Реферат: Анализ деятельности предприятия ООО "Газпромнефть-Восток"
Оглавление
1. Общая характеристика предприятия ООО«Газпромнефть-Восток»
1.1 Общие сведения об организации
1.2 Основные виды деятельности
1.3 Организационная структура
2. Финансовый результат и деятельностькомпании за 2008 и 2009
2.1 Основные финансовые и операционныерезультаты
2.2 Добыча нефти, газа и производствонефтепродуктов
3. Динамика финансового состояния ООО«Газпромнефть-Восток» за первое полугодие 2009 г. (абсолютные показатели)
4. Динамика финансового состояния ООО«Газпромнефть-Восток» за 2009 г. (относительные показатели)
Приложение А Бухгалтерский баланс на31декабря 2009 г
Приложение Б Отчет о прибылях и убыткахза 2009 г
Введение
Нефть — это богатствоРоссии. Нефтяная промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народногохозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефтьвсегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей нефтедобывающейпромышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.
Сегодня ОАО «Газпромнефть» — одна из крупнейших нефтегазовых компаний России. Основные направлениядеятельности ОАО «Газпром нефти» — это добыча нефти и газа, нефтегазовыйпромысловый сервис, нефтепереработка и маркетинг нефтепродуктов. Доказанныезапасы нефти компании превышают 4 миллиарда баррелей, что ставит ее в один рядс двадцатью крупнейшими нефтяными компаниями мира.
ОАО «Газпром нефть»осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России:Ханты – Мансийский АО, Ямало – Ненецкий АО, Томской и Омской областях, а такжев Чукотском АО. Основные перерабатывающие мощности компании находятся в Омской,Московской и Ярославской областях. Сеть сбытовых предприятий ОАО «Газпромнефти» охватывает всю страну.
ООО «Газпромнефть – Восток»основано 14.09.2005 года и является дочерним предприятием ОАО «Газпром нефть».Основной вид деятельности добыча нефти на территории Томской и Омской областей.
В Томской области предприятие с 2003года оказывает операторские услуги по разработке Урманского, Арчинского иШингинского месторождений. С 2006 года начато бурение эксплуатационных скважинна четырех месторождениях: Юго-Западной части Крапивинского месторожденияТарского района Омской области, Шингинском, Урманском и Арчинскомместорождениях Томской области.
Целью прохожденияпрактики является ознакомление с областью и видами будущей профессиональнойдеятельности, а также анализ деятельности предприятия. Для осуществления этойцели должны быть реализованы следующие задачи:
1. Изучениеорганизационной структуры предприятия и действующей на данном предприятии системыуправления.
2. Ознакомлениес содержанием основных работ и исследований, выполняемых на предприятии.
3. Приобретениепрактических навыков в будущей профессиональной деятельности, наиболееуглубленно — в отдельных ее разделах.
4. Анализфинансовых показателей экономической деятельности предприятия
1. Общая характеристикапредприятия ООО «Газпромнефть-Восток»
1.1 Общие сведения оборганизации
ООО «Газпромнефть –Восток» является дочерним предприятием ОАО «Газпромнефть» по добыче нефтии газа.
Общество с ограниченнойответственностью « Газпромнефть – Восток» создано с первоначальнымнаименованием «Общество с ограниченной ответственностью «Сибнефть – Восток»»учреждено на основании решении учредителя от 31 августа 2005 г. в соответствиис требованиями Гражданского кодекса РФ и Федерального закона «Об обществах сограниченной ответственностью». В соответствии с приложением 1 Учреждениепоследней редакции Устава Общества, с новым наименованием: Общество сограниченной ответственностью « Газпром нефть – Восток» произошло 23 мая 2007 г.
МестонахождениеОбщества — 634045, Россия, г. Томск, ул. Мокрушина, 9, стр.16.
Согласно ст.2 Уставапредприятия, Общество является юридическим лицом, осуществляет своюдеятельность согласно законодательству РФ, а также в соответствии с настоящимУставом, решениями органов управления Общества. Общество характеризуетсяорганизационным единством и обладает обособленным имуществом. В гражданском оборотеОбщество выступает от своего собственного имени, несет ответственность по своимобязательствам всем своим имуществом, участники общества не отвечаю пообязательствам Общества, и несут риск убытков, связанных с деятельностьюОбщества, в пределах стоимости внесенных ими вкладов.
1.2 Основные видыдеятельности
Согласно ст.2 (2.12) УставаОбщества, основными видами деятельности Общества являются осуществлениеоператорских услуг по следующим основным направлениям:
— Добыча нефти и газа
— Капитальноестроительство
— Бурение
Также предусматриваетдругие виды деятельности:
— Добыча сырой нефти инефтяного (попутного) газа
— Транспортирование потрубопроводам нефти
— Транспортирование потрубопроводам нефтепродуктов
— Транспортирование потрубопроводам газа
— Хранение искладирование нефти и продуктов ее переработки
— Хранение искладирование газа и продуктов его переработки
— Хранение искладирование прочих грузов
— Геологоразведочные,геофизические и геохимические работы в области изучения недр
— Топографо –геодезическая деятельность
— Разведочное бурение
Размер уставногокапитала Общества составляет десять тысяч рублей. По решению общего собранияУчастников Общество может создавать резервный фонд в размере до 15% отуставного капитала путем ежегодных отчислений до 5% от чистой прибыли. Средстварезервного фонда расходуются по решению Общего собрания Участников Общества напокрытие убытков.
Согласно ст.7 Устава,Общество вправе ежеквартально, раз в полгода, или раз в год принимать решение ораспределении своей чистой прибыли между участниками общества, принимаетсяОбщим собранием Участников Общества.
Участники Обществавправе участвовать в управлении делами Общества, получать информацию одеятельности Общества, знакомиться с бухгалтерскими книгами и инойдокументацией, принимать участие в распределении прибыли, в любое время выйтииз состава Участников. Участники Общества обязаны не разглашатьконфиденциальную информацию о деятельности Общества.
1.3Организационная структура
Органами управленияОбщества являются:
· Общеесобрание участников
Согласно ст.10 Устава,Общее собрание участников — высший орган управления Общества. Переченьнекоторых функций: определение основных направлений деятельности, утверждениегодовых отчетов и годовых бухгалтерских балансов, принятие внутреннихнормативных документов, назначение аудиторской проверки, утверждение аудитора,принятие решений о реорганизации и ликвидации, денежная оценка неденежныхвкладов в Уставный капитал Общества и т.д. Для проверки и подтвержденияправильности годовых отчетов и бухгалтерских балансов Общества, а также дляпроверки состояния текущих дел Общества по решению общего собрания УчастниковОбщества может привлекаться профессиональный аудитор.
· Советдиректоров
Согласно ст.11 Устава,Совет директоров Общества осуществляет общее руководство деятельностьюОбщества, а также контроль за исполнением решений, состоит из пяти человек.Некоторые функции: назначение, прекращение полномочий; определение оплаты трудаГенерального директора Общества; решение вопросов, связанных с созывом ипроведением Общих собраний Участников общества; рекомендации по определениюразмеры оплаты услуг аудитора; создание филиалов и открытие представительствОбщества и т.д. Срок полномочий Совета директоров – 1 год.
· Генеральныйдиректор
Согласно ст. 12 УставаОбщества, Генеральный директор назначается Советом директоров сроком на тригода. Некоторые функции: организует выполнение решений Общего собранияучастников, представляет интересы общества, утверждает штаты, издает приказы,распоряжения, утверждает инструкции, контролирует их исполнение, определяетструктуру Общества, утверждает сметы расходов Общества, утверждает правилавнутреннего распорядка и т.д. В соответствии со ст.15 Генеральный директорнесет ответственность за организацию, состояние и достоверность бухгалтерскогоучета, своевременное представление ежегодного отчета и другой финансовойотчетности в соответствующие органы, а также сведений о деятельности Общества, представляемыхкредиторам и в средства массовой информации.
Организационнаяструктура данного предприятия представлена в приложении А. Из структуры можносделать вывод о том, что данное предприятие достаточно крупное. В подчинении уГенерального директора находятся:
· Директорпо экономике и финансам (руководит Службой главного бухгалтера, Планово –бюджетным управлением, Казначейством (отдел проведения платежей), Отделомфинансового контроля)
· Главныйгеолог – заместитель генерального директора (руководит Управлением геологии иконтроля за разработкой месторождений, Управлением технологий добычи нефти)
· Начальникуправления по бурению — заместитель генерального директора (руководитУправлением строительства и ремонта скважин)
· Главныйинженер – первый заместитель генерального директора (в подчинении следующиеслужбы: Центральная инженерно-технологическая служба, Управление эксплуатацииобъектов нефтедобычи, Управление подготовки нефти и газа, Управлениекапитального строительства, Служба главного механика, Упрвление энергоснабженияи тепловодоснабжения, Служба главного метролога, Производственно-техническийотдел)
· Директорпо обеспечению производства (руководит следующими отделами: Упрвлениематериально — технического обеспечения, Отдел автоматизаций, связи иинформационных технологий)
· Начальникуправления кадровой политики – заместитель генерального директора (в подчинениинаходятся Управление кадровой политики, Отдел административно – хозяйственногои социально – бытового обеспечения)
· Начальникуправления по режиму и охране — заместитель генерального директора (руководитУправлением по режиму и защите информации, Юридическим отделом, Управлениемпромышленной, пожарной безопасности и охраны окружающей среды, Маркшейдерскимотделом, Управлением имущественных отношений, Тендерным комитетом)
Служба главногобухгалтера в ООО «Газпромнефть–Восток» включает отдел учета основных средств иинвестиций, отдел учета реализации и затрат, налоговый отдел, отдел учетаматериально – технических ресурсов, отдел учета расчетов с персоналом.
2. Финансовыйрезультат и деятельность компании за 2007 и 2008
Следующая таблица представляет информацию о запасах Компанииза указанные периоды:
Таблица 1 – Запасы нефти ОАО «Газпром нефть»
Изменения в 2008 году (в млн. баррелей нефтяного эквивалента барр. н. э) 31 декабря 2008 г. Добыча Пересмотр предыдущих оценок 31 декабря 2007 г. Газпром нефть 4 847 (234) 136 4 945 Доля Компании в зависимых обществах, учитываемых по методу долевого участия * 1 961 (109) 109 1 961 Доказанные запасы нефти и газа 6 808 (343) 245 6 906 Газпром нефть 3 630 1 448 Доля Компании в зависимых обществах, учитываемых по методу долевого участия * 1 297 1 520 Вероятные запасы нефти и газа 4 927 2 968 Газпром нефть 4 708 1 568 Доля Компании в зависимых обществах, учитываемых по методу долевого участия * 1 856 3 363 Возможные запасы нефти и газа 6 564 4 931 /> /> /> /> /> />*49,9% запасов Славнефти и 50% запасов Томскнефти
На основании отчета независимых инженеров-оценщиков запасов«DeGolyer & MacNaughton» («Miller & Lents» в 2007 и 2006 гг.),составленного в соответствии со стандартами SPE, PRMS по состоянию на 31декабря 2008 г., Компания владеет запасами нефти в размере 4 847 млн. баррелейнефтяного эквивалента (барр. н. э.), включая доказанные запасы в размере 4 488млн. барр. н. э. нефти и доказанные запасы газа в размере 2,2 триллионакубических футов.
Запасы PRMS отличаются от приведенной в консолидированнойфинансовой отчетности дополнительной информации о деятельности, связанной сразведкой и добычей нефти и газа, поскольку в дополнительной информации всоставе отчетности приведены данные, подготовленные в соответствии стребованиями SEC, а именно — в процессе оценки запасов нефти и газаиспользуются рыночные цены на нефть и затраты на конец периода. Запасы PRMSподготовлены с использованием наилучших оценок руководством Компании будущихцен на нефть и природный газ.
Доказанные запасы Компании, включая долю в зависимыхобществах, учитываемых по методу долевого участия, составляют 6 808 млн. барр.н.э., в том числе доказанные запасы нефти — 6 303 млн. барр. н.э. и доказанныезапасы газа — 3,0 триллиона кубических футов.
Все запасы Компании находятся на территории РоссийскойФедерации, в основном в районах Западной и Восточной Сибири и Дальнего Востока.
2.1Основные финансовые и операционные результаты
Таблица 2 – Основные финансовые и операционные результаты ОАО«Газпром нефть» Изменение, %
2009 2008 2007 2009 и 2008 2008 и 2007 Выручка (млн. долларов США) 33075 21767 20176 52 7.9 Чистая прибыль (млн. долларов США) 4658 4143 3661 12.4 13.2 EBITDA (млн. долларов США) 7965 6236 5676 27.7 9.9 Добыча нефти с учетом доли в зависимых обществах, учитываемых по методу долевого участия (млн. баррелей) 337.3 319.4 318 5.6 0.4 Объем переработки на собственном НПЗ и НПЗ зависимых обществ, учитываемых по методу долевого участия (млн. тонн) 28.4 26.2 24.4 8.8 7.4Производственные сегменты
Деятельность Компании разделена на два основныхпроизводственных сегмента:
• Разведка и добыча, который включает в себя разведку,разработку и добычу нефти и газа.
• Переработка, маркетинг и сбыт, который включает в себяпереработку сырой нефти, покупку, продажу и транспортировку нефти инефтепродуктов.
Оба сегмента зависятдруг от друга; часть выручки одного сегмента является частью затрат другогосегмента. В частности, ОАО «Газпром нефть» как холдинговая компания покупаетнефть у своих добывающих дочерних обществ, часть из которой перерабатывается нанефтеперерабатывающем заводе Компании и других нефтеперерабатывающих заводах;оставшаяся часть нефти в основном экспортируется через 100% дочернюю экспортно-торговуюкомпанию. Нефтепродукты реализуются на международном и внутреннем рынках черезсбытовые дочерние общества Компании. В большинстве случаев трудно определитьрыночные цены на нефть на внутреннем рынке из-за значительного внутригрупповогооборота в рамках вертикально интегрированных нефтяных компаний. Цены,устанавливаемые для внутригрупповой покупки нефти, отражают сочетание такихрыночных факторов как мировые цены на нефть, затраты на транспортировку,стоимость переработки нефти, потребность отдельных добывающих дочерних обществв капитальных вложениях и прочих факторов.
Основные макроэкономические факторы, влияющие на результатыдеятельности компании
Основные факторы, влияющие на результаты деятельностиКомпании, включают:
• Изменение рыночных цен на нефть и нефтепродукты;
• Изменение курса российского рубля к доллару США; инфляция;
• Налогообложение;
• Изменение тарифов на транспортировке нефти инефтепродуктов.
Изменение рыночных цен на нефть и нефтепродукты
Цены на нефть и нефтепродукты на мировом и российском рынкахявляются главным фактором, влияющим на результаты деятельности Компании.Соответственно, рыночные цены на нефть оказывают наибольшее влияние на выручкуКомпании.
В течение 2008 года средняя цена Brent выросла с 92,00долларов США за баррель в январе 2008 года до исторического максимума в размере144,22 доллара США за баррель в июле 2008 года и опустилась до 36,55 долларовСША за баррель в конце декабря 2008 года. В первом полугодии 2008 года рост ценбыл обусловлен неустойчивостью финансового рынка и ослаблением доллара США. Вовтором полугодии 2008 года снижающееся предложение денежных средств и падениеспроса на нефть и нефтепродукты стали причиной снижения цены на нефть дочетырехлетнего минимума. В четвертом квартале 2008 года мировые цены на нефтьбыли ниже уровня, при котором разработка нефтяных месторождений по всему миру ив Российской Федерации является рентабельной.
Следующая таблица представляет информацию о средних ценах нанефть и нефтепродукты на международном и внутреннем рынках за анализируемыепериоды:
Таблица 3 – Средние цены на нефть и нефтепродукты
Изменение, % 2009 2008 2007 2009 и 2008 2008 и 2007 Международный рынок (в долларах США на баррель) Brent 97,26 72,34 65,14 34,4 11,1 Urals Spot (среднее Med. + NWE) 94,79 69,23 61,28 36,9 13,0 (в долларах США на тонну) Бензин Premium (среднее NWE) 841,55 697,41 622,79 20,7 12,0 Бензин Regular (среднее NWE) 840,31 690,83 616,23 21,6 12,1 Naphtha (среднее Med. + NWE) 779,84 662,27 563,33 17,8 17,6 Дизельное топливо (среднее NWE) 948,49 667,70 609,37 42,1 9,6 Gasoil 0,2% (среднее Med. + NWE) 903,81 640,69 581,44 41,1 10,2 Мазут 3,5% (среднее NWE) 452,55 330,76 282,25 36,8 17,2 Внутренний рынок (в долларах США на тонну) Высокооктановый бензин 1 023,15 835,47 737,17 22,5 13,3 Низкооктановый бензин 803,38 656,82 589,81 22,3 11,4 Дизельное топливо 880,67 617,92 590,78 42,5 4,6 Мазут 329,05 219,45 206,92 49,9 6,1 /> /> /> /> /> /> /> /> /> />Источник: Platts (международный рынок) и Кортес (внутреннийрынок)
В 2008 году средняяцена Brent составила 97,26 доллара США за баррель, что на 34,4% выше, чем зааналогичный период 2007 года. В 2007 году средняя цена Brent составила 72,34 доллараСША за баррель, что на 11,1% выше, чем за аналогичный период 2006 года. Средняяцена Urals за 2008 год выросла на 36,9% по сравнению с 2007 годом и составила94,79 долларов США за баррель. В 2007 году средняя цена Urals выросла на 13,0%по сравнению с 2006 годом и составила 69,23 доллара США за баррель.
Изменение курса российского рубля к доллару США и инфляция
Значительная часть выручки Компании от продажи нефти инефтепродуктов поступает в долларах США, однако, большая часть расходовосуществляется в российских рублях. Поэтому, изменение курса рубля к долларуСША влияет на результаты деятельности Компании, что частично компенсируетсяувеличением выручки от продаж в России, выраженной в рублях. В течение 2006 и2007 годов, а также первом полугодии 2008 года российский рубль укреплялся поотношению к доллару США как в реальном, так и в номинальном выражении. Однако,в связи с резким падением рыночных цен на нефть и глобальной рецессией вэкономике во втором полугодии 2008 года рубль значительно обесценился поотношению к доллару США как в реальном, так и в номинальном выражении. В целяхснижения зависимости от изменения курса рубля к доллару США начиная с апреля2008 года Компания начала использовать производные финансовые инструменты. См.Примечании 16 к консолидированной финансовой отчетности.
Следующая таблица представляет информацию об измененияхобменного курса и инфляции за анализируемые периоды:
Таблица 4 – Изменение обменного курса и инфляции
2008 2007 2006 Инфляция (ИПЦ), % 13.30 11.90 9.00 Курс рубля к доллару США по состоянию на конец периода 29.38 24.55 26.33 Средний курс рубля к доллару США за период 24.86 25.58 27.19 (Обесценение) укрепление реального курса рубля к доллару США, % (5.3) 20.0 19.1Налогообложение
Следующая таблица представляет информацию о среднихдействующих ставках налогов, применяемых к нефтегазовой отрасли в России, зауказанные периоды:
Таблица 5 – Средние действующие факты налогов, применяемых внефтегазовой области
Изменение, % 2008 2007 2006 2008 и 2007 2007 и 2006 Экспортная таможенная пошлина Нефть (доллар США на тонну) 355,08 206,70 197,01 71,8 4,9 Нефть (доллар США на баррель) 48,44 28,20 26,88 71,8 4,9 Легкие и средние дистилляты (доллар США на тонну) 251,53 151,59 143,40 65,9 5,7 Мазут (доллар США на тонну) 135,51 81,64 77,27 66,0 5,7 Налог на добычу полезных ископаемых Нефть (рубль на тонну) 3 329,09 2 472,69 2 265,72 34,6 9,1 Нефть (доллар США на баррель) 18,27 13,19 11,37 38,5 16,0 Природный газ (рубль на 1 000 кубических метров) 147,00 147,00 147,00 0,00 0,00 /> /> /> /> /> /> /> /> /> />Ставка экспортнойтаможенной пошлины на нефть.
Ставка экспортнойтаможенной пошлины на тонну нефти устанавливается Правительством РоссийскойФедерации на основе средней цены Urals за период мониторинга. Начиная с 1ноября 2001 г. период мониторинга составляет два месяца. Ставка вводится вдействие с первого числа второго календарного месяца, следующего за периодоммониторинга.
В декабре 2008 годаПравительство РФ утвердило новый механизм: экспортные пошлины на нефтьпересматриваются раз в месяц на основании ежемесячного мониторинга цен на нефтьна мировых рынках. Специальная ставка экспортной таможенной пошлины за октябрь- ноябрь 2008 года (372,20 долларов США и 287,30 долларов США на тонну,соответственно) позволила нефтяным компаниям частично компенсировать негативноевоздействие от возрастающей разницы между расчетной ставкой таможенной пошлиныи фактическими ценами реализации.
Правительствоустанавливает ставку экспортной таможенной пошлины, которая зависит от среднейцены на нефть Urals за период мониторинга, согласно следующей таблице:
Таблица 6 – Ставкиэкспортной пошлины на нефть
Котировка цены Urals (P), доллар США на тонну Максимальная ставка экспортной таможенной пошлины 0 – 109,50 0% 109,50 – 146,00 35,0% * (P – 109,50) 146,00 – 182,50 Доллар США 12,78 + 45,0% * (P – 146,00) >182,50 Доллар США 29,20 + 65,0% * (P – 182,50)Экспортная таможеннаяпошлина на нефть за 2008 год выросла на 71,8% и составила 355,08 долларов СШАна тонну (48,44 долларов США на баррель) по сравнению с 206,70 долларами США натонну (28,20 долларами США на баррель) в 2007 году. Увеличение за сравниваемыепериоды связано с возросшими ценами Urals, а именно, на 36,9% до 94,79 долларовСША за баррель в 2008 году по сравнению с 69,23 долларами США за баррель в 2007году.
Экспортная таможеннаяпошлина на нефть за 2007 год выросла на 4,9% и составила 28,20 долларов США набаррель по сравнению с соответствующим периодом 2006 года. Увеличение связано свозросшими ценами Urals в 2007 году.
Ставка экспортнойтаможенной пошлины на нефтепродукты.
Ставка экспортнойтаможенной пошлины на нефтепродукты устанавливается Правительством на основаниицен на нефть на международных рынках отдельно для легких и средних дистиллятови мазута.
Ставка налога на добычуполезных ископаемых на нефть.
Начиная с 1 января 2007 г. ставка налога на добычу полезных ископаемых на нефть (R) рассчитывается по формуле R = 419 *( Р – 9 ) * D / 261, где Р – среднемесячная цена Urals на роттердамской исредиземноморской биржах (доллар США/баррель) и D – среднемесячный курс рубля кдоллару США.
В случае, еслиистощенность, которая определяется как накопленный объем добытой нефти наместорождении (N), деленный на общий объем запасов (V = A + B + C1 + C2, всоответствии с российской системой классификации запасов), равна либо превышает80%, в формуле применяется специальный коэффициент (С) (419 * (P – 9) * D / 261* C), где С = — 3,5 * N / V + 3,8. Согласно формуле каждый 1% истощенностисверх 80% при такой корректировке приводит к сокращению суммы налога к уплатена 3,5%.
В связи с мировымэкономическим кризисом, начавшимся в сентябре 2008 года, Правительствопересмотрело и внесло изменения в расчет ставки налогу на добычу полезныхископаемых, описанный выше. Начиная с 1 января 2009 года, цена Urals,используемая в формуле, представленной выше, увеличена с 9 долларов США забаррель до 15 долларов США за баррель, что приведет к снижению налоговойнагрузки.
За 2008 год ставканалога на добычу полезных ископаемых на нефть увеличилась на 38,5% и составила18,27 долларов США на баррель в связи с увеличением средних цен на нефть на36,9% по сравнению с аналогичным периодом 2007 года.
За 2007 год ставканалога на добычу полезных ископаемых на нефть увеличилась на 16,0% и составила13,19 долларов США на баррель, что связано с повышением средних цен на нефть на13,0% по сравнению с аналогичным периодом 2006 года.
Ставка налога на добычуполезных ископаемых на природный газ.
С 1 января 2006 г. ставка налога на добычу полезных ископаемых на природный газ остается постоянной и составляет147,00 рублей на тысячу кубических метров природного газа.
Транспортировка нефти инефтепродуктов
Газпром нефтьосуществляет транспортировку нефти на экспорт преимущественно через государственнуюсистему трубопроводов, которой управляет ОАО «Транснефть» («Транснефть»). Всоответствии с российским законодательством доступ к системе трубопроводоврегулируется Министерством промышленности и энергетики России. Пропускнаяспособность системы трубопроводов, как правило, распределяется междупользователями пропорционально их квартальной доле поставок в систему и наоснове запросов. Согласно Закону «О естественных монополиях», права на доступ ктрубопроводной системе распределяются между нефтедобывающими компаниями и ихголовными компаниями пропорционально объему нефти, добытой и поставленной втрубопроводную систему Транснефти (а не только пропорционально объемамдобываемой нефти).
В настоящее времяФедеральное агентство по энергетике утверждает ежеквартальные планы, гдеуказываются точные объемы нефти, которые каждый производитель нефти можетзакачать в систему Транснефти. Как только права доступа распределены, какправило, производители нефти не могут увеличить предоставленную им пропускнуюспособность в экспортной трубопроводной системе, хотя они имеют ограниченнуювозможность изменять маршруты транспортировки. Производителям нефти, обычно,разрешается передавать свои права доступа другим сторонам. Альтернативныйдоступ к международным рынкам минуя систему «Транснефть» может осуществлятьсяпо железной дороге, танкерами, а также с использованием собственной экспортнойинфраструктуры нефтяных компаний.
Большая частьдобываемой Компанией нефти классифицируется как Siberian Light или «SILCO» и, всравнении со средними показателями российской нефти, имеет плотность нижесредней 34,20 градусов в единицах API или 830-850 кг/м3 и содержит серу науровне ниже среднего 0,56%. Несмешанная с другой российской нефтью нефть,добытая Компанией, могла бы продаваться с премией к цене Urals. Тем не менее,это преимущество теряется, т.к. при транспортировке через магистральнуютрубопроводную систему нефть, добытая Компанией, смешивается с нефтью другихроссийских компаний.
Компания экспортируетSILCO через Туапсе по специальному трубопроводу, предназначенному для данноготипа нефти. За 2008 год продажа Компанией SILCO через Туапсе составила 6,5% отвсех экспортных продаж.
За 2008 год Компанияпоставила 45% от общего объема экспорта нефти через порты Балтийского моря (главнымобразом, Приморск); 27,4% нефти экспортировано через трубопровод «Дружба»,принадлежащий Транснефти (в основном, в Германию, Польшу и Словакию); 24,9%нефти перевезено через порты Черного моря Новороссийск, Туапсе и украинскийпорт Южный; 2,7% нефти экспортировано по транзитному трубопроводу черезтерриторию Казахстана в Китай.
Транспортировканефтепродуктов по России осуществляется по железной дороге и по трубопроводнойсистеме ОАО «Транснефтепродукт». Российскими железными дорогами владеет иуправляет ОАО «Российские железные дороги». Обе компании принадлежатгосударству. Кроме транспортировки нефтепродуктов ОАО «Российские железныедороги» оказывает нефтяным компаниям услуги по транспортировке нефти. Мытранспортируем большую часть наших нефтепродуктов железнодорожным транспортом.
Политика в отношениитранспортных тарифов определяется государственными органами для того, чтобыобеспечить баланс интересов государства и всех участников процессатранспортировки. Транспортные тарифы естественных монополий устанавливаютсяФедеральной службой по тарифам Российской Федерации («ФСТ»). Тарифы зависят отнаправления транспортировки, объема поставок, расстояния до пункта назначения инескольких других факторов. Изменения тарифов зависят от инфляции, прогнозируемойМинистерством экономического развития и торговли Российской Федерации,потребности владельцев транспортной инфраструктуры в капитальных вложениях,прочих макроэкономических факторов, а также от окупаемости экономическиобоснованных затрат, понесенных естественными монополиями. Тарифыпересматриваются ФСТ не реже одного раза в год, включая тарифы напогрузочно-разгрузочные работы, перевалку, перевозку и другие тарифы.
Большинство российскихнефтедобывающих регионов удалены от основных рынков нефти и нефтепродуктов.Вследствие этого, доступ нефтедобывающих компаний к рынкам сбыта зависит отстепени диверсификации транспортной инфраструктуры и доступа к ней. Врезультате, затраты на транспортировку являются важным макроэкономическимфактором, влияющим на наши результаты.
2.2 Добыча нефти, газа и производство нефтепродуктов
Добыча нефти
Газпром нефть занимается разведкой, разработкой и добычейнефти и газа, главным образом, на месторождениях, расположенных вЯмало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах, Омской, Томской,Тюменской и Иркутской областях и Чукотском автономном округе.
Деятельность Компании по добыче нефти, в основном,осуществляется тремя ее дочерними компаниями-операторами: ОАО«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» («Ноябрьскнефтегаз»), ООО «Газпромнефть–Хантос»(«Хантос») и ООО «Газпромнефть-Восток» («Восток»). В течение 2007 года Компаниясоздала две новые дочерние компании-оператора: ООО «Газпромнефть-Ямал»(«Ямал»), которая занимается разведкой и разработкой нефтяных месторождений ОАО«Газпром» (основной акционер Компании) и ООО «Газпромнефть-Ангара» («Ангара»),которая занимается разведкой и разработкой новых нефтяных месторожденийКомпании в Восточной Сибири.
Ноябрьскнефтегаз, основное добывающее дочернее обществоГазпром нефти, разрабатывает около 30 месторождений в Ямало-Ненецком иХанты-Мансийском автономных округах, что составляет 58% общих доказанныхзапасов Компании по PRMS. Кроме того, Ноябрьскнефтегаз оказывает операторскиеуслуги другим добывающим дочерним обществам Компании, таким как ОАО«Меретояханефтегаз» («Меретояханефтегаз»), ООО «Сибнефть-Чукотка»(«Сибнефть-Чукотка») и недавно приобретенным дочерним обществам: ООО «ПечораНефтегаз», ООО «НГП Ортъягунское». Меретояханефтегаз, 67% доля вкоторой принадлежит Компании, владеет лицензией на Меретояхинское месторождениек северу от Ноябрьска.
«Хантос» добывает нефть на месторождении Зимнее вХанты-Мансийском автономном округе и в Тюменской области, а также оказываетоператорские услуги ООО «Сибнефть-Югра» («Сибнефть-Югра»). Сибнеть-Югра, 99%доля в которой принадлежит Компании, владеет лицензиями на добычу на двухместорождениях: Приобское и Пальяновское в Ханты-Мансийском автономном округе.Приобское месторождение — одно из самых больших и самых перспективных нефтяныхместорождений Компании. Его активная разработка началась в 2004 году и всеготремя годами позже, в 2007 году, на месторождении уже добывалось более 19%общего объема добычи Компании, не считая доли в добыче зависимых обществ,учитываемых по методу долевого участия. Приобское месторождение — это ключевойактив, играющий стратегическую роль в будущем развитии Компании, и должен статьосновным источником роста добычи нефти Компании в долгосрочной перспективе.
«Восток» является оператором по добыче нефти на Крапивинскомместорождении в Омской области, а также на Арчинском, Шингинском и Урманскомместорождениях в Томской области. Все эти месторождения формируют новыйпроизводственный центр, дающий ежегодный прирост добычи нефти.
«Славнефть», которая на паритетной основе управляется Газпромнефтью и TНK-BP, разрабатывает запасы в Уральском федеральном округе изанимается разведкой в Сибирском федеральном округе.
«Томскнефть», которая на паритетной основе управляетсяГазпром нефтью и Роснефтью, имеет лицензии на разработку месторождений вТомской области и Ханты-Мансийском автономном округе.
Следующая таблица представляет добычу Компании за указанныепериоды:
Таблица 6 – Добыча нефти ОАО «Газпром нефть»
Изменение, % (в млн. баррелей) 2008 2007 2006 2008 и 2007 2007 и 2006 Добыча нефти консолидируемыми дочерними обществами 228,6 243,2 243,3 (6,0) - Доля Компании в добыче зависимых обществ, учитываемых по методу долевого участия 108,7 76,2 74,7 42,7 2,0 Итого добыча нефти 337,3 319,4 318,0 5,6 0,4За 2008 год добыча нефти Компанией снизилась на 6,0% посравнению с 2007 годом и составила 228,6 млн. баррелей (30,8 млн. тонн).Сокращение в данном периоде стало результатом, преимущественно, снижения добычиНоябрьскнефтегазом, что частично компенсировалось увеличением добычи на новыхместорождениях, таких как Приобское, и некоторых месторождениях в Томской иОмской областях.
За 2007 год добыча нефти осталась практически неизменной посравнению с 2006 годом и составила 243,2 млн. баррелей (32,7 млн. тоннсоответственно).
В 2008 году доля Компании в добыче зависимых обществ,учитываемых по методу долевого участия, выросла на 42,7% по сравнению с 2007годом и составила 108,7 млн. баррелей (14,8 млн. тонн). Прирост связан, преждевсего, с приобретением 50% доли в Томскнефти в декабре 2007 года.
За 2007 год доля Компании в добыче зависимых обществ,учитываемых по методу долевого участия, выросла на 2,0% и составила 76,2 млн.баррелей (10,4 млн. тонн) по сравнению с 2006 годом.
Таблица 7 – Покупканефти ОАО «Газпром нефть»
Изменение, % (в млн. баррелей) 2008 2007 2006 2008 и 2007 2007 и 2006 Покупки нефти в России и СНГ* 12,0 16,3 14,2 (26,4) 14,8 Покупки нефти на международном рынке 15,3 3,9 6,8 292,3 (42,6) Итого покупки нефти 27,3 20,2 21,0 35,1 (3,8)* Покупки нефти в России и СНГ не включают покупки узависимых обществ Славнефть и Томскнефть, учитываемых по методу долевогоучастия
За 2008 год объемыпокупки нефти на международном рынке увеличились в связи с расширением сбытовойдеятельности.
Добыча газа
Таблица 8 – Добыча газа ОАО «Газпром- нефть»
Изменение, % (в млрд. кубических метров) 2008 2007 2006 2008 и 2007 2007 и 2006 Добыча газа консолидируемыми дочерними обществами 2,2 1,8 2,1 22,2 (14,3) Доля Компании в добыче зависимых обществ, учитываемых по методу долевого участия 1,0 0,4 0,4 150,0 - Итого добыча газа 3,2 2,2 2,5 45,5 (12,0) Покупки газа в России* 1,2 0,5 0,8 140,0 (37,5)* Покупки газа в России не включают покупки у зависимыхобществ Славнефть и Томскнефть, учитываемых по методу долевого участия
За 2008 год Компания добыла 2,2 млрд. кубических метровпопутного и природного газа, что на 22,2% больше по сравнению с 2007 годом.Рост связан с программой Компании по утилизации попутного газа, которая описананиже.
Добыча газа Компанией, с учетом доли в добыче зависимыхобществ, учитываемых по методу долевого участия, увеличилась на 45,5% за 2008год по сравнению с 2007 годом и составила 3,2 млрд. кубических метров.Увеличение произошло за счет приобретения 50% доли в Томскнефти в декабре 2007года.
В 2007 году добыча газа Компанией, с учетом доли в добычезависимых обществ, учитываемых по методу долевого участия, составила 2,2 млрд.кубических метров попутного и природного газа, что немного меньше добычи 2006года — 2,5 млрд. кубических метров.
В феврале 2008 годаГазпром нефть приняла среднесрочную программу по утилизации попутного газа,направленную на повышение эффективности его использования, минимизацию рисков,связанных с защитой окружающей среды и налогообложением, и увеличение выручкиот продажи дополнительных объемов попутного газа и продуктов его переработки.Компания планирует инвестировать 18 млрд. рублей (около 600 млн. долларов США)на реализацию этой программы за период с 2008 по 2010 годы. В частности,программой предусмотрено строительство инфраструктуры для транспортировкипопутного газа с Еты-Пуровского, Меретояхинского, Северо-Янгтинского,Чатылькинского, Холмистого, Южно-Удмуртского, Равнинного, Воргенского,Урманского и Шингинского месторождений.
Производство нефтепродуктов
Таблица 9 – Производство нефтепродуктов ОАО «Газпром-нефть»
Изменение, % (в млн. тонн) 2008 2007 2006 2008 и 2007 2007 и 2006 Производство нефтепродуктов на НПЗ Компании 17,3 15,5 15,2 11,6 2,0 Производство нефтепродуктов на НПЗ зависимых обществ, учитываемых по методу долевого участия 9,5 9,2 7,6 3,3 21,1 Всего производство нефтепродуктов 26,8 24,7 22,8 8,5 8,3 Покупка нефтепродуктов в России и СНГ 1,1 0,3 1,7 266,7 (82,4) Покупки нефтепродуктов на международном рынке 1,7 1,6 1,5 6,3 6,7 Итого покупка нефтепродуктов 2,8 1,9 3,2 47,4 (40,6)За 2008 год Компания увеличила объем производстванефтепродуктов на 8,5% до 26,8 млн. тонн с 24,7 млн. тонн за 2007 год.Увеличение связано с увеличением спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке,расширением розничной сети Компании и увеличением региональных продаж.
Компания перерабатывает нефть, добытую либо закупленную навнутреннем рынке, преимущественно на Омском НПЗ, Московском НПЗ и ЯНОСе. Газпромнефть владеет Омским НПЗ и имеет доступ к Московскому НПЗ и ЯНОСупропорционально своей доле участия в зависимых обществах. Газпром нефтипринадлежит как нефть, перерабатываемая на этих нефтеперерабатывающих заводах,так и продукты нефтепереработки, при этом Компания оплачивает каждомунефтеперерабатывающему заводу стоимость услуг по переработке. Компания, восновном, реализует собственную нефть и нефтепродукты на экспорт через GazpromNeft Trading GmbH — дочернее общество в Австрии, являющееся экспортнымтрейдером.
Газпром нефть реализует нефтепродукты в России, главнымобразом, через 21 дочернее общество. Большинство из этих дочерних обществявляются розничными сбытовыми компаниями, которые осуществляют оптовуюреализацию нефтепродуктов, поставку нефтепродуктов для Росрезерва, а такжезанимаются розничной реализацией через автозаправочные станции. ЗАО«Газпромнефть-Аэро», ООО «Газпромнефть-Смазочные материалы» и ООО«Газпромнефть Марин Бункер» специализируются на специфических видахнефтепродуктов. Газпром нефть реализует нефтепродукты в Центральной Азии черезтри дочерних общества: ООО «Газпром нефть Азия» в Киргизии, ООО«Газпром нефть — Таджикистан» и ТОО «Газпром нефть — Казахстан».
3. Динамикафинансового состояния ООО «Газпромнефть-Восток» за первое полугодие 2009 г.(абсолютные показатели)
Анализ динамикифинансового состояния позволяет сделать выводы о реальном финансовом положениипредприятия и его перспективах. Точность анализа определяется, во-первых,исходной информацией (полнотой, достоверностью); во-вторых, используемойметодикой; в-третьих, способностью аналитика использовать методику.
Практика показывает,что сегодня важнейшими показателями, характеризующими предприятия, являются:
- выручка,ее динамика;
- прибыль;
- дебиторская,кредиторская задолженности, их соотношение;
- чистыеактивы (в целом и в расчете на акцию).
Для общей оценкидинамики финансового состояния предприятия следует сгруппировать статьи балансапо признаку ликвидности (статьи актива) и срочности обязательств (статьипассива). В качестве первоисточника для оценки динамики финансового состоянияООО « Газпромнефть – Восток» используется составленные для внутреннегоиспользования бухгалтерский баланс и отчет о прибылях и убытках. За отчетныйпериод принят 2009 календарный год. Единица измерения тыс. руб.
Таблица 10 — Аналитическая группировка статей баланса (поукрупненным показателям)
Сгруппированные статьи баланса На 01.01.09 На 30.06.09 % изменения Актив 1. Быстрореализуемые активы 53 078 357 29 560 025 55,69 2. Среднереализуемые активы 280 905 162 356 337 680 126,85 3. Медленнореализуемые активы 40 943 688 118 515 242 289,46 Текущие активы (ликвидные) 374 927 207 504 412 947 134,54 4. Труднореализуемые активы 24 682 474 20 359 971 82,49 Итого активы баланса 399 609 681 524 772 918 131,32 Пассив 1. Постоянные пассивы 7 809 184 7 815 184 100 2. Долгосрочные пассивы 51 535 136 69 849 520 135,54 3. Краткосрочные пассивы 101 346 423 144 915 411 142,99 4. Кредиторская задолженность 78 731 951 148 812 397 189,01 5. Резервы и фонды 160 180 987 160 821 302 100,40 Итого пассивы баланса 399 603 681 532 213 814 133,19Таким образом, изтаблицы 10 видно, что в структуре сгруппированных статей актива преобладали вначале 2009 г., также как и в середине 2009 г. среднереализуемые активы, включающие дебиторскую задолженность и прочие оборотные активы, значит предприятие вструктуре баланса в разделе Актив имело большее значение дебиторскойзадолженности по сравнению с другими статьями оборотных активов и внеоборотныхактивов.
В структуресгруппированных статей пассива в начале 2009 г. преобладали краткосрочные пассивы, которые составили 101 346 423 т.р., в середине 2009 г. преобладали краткосрочные пассивы и резервы и фонды. Необходимо отметить, что пункт резервы ифонды имеют весомую долю в двух периодах.
Наряду с построением сравнительного аналитического балансадля получения общей оценки динамики финансового состояния за отчетный периодпроизводится сопоставление изменения итога баланса с изменением финансовыхрезультатов хозяйственной деятельности за отчетный период, например, с изменениемприбыли, выручки от реализации продукции, информация о которых содержится вФорме № 2 годовой отчетности (строка 010).
Таблица 11 — Сопоставлениеизменения итога баланса с изменением финансовых результатов хозяйственнойдеятельности за отчетный период
На 01.01.09 На 30.06.09 % изменения 1. Чистая прибыль ( убыток) 26 359 600 61 891 079 234,78 2. Выручка от реализации 224 805 217 315 424 573 140,31 3. Себестоимость (161 747 457) (216 849 050) -134,07 4.Отношение затрат к выручке 71,95 68,75 95,55 5. Коммерческие расходы (21 665 069) (16 961 006) -78,29 6. Управленческие расходы - - - 7. Отношение расходов к выручке 9,6 5,4 56,25Такимобразом, из данных таблицы 11, видим, что предприятие получает чистую прибыль,причем значительно увеличило свой показатель, по сравнению с предыдущимпериодом.
Таблица 12 — Характеристикафинансового состояния предприятия
Наименование характеристики На 01.01.09 На 30.06.09 % изменения 1.Общая стоимость имущества предприятия 399 609 681 532 213 814 133,18 2.Стоимость иммобилизованных активов 154 166 522 261 998 857 169,95 3.Стоимость материальных оборотных средств 5 563 888 9 191 744 165,2 4.Величина дебиторской задолженности (в широком смысле слова) 280 905 162 356 337 680 126,85 5.Стоимость собственного капитала 167 996 171 168 636 486 100,38 6.Величина долгосрочных кредитов и займов 51 535 136 69 849 520 135,54 7.Величина собственного оборотного капитала 111 995 210 37 347 739 33,34 8.Величина краткосрочных кредитов и займов 101 346 423 144 915 411 143 9.Величина кредиторской задолженности (в широком смысле слова) 231 613 510 363 577 328 156,98Таблица12 содержит ряд важных характеристик финансового состояния предприятия. Данныедля их расчета берутся из баланса и таблицы № 1 — аналитического баланса.
Такимобразом, можно отметить, что весомую часть в 2009 г. занимала дебиторская задолженность ( в широком смысле слова) — 356 337 680т.р., также весома кредиторская задолженность ( в широком смысле слова),которая составила 363 577328 т.р. Превышение кредиторской задолженности над дебиторской говорит о том,что Общество в 2009 г. не смогло бы погасить все свои долги за счет дебиторовпри условии своевременного возвращения средств.
Таблица 13 — Расчетчистых активов Общества
Активы На 01.01.09 На 30.06.09 % изменения 1. Нематериальные активы 6 197 5 768 93,08 2. Основные средства 7 361 503 8 172 070 111 3.Незавершенное строительство 8 360 633 7 440 896 88,99 4. Долгосрочные финансовые вложения (за исключением балансовой стоимости собственных акций, выкупленных у акционеров) 37 073 725 111 207 049 299,96 5. Прочие внеоборотные активы 3 198 903 4 462 964 139,52 6. Запасы и затраты 5 563 888 9 101 744 163,59 7. НДС 4 061 313 5 925 618 145,90 8. Дебиторская задолженность (за исключением задолженности участников (учредителей) по их взносам в уставной капитал) 280 905 162 356 337 680 126,85 9. Денежные средства 15 108 340 8 982 364 59,45 10. Краткосрочные финансовые вложения (за исключением собственных акций, выкупленных у акционеров) 37 970 017 20 577 661 541,94 11. Прочие оборотные активы - - - ИТОГО АКТИВЫ (сумма строк 1-11) (ИА) 399 609 681 532 213 814 133,18 Пассивы 1. Целевые финансирования и поступления - - - 2. Заемные средства 152 881 559 214 764 931 140,48 3. Кредиторская задолженность 63 313 110 123 178 935 194,56 4. Расчеты по дивидендам 15 418 841 25 633 462 166,25 5. Резервы предстоящих расходов и платежей 2 375 205 2 259 509 95,13 6. Прочие пассивы - - - ИТОГО ПАССИВЫ (сумма строк) (ИП) 233 988 715 365 836 837 156,35 Стоимость ЧА = ИА — ИП 165 620 966 166 376 977 100,46Таким образом, наиболееполно имущественное положение предприятия характеризует показатель чистыхактивов (ЧА). Он учитывает как наличное имущественное (материальные и денежныесредства), так и потенциальное его изменение, связанное с погашениемдебиторской задолженности и предстоящей расплатой за пользование заемнымисредствами и закрытием кредиторской задолженности. Из данных таблицы 4 можносделать вывод, что стоимость чистых активов в 1 квартале 2009 г. равна 166 376 977 т.р., это говорит о способности предприятия расплатиться запользование заемными средствами и способностью закрыть кредиторскую задолженность.
4. Динамикафинансового состояния ООО «Газпромнефть-Восток» за 2009 г. (относительныепоказатели)
1. Показателирентабельности (показывают, насколько эффективнопредприятие использует свои средства в целях получения прибыли).
Рентабельность активов(отношение чистой прибыли к валюте баланса)
На 01.01.09 =6,59 %
На 30.06.09 =11,63 %
Показывает, сколькоприбыли получено с единицы стоимости активов независимо от источниковпривлечения средств. Характеризует прибыльность всех вложенных средств.
Рентабельностьпродукции (отношение чистой прибыли к выручке от реализации) =
На 01.01.09 = 11,73 %
На 30.06.09 =19,62 %
Характеризуетспособность данного предприятия «делать деньги».
2. Показателиплатежеспособности и финансовой устойчивости:
Коэффициентавтономии (Доля собственных средств в балансе) = отношение собственныхсредств (постоянные пассивы +резервы и фонды) к валюте баланса. (норма =0,5)
На 01.01.09 = 0,42
На 30.06.09 = 0,32
Определяется удельнымвесом собственного капитала в общем объеме средств предприятия, что показываетзависимость от заемного капитала.
Таким образом,коэффициент автономии иллюстрирует абсолютно не равное существованиезависимости заемного капитала и собственного капитала, собственных средств не хваталокак в начале 2009 г., так и в 1 полугодии 2009 г., существовала небольшая зависимость от заемного капитала в рассматриваемый период.
Коэффициент величиныпокрытия (платежеспособности = отношение текущих активов к кредиторскойзадолженности в широком смысле слова) показывает, может ли Общество все своидолги (в т.ч. и долгосрочные) погасить за счет текущих активов. Чем выше этоткоэффициент, тем больше активов приходится на 1 рубль долгов и тем устойчивеефинансовое состояние (норма = 1 и более).
На 01.01.09 = 4,76
На 30.06.09 = 3,39
Согласно коэффициентувеличины покрытия, отношение текущих активов к кредиторской задолженностисоставлял в 1 полугодии 2009 г. 3,39, что является хорошим показателем, т.к. Обществоимеет достаточно устойчивое финансовое состояние в рассматриваемый период.
Коэффициентобеспеченности собственными средствами. Норма более 0,1.Рассчитывается как отношение собственного оборотного капитала (разность итоговраздела III пассива +640 + 650 ираздела I актива баланса) квеличине оборотных активов предприятия (II раздел актива).
На 01.01.09 = 0,33
На 30.06.09 = 0,42
Необходимо отметить,что коэффициент обеспеченности собственными средствами в 2009 г. положительный, что свидетельствует об обеспеченности собственными средствами предприятия врассматриваемый период.
Динамика задолженностей
За отчетный периоддебиторская задолженность резко возросла на 195% (с 63 313 110 до123 178 935 т.р). Это произошло за счет увеличения дебиторскойзадолженности покупателей и заказчиков, прочих дебиторов. Кредиторскаязадолженность резко возросла на 127% (с 280 905 162 до356 337 680 т.р), основная доля кредиторской задолженностиприходиться на задолженность перед поставщиками и подрядчиками и задолженностьпо налогам и сборам, перед персоналом организации, прочими кредиторами.
Доля дебиторскойзадолженности в выручке:
На 01.01.09 = 125%
На 30.06.09 =113 %
Отношение дебиторской ккредиторской задолженности составило
Краткосрочный период:отношение стр 240 к п. 4 таб. 1.
На 01.01.09 = 2,88 %
На 30.06.09 = 1,83 %
Долгосрочный период: отношениедебиторской задолженности (суммы строк 230 и 240) ко всем обязательствампредприятия (сумма разделов IV и V баланса – стр. 640 и 650).
На 01.01.09 = 0,63 %
На 30.06.09 = 0,98 %
Оптимальное значение — 1.
Коэффициентзадолженности, Норма не менее 0,7. Определяется как отношениесуммы величины долгосрочных кредитов и займов (IVраздел пассива) и краткосрочных обязательств (стр. 690 – стр. 640, 650) квеличине собственного капитала (итог III раздела пассива + сумма строк 640 и650)
На 01.01.09 = 138 %
На 30.06.09 = 220 %
3. Показателиликвидности:
Коэффициент срочнойликвидности (отношение быстрореализуемых активов к краткосрочным пассивам икредиторской задолженности)
На 01.01.09 = 0,29
На 30.06.09 = 0,10
Показывает, какпредприятие может справиться со своими срочными платежами, если возникнет такаянеобходимость. Для этого нужно иметь высоколиквидные активы, то есть деньги илито, что может в них быстро превратиться (норма = 0,5). За 1 полугодие 2009 г. коэффициент срочной ликвидности очень незначителен, что показывает Общество, врассматриваемый период, не смогло бы справиться со срочными платежами, есливозникла такая необходимость.
Коэффициент текущейликвидности (отношение текущих активов к краткосрочным пассивами кредиторской задолженности)
На 01.01.09 = 2,08
На 30.06.09 = 1,72
4. Показатели деловой активности:
Коэффициенты деловойактивности. Деловая активность проявляется, прежде всего, в скорости оборотасредств, а так же в динамике финансовых коэффициентов – показателейоборачиваемости. Они характеризуют скорость превращения средств, вложенных вактивы, в деньги.
1. Коэффициент общейоборачиваемости капитала = отношению выручки от реализации к валюте баланса.Показывает число оборотов за анализируемый период, которое совершают всесредства предприятия.
2. Коэффициентоборачиваемости денежных средств = отношению выручки от реализации кбыстрореализуемым активам. Показывает число оборотов, которое совершаютденежные средства за данный период.
Таблица 14 — Коэффициенты,характеризующие деловую активность
Наименование показателя На 01.01.09 На 30.06.09 изменение Коэффициент общей оборачиваемости капитала 0,56 0,59 - Коэффициент оборачиваемости денежных средств 4,23 10,7 -Как следствие из всего вышеанализируемого, никакой динамики скорости оборота средств, общейоборачиваемости капитала в рассматриваемый период не было, вследствие можетбыть, неэффективной системой управления предприятием. Медленно совершалсяполный цикл производства и обращения, снижена была скорость обращения денежныхсредств на предприятии.
5. Показатели использования акционерногокапитала:
Чистаяприбыль на одну акцию номиналом 1 руб. показывает, насколькоэффективно используется акционерный капитал АО = отношению чистой прибыли куставному капиталу;
На 01.01.09 = 3474,77
На 30.06.09 = 8158,59
Чистыеактивы на одну акцию номиналом 1 руб. показывает, сколькоденежных единиц чистых активов приходится на одну акцию = отношению чистыхактивов к уставному капиталу;
На 01.01.09 = 21832,45
На 30.06.09 = 21932,11
Анализируя вышерассчитанные показатели можно мделать вывод, что во 2 квартале 2009 г. выручка компании увеличилась до $ 5 180 млн., что на 24% выше показателя 1 квартала 2009 г. ($ 4 185 млн.) и на 48% ниже результатов аналогичного периода 2008 г. ($ 9 957 млн.). В 1 полугодии 2009 г. выручка уменьшилась на 47% по сравнению с 1 полугодием 2008 г. и составила $ 9 365 млн.
Чистая прибыльувеличилась на 258% по сравнению с 1 кварталом 2009 г. ($ 335 млн.) и составила $ 1 200 млн., что на 45% ниже аналогичного показателя за 2 квартал 2008 г. ($ 2 196 млн.). В 1 полугодии 2009 г. чистая прибыль составила $1 534 млн., что нижеаналогичного периода 2008 года на 57%.
Показатель EBITDA во 2квартале 2009 г. составил $ 1 501 млн., что на 57% превышает уровень 1 квартала2009 г. ($ 957 млн.) и на 53% ниже аналогичного показателя за 2 квартал 2009 г.($3 204 млн.). В 1 полугодии 2009 г. показатель EBITDA «Газпромнефти» составил $ 2 459 млн., что ниже EBITDA первого полугодия 2008 г. на 55%.
Улучшение основных финансовыхпоказателей во 2 квартале 2009 г. по сравнению с 1 кварталом 2009 г. связано, восновном, с увеличением цен на нефть и нефтепродукты, а также контролем надрасходами.
Снижение финансовыхрезультатов в 1 полугодии 2009 г. по сравнению с аналогичным периодом 2008 г.связано со снижением цен на нефть и нефтепродукты (в среднем — на 52%).
Заключение
В результатепрохождения практики в ООО « Газпромнефть – Восток» были выполнены следующиезадачи:
· Изученаорганизационная структура предприятия и действующая на нем система управления.Было проведено знакомство с основной деятельностью предприятия, изученаспецифика деятельности.
· Былпроведен анализ динамики финансового состояния ООО « Газпромнефть – Восток» за1 полугодие 2010 г. В результате которого было выявлено, что Общество достиглосвоей главной цели, получило чистую прибыль, но при этом весомую долю занимаюткредиторская и дебиторская задолженности, кроме того имело место бытьпревышение кредиторской задолженности над дебиторской в анализируемом балансе,
Исходяиз первоначально поставленных задач, можно сделать вывод, что
1. Бухгалтерскийучет является системой, которая обеспечивает руководителей и специалистовпредприятия производственной информацией для принятия эффективных решений иинвесторов для оценки деятельности предприятия. Основными задачамибухгалтерского учета являются: формирование полной и достоверной информации одеятельности организации и ее имущественном положении; обеспечение информацией,необходимой внутренним и внешним пользователям бухгалтерской отчетности,наличием и движением имущества и обязательств, использованием материальных,трудовых и финансовых ресурсов в соответствии с утвержденными нормами исметами; предотвращение отрицательных результатов деятельности организации ивыявление внутрихозяйственных резервов обеспечения ее финансовой устойчивости.
2. Бухгалтерскаяотчетность предприятий является важнейшим составляющим элементоминформационного обеспечения финансового анализа. Основное требование кинформации, представленной в отчетности заключается в том, чтобы она былаполезной для пользователей, т.е. чтобы эту информацию можно было использоватьдля принятия обоснованных деловых решений. Бухгалтерская отчетность организацийсостоит из: бухгалтерского баланса, отчета о прибылях и убытках, приложений,аудиторского заключения и пояснительной записки.
Приложение А
Бухгалтерский баланс на31декабря 2009 г
АКТИВ На начало отчетного года На конец отчетного года1.ВНЕОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ
Нематериальные активы
233390 8364 Патенты, лицензии, товарные знаки 223915 982 Организационные расходы - - Деловая репутация - - Основные средства 6928824 7344284 В том числе: Зем. Участки 38155 38235 Здания, сооружения 6832136 7230402 Незавершенное строительство 3255413 5204538 Доходные вложения - - Долгосрочные финансовые вложения 28020755 30035327 В том числе: Инвестиции в дочерние общества 21115678 24241338 Инвестиции в зависимые общества 32978 36008 Инвестиции в другие организации 1633923 1633923 Займы ( более 12 мес. ) 4241212 4017247 Отложенные налоговые активы 521841 211853 Прочие внеоборотные активы - 2036876 ИТОГО: 38960223 448412422.ОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ
Запасы
6240494 7064933 В том числе: сырьё, материалы 1460673 1569192 Животные на выращивание в откормке - - Затраты в несовершенном производстве 300073 469194 Готовая продукция и товары для перепродажи 1642512 2032379 Товары отгруженные 1557331 2250393 Расходы будущих периодов 1279905 743775 Налог на добавленную стоимость по приобретенным ценностям 9397800 9654388 Дебиторская задолженность 47499917 12099357 В том числе: Покупатели и заказчики - - Векселя к получению - - Авансы выданные - - Прочие дебиторы 47499917 12099357 Дебиторская задолженность 103720385 240958817 В том числе: Покупатели и заказчики 52996671 76673491 Векселя к получению - 71528 Задолженность учредителей по взносам в уставной капитал - - Авансы выданные 14913981 12693732 Прочие дебиторы 35809733 151520066 Краткосрочные финансовые вложения 19808116 4500000 В том числе: Займы, предоставленные организациям на срок менее 12 месяцев - - Прочие краткосрочные финансовые вложения 19808116 4500000 Денежные средства 15354183 9303824 В том числе: Касса 290 547 Расчетные счета 8343210 3623939 Валютные счета 7009342 5677792 Прочие денежные средства 1341 1546 Прочие оборотные активы - - ИТОГО 202020895 282581319 БАЛАНС 240981118 328422561 ПАССИВ На начало отчетного периода На конец отчетного периода3.КАПИТАЛ И РЕЗЕРВЫ
Уставный капитал
7586 7586 Собственные акции, выкупленные у акционеров - - Добавочный капитал 7807598 7807598 Резервный капитал 379 379В том числе:
Резервы, образованные в соответствии с законодательством
379 379 Нераспределенная прибыль 72079837 113239118 Фонд социальной сферы государственной - - ИТОГО по разделу 3. 79895400 1210546814. ДОЛГОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА
Займы и кредиты
56722018 80974788 В том числе: кредиты банков 30479763 78100462 займы 26242255 2874326 Отложенные налоговые обязательства 1676 40515 Прочие долгосрочные обязательства - - ИТОГО по разделу 4. 56723694 810153035. КРАТКОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА
Займы и кредиты
32787481 46626357 В том числе: кредиты банков 12060587 4055061 Займы 20726894 42571296 Текущая часть долгосрочных кредитов и займов - - Кредиторская задолженность 48054109 69452404 В том числе: поставщики и подрядчики 40520400 57708440 Задолженность перед персоналом организации 41239 51565 Задолженность перед гос. внебюджетными фондами 11055 7069 Задолженность по налогам и сборам 446845 1795183 Прочие кредиторы 7034570 9890147В том числе:
Векселя к уплате
726 726 Авансы полученные 5979300 8783666 Другие кредиторы 1054544 1105755 Задолженность перед учредителями по выплате доходов 23513026 9345792 Доходы будущих периодов 7408 9928 Резервы предстоящих расходов - 918 Прочие краткосрочные обязательства - - ИТОГО по разделу 5. 104362024 126352577 БАЛАНС 240981118 328422561Справка о наличии ценностей, учитываемых на забалансовых счетах
Арендованные основные средства
172369 189471 В том числе по лизингу 36788 45837 Товарно-материальные ценности, принятые на ответственное хранение - - Товары, принятые на комиссию - - Списанная в убыток задолженность неплатежеспособных дебиторов 47525 90037 Обеспечение обязательств и платежей полученные 49046714 4657431 Обеспечение обязательств и платежей выданные 339758 6763079 Износ жилищного фонда - - Износ объектов внешнего благоустройства и других аналогичных объектов 1092 1368 Нематериальные активы, полученные в пользование - -Приложение Б
Отчет о прибылях иубытках за 2009 г
Показатель
Наименование
За отчетный период За аналогичный период предыдущего года Доходы и расходы по обычным видам деятельности 439388218 374775910 В том числе от продажи: Нефти и нефтепродуктов 427405525 369536680 Прочее 11982693 5239230 Себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг 304970360 258694574 В том числе от продажи: Нефти и нефтепродуктов 289772299 257433082 Прочее 15198061 1261492 Валовая прибыль 134417858 116081336 Коммерческие расходы 28767644 32497949 Управленческие расходы - - Прибыль от продаж 105650214 83583387Прочие доходы и расходы
Проценты к получению
3079135 1772843 Проценты к уплате 3920374 3675430 Доходы от участия в других организациях 3662 431 Прочие доходы 435504031 340670038 Прочие расходы 434119946 339393980 Прибыль до налогообложения 106196722 82957289 Отложенные налоговые активы 211853 521841 Отложенные налоговые обязательства 40515 1676 Текущий налог на прибыль 26291781 20548403 Прочие расходы из прибыли 596866 99941 Чистая прибыль отчетного периода 79479413 62829СПРАВОЧНО
Постоянные налоговые активы
633230 118489 Базовая прибыль, приходящаяся на одну акцию 17 13 Разводненная прибыль на акцию - -