Анализ технико-экономических показателей. Расчет показателей производился по следующему алгоритму (на примере данных по 2009

Приведем анализ работы ОАО «Роснефть» по данным таблицы 2.1.

Расчет показателей производился по следующему алгоритму (на примере данных по 2009 году).

1. Себестоимость 1 тонны нефти СС₁:

где СС – полная себестоимость (млн. руб.), Н – добыча нефти (млн.тонн).

2. Рентабельность показывает, на сколько эффективно работает тот или иной ресурс предприятия (уровень его отдачи).

Рентабельность продаж R_пр:

где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), В – выручка от реализации (млн.руб.).

3. Рентабельность продукции R_прод:

где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), СС – полная себестоимость (млн.руб.).

4. Рентабельность основных фондов R_оф:

где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.).

 

 

Таблица 2.1 – Основные технико-экономические показатели ОАО «Роснефть»

Показатель	2007г.	2008г.	2009г.	Отклонение
				Абс.	Отн., %
1. Добыча нефти, млн. тонн	101	110, 1	112, 8	2, 70	10, 93
2. Среднесуточная добыча нефти, тыс.т/сут.	276, 7	301, 6	309	7, 40	10, 92
3.Обводненность, %	нет данных	нет данных	нет данных	-	-
4. Добыча газа, млрд.м3	15, 3	12, 8	12, 9	0, 10	18, 29
5. Выручка от реализации, млн. руб.	816 303	1 008 177	949 878	-58 299, 0	20, 75
6. Полная себестоимость, млн.руб.	589 515, 64	788 152, 22	692 344, 45	-95 807, 77	28, 79
7. Чистая прибыль, млн.руб.	245 153, 69	142 715, 15	252 881, 58	110 166, 43	51, 58
8. Стоимость основных фондов, млн.руб.	278 905 383	342 283 662	412 532 263	70249, 00	38, 78
9. Численность персонала, чел	105 903	170 872	166 951	-3 921, 00	43, 93
10. Оборотные средства, млн.руб.	314 411, 85	445 488, 94	696 820, 32	251 331, 38	78, 75
11. Себестоимость 1 тонны нефти, руб./т.	5 836, 79	7 158, 51	6 137, 81	-1 020, 71	20, 72
12. Рентабельность продаж, %	30, 03	14, 16	26, 62	12, 47	67, 26
13. Рентабельность продукции, %	41, 59	18, 11	36, 53	18, 42	73, 20
14. Рентабельность основных фондов, %	87, 90	41, 70	61, 30	19, 60	72, 61
15. Производительность труда, тыс.т./чел.	0, 95	0, 64	0, 68	0, 03	40, 82
16. Производительность труда, млн..р./чел.	7, 71	5, 90	5, 69	-0, 21	31, 38
17. Фондоотдача, руб./руб.	2, 93	2, 95	2, 30	-0, 64	23, 59
18. Фондоотдача, т/руб.	0, 36	0, 32	0, 27	-0, 05	27, 80
19. Фондоемкость, руб./руб.	0, 34	0, 34	0, 43	0, 09	25, 49
20. Фондоемкость, руб./т.	2, 76	3, 11	3, 66	0, 55	28, 21
21. Фондовооруженность, тыс.руб./чел	2, 63	2, 00	2, 47	0, 47	26, 61
22. Коэффициент оборачиваемости, коэф.	2, 60	2, 26	1, 36	-0, 90	59, 45
23. Период оборота, сут.	140, 59	161, 28	267, 76	106, 48	66, 98

 

 

5. Себестоимость 1 тонны нефти СС₁:

где СС – полная себестоимость (млн. руб.), Н – добыча нефти (млн. тонн).

 

6. Себестоимость 1 тонны нефти СС₁:

где СС – полная себестоимость (млн. руб.), Н – добыча нефти (млн. тонн).

7. Рентабельность показывает, на сколько эффективно работает тот или иной ресурс предприятия (уровень его отдачи).

Рентабельность продаж R_пр:

где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), В – выручка от реализации (млн. руб.).

8. Рентабельность продукции R_прод:

где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), СС – полная себестоимость (млн. руб.).

9. Рентабельность основных фондов R_оф:

где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.).

10. Производительность труда ПТ_т:

где, Н – добыча нефти (млн. тонн), Ч – численность персонала (чел.).

11. Производительность труда ПТ_р:

где В – выручка от реализации (млн. руб.), Ч – численность персонала (чел.).

12. Фондоотдача показывает, сколько рублей валовой продукции может быть получено при использовании оборотных фондов стоимостью 1 руб.

Фондоотдача ФО_р:

где В – выручка от реализации (млн. руб.), С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.).

13. Фондоотдача ФО_т:

где Н – добыча нефти (млн. тонн), С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.).

