Инвестиционная политика предприятий нефтяной и газовой промышленности (стр. 4 из 6)
4. Рентабельность основных фондов Rоф:
где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), Ссрг – (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 Rпр:
где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), В – выручка от реализации (млн. руб.).
8. Рентабельность продукции Rпрод:
где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), СС – полная себестоимость (млн. руб.).
9. Рентабельность основных фондов Rоф:
где ЧП – чистая прибыль (млн. руб.), Ссрг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.).
10. Производительность труда ПТт:
где, Н – добыча нефти (млн. тонн), Ч – численность персонала (чел.).
11. Производительность труда ПТр:
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 ФОр:
где В – выручка от реализации (млн. руб.), Ссрг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.).
13. Фондоотдача ФОт:
где Н – добыча нефти (млн. тонн), Ссрг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.).
14. Фондоемкость показывает стоимость основных фондов для выполнения единицы объема работ.
Фондоемкость ФЕр:
где Ссрг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.), В – выручка от реализации (млн. руб.).
15. Фондоемкость ФЕт:
где Ссрг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.), Н – добыча нефти (млн. тонн).
16. Фондовооруженность ФВ:
где Ссрг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.), Ч – среднесписочная численность персонала (чел.).
17. Коэффициент оборачиваемости Коб:
где В – выручка от реализации (млн. руб.), О – средние остатки оборотных средств (млн. руб.)
18. Период оборота Тоб:
где Д – количество дней (сут.), Коб – 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.
3 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: