Исходные данные:
протяжённость участка- 114 км;возраст газопровода — 37 лет;стоимость ремонта одного километра трубопровода с заменой трубы — 14,969 млн.
р.;стоимость ремонта одного километра трубопровода со сплошной заменой изоляции — 2,744 млн.
р.;затраты на ремонт одного локального дефекта — 0,137 млн.
р.;удельный ущерб от одной аварии — 20,3 млн.
р.Таблица 5 Объём ремонтных работ по КСОН и старой технологии приведён в таблице
Виды работ и дефектов
С применением диагностики
Без применения диагностики
Всего опасных дефектов34 413 441
Замена труб, км6,43 612,872Замена изоляции, км29,8348,71Ремонт локальных дефектов236-Оставшиеся опасные дефекты-11Прирост прибыли образуется за счёт следующих факторов:
экономии издержек в результате уменьшения объёмов ремонтных работ за счёт выборочного ремонта;
исключения аварийных потерь вследствие тех опасных дефектов, которые не могли быть выявлены по старой технологии обследования газопровода;
экономии затрат на проведение гидроиспытаний. Одновременно себестоимость возрастает за счёт затрат на проведение внутритрубной диагностики. Прирост прибыли определяем по формуле: ΔПt = ΔПpt + ΔПуt + ΔПгt — ΔИдt,(6)гдеΔПpt — увеличение прибыли за счёт снижения затрат на ремонтные работы в году t;ΔПуt — предотвращённый ущерб от аварий и отказов в году t;ΔПгt — снижение затрат на проведение гидроиспытаний;ΔИдt — текущие затраты на проведение диагностики (оплата услуг Центра технической диагностики, а также текущие затраты самого предприятия на подготовительно-заключительные работы по диагностике). ΔПpt = ΔИp1 + ΔИp2 — ΔИp3 + ΔИpп,(7)гдеΔИp1 — снижение затрат на проведение ремонта газопровода с заменой труб при длине участка превышающего длину стандартной трубыΔИp1 = ΔL1 · C1, ГдеΔL1 — уменьшение протяжённости ремонтируемых участков с заменой трубы;C1 — стоимость ремонта одного километра трубопровода с заменой трубы;ΔИp1 = (12,872 — 6,436) · 14,969 = 96,340 млн.
р.ΔИp2 — снижение затрат на проведение ремонта газопровода со сплошной заменой изоляцииΔИp2 = ΔL2 · C2,(8)где ΔL2 — уменьшение протяжённости ремонтируемых участков с заменой изоляции;C2 — стоимость ремонта одного километра трубопровода со сплошной заменой изоляции;ΔИp2 = (48,71 — 31,83) · 2,744 = 46,319 млн.
р.ΔИp3 — затраты на проведение ремонтных работ по устранению локальных дефектовΔИp3 = n · C3,(9)гдеn — количество локальных дефектов;C3 — затраты на ремонт одного локального дефекта;ΔИp3 = 236 · 0,137 = 32,332 млн.
р.ΔИpп — снижение затрат на подготовительно-заключительные работы при проведении ремонтаΔИpп = ΔL1 · Срп,(10)где ΔL1 — уменьшение протяжённости ремонтируемых участков с заменой трубы;C1 — затраты на подготовительно-заключительные работы на один километр трубы;ΔИpп = (11,547 — 6,436) · 1,334 = 8,586 млн.
р.По формуле определяем увеличение прибыли за счёт снижения затрат на ремонтные работы в году tΔПрt = 96,340 + 46,319 — 32,332 + 8,586 = 118,913 млн.
р.Предотвращённый ущерб от аварий и отказов в году t складывается из: ущерба от повреждения линейной части газопровода; ущерба от потери газа;
Предотвращённый ущерб от аварий и отказов в году t определяем по формуле ΔПуt = ,(11)где nу — количество опасных дефектов не обнаруженных при обследовании газопровода по старой технологии;
У — удельный ущерб от одной аварии;
Т — оставшийся нормативный срок службы .Т = 10 лет;ΔПуt = 11∙20,3/10 = 22,33 млн.
р.Снижение затрат на гидроиспытания в расчёте принимаем равным нулю (ΔПгt = 0).Текущие затраты на проведение диагностики (ΔИдt) складываются из текущих затрат Центра технической диагностики (ЦТД) и текущих затрат самого предприятия эксплуатирующего газопровод. Текущие затраты ЦТД включают:
затраты на пропуск снаряда-калибра и профилемера — 1,122 млн.
р.;затраты на пропуск очистных устройств (скребков) — 1,611 млн.
р.;затраты на пропуск дефектоскопа — 15,493 млн. р. Итого 18,226 млн.
р.Текущие затраты предприятия эксплуатирующего газопровод состоят из затрат на подготовительно-заключительные работы и составляют 0,161 млн.
р. Следовательно: ΔИдt = 18,226 + 0,161 = 18,387 млн.
р.Определяем прирост прибыли в результате применения КСОН на базе внутритрубной диагностикиΔПt = 118,913 + 22,330 + 0 — 18,387 = 122,856 млн.
р.Капитальные вложения предприятия в диагностику составили 30,989 млн.
р. Они включают в себя:
затраты на реконструкцию камер приёма и пуска внутритрубных снарядов;
затраты на покупку очистных устройств (скребков);затраты на создание системы диагностики в расчёте на данный участок. Капитальные вложения Центра технической диагностики, отнесённые на объём комплексной диагностики предприятия, составляют 93,873 млн.
р.Общие капитальные вложения в диагностику участка газопровода составляют 124,863 млн.
р.Для анализа эффективности КСОН воспользуемся следующими критериями:
чистый дисконтированный доход (ЧДД);индекс доходности (ИД);внутренняя норма доходности (ВНД);период возврата инвестиций (Ток).ЧДД определяется по формуле,(12)где Рt — стоимостная оценка результатов осуществления проекта за год t;Зt — стоимостная оценка текущих затрат на осуществление диагностики в году t;Е — норма (ставка) дисконта, Е = 20%;К — капитальные вложения в диагностику. Величину можно записать в виде= ΔПчt + Аt + Лt,(13)где ΔПчt — прирост чистой прибыли предприятия;
Аt — амортизационные отчисления за год t, 5% от К;Лt — ликвидационная стоимость основных фондов в году t, принимаем равным нулю, Лt = 0.ΔПчt = ΔПt — Нt,(14)где Нt — суммарные налоговые выплаты из прибыли за год t, включает в себя налог на прибыль (ставка налога — 15,5% от величины балансовой прибыли) и налог на имущество Ниt (ставка налога — 2% от капитальных вложений в диагностику).Ниt = 0,02 · (К — t · 0,05 · К),(15)где t порядковый номер года (0 — 9) начиная с 2011 г. Нt = 0,155 · (Пt — Ниt).Расчёт ЧДД сведен в таблицу. ЧДД = 64,556 млн.
рИндекс доходности ИД определяется как отношение приведённых эффектов к сумме капитальных вложений;(16);Так как ЧДД > 0, то применение КСОН экономически эффективно. Срок окупаемости Ток характеризует период времени, начиная с которого результаты внедрения диагностики превышают первоначальные капитальные вложения и другие затраты. При определении срока окупаемости с учётом фактора времени используется следующая зависимость,(17)Расчёт срока окупаемости удобнее проводить графоаналитически. На графике точка пересечения линии интегрального экономического эффекта и оси абсцисс есть искомая величина Ток. Рисунок 5 Определение срока окупаемости инвестиций., где Эn-1, Эn — интегральный экономический эффект за период tn-1 и tn соответственно. Таблица 6 Оценка экономической эффективности КСОНв млн.
р.Показатели
Годы123 456 789 101
Прирост прибыли-122,85 622,3322,3322,3322,3322,3322,3322,3322,3322,332.Капитальные вложения124,863----------3.Амортизация-6,2436,2436,2436,2436,2436,2436,2436,2436,2436,2434
Налог на имущество-2,4972,3722,2482,1231,9981,8731,7481,6231,4981,3735
Налогооблагаемая прибыль-120,35 919,95820,8 220,20720,33 220,45720,58 220,70620,83 220,9576
Налог на прибыль-18,6563,0933,1133,1323,1513,1713,1903,2103,2293,2487
Чистая прибыль ΔПчр-124,863 101,70316,86 516,96917,7 517,18117,28 617,39217,49 617,60317,7098
Чистый денежный поток (Рt-Зt'-Кt)--16,91 723,10823,21 223,31823,42 423,52923,63 523,73923,84 623,9529
Коэффициент дисконтирования-0,8330,6940,5790,4820,4020,3350,2790,2330,1940,16 210
Чистый денежный поток с учётом дискотирования--14,9 216,04013,44 011,2399,4167,8826,5945,5314,6263,88 011
Накопленный дисконтированный денежный поток--14,0921,94 815,38826,62 736,04343,92 550,51956,5 060,67664,55 612.ЧДД----------64,556№ п/п№№ глав и расчетов
Наименование глав, объектов, работ и затрат
Сметная стоимость работ, тыс.
руб.Общая сметная стоимость
Строит. работ
Монтаж. работ
Оборуд.Прочие12 345 678
Глава 1. Подготовка территории строительства115% главы 2Отвод и подготовка территории21 132,737 21 881,093Глава 2. Основные объекты строительства2Объектно-сметный расчет
Жилой дом140 884,9102400,642 588,4 145 873,95Глава 3. Объекты подсобного и обслуживающего назначения
Глава 4. Объекты энергетического хозяйства37% главы 2Сети электроснабжения9861,944 168,045 10 029,989Глава 5. Объекты транспортного хозяйства и связи
Глава 6. Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации47% главы 2Водоснабжение, канализация, теплоснабжение, газификация9861,944 168,045 181,188 10 211,177Глава 7. Благоустройство и озеленение территории54% главы 2Благоустройство территории5635,39 696,026 5834,958ИТОГО по главам 1−7 187 376,9302832,755 2769,588 193 831,166Глава 8. Временные здания и сооружения61,10% итого гл. 1−7Временные здания и сооружения2061,146 2061,146ИТОГО по главам 1−8 189 438,0772832,755 2769,588 195 892,312Глава 9.
Прочие работы и затраты72,60% итого гл. 1−8Дополнительные затраты при производстве работ в зимнее время4925,39 073,652 5093,20 081,70% итого гл. 1−8 (гр.8)Средства на премирование за ввод в эксплуатацию объекта 3330,1 693 330,16992,00% итого гл. 1−8 (гр.8)Средства на охрану объекта 3917,8 463 917,846Итого по главе 94 925,39073,652 7248,1 612 341,216ИТОГО по главам 1−9 194 363,4672906,407 7248,16 208 233,527Глава 10. Содержание дирекции. Технический надзор102,00% итого гл.
1−9 (гр.8)Технический надзор4164,6 704 164,670Глава 11. Расход на подготовку эксплуатационных кадров
Глава 12. ПИР. Авторский надзор117,00% итого гл. 1−9 (гр.8)ПИР.Авторский надзор 14 576,34714576,347ИТОГО по главам 1−12 194 363,4672906,407 2769,58 825 989,033226974,545 122,0% итого 1−12Резерв средств на непредвиденные расходы2915,45 243,59641,544 389,8 353 404,618Всего по сводному сметному расчету197 278,9192950,32 811,13226378,868 230 379,1631318,00%НДС35 510,205531,1 506,0044748,19 641 468,249Всего с НДС232 789,1243481,33 317,13631127,65 271 847,4121415,00% главы 8 В том числе возвратные суммы-309,172Затраты на проведение внутритрубной диагностики окупятся через 1,89 года. Трубопровод эксплуатируется с 1974 года, то есть в 2007 году истек нормативный срок эксплуатации газопровода. Тем не менее, в результате проведения внутритрубной диагностики и устранения наиболее опасных дефектов удаётся продлить срок службы трубопровода на 10−15 лет, при работе на режимах с пониженной производительностью и обеспечить безопасность работы трубопровода на этих режимах. Высокое значение ЧДД указывает на высокую эффективность диагностики, развитие которой обеспечит дальнейшее повышение надёжности и в конечном счёте снизит затраты на транспортировку газа. Заключение
В процессе проведенного исследования на предприятии выявлено ряд проблем, которые:
снижают уровень эффективного управления хозяйственной деятельности;
создают неоправданные финансовые потери;
тормозят рост финансовой устойчивости и стабильности. Одна из наиболее важных задач, которых необходимо решить в целях улучшения хозяйственной деятельности — повышение качества оказания услуг и выполнения работ. Необходимо обратить внимание на количество заявленных претензий от клиентов, что также снижает уровень стабильности и конкурентоспособности. Компания должна стремиться к самому высокому уровню качества выполняемых работ. По результатам проведенного анализа структуры расходов и доходов можно сделать вывод, что предприятию необходимо придерживаться в развитии хозяйственной деятельности следующих направлений:
повышать объемы оказания услуг с одновременным снижением себестоимости единицы услуги;
— снижение затрат должны стоять одним из важнейших направлений перспективного развития предприятия в целях повышения устойчивости и стабильности фирмы;
— повышение качества выполнения работ. Список использованных источников
ГОСТ Р ИСО 17 666−2006
Менеджмент риска. Космические системы / СПС «Консультантплюс»; ГОСТ Р 52 806−2007
Менеджмент рисков проектов. Общие положения / СПС «Консультантплюс»; ГОСТ Р 51 897−2002
Менеджмент риска. Термины и определения / СПС «Консультантплюс»; ГОСТ Р 51 609−2000
Изделия медицинские. Классификация в зависимости от потенциального риска применения. Общие требования / СПС «Консультантплюс»; ГОСТ Р 51 901.
4−2005
Менеджмент риска. Руководство по применению при проектировании / СПС «Консультантплюс»; ГОСТ Р 51 901.
12−2007
Менеджмент риска. Метод анализа видов и последствий отказов / СПС «Консультантплюс»; ГОСТ Р 51 901;2002
Управление надежностью. Анализ риска технологических систем / СПС «Консультантплюс»; ГОСТ Р ИСО 9001−2000
Системы менеджмента качества. Требования / СПС «Консультантплюс»; Волков О. И. Экономика предприятия: учебник /под ред. проф. О. И. Волкова. — Изд.2-е, перераб.
и доп. — М.: ИНФРА-М, 2000. — 520с.;Воронина Л. А., Шапошников А. М. Повышение конкурентоспособности регионального банка // Экономический анализ: теория и практика. 2013.
№ 16;Галицкая С. В. Финансовый менеджмент. Финансовый анализ. Финансы предприятий: Учебное пособие / С. В. Галицкая. — М.: Эксмо, 2010.
— 595 с.;Ковалева, А. М. Финансы фирмы: учебник / А. М. Ковалева, М. Г. Лапуста, Л. Г. Скамай; - Изд. 2-е, перераб. и доп. — М.: ИНФРА, 2005. — 416 с.;Комплексный экономический анализ хозяйственной деятельности: учебное пособие / под ред.
проф. М. А. Вахрушиной. — М.: Вузовский учебник, 2010. -
463 с.;Савицкая Г. В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: учебное пособие /- Изд. 4-е, испр. и доп. — М.: ИНФРА-М, 2010.
— 288;Селезнева Н. Н. Анализ финансовой отчетности организации.: учебное пособие / Н. Н. Селезнева, А. В. Ионова. — изд.
3-е, перераб. и доп. — М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2007. — 584 с.;Стандартизация и регламентация в сфере безопасности: Реалии и перспективы / П. Г. Белов, А. И. Гражданкин, А. В. Денисов, Н. А. Махутов. [Электронный ресурс] Режим доступа:
http://safety.fromru.com/std_regl/std_regl.htm.Управление организацией: учебник / под ред.А. Г. Поршнева, З. П. Румянцевой, Н. А. Саломатина. — изд 2-е, перераб. и доп. — М.: Инфра-М, 2000. 338с. Фатхутдинов, Р. А. Производственный менеджмент: учебник / изд.
6-е. — Спб: ПИТЕР, 2009. — 494 с.;Хаксвер, К. Управление и организация в сфере услуг / Пер. с англ. под ред. В. В. Кулибановой. — 2-е изд.
— СПб.: Питер, 2009;Экономика фирмы: учебник / Под общей ред. Проф. Н. П. Иващенко. — М.: ИНФРА-М, 2007. — 527 с.