14. Фондоемкость показывает стоимость основных фондов для выполнения единицы объема работ.

Фондоемкость ФЕ_р:

где С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.), В – выручка от реализации (млн. руб.).

15. Фондоемкость ФЕ_т:

где С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.), Н – добыча нефти (млн. тонн).

16. Фондовооруженность ФВ:

где С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.), Ч – среднесписочная численность персонала (чел.).

17. Коэффициент оборачиваемости К_об:

где В – выручка от реализации (млн. руб.), О – средние остатки оборотных средств (млн. руб.)

18. Период оборота Т_об:

где Д – количество дней (сут.), К_об – коэффициент оборачиваемости.

 

 

Рисунок 2.1 Динамика добычи нефти, млн. т.

 

 

Рисунок 2.2 Динамика добычи газа, млн. м³

 

 

Рисунок 2.3 Динамика выручки от реализации, млн. руб.

 

 

 

Рисунок 2.4 Динамика полной себестоимости, млн. руб.

 

 

 

Рисунок 2.5 Динамика показателей рентабельности, %.

 

 

Из рисунка 2.1 видно, что с ростом добычи нефти растет, а добыча газа по сравнению с 2007 годом падает, а потом возрастает, в связи с этим выручка от реализации по сравнению с 2007 годом растет, это влечет за собой снижение рентабельности продаж. Увеличение стоимости основных фондов, уменьшает фондоотдачу с каждым годом отражается как снижение фондоотдачи как в стоимостном, так и в натуральном виде, так как имеется обратная пропорциональность.

В целом соблюдается положительная динамика развития производства предприятия. Но рентабельность и эффективность деятельности снижаются, что объясняется постоянными колебаниями мировых цен на нефть и газ, то есть факторов, на которые компания повлиять не сможет.

 

 

Расчетная часть

 

 

Задание:

Обосновать экономическую эффективность разработки коллекторов технологией межскважинной перекачки пластовой воды и провести анализ чувствительности инвестиционного проекта к рискам.

Исходные данные

Таблица 3.1 Основные технико-экономические показатели газодобывающего предприятия

Показатель	Год
	1	2
Валовая добыча газа, млн. м3	126674, 0	179937, 3
Валовая добыча газового конденсата, тыс. т	604, 0	665, 0
Среднесуточная валовая добыча природного газа, тыс. м3/сут	347052, 2	492978, 6
Среднесуточная добыча газового конденсата, т/сут	1650, 5	1816, 5
Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. руб.	4769588, 0	5327430, 1
Ввод скважин в эксплуатацию, скв.	7, 8	20, 9
Фонд оплаты труда, тыс. руб.	99320, 8	113737, 7
Среднесписочная численность ППП, чел.	9733, 0	10914, 0
Себестоимость 1000 м3 газа, руб./1000м3	473, 2	514, 1
Себестоимость добычи 1 т. конденсата, руб./т	1025, 6	1261, 7

 

В качестве объекта исследования была взята операция ГРП на эксплуатационной скважине №211. Капитальные затраты представлены в таблице 3.1

Применение технологии ГРП дает эффект продолжительностью 5 лет. Прирост дополнительной добычи газоконденсатной смеси вследствие проведения ГРП за составил 28533, 86 млн. м³. Условно-переменные затраты в себестоимости добычи газоконденсатной смеси составляет 462, 5 руб./1000м³.

С учетом среднего конденсатного фактора по исследуемой скважине и плотности конденсата, суммарная дополнительная добыча конденсата составила 294, 54 тыс. т., а суммарный прирост отбора газа за этот период составил 1864, 48 млн. м³.

 

Таблица 3.2 Капитальные затраты на проведение одной операции

ГРП, руб.

Наименование статьи	Значение
Сырье и материалы	13646, 92
Оплата работы спецтехники	3456, 70
Заработная плата бригады КРС при подготовительных и заключительных работах	9737, 28
Заработная плата бригады геологической службы при выводе скважин на тех.режимы	266, 98
Прочие расходы	4678, 90

При определении финансового результата приняты следующие условия:

- налог на добычу полезных ископаемых – 2300 руб./т.;

- налог на прибыль – 20%;

- цена 1 тонны конденсата – 3000руб/т;

- цена 1 тыс. м³ газа – 1600 руб./1000м³;

- ставка дисконта – 15%.

Решение:

1. Определим величину капитальных вложений, как сумму статей капитальных затрат на проведение одной операции ГРП из таблицы 3.2:

КВ = 13646, 92 руб. + 3456, 70 руб. + 9737, 28 руб. + 266, 98 руб. + 4678, 90 руб. = 31786, 78 руб.

2. Определим величину амортизационных отчислений:

АО = КВ/5 = 31786, 78 руб./5 = 6357, 36 руб.

Остаточная стоимость основных фондов на конец года:

31786, 78 руб. - 6357, 36 руб. = 25429, 42 руб.

Среднегодовая стоимость основных фондов:

С_срг = (С_нг + С_кг)/2 = (31786, 78 руб. + 25429, 42 руб.)/2 = 28608, 10 руб.

3. Рассчитаем налог на имущество для каждого года по формуле:

Δ Н_им = С_срг * n_им,

где Н_им – налог на имущество;

  С_срг – среднегодовая стоимость основных фондов;

      n_им - ставка налога на имущество (2%).

 

	1	2	3	4	5
Снг, тыс. руб.	31786, 78	25429, 42	19072, 07	12714, 71	6357, 36
Δ АО, тыс. руб.	6357, 36	6357, 36	6357, 36	6357, 36	6357, 36
Скг, тыс. руб.	25429, 42	19072, 07	12714, 71	6357, 36	0
Ссрг, тыс. руб.	28608, 10	22250, 75	15893, 39	9536, 04	3178, 68
Ним, тыс. руб.	572, 16	445	317, 87	190, 72	63, 57

 

4. Рассчитаем налог на добычу полезных ископаемых:

Δ НДПИ = Δ Q_к*n_ндпи,

где Δ Q_к - суммарная дополнительная добыча конденсата в год, т.;

  n_ндпи – ставка налога на добычу полезных ископаемых.

Δ НДПИ = 294540 т./5 * 2300 руб./т. = 135488, 4 тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 4.

5. Рассчитаем текущие затраты:

 Δ З_тек = З_пер*Δ Q_гк + Δ Q_к*СС_к + Δ Q_г*СС_г,

 где З_пер – условно-переменные затраты в себестоимости добычи газоконденсатной смеси;

  Δ Q_гк – суммарный прирост дополнительной добычи газоконденсатной смеси в год;

  Δ Q_к – суммарная дополнительная добыча конденсата в год;

  СС_к – себестоимость 1 тонны конденсата, принятая на уровне 2 года;

  Δ Q_г – суммарный прирост отбора газа в год;

  СС_г – себестоимость 1000 м³ газа в год, принятая на уровне 2 года.

  Δ З_тек = 462, 5руб./1000 м³* 8533860 тыс. м³/5 + 58908 т.*1261, 7 руб./т.+

+ 372896000 м³*514, 1 руб/10³м³ = 191782755970, 1 тыс.  руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

6 Рассчитаем общий прирост выручки в год по формуле:

Δ В = Δ Q_к*Ц_к + Δ Q_г*Ц_г,

где Δ Q_к – суммарная дополнительная добыча конденсата в год, т.;

Ц_к – цена 1 тонны конденсата, руб./т.;

Δ Q_г – суммарный прирост отбора газа в год, тыс. м³;

Ц_г – цена 1 тыс. м³ газа, руб./1000 м³;

Δ В=(294540т./5) * 3000руб./т. + (1864480м³/5) * 1600руб./м³ = =596810324000тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

7. Рассчитаем валовую прибыль:

 Δ ВП = Δ В – Δ З_тек – Δ Н_им – Δ НДПИ,

где Δ В – выручка;

Δ З_тек – текущие затраты;

Δ Н_им – налог на имущество;

Δ НДПИ – налог на добычу полезных ископаемых.

Δ ВП =596810324000 тыс. руб. –191782755970, 1 тыс. руб.- 572, 16 тыс.руб.- – 135488, 4 тыс. руб. =  405027431969, 4  тыс. руб.

8. Рассчитаем налог на прибыль:

Δ Н_пр = Δ ВП * n_пр,

где Δ ВП – валовая прибыль;

n_пр – ставка налога на прибыль (20%).

Δ Н_пр = 405027431969, 4  тыс.  руб. * 0, 2 = 81005486393, 9 тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

9. Рассчитаем чистый операционный доход:

Δ ЧОД = Δ ВП – Δ Н_пр + Δ АО,

где Δ ВП – валовая прибыль;

  Δ Н_пр – налог на прибыль,

   Δ АО – амортизационные отчисления.

Δ ЧОД = 405027431969, 4  тыс. руб. - 81005486393, 9 тыс. руб. +

+ 6357, 36 тыс. руб. = 324021951932, 9 тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

10. Рассчитаем сальдо денежного потока от операционной деятельности:

Сальдо денежного потока от операций деятельности = Δ ЧОД + Δ АО,

где Δ ЧОД – чистый операционный доход;

Δ АО – амортизационные отчисления.

Сальдо денежного потока от операции деятельности = 324021951932, 9 тыс. руб. + +6357, 36 тыс. руб. = 324021958290, 2 тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

11. Рассчитаем сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности:

Сальдо денежного потока от инвестиции деятельности = - КВ,

⇐ Предыдущая1234Следующая ⇒

Поделиться: