспределенной прибыли в 1,5 раза; в 2010 году по отношению к 2009 году – на 29,23% за счет увеличения нераспределенной прибыли на 36,79%;
- заемный капитал возрос в 2009 году в сравнении с 2008 годом на 15,07% – это вызвано увеличением долгосрочных источников почти в 5 раз; в 2010 году по отношению к 2009 году – уменьшился на 9,44%, это связано с уменьшением краткосрочных источников на 16,71%.
Вертикальный анализ баланса-нетто представлен в таблице 2.2.4. Структура баланса приведена на рисунке 2.2.1 и 2.2.2
Из таблицы 2.2.4 видно, что:
- в 2009 году по отношению к 2008 году наблюдается снижение доли внеоборотных активов на 7,18% - за счет снижения в основном доли основных средств, в 2010 году в сравнении с 2009 годом – на 0,13%. Доля оборотных средств в активе соответственно увеличивалась, что связано с увеличением дебиторской задолженности;
- на начало 2009 года доля собственных источников составляла 65,25%, а на конец отчетного периода 69,83%, что свидетельствует о положительной тенденции в деятельности предприятия. А в 2010 году ситуация улучшилась – доля собственных средств возросла до 76,76%;
- в анализируемом периоде Общество для финансирования своей деятельности привлекало долгосрочные заемные средства, удельный вес которых увеличился до 11,21% на начало 2010 году и снизился до 9,81 на конец 2010 года.
Для того чтобы оценить насколько выгодно для инвестора или кредитора вложение денежных средств в данное предприятие, целесообразно детально изучить показатели финансовой устойчивости и ликвидности баланса предприятия.
Рисунок 2.2.1 – Структура активов ЗАО «Обьнефтеремонт»
за 2008-2010 гг.
Рисунок 2.2.2 – Структура источников ЗАО «Обьнефтеремонт»
за 2008-2010 гг.
2.3 Оценка платежеспособности ЗАО «Обьнефтеремонт»
В условиях массовой неплатежеспособности и применения ко многим предприятиям процедур банкротства (признания несостоятельности) объективная и точная оценка финансово-экономического состояния приобретает первостепенное значение. Главным критерием такой оценки являются показатели платежеспособности и степень ликвидности предприятия.
Платежеспособность предприятия определяется его возможностью и способностью своевременно и полностью выполнять платежные обязательства, вытекающие из торговых, кредитных и иных операций денежного характера.
Платежеспособность влияет на формы и условия коммерческих сделок, в том числе на возможность получения кредита.
Ликвидность предприятия определяется наличием у него ликвидных средств, к которым относятся наличные деньги, денежные средства на счетах в банках и легкореализуемые элементы оборотных ресурсов. Ликвидность отражает способность предприятия в любой момент совершать необходимые расходы.
Исходя из этого, оценка платежеспособности включает решение двух задач:
- оценку ликвидности баланса;
- оценку текущей платежеспособности предприятия.
Ликвидность баланса определяется как степень покрытия обязательств предприятия его активами, срок превращения которых в денежную форму соответствует сроку погашения обязательств. Ликвидность активов – величина, обратная ликвидности баланса по времени превращения активов в денежные средства. Чем меньше требуется времени, чтобы данный вид активов обрел денежную форму, тем выше его ликвидность.
Анализ ликвидности баланса заключается в сравнении средств по активу, сгруппированных по степени их ликвидности и расположенных в порядке убывания ликвидности, с обязательствами по пассиву, сгруппированными по срокам их погашения и расположенными в порядке возрастания сроков (таблица 2.3.1).
Таблица 2.3.1 – Оценка ликвидности по группам активов и пассивов
|
АКТИВ |
ПАССИВ |
||||
|
Группа |
Наименование группы |
Состав группы |
Группа |
Наименование группы |
Состав группы |
|
А1 |
Наиболее ликвидные активы |
Денежные средства и краткосрочные финансовые вложения |
П1 |
Наиболее срочные обязательства |
Кредиторская задолженность |
|
А2 |
Быстро реализуемые активы |
Дебиторская задолженность со сроком погашения до 12 месяцев |
П2 |
Краткосрочные пассивы |
Краткосрочные кредиты и займы |
|
А3 |
Медленно-реализуемые активы |
Материальные оборотные средства, дебиторская задолженность со сроком погашения более 12 месяцев |
П3 |
Долгосрочные пассивы |
Долгосрочные заемные средства |
|
А4 |
Трудно-реализуемые активы |
Внеоборотные активы |
П4 |
Постоянные пассивы |
Собственные средства |
Для определения ликвидности баланса следует сопоставить итоги приведенных групп по активу и пассиву. Типы ликвидности баланса представлены в таблице 2.3.2.
Таблица 2.3.2 – Типы ликвидности баланса предприятия
|
Тип ликвидности баланса |
Условие |
|
Абсолютная ликвидность |
А1 ³ П1, А2 ³ П2, А3 ³ П3, А4< П4. |
|
Срочная ликвидность |
(А1 +А2) ³ (П1 +П2) |
|
Перспективная ликвидность |
А3 ³ П3 |
|
Соблюдение минимальной финансовой устойчивости |
А4 < П4 |
Анализ ликвидности баланса ЗАО «Обьнефтеремонт» приведен в таблице 2.3.3 (Приложение Д).
Как видно из таблицы 2.3.3, баланс ЗАО «Обьнефтеремонт» в 2008-2010 гг. не является абсолютно ликвидным. Выполняется условие срочной ликвидности и является положительным моментом в деятельности предприятия.
Платежеспособность характеризует способность предприятия гасить свои обязательства в установленные сроки.
Оценку текущей платежеспособности предприятия можно дать, проанализировав значения следующих коэффициентов ликвидности:
- коэффициент текущей ликвидности;
- коэффициент абсолютной ликвидности;
- коэффициент срочной (или критической) ликвидности.
Цель расчета - оценить соотношение имеющихся активов, как предназначенных для непосредственной реализации, так и задействованных в технологическом процессе, с целью их последующей реализации и возмещения вложенных средств и существующих обязательств, которые должны быть погашены предприятием в предстоящем периоде.
Данные показатели представляют интерес не только для руководителей предприятия, но и для внешних субъектов анализа; коэффициент абсолютной ликвидности представляет интерес для поставщиков сырья и материалов, коэффициент быстрой ликвидности – для банков, коэффициент текущей ликвидности – для инвесторов.
Коэффициент абсолютной ликвидности (норма денежных резервов):
- характеризует платежеспособность предприятия на дату составления баланса;
- характеризует способность предприятия высвободить из хозяйственного оборота денежные средства и легко реализуемые ценные бумаги для погашения долгосрочных обязательств;
- показывает, какую часть краткосрочной задолженности предприятие может погасить в ближайшее время.
Коэффициент критической или срочной ликвидности (промежуточный коэффициент ликвидности):
- отражает прогнозируемые платежные возможности предприятия при условии своевременного проведения расчетов с дебиторами;
- характеризует ожидаемую платежеспособность предприятия на период, равный средней продолжительности оборота дебиторской задолженности.
Коэффициент текущей ликвидности (общий коэффициент покрытия):
- отражает достаточность оборотных средств у предприятия, которые могут быть использованы для погашения его краткосрочных обязательств;
- характеризует ожидаемую платежеспособность предприятия на период, равный средней продолжительности одного оборота всех оборотных средств;
- показывает платежные возможности предприятия, оцениваемые при условии не только своевременных расчетов с дебиторами и благоприятной реализации готовой продукции, но и продажи в случае нужды прочих элементов материальных оборотных средств.
Порядок расчета вышеперечисленных показателей приведен в таблице 2.3.4.
Таблица 2.3.4 – Порядок расчета показателей текущей платежеспособности
|
Наименование |
Порядок расчета |
|
|
по статьям баланса |
по группам |
|
|
Коэффициент абсолютной ликвидности |
денежные средства и их эквиваленты краткосрочные обязательства |
|
|
Коэффициент срочной ликвидности |
оборотные активы – запасы и затраты краткосрочные обязательства |
|
|
Коэффициент текущей ликвидности |
оборотные активы краткосрочные обязательства |
Результаты расчетов коэффициентов платежеспособности ЗАО «Обьнефтеремонт» отображены в таблице 2.3.5.
Таблица 2.3.5 – Показатели платежеспособности ЗАО «Обьнефтеремонт»
|
Наименование |
Нормативное значение |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
|
Коэффициент абсолютной ликвидности, Кал |
[0,20…0,25] |
0,013 |
0,001 |
0,018 |
|
Коэффициент срочной ликвидности, Ксл |
[0,70…1,00] |
1,546 |
3,185 |
4,123 |
|
Коэффициент текущей ликвидности, Ктл |
[2,00…2,50] |
2,084 |
3,862 |
5,470 |
На основе расчетных значений коэффициентов платежеспособности можно сделать вывод об ухудшении ситуации в области платежеспособности предприятия в 2008-2010 гг.
На 01.01.2009 года предприятие уже способно погасить 547% краткосрочных обязательств за счет своих оборотных средств, что значительно выше данного показателя за предыдущие периоды.
Коэффициент критической ликвидности вырос к 2010 году до 4,123. Это отрицательная тенденция развития организации. Предприятие не сможет погасить за счет своих ликвидных и быстро реализуемых активов 154,6% краткосрочных обязательств в 2008 году и 318,5% в 2009 году.
Коэффициент абсолютной ликвидности ЗАО «Обьнефтеремонт» имеет очень низкое значение и к 2009 году снизился до 0,001. Предприятие способно погасить 0,1% краткосрочных обязательств за счет наиболее ликвидных активов. Это отрицательная сторона организации. Но в 2010 году наблюдается незначительное увеличение коэффициента до 0,018, это положительная тенденция развития предприятия.
Одна из основных характеристик финансово-экономического состояния предприятия – степень зависимости от кредиторов и инвесторов. Владельцы предприятия заинтересованы в минимизации собственного капитала и в максимизации заемного капитала в финансовой структуре организации. Заемщики оценивают устойчивость предприятия по уровню собственного капитала и вероятности банкротства.
Сущность финансовой устойчивости состоит в обеспеченности материальных оборотных средств источниками формирования.
В зависимости от финансовой ситуации, сложившейся на уровне предприятия различают следующие виды финансовой устойчивости: абсолютную, нормальную, неустойчивую и кризисную.
2.4 Оценка финансовой устойчивости ЗАО «Обьнефтеремонт»
Абсолютная финансовая устойчивость предполагает формирование материальных оборотных средств за счет собственных средств предприятия в обороте. Нормальная финансовая устойчивость отражает формирование материальных оборотных средств, как за счет собственных средств предприятия, так и за счет краткосрочных кредитов и займов. Неустойчивое финансовое положение предполагает формирование материальных оборотных активов, как за счет собственных средств предприятия, так и за счет привлеченных заемных средств. Кризисным финансовым положением предприятия считается, когда величина материальных оборотных средств превышает величину минимальных источников формирования.
Условия видов финансовой устойчивости приведены в таблице 2.4.1.
Оценка финансовой устойчивости ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2008-2010 гг. приведена в таблице 2.4.2.
Таблица 2.4.1 – Виды финансовой устойчивости
|
Вид финансовой устойчивости |
Порядок расчета |
Условные обозначения |
|
Абсолютная финансовая устойчивость |
ВА – внеоборотные активы; ОАм – материальные оборотные активы; СС – собственные средства; ДП – долгосрочные пассивы; КП – краткосрочные пассивы. |
|
|
Нормальная финансовая устойчивость |
Продолжение таблицы 2.4.1
|
Вид финансовой устойчивости |
Порядок расчета |
Условные обозначения |
|
Неустойчивое финансовое положение |
||
|
Кризисное финансовое положение |
Из неравенств видно, что в 2008-2010 годы ЗАО «Обьнефтеремонт» формировало материальные оборотные средства за счет собственных средств, что свидетельствует об абсолютной финансовой устойчивости предприятия.
Финансовая устойчивость предприятия характеризуется состоянием собственных и заемных средств и анализируется с помощью системы финансовых коэффициентов. Информационной базой для расчета таких коэффициентов являются абсолютные показатели актива и пассива бухгалтерского баланса.
Таблица 2.4.2 – Оценка финансовой устойчивости ЗАО «Обьнефтеремонт»
|
Показатель |
2008 год |
2009 год |
2010 год |
|
Состояние |
ОАм < СС – ВА |
ОАм < СС – ВА |
ОАм < СС – ВА |
|
ОАм < СС – ВА + КП |
ОАм < СС – ВА + КП |
ОАм < СС – ВА + КП |
|
|
ОАм < СС – ВА + КП + ДП |
ОАм < СС – ВА + КП + ДП |
ОАм < СС – ВА + КП + ДП |
|
|
Вид финансовой устойчивости |
Абсолютная финансовая устойчивость |
Абсолютная финансовая устойчивость |
Абсолютная финансовая устойчивость |
Для оценки финансового состояния предприятия используются финансовые коэффициенты, являющиеся относительными показателями финансового состояния предприятия:
- коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами;
- коэффициент маневренности;
- коэффициент соотношения заемных и собственных средств;
- коэффициент финансовой автономии;
- коэффициент финансовой напряженности;
- коэффициент структуры заемного капитала;
- коэффициент реальной стоимости имущества производственного назначения.
Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами характеризует наличие у предприятия собственных оборотных средств, необходимых для обеспечения его финансовой устойчивости.
Коэффициент маневренности отражает способность предприятия поддерживать уровень чистого оборотного капитала; показывает, какая часть собственного капитала вложена в чистый оборотный капитал.
Коэффициент соотношения заемных и собственных средств показывает, сколько заемных средств привлекло предприятие на 1 рубль вложенных в активы собственных средств.
Коэффициент финансовой автономии свидетельствует об удельном весе собственного капитала в валюте баланса.
Коэффициент финансовой напряженности показывает удельный вес заемного капитала в валюте баланса.
Коэффициент финансовой устойчивости отражает удельный вес тех источников финансирования, которые имеют длительный характер использования (собственный капитал и долгосрочные кредиты и займы).
Формулы расчетов показателей финансовой устойчивости приведены в таблице 2.4.3.
Таблица 2.4.3 – Порядок расчета показателей финансовой устойчивости
|
Наименование показателя |
Формула |
Условные обозначения |
|
Собственные оборотные средства, СОС |
СК – собственный капитал; ВА – внеоборотные активы; |
|
|
Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами, Ксос |
СОС – собственный оборотный капитал; ОА – оборотные активы; |
|
|
Коэффициент маневренности, Км |
СОС – собственный оборотный капитал; СК – собственный капитал; |
|
|
Коэффициент соотношения заемных и собственных средств, Кзс |
ЗК – заемный капитал; СК – собственный капитал; |
Продолжение таблицы 2.4.3
|
Наименование показателя |
Формула |
Условные обозначения |
|
Коэффициент финансовой автономии, Кфа |
СК – собственный капитал; ВБ – валюта баланса; |
|
|
Коэффициент финансовой напряженности, Кфн |
ЗК – заемный капитал; ВБ – валюта баланса; |
|
|
Коэффициент финансовой устойчивости, Кфу |
СК – собственный капитал; ДП – долгосрочные пассивы; ВБ – валюта баланса. |
Оценка финансовой устойчивости ЗАО «Обьнефтеремонт» в относительных величинах отображена в таблице 2.4.4
Таблица 2.4.4 – Оценка финансовой устойчивости ЗАО «Обьнефтеремонт»
|
Показатель |
Нормативное значение |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
|
СОС, тыс. руб. |
> 0,00 |
9788175 |
17908877 |
24637838 |
|
Ксос |
³ 0,10 |
0,47 |
0,59 |
0,68 |
|
Км |
[0,40…0,50] |
0,47 |
0,61 |
0,65 |
|
Кзс |
£ 0,70 |
0,53 |
0,43 |
0,30 |
|
Кфа |
³ 0,50 |
0,65 |
0,70 |
0,77 |
|
Кфн |
£ 0,50 |
0,35 |
0,30 |
0,23 |
|
Кфу |
[0,80…0,90] |
0,68 |
0,81 |
0,87 |
Из таблицы видно, что собственные оборотные средства возрастают с каждым годом и к 2010 году уже составляют 24637 838 тыс. руб., что является позитивным моментом в развитии предприятия.
Динамика наличия собственных оборотных средств ЗАО «Обьнефтеремонт» приведена на рисунке 2.4.1.
По приведенным расчетам видно, что коэффициент маневренности находится в пределах допустимых значений только в 2008 году.
В 2009 и в 2010 годах он достигает значения 0,61 и 0,65 соответственно, что больше нормативного значения. Превышение указанной границы означает зависимость предприятия от внешних источников средств, потерю финансовой устойчивости (автономности).
Рисунок 2.4.1 – Динамика изменения величины собственных средств в
обороте ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2008-2010 гг.
За 2008-2010 гг. ситуация в области устойчивости предприятия улучшается, что вызвано изменением в структуре СК и ЗК (увеличение доли СК). Предприятие обладает возможностью проведения независимой финансовой политики и возможностью маневра.
Из расчетных значений коэффициентов финансовой устойчивости по анализируемому ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2010 год можно сделать следующий вывод: 68% оборотных средств было приобретено на собственные средства, что соответствует нормативному диапазону значений. Коэффициенты финансовой автономии и финансовой напряженности соответствуют нормальным значениям: 77% источников составляют собственные средства и соответственно 23% заемные средства.
Вывод: улучшение показателей в 2010 году ведет финансовую устойчивость предприятия к стабильному уровню, так как удельный вес источников финансирования, имеющих длительный характер использования, составляет 87% от всех источников, что является нормативным значением.
2.5 Оценка деловой активности ЗАО «Обьнефтеремонт»
Деловую активность предприятия можно представить как систему качественных и количественных критериев.
Качественные критерии – это широта рынков сбыта (внутренних и внешних), репутация предприятия, конкурентоспособность, наличие стабильных поставщиков и потребителей и т. п. Такие неформализованные критерии необходимо сопоставлять с критериями других предприятий, аналогичных по сфере приложения капитала.
Количественные критерии деловой активности определяются абсолютными и относительными показателями. Среди абсолютных показателей следует выделить объем реализации произведенной продукции (работ, услуг), прибыль, величину авансированного капитала (активы предприятия).
Показатели этой группы характеризуют результаты и эффективность текущей основной производственной деятельности предприятия.
Основными показателями, характеризующими эффективность использования материальных, трудовых и финансовых ресурсов, являются
- коэффициент оборачиваемости запасов;
- коэффициент оборачиваемости собственного капитала;
- коэффициент оборачиваемости совокупного капитала;
- коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности;
- коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности.
Для расчета применяются абсолютные итоговые данные за отчетный период по выручке, прибыли и т. п. Но показатели баланса исчислены на начало и конец периода, т. е. имеют одномоментный характер. Это вносит некоторую неясность в интерпретацию данных расчета. Поэтому при расчете коэффициентов применяются показатели, рассчитанные к усредненным значениям статей баланса. Можно также использовать данные баланса на конец года.
Порядок расчета показателей деловой активности приведен в таблице 2.5.1 (Приложение Е).
Показатели деловой активности ЗАО «Обьнефтеремонт» приведены в таблице 2.5.2.
Таблица 2.5.2 – Оценка деловой активности ЗАО «Обьнефтеремонт»
|
Наименование показателя |
2008 год |
2009 год |
2010 год |
|
Коэффициент оборачиваемости запасов |
21,42 |
37,75 |
37,35 |
|
Коэффициент оборачиваемости собственного капитала |
1,22 |
1,40 |
1,77 |
|
Коэффициент оборачиваемости совокупного капитала |
0,78 |
0,95 |
1,31 |
|
Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности |
1,39 |
1,43 |
1,85 |
|
Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности |
5,55 |
5,53 |
8,76 |
Динамика изменения вышеперечисленных показателей отображена на рисунке 2.5.1.
Рисунок 2.5.1 – Деловая активность ЗАО «Обьнефтеремонт»
Из рисунка 2.5.1 видно, что в 2010 году наблюдается улучшение всех показателей оборачиваемости, что вызвано снижением запасов в незавершенном производстве, также отмечены позитивные моменты и в отношении оборачиваемости дебиторской задолженности, что привело к высвобождению средств из оборота, и товарно-материальных запасов.
Благоприятной сказывается на ликвидности предприятия ускорение оборачиваемости дебиторской задолженности, т.е. происходит снижение значения показателя, что свидетельствует об улучшении расчетов с дебиторами.
Именно это и происходит в нашем же случае, коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности увеличился к 2010 году до значения 1,85. Наоборот же, неблагоприятно сказывается – ускорение оборачиваемости кредиторской задолженности, т. е. возможен остаток денежных средств у предприятия. На предприятии этот коэффициент увеличился к 2010 году до значения 8,76. Что является отрицательной стороной ЗАО «Обьнефтеремонт».
2.6 Оценка рентабельности ЗАО «Обьнефтеремонт»
Рентабельность – один из основных качественных показателей эффективности производства на предприятии, характеризующий уровень отдачи затрат и степень использования средств в процессе производства и реализации продукции (работ, услуг). Если деловая активность предприятия в финансовой сфере проявляется, прежде всего, в скорости оборота ресурсов, то рентабельность предприятия показывает степень прибыльности его деятельности.
Учитывая, что финансовое состояние всегда оценивается на определенную дату, оно не всегда точно отражает эффективность деятельности предприятия. В отдельных случаях даже при негативных тенденциях изменения показателей финансового состояния эффективность работ может оставаться на достаточно высоком уровне. Поэтому финансовый анализ целесообразно дополнять характеристикой деловой эффективности работы предприятия.
Для анализа эффективности использования предприятием ресурсов, имеющихся в его распоряжении, наиболее часто применяются коэффициенты рентабельности:
- рентабельность продукции;
- рентабельность деятельности;
- рентабельность продаж;
- рентабельность собственного капитала;
- рентабельность совокупного капитала.
Порядок расчета показателей эффективности приведен в таблице 2.6.1.
Таблица 2.6.1 – Расчет показателей эффективности деятельности
|
Наименование показателя |
Формула |
Условные обозначения |
|
Рентабельность деятельности |
ЧП – чистая прибыль В–выручка от реализации |
|
|
Рентабельность продаж |
Пр – прибыль от реализации В – выручка от реализации |
|
|
Рентабельность продукции |
Пр – прибыль от реализации С – себестоимость реализованной продукции |
|
|
Продолжение таблицы 2.6.1 |
||
|
Наименование показателя |
Формула |
Условные обозначения |
|
Рентабельность совокупного капитала |
ЧП – чистая прибыль; СКн.к – собственный капитал на начало и конец года соответственно; ЗКн.к – заемный капитал на начало и конец года соответственно |
|
|
Рентабельность собственного капитала |
ЧП – чистая прибыль; СКн.к – собственный капитал на начало и конец года соответственно. |
Фактические же значения показателей эффективности деятельности Общества отображены в таблице 2.6.2.
Таблица 2.6.2 – Показатели эффективности деятельности ЗАО «Обьнефтеремонт»
|
Наименование показателя |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
|
Рентабельность деятельности, % |
23,17 |
24,67 |
14,37 |
|
Рентабельность продаж, % |
21,04 |
25,69 |
21,73 |
|
Рентабельность продукции, % |
27,85 |
36,10 |
48,97 |
|
Рентабельность собственного капитала, % |
28,31 |
34,63 |
25,50 |
|
Рентабельность совокупного капитала, % |
18,16 |
23,50 |
18,76 |
На рисунке 2.6.1 графически отображена динамика изменения показателей эффективности деятельности ЗАО «Обьнефтеремонт».
Рисунок 2.6.1 – Показатели эффективности деятельности ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2008-2010 гг.
Как видно из рисунка 2.6.1., ЗАО «Обьнефтеремонт» 2009 год характеризуется повышением эффективности деятельности по всем показателям рентабельности. Но в 2010 году все показатели эффективности снизились, кроме рентабельности продукции. Это является отрицательной тенденцией развития организации.
В 2010 же году наблюдается значительное снижение эффективности использования совокупного капитала, что отрицательно влияет на котировки акций.
Проанализировав финансовое состояние ЗАО «Обьнефтеремонт», можно сделать следующие выводы:
- валюта баланса в 2009 году в сравнении с 2008 годом увеличилась на 32,56%; в 2010 году в сравнении с 2009 годом – на 17,56%. Уменьшение валюты баланса свидетельствует о сужении объема хозяйственной деятельности предприятия;
- актив баланса в 2010 году характеризуется удельным весом оборотных активов в его валюте (73,21%); пассив баланса – удельным весом собственного капитала (76,76%);
баланс предприятия на 01.01.2009 года не является абсолютно ликвидным, выполняется условие срочной ликвидности;
- на 01.01.2009 года предприятие способно погасить 547% краткосрочных обязательств за счет своих оборотных средств, что значительно выше данного показателя за предыдущие периоды;
- коэффициент абсолютной ликвидности имеет очень низкое значение и к 2009 году снизился до 0,001. Предприятие способно погасить 0,1% краткосрочных обязательств за счет наиболее ликвидных активов. Это отрицательная сторона организации. Но в 2010 году наблюдается незначительное увеличение коэффициента до 0,018, это положительная тенденция развития предприятия.
- в 2010 году величина собственных средств в обороте составила 24637838 тыс. руб., что является позитивным моментом в развитии предприятия;
- материальные оборотные средства приобретались за счет собственных средств и краткосрочных кредитов и займов, что свидетельствует о нормальной финансовой устойчивости предприятия;
- улучшение показателей в 2010 году ведет финансовую устойчивость предприятия к стабильному уровню, так как удельный вес источников финансирования, имеющих длительный характер использования, составляет 87% от всех источников, что является нормативным значением;
- в 2010 году отмечены позитивные моменты в отношении оборачиваемости дебиторской задолженности, что привело к высвобождению средств из оборота, и товарно-материальных запасов, в целом же данное предприятие можно охарактеризовать не плохой деловой активностью;
- у ЗАО «Обьнефтеремонт» есть реальной возможности восстановить свою платежеспособность в ближайшее время;
- в 2010 году по сравнению с предыдущими годами наблюдается значительное уменьшение эффективности использования совокупного капитала, что отрицательно влияет на котировки акций.
3 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЗАО «Обьнефтеремонт»
3.1 Инвестиционный проект по замене оборудования скважин
В данном дипломном проекте рассмотрено инвестиционное предложение, основная идея которого заключается в замене оборудования пакерной компоновки на оборудование с беспакерной компоновкой.
Далее будут описаны основные характеристики оборудования беспакерной компоновки, то есть его достоинства, замена которого поможет увеличить межремонтный период работы скважин и уменьшить объем работ по текущему их ремонту. Также будут приведены необходимые расчеты и экономическое обоснование необходимости внедрения нового оборудования.
Проведем сравнительную характеристику оборудования пакерной компоновки и оборудования с беспакерной компоновкой.
В течение ряда лет в ЗАО «Обьнефтеремонт» ведётся эксплуатация проблемных низкодебитных скважин установками пакерных гидроструйных насосов (Рисунок 3.1.1) с приводом от наземных силовых станций.
Рисунок 3.1.1 - Эксплуатации скважин, оборудованных пакерными гидроструйными насосами
Применение пакерной схемы было вынужденным решением, поскольку до недавнего времени иных технологий гидроструйной эксплуатации в России не существовало.
При этом рабочая жидкость от силовой станции нагнетается через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в сопло струйного аппарата, а смешанный поток рабочей жидкости и продукции пласта поднимается на поверхность по затрубному пространству между НКТ и эксплуатационной колонной. Добыча нефти по эксплуатационной колонне скважины на поверхность вызывает дополнительные осложнения, связанные с коррозией, износом колонны, выпадением отложений парафина, солей и т.д.
Для рационального подбора гидроструйных насосов к скважинам необходимо знать индикаторные диаграммы скважин. При работе пакерной компоновки производить замеры динамических уровней невозможно. При неизвестных значениях забойных давлений оценить продуктивность скважин нельзя, и ни о каком грамотном подборе гидроструйных насосов просто не может быть и речи.
Единственно возможным вариантом определения давлений на забое скважины при пакерной гидроструйной эксплуатации является спуск глубинного манометра совместно со струйным аппаратом. При отсутствии необходимой информации гидроструйная пакерная эксплуатация скважин ведётся крайне неэффективно, и поэтому в 2009 году было принято решение провести промысловые исследования наклонно-направленных и горизонтальных скважин, оборудованных струйными насосами.
Режимы работы скважин изменяли с помощью регулятора расхода рабочей жидкости силового насосного блока наземной станции.
При исследованиях принимали время установления стационарного режима не менее суток. Запись давления глубинным автономным манометром АМТ-08 велась непрерывно. В общей сложности исследования были проведены в восьми скважинах куста. Индикаторные диаграммы удалось получить в шести скважинах из восьми.
Необходимо так же учитывать тот факт, что наработка на отказ скважин, оборудованных струйными насосами велика и составляет более 2000 суток.
При длительной эксплуатации возникает риск аварий при извлечении пакера. В надпакерной зоне происходит накопление механических примесей, отложения солей и парафинов по эксплуатационной колонне.
Статистика ремонтов скважин, оборудованных струйными насосами, по ЗАО «Обьнефтеремонт» показывает, что 36,5% ремонтов происходили с осложнениями. Осложнения были связаны с извлечением пакера после длительной эксплуатации. За период эксплуатации скважин с гидроструйными насосами было 4 неуспешных ликвидации аварий, в результате чего данные скважины были переведены в бездействующий фонд. Средняя продолжительность ремонта скважин оборудованных пакерной компоновкой составляла 358 часов, были случаи затягивания ремонта более чем 1000 часов. Предприятие несет дополнительные затраты на ликвидацию аварии, а так же потери в добычи нефти.
Поскольку в настоящее время становится совершенно ясно, что схема эксплуатации скважин пакерными гидроструйными насосами практически полностью исчерпала свои возможности, перспективы развития гидроструйного способа эксплуатации скважин связаны в первую очередь с применением установок беспакерных гидроструйных насосов (ГСН) с двухрядным лифтом (Рисунок 3.1.2).
Новая технология имеет следующие преимущества по сравнению с предыдущей технологией, оборудованной пакерными гидроструйными насосами:
Рисунок 3.1.2 - Эксплуатации скважин, оборудованных беспакерными гидроструйными насосами
На рисунке 3.1.2 представлена схема беспакерной установки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом. При работе установки рабочая жидкость нагнетается по НКТ 1,5" в сопло струйного аппарата, который эжектирует продукцию пласта на поверхность по кольцевому пространству между НКТ 1,5" и НКТ 3". В отличие от известных в России установок с пакерами эта технология позволяет избежать подъёма жидкости по эксплуатационной колонне и связанных с этим осложнений. Кроме того, стала реальностью отбивка динамических уровней в процессе эксплуатации и статических уровней для контроля за пластовым давлением.
Дополнительными преимуществами беспакерных компоновок являются:
В таблицах 3.1 и 3.2 приведены соответственно технико-экономические показатели оборудования пакерной компоновки и оборудования с беспакерной компоновкой, в которых указываются стоимости их компоновки.
Таблица 3.1.1 - Технико-экономические показатели оборудования пакерной компоновки
|
Показатель |
Диаметр НКТ |
Единицы измерения |
АНС-4 |
|
Стоимость оборудования пакерной компоновки |
|||
|
Стоимость насоса АНС-4 |
руб |
150000 |
|
|
Стоимость пакера |
руб |
73437 |
|
|
Глубина спуска насоса |
м |
1700 |
|
|
Вес подвески НКТ |
73 |
тн |
16,1 |
|
Цена НКТ |
73 |
руб/тн |
19259 |
|
Стоимость НКТ |
73 |
руб |
309723 |
|
Стоимость оборудования пакерной компоновки |
533160 |
||
|
Продолжительность ремонта КРС |
час |
196,0 |
|
|
Цена 1 бригадо-часа |
руб/час |
2735,0 |
|
|
Стоимость ремонта скважины |
руб |
536060,0 |
|
|
МРП |
сут |
913,0 |
Таблица 3.1.2 - Технико-экономические показатели оборудования беспакерной компоновки
|
Показатель |
Диаметр НКТ |
Единицы измерения |
СНА-48-89 |
|
Стоимость оборудования беспакерной компоновки |
|||
|
Стоимость насоса СНА-48-89 |
руб |
125 000 |
|
|
Стоимость пакера |
руб. |
- |
|
|
Глубина спуска насоса |
м |
1700 |
|
|
Вес подвески НКТ |
89 |
тн |
23,2 |
|
ИТОГО |
48 |
тн |
7,6 |
|
тн |
30,8 |
Продолжение таблицы 3.1.2
|
Показатель |
Диаметр НКТ |
Единицы измерения |
СНА-48-89 |
|
Цена НКТ |
89 |
руб/тн |
19 425 |
|
48 |
руб/тн |
19 425 |
|
|
Стоимость НКТ |
48-89 |
руб |
598 368 |
|
Стоимость оборудования беспакерной компоновки |
руб |
723 368 |
|
|
Продолжительность ремонта ТРС |
час |
92,0 |
|
|
Показатель |
Диаметр НКТ |
Единицы измерения |
СНА-48-89 |
|
Цена 1 бригадо-часа |
руб/час |
2735,0 |
|
|
Стоимость ремонта скважины |
- |
руб |
251 620 |
|
МРП |
сут |
1800,0 |
Годовой экономический эффект складывается за счет снижения продолжительности ремонта, увеличения межремонтного периода.
3.2 Оценка эффективности инвестиционного предложения
Эффективность инвестиционного предложения характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам его участников.
Различают следующие показатели эффективности инвестиционного проекта:
Для крупномасштабных (существенно затрагивающих интересы города, региона или всей России) проектов рекомендуется обязательно оценивать экономическую эффективность.
В процессе разработки инвестиционного проекта производится оценка его социальных и экологических последствий, а также затрат, связанных с социальными мероприятиями и охраной окружающей среды.
Оценка предстоящих затрат и результатов при определении эффективности инвестиционного проекта осуществляется в пределах расчетного периода, продолжительность которого (горизонт расчета) принимается с учетом:
Горизонт расчета измеряется количеством шагов расчета. Шагом расчета при определении показателей эффективности в пределах расчетного периода могут быть: месяц, квартал, полугодие или год.
Затраты, осуществляемые участниками, подразделяются на первоначальные (капиталообразующие инвестиции), текущие и ликвидационные, которые осуществляются соответственно на стадиях строительной, функционирования и ликвидационной.
Для стоимостной оценки результатов и затрат могут использоваться базисные, мировые, прогнозные и расчетные цены.
При оценке эффективности инвестиционного проекта соизмерение разновременных показателей осуществляется путем приведения (дисконтирования) их к ценности в начальном периоде. Для приведения разновременных затрат, результатов и эффектов используется норма дисконта (Е), равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал.
Технически приведение к базисному моменту времени затрат и результатов, имеющих место на t-ом шаге расчета реализации проекта, удобно производить путем их умножения на коэффициент дисконтирования аt, определяемой для постоянной нормы дисконта как:
(10)
где t - номер шага расчета (t = 0, 1,2,... ,Т), а Т - горизонт расчета.
Сравнение различных инвестиционных проектов (или вариантов проекта) и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использование различных показателей, к которым относятся:
При использовании показателей для сравнения различных инвестиционных проектов (вариантов проекта) они должны быть приведены к сопоставимому виду
Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов над интегральными затратами. На практике часто пользуются модифицированной формулой для определения ЧДЦ. Для этого из состава затрат исключаются капитальные вложения. Формула расчета ЧДД имеет вид:
(11)
где Rt - результат достигаемый на шаге t;
Зt* - затраты осуществляемые на шаге t при условии, что в них не входят капиталовложения;
Е - норма дисконтирования;
Kt - капиталовложения на шаге t
Если ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным (при данной норме дисконта) и может рассматриваться вопрос о его принятии. Чем больше ЧДЦ, тем эффективнее проект. Если инвестиционный проект будет осуществлен при отрицательном ЧДД, инвестор понесет убытки, т.е. проект неэффективен.
Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений.
Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Он троится из тех же элементов и его значение связано со значение ЧДД: если ЧДД положителен, то ИД > 1 и наоборот. Если ИД > 1, проект эффективен, если ИД < 1 - неэффективен.
(12)
Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта (Ев), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям.
Иными словами Ев (ВНД) является решением следующего уравнения:
(13)
Если расчет ЧДД инвестиционного проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при некоторой заданной норме дисконта (Е), то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал.
В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, инвестиции в данный инвестиционный проект оправданы, и может рассматриваться вопрос о его принятии. В противном случае инвестиции в данный проект нецелесообразны.
Если сравнение альтернативных (взаимоисключающих) инвестиционных проектов (вариантов проекта) по ЧДД и ВНД приводят к противоположным результатам, предпочтение следует отдавать ЧДД.
Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в месяцах, кварталах, полугодиях или годах), начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления.
Результаты и затраты, связанные с осуществлением проекта, можно рассчитать с дисконтированием и без него. Соответственно получится два различных срока окупаемости. Срок окупаемости рекомендуется определять с использованием дисконтирования.
Коммерческая эффективность проекта определяется соотношением финансовых затрат и результатов, обеспечивающих требуемую норму доходности. Коммерческая эффективность может рассчитываться как для проекта в целом, так и для отдельных участников с учетом их вкладов. При этом в качестве эффекта на t-ом шаге выступает поток реальных денег.
В основу расчетов по оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта положены следующие предположения:
Сделанные предположения характеризуют оценку коммерческой эффективности инвестиционного проекта как предварительную, требующую уточнения в дальнейшем.
Экономическими критериями эффективности проведения мероприятия (проекта, модернизации) являются:
Прирост потока денежной наличности рассчитывается по следующей формуле:
ПДНt = Вt + Эt - Кt - Иt - Нt, (14)
где Вt - прирост выручки от проведения мероприятия в t-ом году, тыс.руб.;
Эt - экономия затрат вследствие сокращения ремонтов, тыс.руб.;
Кt - капитальные затраты в t-ом году, связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.;
Иt - дополнительные текущие затраты в t-ом году, связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.;
Нt, - прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс.руб.
Расчет выручки от реализации. Прирост выручки (Bt) вызван увеличением объема реализации нефти.
Необходимо рассчитать дополнительную добычу (DQt) в связи с повышением дебита (Dq):
DQt=Dq * ndt * Tpt, (15)
где Dq - дополнительная добыча в связи с повышением дебита скважин, т/сут.;
ndt - фонд действующих скважин, охваченных мероприятием, скв.;
Tpt - среднее время работы 1 скважины в t-ом году (равное 365 * 0,82, где 0,82 - поправочный коэффициент), сут.
Q2010 = 1,1 * 1 * 365 * 0,82 = 0,3 тыс. т.
Q2011 = 0,9 * 1 * 365 * 0,82 = 0,27 тыс. т.
Q2012 = 0,88 * 1 * 365 * 0,82 = 0,26 тыс. т.
Q2013 = 0,85 * 1 * 365 * 0,82 = 0,25 тыс. т.
Q2014 = 0,83 * 1 * 365 * 0,82 = 0,25 тыс. т.
Q2015 = 0,8 * 1 * 365 * 0,82 = 0,24 тыс. т.
Прирост выручки за счёт дополнительного объёма реализации нефти (DBt) можно определить по формуле:
DBt = Ц · DQt, (16)
где Ц - цена предприятия на нефть без акцизного налога и НДС.
DB2010 = 2810,44 * 0,3 = 841,16 (тыс. руб.)
DB2011 = 2810,44 * 0,27 = 757,05 (тыс. руб.)
DB2012 = 2810,44 * 0,26 = 740,22 (тыс. руб.)
DB2013 = 2810,44 * 0,25 = 714,99 (тыс. руб.)
DB2014 =2810,44 * 0,25 = 698,17 (тыс. руб.)
DB2015 = 2810,44 * 0,24 = 672,93 (тыс. руб.)
Расчет экономии затрат. Проведение модернизации связано с экономией затрат вследствие сокращения количества ремонтов:
Эpt = (Np0 - Np1) * Cp, (17)
где Np0- количество ремонтов оборудования до модернизации, шт.;
Np1 - количество ремонтов оборудования после модернизации, шт.;
Cp - стоимость 1 ремонта данного оборудования, руб.
Np=365/MРП (18)
Эpt =(365/913-365/1800) * 251620 = 49,570 (тыс.руб.).
Расчет капитальных затрат. Капитальные затраты Kt на проведение модернизации связаны с затратами на приобретение оборудования, транспортировку, монтаж, установку и запуск в работу:
DК t = Коб + Рmрn + Рсмр, (19)
где Коб - затраты связанные с приобретением оборудования, тыс.руб.;
Рmрn - затраты на транспортировку, тыс. руб.;
Рсмр - затраты на монтаж, установку и запуск в работу, тыс.руб.
Затраты связанные с приобретением оборудования:
Коб = 723,368.
Рmрn = Коб * Кmрn; (20)
где Кmрn - поправочный коэффициент, используемый при затратах на транспортировку, равен 0,15, тыс.руб.
Рсмр = Коб * Ксмр (21) где Ксмр - поправочный коэффициент, используемый при затратах на монтаж, установку и запуск в работу, равен 0,1, тыс.руб.
Рmрn =723,368 * 0,15 = 108,5052;
Рсмр = 723,368 * 0,1 = 72,3368.
Подставим все полученные значения в формулу:
DКt = 723,368 + 108,5052 + 72,3368 = 904,21 (тыс. руб.).
Расчет текущих затрат. Дополнительные текущие затраты можно рассчитать следующим образом:
DИt = DQt * Ц * 0,42 = DВt · 0,42 (22)
DИ2010 = 841,16 * 0,42 = 353,29 (тыс.руб.)
DИ2011 = 757,05 * 0,42 = 317,96 (тыс.руб.)
DИ2012 = 740,22 * 0,42 = 310,89 (тыс.руб.)
DИ2013 =714,99 * 0,42 = 300,3 (тыс.руб.)
DИ2014 =698,17 * 0,42 = 293,23 (тыс.руб.)
DИ2015 =672,93 * 0,42 = 282,63 (тыс.руб.)
Расчет налогов. При расчёте налогов (DНt) необходимо обязательно рассчитать прирост налога на имущество (DНuмt) и налога на прибыль (DНnрt):
DНt = DНuмt + DНnрt (23) (24)
где Cocmt - остаточная стоимость имущества в 1-ом году, тыс.руб.;
DNuм - ставка налога на имущество, % (1,8).
DCocmt = Кt - Амt, (25)
где Kt - капитальные вложения, тыс.руб.;
Амt - дополнительные амортизационные отчисления, тыс.руб.
(26)
где Na - норма амортизации основных фондов или износа нематериальных активов, %.
DCocmt = 904,21-150,7017 = 753,5083 (тыс.руб.)
Расчёт налога на прибыль можно произвести по формуле:
(27)
где DПробл.нал t - прирост прибыли, облагаемой налогом, тыс.руб.;
Nnр - налог на прибыль, % (20).
DПробл.налt = DПрреал.t - DНuмt, (28)
где DПрреал.t - прирост прибыли от реализации, тыс.руб.;
DПрреал.t = DВt + Эt - DАмt - Иt (29)
DПрреал2010 = 841,16+49,570-150,7017-353,29=386,7383 (тыс.руб.)
DПробл.нал2010 = 386,7383-13,5632 = 373,1751 (тыс.руб.)
Подставим все полученные значения в формулу:
DН2010 = 13,5632 + 89,56 - 103,1232 (тыс.руб.)
Подставим все получившиеся значения в формулу и занесем в таблицу.
DПДН2010 = 841,16+49,570-904,21-353,29-103,1232 = - 469,89 (тыс.руб.)
Прирост накопленного потока денежной наличности (DНПДН) определяется за все годы расчётного периода:
(30)
где t - текущий год.
Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (DДПДНt) и чистой текущей стоимости (DЧТСt) определяются по следующим формулам:
DДПДНt = DПДНt · t, (31)
Таблица 3.2.1 - Показатели эффективности инвестиционного проекта
|
Показатели |
2010 год |
2011 год |
2012 год |
2013 год |
2014 год |
2015 год |
|
Объем добычи нефти, тыс. т. |
0,30 |
0,27 |
0,26 |
0,25 |
0,25 |
0,24 |
|
Выручка от реализации, тыс.руб. |
841,16 |
757,05 |
740,22 |
714,99 |
698,17 |
672,93 |
|
Экономия затрат, тыс.руб. |
49,57 |
49,57 |
49,57 |
49,57 |
49,57 |
49,57 |
|
Капитальные затраты, тыс.руб. |
904,21 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Текущие затраты, тыс.руб. |
353,29 |
317,96 |
310,89 |
300,30 |
293,23 |
282,63 |
|
Налог на прибыль, тыс.руб. |
89,56 |
77,78 |
75,44 |
71,93 |
69,59 |
66,08 |
|
Налог на имущество, тыс.руб. |
13,56 |
13,56 |
13,56 |
13,56 |
13,56 |
14 |
|
Амортизационные отчисления, тыс.руб. |
151 |
151 |
151 |
151 |
151 |
151 |
|
Остаточная стоимость имущества в t-ом году, тыс.руб. |
753,51 |
753,21 |
753,21 |
753,21 |
753,21 |
753 |
|
Поток денежной наличности, тыс.руб. |
-469,89 |
397,32 |
389,90 |
378,78 |
371,36 |
360,24 |
|
Накопленный поток денежной наличности, тыс.руб. |
-469,89 |
-72,57 |
317,33 |
696,10 |
1067,46 |
1427,70 |
|
Коэффициент дисконтирования |
1,0000 |
0,8929 |
0,7972 |
0,7118 |
0,6355 |
0,5674 |
|
Дисконтированный поток денежной наличности, тыс.руб. |
-469,89 |
354,75 |
310,83 |
269,61 |
236,01 |
204,41 |
|
Чистая текущая стоимость, тыс.руб. |
-469,89 |
-115,14 |
195,68 |
465,29 |
701,29 |
905,70 |
Дисконтированный срок окупаемости - это срок окупаемости инвестиций с учетом разновременности поступления потока денежной наличности от инвестиционного проекта.
Срок окупаемости может быть определён расчётным путём:
(32)
где Т0 - количество полных лет, в течение которых наблюдается отрицательный НПДН,
НПДН0 - последнее отрицательное значение накопленного потока, тыс.руб.,
НПДН1 - первое положительное значение потока, тыс.руб.
Срок окупаемости проекта по внедрению беспакерной компоновки струйного насоса составляет 1 год и 28 дней.
Далее определим внутреннюю норму доходности (ВНД), то есть показатель, который характеризует расчетную процентную ставку, начисление которой на используемые инвестиции обеспечит поступление величины ВНД.
Таблица 3.2.2 - Внутренняя норма доходности
|
ЧДД, тыс. руб. |
905,7 |
201 |
78 |
0 |
-9 |
|
Е,% |
12 |
50 |
65 |
78,1 |
80 |
Внутренняя норма доходности определяется графическим способом (рисунок 3.2.1) при ЧДД = 0, исходя из выше приведенных данных (табл. 3.2.2).
Рисунок 3.2.1 - Внутренняя норма доходности
Поскольку внутренняя норма доходности (ВНД) имеет крайне высокое значение (78,1%) (график изображен на рисунке 3.3), а срок окупаемости (Ток) составляет 1 год и 28 дней, проект несомненно приемлем для инвесторов.
Затем определим индекс доходности (ИД). Данный индекс отражает отношение продисконтированной суммы доходов от инвестиционного проекта к продисконтированной сумме затрат на него, ИД определяется по формуле:
(33)
где Rnp - сумма дисконтируемого дохода;
Кnp - сумма дисконтируемых капитальных вложений.
Проведенные по данной схеме расчеты показали следующее:
Полученные результаты позволили прийти к следующим выводам:
|
Таблица 3.2.3 – Поток денежных средств от инвестиционной деятельности |
||||||
|
Наименование |
Шаг (год) планирования |
Итого, тыс.руб. |
||||
|
0 2009 |
1 2010 |
2 2011 |
3 2012 |
4 2013 |
||
|
1 Инвестиционная деятельность |
|
|
|
|
|
|
|
1.1 Затраты на приобретение активов, всего в том числе: |
6 850,0 |
|
|
|
|
6 850,0 |
|
за счет собственных средств |
6 850,0 |
|
|
|
|
6 850,0 |
|
1.2 Поступления от продажи активов |
|
|
|
|
|
|
|
1.3 Поток реальных средств |
|
|
|
|
|
|
|
1.3.1 По шагам |
-6 850,0 |
|
|
|
|
|
|
1.3.2 Нарастающим итогом |
-6 850,0 |
-6 850,0 |
-6 850,0 |
-6 850,0 |
-6 850,0 |
|
|
1.4 Поток дисконтированных средств |
|
|
|
|
|
|
|
1.4.1 По шагам |
-6 850,0 |
|
|
|
|
-6 850,0 |
|
1.4.2 Нарастающим итогом |
-6 850,0 |
-6 850,0 |
-6 850,0 |
-6 850,0 |
-6 850,0 |
|
|
Таблица 3.2.4 - Поток денежных средств от операционной деятельности |
||||||
|
Наименование |
Шаг (год) планирования |
Итого, тыс.руб. |
||||
|
0 2009 |
1 2010 |
2 2011 |
3 2012 |
4 2013 |
||
|
1 Операционная деятельность |
|
|
|
|
|
|
|
1.1 Выручка(нетто) от реализации услуг |
13 720,0 |
13 720,0 |
13 720,0 |
13 720,0 |
13 720,0 |
68 600,0 |
|
1.2 Переменные издержки |
9 473,8 |
9 473,8 |
9 473,8 |
9 473,8 |
9 473,8 |
47 369,0 |
|
1.3 Постоянные издержки без амортизации основных средств |
40,6 |
40,6 |
40,6 |
40,6 |
40,6 |
203,1 |
|
1.4 Амортизация основных средств |
456,7 |
456,7 |
456,7 |
456,7 |
456,7 |
2 283,3 |
|
1.5 Валовый доход |
3 748,9 |
3 748,9 |
3 748,9 |
3 748,9 |
3 748,9 |
18 744,6 |
|
1.6 Налог на прибыль (24%) |
899,7 |
899,7 |
899,7 |
899,7 |
899,7 |
4 498,7 |
|
1.7 Чистый доход |
2 849,2 |
2 849,2 |
2 849,2 |
2 849,2 |
2 849,2 |
14 245,87 |
|
1.8 Поток реальных средств |
|
|
|
|
|
|
|
1.8.1 по шагам |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
16 529,2 |
|
1.8.2 Нарастающим итогом |
3 305,8 |
6 611,7 |
9 917,5 |
13 223,4 |
16 529,2 |
|
|
1.9 Поток дисконтированных средств |
|
|
|
|
|
|
|
1.9.1 По шагам |
3 305,8 |
2 874,6 |
2 499,7 |
2 173,6 |
1 890,1 |
12 743,9 |
|
1.9.2 Нарастающим итогом |
3 305,8 |
6 180,5 |
8 680,2 |
10 853,8 |
12 743,9 |
|
|
Таблица 3.2.5 - Поток денежных средств от инвестиционной и операционной деятельности |
||||||
|
Наименование |
Шаг (год) планирования |
Итого, тыс.руб. |
||||
|
0 2009 |
1 2010 |
2 2011 |
3 2012 |
4 2013 |
||
|
1 Инвестиционная и операционная деятельность |
|
|
|
|
|
|
|
1.1 Поток реальных средств |
|
|
|
|
|
|
|
1.1.1 По шагам |
-3 544,2 |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
9 679,20 |
|
1.1.2 Нарастающим итогом |
-3 544,2 |
-238,3 |
3 067,5 |
6 373,4 |
9 679,2 |
|
|
1.2 Поток дисконтированных средств |
|
|
|
|
|
|
|
1.2.1 По шагам |
-3 544,2 |
2 874,6 |
2 499,7 |
2 173,6 |
1 890,1 |
5 893,94 |
|
1.2.2 Нарастающим итогом |
-3 544,2 |
-669,5 |
1 830,2 |
4 003,8 |
5 893,9 |
|
|
Таблица 3.2.6 - Поток денежных средств от финансовой деятельности |
||||||
|
Наименование |
Шаг (год) планирования |
Итого, тыс.руб. |
||||
|
0 2009 |
1 2010 |
2 2011 |
3 2012 |
4 2013 |
||
|
1 Финансовая деятельность |
|
|
|
|
|
|
|
1.1 Собственные средства |
6 850,0 |
|
|
|
|
6 850,0 |
|
1.2 Поток реальных средств |
|
|
|
|
|
|
|
1.2.1 По шагам |
6 850,0 |
|
|
|
|
6 850,0 |
|
1.2.2 Нарастающим итогом |
6 850,0 |
6 850,0 |
6 850,0 |
6 850,0 |
6 850,0 |
|
|
Таблица 3.2.7 - Сальдо денежных потоков |
||||||
|
Наименование |
Шаг (год) планирования |
Итого, тыс.руб. |
||||
|
0 2009 |
1 2010 |
2 2011 |
3 2012 |
4 2013 |
||
|
1 Сальдо денежных потоков |
|
|
|
|
|
|
|
1.1 Поток реальных средств |
||||||
|
1.1.1 По шагам |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
16 529,2 |
|
1.1.2 Нарастающим итогом |
3 305,84 |
6 611,7 |
9 917,5 |
13 223,4 |
16 529,2 |
|
|
Таблица 3.2.8 - Ставка дисконтирования и чистый дисконтированный доход (ЧДД) |
||||||||||
|
Норма дисконта, Е |
Шаг (год) планирования |
ЧДД, тыс. руб. |
||||||||
|
0 2009 |
1 2010 |
2 2011 |
3 2012 |
4 2013 |
||||||
|
0,00 |
-3 544,2 |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
3 305,8 |
9 679,2 |
||||
|
0,10 |
-3 544,2 |
3 005,3 |
2 732,1 |
2 483,7 |
2 257,9 |
6 934,9 |
||||
|
0,20 |
-3 544,2 |
2 754,9 |
2 295,7 |
1 913,1 |
1 594,3 |
5 013,8 |
||||
|
0,30 |
-3 544,2 |
2 543,0 |
1 956,1 |
1 504,7 |
1 157,5 |
3 617,1 |
||||
|
0,40 |
-3 544,2 |
2 361,3 |
1 686,7 |
1 204,8 |
860,5 |
2 569,1 |
||||
|
0,50 |
-3 544,2 |
2 203,9 |
1 469,3 |
979,5 |
653,0 |
1 761,5 |
||||
|
0,60 |
-3 544,2 |
2 066,2 |
1 291,3 |
807,1 |
504,4 |
1 124,9 |
||||
|
0,70 |
-3 544,2 |
1 944,6 |
1 143,9 |
672,9 |
395,8 |
613,0 |
||||
|
0,80 |
-3 544,2 |
1 836,6 |
1 020,3 |
566,8 |
314,9 |
194,5 |
||||
|
0,8538 |
-3 544,2 |
1 783,3 |
962,0 |
518,9 |
279,9 |
0,00 |
||||
|
0,90 |
-3 544,2 |
1 739,9 |
915,7 |
482,0 |
253,7 |
-152,9 |
||||
|
1,00 |
-3 544,2 |
1 652,9 |
826,5 |
413,2 |
206,6 |
-444,9 |
Рисунок 3.2.2 – Эффективность инвестиционного проекта
Внутренняя норма доходности и срок окупаемости устраивает инвестора. Положительное сальдо денежных потоков свидетельствует об осуществимости проекта при избранной схеме финансирования.
Следует подчеркнуть предварительный характер оценки коммерческой эффективности проекта и необходимость проведения более точных расчетов, учитывающих реально сложившуюся экономическую си туацию в стране.
В результате реализации проекта будет достигнуто снижение затрат, снизится непроизводительное время.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе проведения исследования дана общая характеристика ЗАО «Обьнефтеремонт», проведен анализ производственного потенциала предприятия.
По финансовой документации предприятия проведен анализ финансово-хозяйственной деятельности организации, который показал узкие места на предприятии, и с помощью которого мы определили эффективность экономической деятельности ЗАО «Обьнефтеремонт». В целом, после окончания анализа, можно сказать, что данное предприятие эффективно осуществляет свою деятельность.
Проведен анализ стратегических групп конкурентов предприятия, который наглядно определил место данного предприятия внутри стратегической группы и выявил ближайшего конкурента.
Также были выявлены проблемы, риски, а также перспективы развития предприятия.
В завершении были разработаны мероприятия по повышения эффективности деятельности. Было предложено внедрение адаптивной системы забойного контроля и управления для оптимизации работы скважины (интеллектуальная скважина), а также способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов.
Исходя из методики оценки эффективности проектов оба мероприятия оказались эффективными.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Аникеев С. А. Методика разработки плана маркетинга. - М.: Форум, 2008. – 326с.
2. Бауэр, Коллар Э., Тан В. Управление инвестиционным проектом. Опыт IBM. - М.: Инфра-М, 2009. – 145с.
3. Беренс В., Хавренск П. Руководство по оценке эффективности инвестиций. - М.: Интерэксперт. Инфра-М, 2008. – 254с.
4. Берл Г., Киршнер П. Мгновенный бизнес-план. Двенадцать быстрых шагов к успеху. Пер. с англ. - М.: Дело, 2009. – 365с.
5. Балдин А.Б., Пэибов В.Д.. Крутиков В. Л. Организационно-экономические основы бизнеса - М.: МЭГУ, 2008. – 560с.
6. Бизнес-план инвестиционного проекта / под ред. Иванниковой И.А. -М.: Экспертное бюро», 2009. – 380с.
7. Бизнес-план. Методические материалы / под. ред. Р.Г. Малиновского. - М.: Финансы и статистика. 2006. – 490с.
8. Ильин Н.Н., Лукманова И.Г. и др. Управление проектами, /под ред. В.Д. Шапиро. - СПБ. Два Три, 2008. – 380с.
9. Идрисов А.Б. и др. Стратегическое планирование и анализ эффективности инвестиций. - М.: Филинъ, 2009. – 350с.
10. Леонтьева А.Д.. Тимофеев Н.М. Бизнес-план при экономическом обосновании дипломных проектов производственного направления - Владимир. ГТУ, 2006. – 230с.
11. Пелих А.С. Бизнес-план. - М.: Ось-89, 2008. – 640с.
12. Попов В.А. Основы макроэкономического прогнозирования. Учебное пособие. - М.: Российская академия им. Г.В. Плеханова, 2009. – 250с.
13. Стоянова Е.С. Финансы маркетинга. -М.: Перспектива, 2004. – 250с.
14. Финансовое планирование / под ред. Поукока МА, Тейлора АЛ. -М.: Инфра-М, 2008.- 569с.
15. Экономика предприятия. Учебник / под ред. Волкова О.Н. - М.: Инфра-М, 2008. – 390с.