Отчет по практике в ОАО«Зарубежнефть»

13. Таблица 5–Оценка финансовой устойчивости

15. На следующем рисунке показан коэффициент общей ликвидности. Коэффициент общей ликвидностипоказывает,достаточнолиупредприятиясредств,которыемогутбытьиспользованыимдляпогашениясвоихкраткосрочныхобязательстввтечениегода.Этоосновнойпоказательплатежеспособностипредприятия.Вмировойпрактикезначениеэтогокоэффициентадолжнонаходитьсявдиапазоне1–2.Естественно,существуютобстоятельства,прикоторыхзначениеэтогопоказателяможетбытьибольше,однако,есликоэффициенттекущейликвидностиболее2–3,это,какправило,говоритонерациональномиспользованиисредствпредприятия.Значениекоэффициентатекущейликвидностинижеединицыговоритонеплатежеспособностипредприятия.
17. Рисунок 6– Коэффициент общей ликвидности
18. На протяжении рассматриваемого периода происходит колебание значения показателя, однако его значение соответствует нормативному.
19. Рассмотрим коэффициент срочной ликвидности.
21. Рисунок 7–Коэффициентсрочной ликвидности
22. Коэффициентбыстройликвидности,иликоэффициент «критическойоценки»,показывает,наскольколиквидныесредствапредприятияпокрываютегократкосрочнуюзадолженность.Вликвидныеактивыпредприятиявключаютсявсеоборотныеактивыпредприятия,заисключениемтоварно–материальныхзапасов.
23. Данныйпоказательопределяет,какаядолякредиторскойзадолженностиможетбытьпогашеназасчетнаиболееликвидныхактивов,т.е.показывает,какаячастькраткосрочныхобязательствпредприятияможетбытьнемедленнопогашеназасчетсредствнаразличныхсчетах,вкраткосрочныхценныхбумагах,атакжепоступленийпорасчетам.Рекомендуемоезначениеданногопоказателяот0,7–0,8до1,5.
24. На конец рассматриваемого периода значение показателя снижается до 0,4 и не соответствует нормативному значению.
25. Проанализируем показатели рентабельности.
27. Рисунок 8– Рентабельность производства
28. Рентабельностьпроизводстварассчитываетсякакотношениеприбылиотреализацииксуммезатратнапроизводствоиреализациюпродукции.Коэффициентпоказывает,сколькопредприятиеимеетприбылискаждогорубля,затраченногонапроизводствоиреализациюпродукции.
30. Рисунок 9– Рентабельность продаж
31. Рентабельностьпродажявляетсяиндикаторомценовойполитикикомпаниииеёспособностиконтролироватьиздержки.Различиявконкурентныхстратегияхипродуктовыхлинейкахвызываютзначительноеразнообразиезначенийрентабельностипродажвразличныхкомпаниях.Каквидноизрисунка,к2013 годузначениепоказателярентабельности увеличивается посравнениюсбазовымпериодом–с 77%до 172%. Увеличение рентабельностипродажсвидетельствуетовысокойоперационнойэффективностикомпаний.
33. Рисунок 10– Рентабельность продукции
34. Рентабельностьреализованнойпродукциипоказывает,какуюприбыльприноситпредприятиюрубльвложенныхсредств,ноонанепозволяетоценитьэффективностьиспользованияпредприятиемегоактивов:основныхиоборотныхсредствиегопассивов.Снижениепоказателякконцупериодаговоритотом,чтопроисходитснижениеприбыли,которуюприноситкаждыйвложенныйрубль.

1.3Перспективы развития  нефтянойотрасли

По итогам 2013 г. объем национальной добычи нефтяного сырья увеличился по сравнению с 2012 г. на 5,2 млн т (+1,0%) и составил в абсолютном выражении 523,3 млн т, установив новый максимальный уровень после распада СССР (рис. 2, 3).

Рисунок 11– Добыча нефти

Рисунок 12– Ежегодный прирост добычи нефти (к предшествующему году)

На протяжении всего 2013 г. отмечалось устойчивое превышение уровня среднесуточной добычи нефти по срав–нению с 2012 г., при этом в декабре отчетного года был достигну т максимальный показатель среднесуточной добычи не только за прошедший год, но и весь постсоветский период функционирования отрасли (1 451,3 тыс. т / сутки).

Базовыми экономическими факторами, способствовавшими росту нефтедобычи стали:

• повышение инвестиционной привлекательности нефтедобычи вследствие снижения налоговой нагрузки на добывающие компании за счет введения дифференцированного НдПи и иных налоговых льгот;
• стабильно высокий уровень цен и благоприятная конъюнктура спроса.

Стратегическими целями развития нефтяного комплекса являются:

• стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего спроса на нефть и продукты ее переработки;
• активное, без ущерба для внутренних потребностей и будущих поколений граждан, участие в обеспечении мирового спроса на нефть и нефтепродукты;
• обеспечение стабильных поступлений в доходную часть консолидированного бюджета страны в соответствии со значением энергетического сектора в формировании валового внутреннего продукта и экспорта на заданном временном этапе государственной энергетической политики;
• инвестиционно–инновационное обновление комплекса, направленное на повышение энергетической, экономической и экологической эффективности его функционирования.

Ход реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года в указанной сфере характеризуется следующим.

Начата добыча нефти на ряде новых крупных месторождений, в том числе на Верхнечонском и Талаканском. Началось активное освоение Тимано–Печорской нефтегазовой провинции, где годовая добыча нефти превысила 25 млн. тонн. Развернута добыча нефти на шельфовых месторождениях (проекты "Сахалин–1" и "Сахалин–2").

Построены новые магистральные нефтепроводные системы, в том числе Балтийская трубопроводная система мощностью 65 млн. тонн в год, созданы портовые мощности по перевалке и морскому транспорту жидких углеводородов в г. Приморске и пос. Варандей. Развернуто строительство нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан мощностью 80 млн. тонн в год, который призван обеспечить развитие нефтяного комплекса на востоке страны и диверсификацию направлений экспорта нефти.

Объем переработки нефти увеличился с 173 млн. тонн в 2000 году до 237 млн. тонн в 2008 году, а глубина переработки нефти возросла с 70,8 до 72,6 процента.

В сфере государственного регулирования нефтяного комплекса усовершенствована система расчета таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты, стимулирующая экспорт нефтепродуктов, а также оперативно реагирующая на изменения конъюнктуры мировых цен.

В результате экспорт нефтепродуктов возрос с 57 млн. тонн в 2000 году до 112 млн. тонн в 2008 году.

Активно применяются меры антимонопольного регулирования, направленные на пресечение и предупреждение злоупотреблений доминирующим положением со стороны вертикально интегрированных компаний и антиконкурентных сговоров на внутрироссийских рынках нефтепродуктов.

Снижена налоговая нагрузка на предприятия нефтяного комплекса, дифференцирована ставка налога на добычу полезных ископаемых на разработку месторождений в зависимости от природно–климатических условий и стадии освоения, усовершенствована система взимания акцизов.

При рассмотрении перспектив развития нефтяного комплекса необходимо учитывать следующие тенденции:

• истощение основных нефтяных месторождений Западной Сибири и, следовательно, необходимость освоения нефтяных ресурсов континентального шельфа арктических и дальневосточных морей, Восточной Сибири и Дальнего Востока;
• увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (сверхвязкая нефть, природный битум и другие) в структуре минерально–сырьевой базы нефтяного комплекса;
• расширенное вовлечение в эксплуатацию комплексных нефтегазовых месторождений сложнокомпонентного состава и связанная с этим необходимость утилизации попутного нефтяного газа, метана, гелия и газового конденсата;
• удорожание добычи и транспортировки углеводородов.

К числу основных проблем развития нефтяного комплекса относятся:

• нерациональное недропользование (низкий коэффициент извлечения нефти) и отсутствие комплексных технологий добычи и экономически эффективной утилизации углеводородов (сжигание попутного нефтяного газа);
• низкие инвестиционные возможности нефтяных компаний, обусловленные высокой налоговой нагрузкой на отрасль;
• наличие инфраструктурных ограничений для диверсификации экспортных поставок нефти;
• высокая степень монополизации рынков нефтепродуктов всероссийского, регионального и местного масштаба;
• высокий износ основных фондов нефтеперерабатывающей промышленности;
• низкое качество нефтепродуктов.

Для достижения стратегических целей развития нефтяного комплекса необходимо решить следующие основные задачи:

• обеспечение расширенного воспроизводства запасов нефти за счет геолого–разведочных работ и своевременной подготовки месторождений к эксплуатации как в традиционных, так и в новых районах нефтедобычи;
• формирование новых крупных нефтяных комплексов, предусматривающих добычу нефти, утилизацию попутного нефтяного газа и развитие нефте– и газохимии на базе комплексных нефтегазовых месторождений сложнокомпонентного состава главным образом в восточных районах России и на континентальном шельфе арктических и дальневосточных морей;
• совершенствование технологий добычи нефти, включая внедрение современных методов увеличения нефтеотдачи, для увеличения коэффициента извлечения нефти;

Система перспективных регламентов, стандартов и норм:

• введение дополнительных коэффициентов при расчете платы за выбросы вредных (загрязняющих) веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках;
• организация контроля за рациональным использованием и учетом объемов сжигаемого и рассеиваемого попутного нефтяного газа;
• определение требований к уровню эффективного использования попутного нефтяного газа при предоставлении в пользование участков недр, содержащих нефтяные и нефтеконденсатные месторождения.

Поддержка стратегических инициатив:

• мониторинг фактических и ожидаемых результатов реализации программ нефтяных компаний по повышению степени утилизации попутного нефтяного газа и своевременное принятие необходимых синхронизирующих мер, в том числе с использованием принципов частно–государственного партнерства;
• отражение вопросов повышения степени утилизации попутного нефтяного газа в программных документах федерального и регионального уровня, в частности в разрабатываемой государственной программе энергосбережения и повышения энергетической эффективности;
• государственная поддержка создания технологий нового поколения для утилизации попутного нефтяного газа и реализации соответствующих пилотных проектов;
• содействие развитию малого и среднего предпринимательства в сфере утилизации попутного нефтяного газа;

Намечается увеличение мощностей по первичной переработке нефти (Туапсинский нефтеперерабатывающий завод – до 12 млн. тонн, Киришинефтеоргсинтез– на 12 млн. тонн), а также строительство новых нефтехимических комплексов (Республика Татарстан – не менее 7 млн. тонн в год, Дальний Восток – Приморский нефтеперерабатывающий завод – 20 млн. тонн в год). Предусматривается поддержка модернизации, увеличения мощностей и строительства нефтеперерабатывающих заводов и нефтехимических комплексов, независимых от вертикально интегрированных нефтяных компаний.

Бесспорным приоритетом при развитии глубокой переработки нефти является удовлетворение потребностей внутреннего рынка. Однако настоящая Стратегия также предусматривает оптимизацию объемов переработки нефти внутри страны (с поставкой части нефтепродуктов на экспорт) и объемов экспорта сырой нефти (с поставкой ее части в приоритетном порядке на принадлежащие российским компаниям нефтеперерабатывающие заводы за рубежом).

Развитие трубопроводной транспортировки нефти и нефтепродуктов будет осуществляться адекватно росту объемов и диверсификации внешних и внутренних поставок жидких углеводородов. При этом планируется решать задачи дальнейшего увеличения доли трубопроводной транспортировки жидких углеводородов в общем объеме транспортировки нефти и особенно нефтепродуктов, обеспечения условий для формирования новых нефтедобывающих регионов страны, обеспечения баланса между необходимыми объемами транспортировки нефти и пропускной способностью транспортной системы, а также уменьшения зависимости России от транзита нефти и нефтепродуктов по территориям сопредельных государств.

Основными в сфере развития трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов являются следующие проекты:

• завершение строительства нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан пропускной способностью 80 млн. тонн нефти в год;
• строительство нефтепровода Унеча –Усть–Луга (вторая нитка Балтийской трубопроводной системы);
• развитие экспортных нефтяных и нефтепродуктовых терминалов в портах Приморск, Усть–Луга, Находка;
• развитие системы нефтепродуктопроводов страны (вывод на проектную мощность нефтепродуктопровода "Север", строительство нефтепродуктопровода Андреевка – Уфа –Субханкулово– Альметьевск – Кстово, строительство нефтепродуктопровода "Юг").

Помимо трубопроводной транспортировки нефти и нефтепродуктов будет развиваться и морская транспортировка жидких углеводородов, в том числе из прибрежных районов российской части Арктики.

Вместе с тем объемы экспорта нефти и нефтепродуктов в абсолютном исчислении будут оставаться стабильными на всем протяжении действия настоящей Стратегии, испытывая незначительные колебания. Ежегодные уровни экспорта жидких углеводородов будут колебаться в диапазоне 315 – 330 млн. тонн.

35. ОЦЕНКА СТОИМОСТИ КОМПАНИИОАО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ»

1. Затратный подход

Расчет по определению стоимости чистых активов представляется в форме табл. 6.

Таблица 6–Расчет по определению стоимости чистых активов