Экономический баланс позволяет глубже увидеть формирование платежеспособности и на этой основе управлять ею, в то время как бухгалтерский баланс в основном только констатирует ее наличие или отсутствие.
Главное отличие баланса экономического оборота от оборотно-сальдового бухгалтерского баланса состоит в том, что в БЭО форма наполняется содержанием, а содержание получает форму. Это означает, что активы получают признак - собственные они или заемные, а заемные средства, прибыль, начисленная заработная плата находят свою форму воплощения. Если же эта форма не соответствует назначению данного источника, то между различными элементами дохода и имущества совершается обмен, одни структурные составляющие экономического оборота замещаются другими. Как при этом используется бухгалтерский баланс? Если это охарактеризовать в самом общем виде, то происходит наложение пассива на актив, кредитовых оборотов на дебетовые и наоборот.
Математически это допустимо,
т.к. актив равен пассиву, а обороты по кредиту - оборотам по дебету. При этом
совершается перевод описания и анализа хозяйственной деятельности предприятия с
бухгалтерского языка на экономический.
6. Анализ
производственно-хозяйственной деятельности НГДУ Уфанефть
Таблица 6.1 - Основные показатели деятельности НГДУ
|
показатели |
предыдущий 2010 год в ценах и структуре |
план |
Факт (2011 год) |
% |
отклонение от прошлого года |
|
валовая продукция,т.р |
248671 |
346351 |
355082 |
102,5 |
106411 |
|
валовая добыча нефти т.тн |
868,5 |
790 |
805,5 |
102 |
-63 |
|
товарная добыча нефти,т.тн |
862,9 |
785,6 |
801 |
102 |
-61,9 |
|
годовая добыча попутного газа,млн.м3 |
24 |
18,8 |
22,9 |
121,8 |
-1,1 |
|
годовая добыча природного газа,млн.м3 |
21,1 |
18,7 |
20,6 |
110,2 |
-0,5 |
|
дебит скважин по нефти на скв.мес отработанный,т/смо |
85,1 |
75,8 |
82,8 |
109,2 |
-2,3 |
|
добыча жидкости,т.тн |
3131,4 |
2980 |
2820,7 |
94,6 |
-310,7 |
|
обводненность нефти,% |
72,2 |
73,3 |
71,4 |
97,5 |
-0,8 |
|
закачка воды,т.м3 |
3293 |
3060,1 |
3254,7 |
106,4 |
-38,3 |
|
ввод новых скважин в эксплуатацию в т.ч из разведки |
9 1 |
7 2 |
7 1 |
100 50 |
-2 100 |
|
коэф.экспл.действующего фонда СКВ,% |
91,3 |
94 |
88,86 |
94,5 |
-2,4 |
|
объем кап.вложений |
156009 |
112168 |
188914 |
168,4 |
32905 |
|
в т.ч производственного назначения |
130866 |
109668 |
158232 |
144,3 |
27366 |
|
строительно монтажные работы |
62072,9 |
26821 |
71654,6 |
267,2 |
9581,7 |
|
бурение экспл. |
18078 |
22000 |
19803 |
90 |
1725,6 |
|
в т.ч на нефть на газ |
18078 |
22000 |
19803 |
90 |
1725,6 |
|
среднегодовая стоимость ППФ,т.р |
1593661 |
1669116 |
1669116 |
100 |
75455 |
|
фондоотдача,р.к |
0,16 |
0,21 |
0,21 |
100 |
0,05 |
|
численность ППП,чел |
2356 |
2036 |
2155 |
105,8 |
-201 |
|
производство валовой продукции на 1 работника,т.р |
105,5 |
170,1 |
164,8 |
96,9 |
59,3 |
|
фонд оплаты ППП,т.р |
28210,3 |
52158,5 |
52158,5 |
100 |
23948,2 |
|
ср .з/пл с учетом ден.средств и поощрений из прибыли,руб |
997,8 |
2135 |
2017 |
94,5 |
1019,2 |
|
производственные затраты,т.р |
20299 |
331800,3 |
308538 |
93 |
88239 |
|
себестоимость добычи 1 тонны нефти,р.к |
252,59 |
419,82 |
382,71 |
91,2 |
130,1 |
|
экспл.бурение,т.м |
5,5 |
8 |
7,9 |
98,8 |
2,4 |
|
сдача скважин УБР,скв |
6 |
6 |
4 |
66,7 |
-2 |
По данным приведенным в таблице 6.1, можно сделать следующие выводы:
Валовая продукция отчетного 2011 года увеличилась по сравнению с предыдущем годом на 42,79%, при этом добыча нефти, попутного газа и природного газа снизилась соответственно на 7,25%; 4,58% и 2,37%. Это означает, что увеличение показателя валовой продукции вызвано ростом цен на продукцию. Отсутствие данных о ценах на каждый вид продукции не позволяет проанализировать изменение структуры, валовой продукции.
В текущем году в эксплуатацию введено 7 новых скважин, что благополучно отразилось на показателе обводненности нефти - она снизилась с 72,2% до 71,4%, то есть на 1,1 % (-0,8/72,2 = -0,01108). Это, в свою очередь, позволило при снижении добычи нефти на 7,25% снизить добычу жидкости на 9,92%.
Закачка воды в текущем году уменьшилась на 38,3 т.мЗ, то есть на 1,163% по сравнению с 2010 годом.
- Следует отметить невыполнение плана по вводу скважин в эксплуатацию из разведки: 1 вместо 2 (это не ниже уровня прошлого года),
Значительно изменился коэффициент эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин:: с 91,3% до 88,86% - на 2,4% (удержание этого показателя на уровне- прошлого года позволило бы получить дополнительно 805,5/88,86*91,3-805,5=22,1 т нефти
- В отчетном году значительно вырос объем капитальных вложений в 1,21 раза, хотя капитальные вложения, производственного значения, составили меньше, чем прошлом году долю общем объеме (83,7% против 83,88% в прошлом году). Большая доля средств выделена на проведение строительно-монтажных работ 71,654,6/188914,0=37,929%, (но это меньше, чем в 2010 году (39,79%)), увеличилась доля средств, выделяемых на разведочное бурение (на 28,93-25,879=3,021 %).
Увеличилась среднегодовая стоимость основных промышленно производственных фондов.
Рост фондоотдачи (на 5 коп. на 1 руб. среднегодовой стоимости производственных фондов) вызван превышением темпов увеличения валовой продукции над темпами роста среднегодовой стоимости фондов, что, вероятно, вызвано разными темпами роста цен на нефть и инфляции, принимаемого при переоценке фондов.
Снижение численности промышленно-производственного персонала на 201 чел. связано с сокращением кадров при реорганизации производственной структуры предприятия. Что позволило увеличить производство валовой продукции на 1 работника ППП на 59,3 т. р./чел.
Значительно увеличился фонд оплаты труда и средняя зарплата промышленного персонала (соответственно в 1,85 и 2,02 раза).
Проанализируем использование добытой нефти в
2002 году
Таблица 6.2 - Динамика добычи нефти
|
баланс нефти |
2010 год |
план |
Факт (2011 год) |
+/- |
|
остаток нефти на начало года |
1,3 |
2,3 |
2,3 |
|
|
приход всего |
868,5 |
790 |
805,5 |
15,5 |
|
расход всего |
867,5 |
790 |
805,8 |
15,8 |
|
остаток на конец года |
2,3 |
2,3 |
2 |
-0,3 |
Единственный источник прихода нефти за счет
добычи нефти собственными подразделениями. Перевыполнение плана по приходу и
расходу предприятия связано с введением в эксплуатацию новых скважин, дебит
которых оказался выше прогнозируемой.
Таблица 6.3 - Динамика численности персонала
|
показатели |
2010 |
2011 |
сумма |
% |
|
численность ППП |
2356 |
2155 |
-201 |
8,53 |
|
в т.ч рабочих |
1920 |
1730 |
-190 |
9,89 |
По данным таблицы 3 видно, что основную долю сокращенного промышленного персонала составляют рабочие 190/201=94,53%
Таблица 6.4 - Себестоимость добычи нефти в НГДУ в 2011 году
|
расходы |
предыдущий |
год |
отчетный |
год |
|
|
|
затраты,р.к |
вес,% |
затраты,р.к |
вес,% |
+/- |
|
расходы на Эл. энергию |
15,01 |
5,9 |
15,18 |
3,3 |
|
|
расходы на искусственное воздействие на пласт |
28,8 |
11,4 |
37,39 |
8,2 |
8,5 |
|
основная з/пл рабочих |
1,62 |
0,6 |
3,15 |
0,7 |
1,5 |
|
дополнительная з/пл рабочих |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
отчисления на соц.страх |
0,62 |
0,2 |
1,2 |
0,3 |
0,5 |
|
амортизация скважин |
27,67 |
11 |
32,12 |
7 |
4,4 |
|
расходы по сбору и подготовке нефти и газа |
9,39 |
3,7 |
16,13 |
3,5 |
6,7 |
|
расходы по технологической подготовке нефти |
11,55 |
4,6 |
18,76 |
4,1 |
7,2 |
|
расходы на подготовку и освоение |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
расходы на эксплуатацию оборудования |
55,79 |
22,1 |
81,55 |
17,8 |
25,7 |
|
цеховые расходы |
20,4 |
8,1 |
39,4 |
8,6 |
1 |
|
общепромысловые расходы |
47,18 |
18,7 |
65,86 |
14,4 |
18,6 |
|
прочие производственные расходы |
34,37 |
13,6 |
146,99 |
32,11 112,6 |
|
|
производственная себестоимость валовой продукции |
252,4 |
100 |
457,75 |
100 205,3 |
|
На основании данных таблицы 6.4 можно сделать следующие выводы:
Увеличение производственной себестоимости добычи нефти произошло главным образом, из-за увеличения расходов по статьям прочие производственные расходы (+114,62), расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (+25,76), цеховые расходы (+19) и общепромысловые расходы (+ 18,68).
В текущем году возросли удельные веса в себестоимости продукции прочих производственных расходов с 13,6% в 2010 году до 32,11 % в 2011 гoдy, то есть в 2,36 раза; расходы при этом выросли в 4,28 раза, цеховых расходов (рост удельного веса 8,6/8,1=106,17%, прирост 0,5%), основной зарплаты производственных рабочих и отчислений в фонды социального страхования (+0,1 %).
Расходы по остальным статьям калькуляции выросли
незначительно и удельные веса-этих статей снизились: амортизация скважин
(-0,4%), расходы на искусственное воздействие на пласт (-3,2%); pacхoды по
технологической подготовке нефти (-0,5%); расходы на содержание и обслуживание
оборудования (-0,3%); общепромысловые pacxoды (-4,3%); расходы на энергию по
извлечении нефти (-2,6%); расходы по сбору и транспортировке нефти и газа
(-0,2%).
7. Анализ финансового
состояния НГДУ «Уфанефть»
Таблица 7.1 - Аналитический баланс
|
актив |
н.г |
к.г |
пассив |
н.г |
к.г |
|
внеоборотные активы |
792031 |
815988 |
капитал и резервы |
727413 |
783430 |
|
оборотные активы |
111403 |
106403 |
долгосрочные пассивы |
|
|
|
в т.ч запасы |
45337 |
43711 |
краткосрочные пассивы |
176011 |
138853 |
|
ден.средства и краткосрочные бумаги |
366 |
839 |
в т.ч краткосрочные обязательства |
|
|
|
дебиторкая задолжность |
65700 |
61745 |
кредиторская задолженность |
176011 |
138853 |
|
|
|
|
прочие пассивы |
|
|
|
всего активов |
903434 |
922283 |
всего пассивов |
903434 |
922283 |
7.1 Анализ финансовой
устойчивости
1. Излишек или недостаток собственных оборотных
средств дЕс = Ес-Z
Ес = Ис. - Z
На начало года:
Ес = 727413 - 792031 = -64618 дЕс = -64618 - 45337 = -109955
На конец года:
Ес = 783430 - 815988 = -32558 дЕс = -32558 - 43711 = -76269
. Излишек или недостаток собственных и
долгосрочных заемных источников для формирования запасов и затрат
дЕт = (Ес + Кт) - z
На начало года:
д Ет = (-64618 + О) - 45337 = -109955
На конец года:
дЕт = (-32558+0)-43711 = -76269
3. Излишек или недостаток общей величины
основных источников для формирования запасов и затрат
дЕн = (Ес + Кт + Kt + Rp) - z
На начало года дЕн = -64618 + 176011- 45337 = 66056
На конец года дЕн = -32558 + 138853 - 43711 = 62584.
В соответствии с показателями. дEс_<0_дЕт < 0, дЕн>О финансовое состояние НГДУ "Уфанефть" можно отнести к области критического.
Для более детального анализа финансовой устойчивости посчитаем следующие коэффициенты:
. Коэффициент автономии
Ка = Ис/В > 0,5
На начало года Ка = 727413/903434 = 0,805.
На конец года Ка = 783430/922283 = 0,849
Ка >0,5 при этом Ка на конец года больше Ка на начало года, значит
все обязательства предприятия могут быть покрыты собственными средствами, при этом финансовая независимость предприятия в течение года увеличилась.
, Коэффициент соотношения собственных и заемных
средств:
Кз/с=(Кт+Кt+Rр)/Ис
На начало года Кз/с = 0,242
На конец года Кз/с = 0,177
Коэффициент' маневренности
= (Ис-Р)/Ис = Ес!Ис
Так как Ес <0, то Км<0 (и на начало и наконец года). Это свидетельствует о том, что у предприятия нет собственных средств находящихся в мобильной форме, что и является причиной ухудшения финансового состояния предприятия.
4 Коэффициент обеспеченности запасами и затрат
собственными источниками формирования
Kz = (Ис - Р)
I Z, Кz<0
5. Коэффициент имущества производственного назначения:
Кпр = (Остаточная стоимость ОФ (стр. 120 ф. 1) + Долгосрочные финансовые вложения (стр. 140 ф.1) + Незавершенное капитальное строительство ( cтp.l30 ф.l) + Остаточная стоимость нематериальных активов (стр. 110 ф.1) + Стоимость производственных запасов (стр. 211 фl)+ МПБ (стр. 213 ф1)]/Вг >= 0,5
На начало года Кпр = (723177+2+68156+696+54808+2386+ 10234)/903434 = 0,951 >=0,5
На конец года Кпр = (740036+2+75280+670+56138+ 168+8875)/932283 = 0,945 >= 0,5
. Коэффициент автономии источников формирования
запасов и затрат
Каз = (Ие - F)/ (Ее + Кт + Kt + Rp)
Каз на начало и конец года меньше нуля.
7.2 Анализ
платежеспособности
Для анализа платежеспособности НГДУ «Уфанефть» рассчитаем показатели ликвидности баланса:
. Коэффициент абсолютной ликвидности
Ка = d / (Kt + Rp) г 0.2 - 0.25
На начало года Ка - 0,002079, а на конец года Ка = 0,006
. Коэффициент ликвидности
Ки = ( d +r ) / (Kt + Rp) >= 0.8 - 1
На начало года Ки = 0,63 , а на конец года Ка = 0,766
. Коэффициент покpытия
Кп = (d+z+r) /(Kt + Rp) >= 2-2.5
На начало года Кп = 0,633 , а на конец года Кп = 0,766
Как видно из расчетов, платежеспособность
предприятия в 2011 году несколько возросла, но значения коэффициентов
ликвидности в несколько раз ниже нормативных, что говорит о финансовой
несостоятельности НГДУ "Уфанефть".
Заключение
Проведений анализ производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Уфанефть» позволяет сделать следующие выводы. За 2011 год снизилась добыча нефти попутного и природного газа соответственно на 63 тыс.т , 1,1 млн м3. Средний дебит нефтяных скважин снизился с 2,48 т/сут. до 2,76т/сут. Введенные в эксплуатацию 7 новых скважин позволили удержать средний дебит скважин выше запланированного 2,53 т/сут, обводненность нефти уменьшилась на 0,8%.