Состояние и перспективы развития ОАО «Самаранефтегаз»

Коэффициент оборачиваемости  собственных средств увеличился в отчётном году, т.к. выручка от реализации продукции увеличилась, в то время, когда капитал и резервы сократились. Это благоприятная тенденция.

Таким образом, анализ отчета по прибыли показал, что выручка от реализации понизилась, значит, уменьшился доход предприятия, следовательно, в 2009г. было реализовано меньше товаров, чем в 2008г.

Из анализа баланса  следует, что основной капитал увеличился у предприятия, а оборотный - наоборот понизился. Собственный капитал тоже увеличился, а заемный - наоборот уменьшился. Это значит, что предприятие потихоньку уменьшает свои долги.

Рентабельность собственного капитала уменьшилась из-за увеличения собственного капитала. Рентабельность основного и оборотного капитала уменьшилась, что говорит об уменьшении эффективности их использовании.

Значение коэффициента текущей ликвидности видно меньше 2, это означает, что фирма может обанкротиться, то есть не может своевременно погасить свои срочные обязательства. Таким образом, структура баланса признается неудовлетворительной, а предприятие неплатежеспособным.

В соответствии с расчетами  коэффициента платежеспособности, в 2009г. предприятие платежеспособное, так как значение этого показателя немного больше допустимых пределов (50%).

По показателям доходности, можно сказать, что в течение  отчетного периода коэффициент покрытия ОАО "Самаранефтегаз" немного снизился, причиной чего послужило изменение цен реализации, средних переменных издержек и структуры сбыта. Бесприбыльный оборот в 2009г. снизился по сравнению с 2008 годом. Запас надежности в текущем году повысился, предприятие стало более уязвимым.

Финансовая устойчивость предприятия на данный момент вызывает опасения, несмотря на рост чистой прибыли, который позволяет предположить, что со временем предприятие, возможно, сможет рассчитаться по долгам, однако не ранее, чем через 6 месяцев. Руководству следует очень серьезно обратить внимание на восстановления платежеспособности, увеличении ликвидности предприятия.

Для улучшения финансового  состояния предприятию ОАО "Самаранефтегаз" рекомендуется:

• повысить эффективность использования оборотного капитала;
• внедрять современные технологии в области автоматизации производственного процесса;

- заменить дорогостоящие материальные ресурсы более дешевыми, если это не снижает качество продукции;

- реально оценивать возможности предприятия на основе технологических характеристик оборудования;

- повысить производительности труда на предприятии за счет сокращения потерь рабочего времени;

- ускорить оборачиваемость за счет ритмичности и комплексности использования оборотного капитала;

• снижать удельные расходы материалов и сырья;
• повышать качества продукции;

Регулярный и грамотный  контроль финансовой стабильности и  состоятельности предприятия - залог успеха и процветания не только предприятия, отрасли, но и экономической системы всего государства, поскольку он позволяет оперативно выявлять негативные стороны в работе предприятия и своевременно принимать действенные меры по выходу из сложившейся ситуации. Следовательно, нельзя недооценивать роль систематического анализа хозяйственной деятельности предприятия.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Разработка  инвестиционного портфеля предприятия

 

ОАО «Самаранефтегаз» в  течение 2010 года планирует провести финансирование капитального строительства объектов на сумму 5 099 198 тыс. рублей. В области эксплуатационного бурения планируется завершить эксплуатационное бурение и ввести в эксплуатацию 7 скважин. В области поисково-разведочного бурения на конец 2010 года планируется пробурить 14 скважин.

К концу 2010 года планируется провести работы по строительству и реконструкции следующих крупных площадочных объектов:

Площадочные объекты	Ед. изм.	Мощность
Дожимная нефтенасосная  станция с установкой предварительного сброса пластовой воды на Пиненковском месторождении	млн. м3/год	3,2
Реконструкция Радаевской УГШ	млн. т/год	2,0075
Кустовая насосная станция для закачки воды в пласт (КНС) (Реконструкция БКНС- 100 и системы ППД на Дерюжевском местородении)	млн. м3/год	1,314
Блочная установка УПН-3000 на УКОН УПНГ №2	млн. т/г.	1,1

 

Из всех перечисленных  финансовых вложений, мы большее внимание уделим инвестициям связанным с приобретением Блочной установки УПН-3000 на УКОН УПНГ № 2.

Установка комплексной  обработки нефти (УКОН) расположена  непосредственно в г. Похвистнево. Блок № 1 УКОН был введен в эксплуатацию в декабре 1965 года, блок № 2 в июне 1967 года. В настоящее время на УКОН проходит подготовку смесь нефтей, поступающих после разгазирования и предварительного обезвоживания на промыслах с двух направлений - Сосновского и Яблоневского.

За 42 года эксплуатации оборудование УКОН морально и физически устарело, стало аварийно опасным. В санитарно-защитную зону УКОН попала жилая застройка г. Похвистнево. Целью настоящего проекта является ликвидация возникновения аварийных ситуаций при эксплуатации УКОН и организации санитарно-защитной зоны установки.

Данная блочно-модульная установка подготовки нефти является опытным образцом и на опыте ее эксплуатации будут определены технологические параметры для дальнейшего использования на установках первичной подготовки нефти.

Установка УПН-3000 с выносными  подогревателями ПБТ-1,6М предназначены для эффективного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий при подготовке товарной нефти.

Применение установки  позволяет:

Упростить технологическую  схему подготовки нефти;

Снизить капиталовложение;

Сократить количество обслуживающего персонала;

Снизить трудоемкость работ  по сбору, обработке и передачи информации.

Установка УПН-3000 состоит  из изделий:

1. установка УПН-3000;
2. подогревателя с промежуточным теплоносителем ПБТ-1,6М.

Для того чтобы определить эффективность капитальных вложений в данную установку, необходимо сделать экономическую оценку инвестиций.

Предприятие инвестирует  в установку капитальные вложения в размере 33 219 000 руб. на 6 лет. Сделаем анализ инвестиций по 2 вариантам:

1. Доля акционерного капитала в структуре инвестиций 64%, а доля заёмного капитала 36%.
2. Доля акционерного капитала в структуре инвестиций 36%, а доля заёмного капитала 64%.

 

Оценка эффективности  проекта по первому варианту

 

Расчет средневзвешенной стоимости капитала (СВСК)

Данный показатель широко используется многими предприятиями как ставка дисконтирования для финансируемых проектов, поскольку текущая стоимость капитала является логичным показателем "цены" капитала [6].

СВСК = W_d · R_d · (1-T) + W_p · R_p + W_s · R_s

где W - доля источников средств в общей сумме инвестиций;

R_d - процентная ставка по кредиту;

R_p - выплачиваемые дивиденды по привилегированным акциям;

R_s - выплачиваемые дивиденды по обыкновенным акциям;

Т - ставка налоговой прибыли.

СВСК = 0,36 · 0,14 · (1 - 0,24) + 0,64 · 0,02 = 5% =q

Инвестиционный  план

Показатели	2010	2011	2012	2013	2014	2015
валовая выручка	39320195	23595000	25955000	28550000	31405000	34545000
ликвидная стоимость						1500000
ИЗДЕРЖКИ:
общие издержки	14806000	16286000	17915000	19707000	21677000	23842000
амортизация	2657000	2657000	2657000	2657000	2657000	2657000
% на кредит	1674238	1395198	1116158	837118,8	558079,2	279039, 6
баланс прибыль	20182957	3256802	4266842	5348881	6512921	7766960
налог на прибыль	4843910	781632,5	1024042	1283731	1563101	1864070
чистая прибыль	15339048	2475170	3242800	4065150	4949820	5902890
дивиденды	531504	532711	532702	532891	532860	532791
остаток прибыли	14807544	1943666	2711296	3533646	4418316	5371386
амортизация	2657000	2657000	2657000	2657000	2657000	2657000
ликвидационная стоимость						1500000
чистый денежный поток Cash-Flow	17464544	4600666	5368296	6190646	7075316	9528386
коэффициент дисконтирования	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621	0,564
текущая дисконтированная стоимость	15875270	3800150	4031590	4228211	4393771	5374010

 

Чистая дисконтированная стоимость (NPV).

Это разность дисконтированных показателей чистого дохода и инвестиционных затрат. Определим показатель NPV:

где t - конкретный год расчетного периода (изменяется от 0 до Т);

Д - общая сумма от инвестиций в год t;

К - сумма инвестиций в год t;

α_t - коэффициент приведения к расчетному году, рассчитывается

NPV = - 33 219 000 · 1 + 17 464 544 · 0,91 + 4 600 666 · 0,83 + 5 368 296 · 0,75 + 6 190 646 · 0,68 + 7 075 316 · 0,62 + 9 528 386 · 0,56 = 4 484 001,669 (д.е.)

Видно, что величина NPV «+» это означает, что сумма дисконтированных доходов за весь период существования проектов превышает сумму первоначальных инвестиций. В этом случае инвестиционный проект признается экономически целесообразным NРV > 0.

Внутренняя норма окупаемости (IRR) - определяется как такое значение нормы дисконта q_в, при котором суммы дисконтированных доходов и дисконтированных единовременных затрат равны между собой [6]:

где - норма дисконта, при которой NPV принимает ближайшее к нулю положительное (отрицательное) значение;

- норма дисконта, повышенная (понижен.) на один шаг по сравнению с ;

 и - величина NPV, соответственно при и .

Условие эффективности  для показателя IRR выглядит следующим образом: IRR > q.

IRR = 0,152 = 15,2% >q =5 %

Видно, что значение IRR превышает исходную ставку дисконта, условия эффективности выполняется.

IRR – это зависимость NPV от q. Расчет IRR осуществляется путем последовательного изменения q с целью нахождения q = IRR, при котором NPV обращается в 0.

IRR	15%	20%	30%	40%	50%	60%	70%	80%
NPV	152653,6	-3343748,5	-8571821	-12248183,1	-14949540	-17008597	-18626868	-19931720

 

Нанесем полученные значения на график.

Коэффициент рентабельности инвестиций (BCR)

BCR - определяется как отношение дисконтированного дохода и дисконтированных единовременных затрат и рассчитывается по формуле [6]: