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 деятельность
компании за 2008 и 2009
2.1 Основные финансовые и операционные
результаты
2.2 Добыча нефти, газа и производство
нефтепродуктов
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 на
31декабря 2009 г
Приложение Б Отчет о прибылях и убытках
за 2009 г
Введение
Нефть — это богатство
России. Нефтяная промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного
хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть
всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей нефтедобывающей
промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.
Сегодня ОАО «Газпром
нефть» — одна из крупнейших нефтегазовых компаний России. Основные направления
деятельности ОАО «Газпром нефти» — это добыча нефти и газа, нефтегазовый
промысловый сервис, нефтепереработка и маркетинг нефтепродуктов. Доказанные
запасы нефти компании превышают 4 миллиарда баррелей, что ставит ее в один ряд
с 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 также
в Чукотском АО. Основные перерабатывающие мощности компании находятся в Омской,
Московской и Ярославской областях. Сеть сбытовых предприятий ОАО «Газпром
нефти» 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 2003
года оказывает операторские услуги по разработке Урманского, Арчинского и
Шингинского месторождений. С 2006 года начато бурение эксплуатационных скважин
на четырех месторождениях: Юго-Западной части Крапивинского месторождения
Тарского района Омской области, Шингинском, Урманском и Арчинском
месторождениях Томской области.
Целью прохождения
практики является ознакомление с областью и видами будущей профессиональной
деятельности, а также анализ деятельности предприятия. Для осуществления этой
цели должны быть реализованы следующие задачи:
1.  Изучение
организационной структуры предприятия и действующей на данном предприятии системы
управления.
2.  Ознакомление
с содержанием основных работ и исследований, выполняемых на предприятии. 
3.  Приобретение
практических навыков в будущей профессиональной деятельности, наиболее
углубленно — в отдельных ее разделах.
4.  Анализ
финансовых показателей экономической деятельности предприятия
1. Общая характеристика
предприятия ООО «Газпромнефть-Восток»
1.1 Общие сведения об
организации
ООО «Газпромнефть –
Восток» является дочерним предприятием ОАО «Газпромнефть» по добыче нефти
и газа. 
Общество с ограниченной
ответственностью « Газпромнефть – Восток» создано с первоначальным
наименованием «Общество с ограниченной ответственностью «Сибнефть – Восток»»
учреждено на основании решении учредителя от 31 августа 2005 г. в соответствии
с требованиями Гражданского кодекса РФ и Федерального закона «Об обществах с
ограниченной ответственностью». В соответствии с приложением 1 Учреждение
последней редакции Устава Общества, с новым наименованием: Общество с
ограниченной ответственностью « Газпром нефть – Восток» произошло 23 мая 2007 г. 
Местонахождение
Общества — 634045, Россия, г. Томск, ул. Мокрушина, 9, стр.16.
Согласно ст.2 Устава
предприятия, Общество является юридическим лицом, осуществляет свою
деятельность согласно законодательству РФ, а также в соответствии с настоящим
Уставом, решениями органов управления Общества. Общество характеризуется
организационным единством и обладает обособленным имуществом. В гражданском обороте
Общество выступает от своего собственного имени, несет ответственность по своим
обязательствам всем своим имуществом, участники общества не отвечаю по
обязательствам Общества, и несут риск убытков, связанных с деятельностью
Общества, в пределах стоимости внесенных ими вкладов.
1.2 Основные виды
деятельности
Согласно ст.2 (2.12) Устава
Общества, основными видами деятельности Общества являются осуществление
операторских услуг по следующим основным направлениям:
— Добыча нефти и газа
— Капитальное
строительство
— Бурение 
Также предусматривает
другие виды деятельности:
— Добыча сырой нефти и
нефтяного (попутного) газа
— Транспортирование по
трубопроводам нефти
— Транспортирование по
трубопроводам нефтепродуктов
— Транспортирование по
трубопроводам газа
— Хранение и
складирование нефти и продуктов ее переработки
— Хранение и
складирование газа и продуктов его переработки
— Хранение и
складирование прочих грузов
— Геологоразведочные,
геофизические и геохимические работы в области изучения недр
— Топографо –
геодезическая деятельность
— Разведочное бурение
Размер уставного
капитала Общества составляет десять тысяч рублей. По решению общего собрания
Участников Общество может создавать резервный фонд в размере до 15% от
уставного капитала путем ежегодных отчислений до 5% от чистой прибыли. Средства
резервного фонда расходуются по решению Общего собрания Участников Общества на
покрытие убытков.
Согласно ст.7 Устава,
Общество вправе ежеквартально, раз в полгода, или раз в год принимать решение о
распределении своей чистой прибыли между участниками общества, принимается
Общим собранием Участников Общества.
Участники Общества
вправе участвовать в управлении делами Общества, получать информацию о
деятельности Общества, знакомиться с бухгалтерскими книгами и иной
документацией, принимать участие в распределении прибыли, в любое время выйти
из состава Участников. Участники Общества обязаны не разглашать
конфиденциальную информацию о деятельности Общества.
1.3
Организационная структура
Органами управления
Общества являются:
· 
Общее
собрание участников 
Согласно ст.10 Устава,
Общее собрание участников — высший орган управления Общества. Перечень
некоторых функций: определение основных направлений деятельности, утверждение
годовых отчетов и годовых бухгалтерских балансов, принятие внутренних
нормативных документов, назначение аудиторской проверки, утверждение аудитора,
принятие решений о реорганизации и ликвидации, денежная оценка неденежных
вкладов в Уставный капитал Общества и т.д. Для проверки и подтверждения
правильности годовых отчетов и бухгалтерских балансов Общества, а также для
проверки состояния текущих дел Общества по решению общего собрания Участников
Общества может привлекаться профессиональный аудитор.
· 
Совет
директоров 
Согласно ст.11 Устава,
Совет директоров Общества осуществляет общее руководство деятельностью
Общества, а также контроль за исполнением решений, состоит из пяти человек.
Некоторые функции: назначение, прекращение полномочий; определение оплаты труда
Генерального директора Общества; решение вопросов, связанных с созывом и
проведением Общих собраний Участников общества; рекомендации по определению
размеры оплаты услуг аудитора; создание филиалов и открытие представительств
Общества и т.д. Срок полномочий Совета директоров – 1 год.
· 
Генеральный
директор 
Согласно ст. 12 Устава
Общества, Генеральный директор назначается Советом директоров сроком на три
года. Некоторые функции: организует выполнение решений Общего собрания
участников, представляет интересы общества, утверждает штаты, издает приказы,
распоряжения, утверждает инструкции, контролирует их исполнение, определяет
структуру Общества, утверждает сметы расходов Общества, утверждает правила
внутреннего распорядка и т.д. В соответствии со ст.15 Генеральный директор
несет ответственность за организацию, состояние и достоверность бухгалтерского
учета, своевременное представление ежегодного отчета и другой финансовой
отчетности в соответствующие органы, а также сведений о деятельности Общества, представляемых
кредиторам и в средства массовой информации.
Организационная
структура данного предприятия представлена в приложении А. Из структуры можно
сделать вывод о том, что данное предприятие достаточно крупное. В подчинении у
Генерального директора находятся: 
· 
Директор
по экономике и финансам (руководит Службой главного бухгалтера, Планово –
бюджетным управлением, Казначейством (отдел проведения платежей), Отделом
финансового контроля) 
· 
Главный
геолог – заместитель генерального директора (руководит Управлением геологии и
контроля за разработкой месторождений, Управлением технологий добычи нефти)
· 
Начальник
управления по бурению — заместитель генерального директора (руководит
Управлением строительства и ремонта скважин)
· 
Главный
инженер – первый заместитель генерального директора (в подчинении следующие
службы: Центральная инженерно-технологическая служба, Управление эксплуатации
объектов нефтедобычи, Управление подготовки нефти и газа, Управление
капитального строительства, Служба главного механика, Упрвление энергоснабжения
и тепловодоснабжения, Служба главного метролога, Производственно-технический
отдел)
· 
Директор
по обеспечению производства (руководит следующими отделами: Упрвление
материально — технического обеспечения, Отдел автоматизаций, связи и
информационных технологий)
· 
Начальник
управления кадровой политики – заместитель генерального директора (в подчинении
находятся Управление кадровой политики, Отдел административно – хозяйственного
и социально – бытового обеспечения)
· 
Начальник
управления по режиму и охране — заместитель генерального директора (руководит
Управлением по режиму и защите информации, Юридическим отделом, Управлением
промышленной, пожарной безопасности и охраны окружающей среды, Маркшейдерским
отделом, Управлением имущественных отношений, Тендерным комитетом)
Служба главного
бухгалтера в ООО «Газпромнефть–Восток» включает отдел учета основных средств и
инвестиций, отдел учета реализации и затрат, налоговый отдел, отдел учета
материально – технических ресурсов, отдел учета расчетов с персоналом.
2. 
Финансовый
результат и деятельность компании за 2007 и 2008
Следующая таблица представляет информацию о запасах Компании
за 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 31
декабря 2008 г., Компания владеет запасами нефти в размере 4 847 млн. баррелей
нефтяного эквивалента (барр. н. э.), включая доказанные запасы в размере 4 488
млн. барр. н. э. нефти и доказанные запасы газа в размере 2,2 триллиона
кубических футов. 
Запасы PRMS отличаются от приведенной в консолидированной
финансовой отчетности дополнительной информации о деятельности, связанной с
разведкой и добычей нефти и газа, поскольку в дополнительной информации в
составе отчетности приведены данные, подготовленные в соответствии с
требованиями SEC, а именно — в процессе оценки запасов нефти и газа
используются рыночные цены на нефть и затраты на конец периода. Запасы PRMS
подготовлены с использованием наилучших оценок руководством Компании будущих
цен на нефть и природный газ. 
Доказанные запасы Компании, включая долю в зависимых
обществах, 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 доказанные
запасы газа — 3,0 триллиона кубических футов. 
Все запасы Компании находятся на территории Российской
Федерации, в основном в районах Западной и Восточной Сибири и Дальнего Востока.
2.1
Основные 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
7.4



Производственные сегменты
Деятельность Компании разделена на два основных
производственных сегмента: 
• Разведка и добыча, который включает в себя разведку,
разработку и добычу нефти и газа. 
• Переработка, маркетинг и сбыт, который включает в себя
переработку сырой нефти, покупку, продажу и транспортировку нефти и
нефтепродуктов. 
Оба сегмента зависят
друг от друга; часть выручки одного сегмента является частью затрат другого
сегмента. В частности, ОАО «Газпром нефть» как холдинговая компания покупает
нефть у своих добывающих дочерних обществ, часть из которой перерабатывается на
нефтеперерабатывающем заводе Компании и других нефтеперерабатывающих заводах;
оставшаяся часть нефти в основном экспортируется через 100% дочернюю экспортно-торговую
компанию. Нефтепродукты реализуются на международном и внутреннем рынках через
сбытовые дочерние общества Компании. В большинстве случаев трудно определить
рыночные цены на нефть на внутреннем рынке из-за значительного внутригруппового
оборота в рамках вертикально интегрированных нефтяных компаний. Цены,
устанавливаемые для внутригрупповой покупки нефти, отражают сочетание таких
рыночных факторов как мировые цены на нефть, затраты на транспортировку,
стоимость переработки нефти, потребность отдельных добывающих дочерних обществ
в капитальных вложениях и прочих факторов. 
Основные макроэкономические факторы, влияющие на результаты
деятельности компании
Основные факторы, влияющие на результаты деятельности
Компании, включают: 
• Изменение рыночных цен на нефть и нефтепродукты; 
• Изменение курса российского рубля к доллару США; инфляция; 
• Налогообложение; 
• Изменение тарифов на транспортировке нефти и
нефтепродуктов.
Изменение рыночных цен на нефть и нефтепродукты 
Цены на нефть и нефтепродукты на мировом и российском рынках
являются главным фактором, влияющим на результаты деятельности Компании.
Соответственно, рыночные цены на нефть оказывают наибольшее влияние на выручку
Компании. 
В течение 2008 года средняя цена Brent выросла с 92,00
долларов США за баррель в январе 2008 года до исторического максимума в размере
144,22 доллара США за баррель в июле 2008 года и опустилась до 36,55 долларов
США за баррель в конце декабря 2008 года. В первом полугодии 2008 года рост цен
был обусловлен неустойчивостью финансового рынка и ослаблением доллара США. Во
втором полугодии 2008 года снижающееся предложение денежных средств и падение
спроса на нефть и нефтепродукты стали причиной снижения цены на нефть до
четырехлетнего минимума. В четвертом квартале 2008 года мировые цены на нефть
были ниже уровня, при котором разработка нефтяных месторождений по всему миру и
в Российской Федерации является рентабельной. 
Следующая таблица представляет информацию о средних ценах на
нефть и нефтепродукты на международном и внутреннем рынках за анализируемые
периоды: 
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 (внутренний
рынок) 
В 2008 году средняя
цена Brent составила 97,26 доллара США за баррель, что на 34,4% выше, чем за
аналогичный период 2007 года. В 2007 году средняя цена Brent составила 72,34 доллара
США за баррель, что на 11,1% выше, чем за аналогичный период 2006 года. Средняя
цена Urals за 2008 год выросла на 36,9% по сравнению с 2007 годом и составила
94,79 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 и
нефтепродуктов поступает в долларах США, однако, большая часть расходов
осуществляется в российских рублях. Поэтому, изменение курса рубля к доллару
США влияет на результаты деятельности Компании, что частично компенсируется
увеличением выручки от продаж в России, выраженной в рублях. В течение 2006 и
2007 годов, а также первом полугодии 2008 года российский рубль укреплялся по
отношению к доллару США как в реальном, так и в номинальном выражении. Однако,
в связи с резким падением рыночных цен на нефть и глобальной рецессией в
экономике во втором полугодии 2008 года рубль значительно обесценился по
отношению к доллару США как в реальном, так и в номинальном выражении. В целях
снижения зависимости от изменения курса рубля к доллару США начиная с апреля
2008 года Компания начала использовать производные финансовые инструменты. См.
Примечании 16 к консолидированной финансовой отчетности. 
Следующая таблица представляет информацию об изменениях
обменного 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
19.1



Налогообложение
Следующая таблица представляет информацию о средних
действующих ставках налогов, применяемых к нефтегазовой отрасли в России, за
указанные периоды: 
Таблица 5 – Средние действующие факты налогов, применяемых в
нефтегазовой 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 экспортной
таможенной пошлины на нефть. 
Ставка экспортной
таможенной пошлины на тонну нефти устанавливается Правительством Российской
Федерации на основе средней цены Urals за период мониторинга. Начиная с 1
ноября 2001 г. период мониторинга составляет два месяца. Ставка вводится в
действие с первого числа второго календарного месяца, следующего за периодом
мониторинга.
В декабре 2008 года
Правительство РФ утвердило новый механизм: экспортные пошлины на нефть
пересматриваются раз в месяц на основании ежемесячного мониторинга цен на нефть
на 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 негативное
воздействие от возрастающей разницы между расчетной ставкой таможенной пошлины
и фактическими ценами реализации.
Правительство
устанавливает ставку экспортной таможенной пошлины, которая зависит от средней
цены на нефть Urals за период мониторинга, согласно следующей таблице:
Таблица 6 – Ставки
экспортной 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 таможенная
пошлина на нефть за 2008 год выросла на 71,8% и составила 355,08 долларов США
на тонну (48,44 долларов США на баррель) по сравнению с 206,70 долларами США на
тонну (28,20 долларами США на баррель) в 2007 году. Увеличение за сравниваемые
периоды связано с возросшими ценами Urals, а именно, на 36,9% до 94,79 долларов
США за баррель в 2008 году по сравнению с 69,23 долларами США за баррель в 2007
году.
Экспортная таможенная
пошлина на нефть за 2007 год выросла на 4,9% и составила 28,20 долларов США на
баррель по сравнению с соответствующим периодом 2006 года. Увеличение связано с
возросшими ценами Urals в 2007 году.
Ставка экспортной
таможенной пошлины на нефтепродукты. 
Ставка экспортной
таможенной пошлины на нефтепродукты устанавливается Правительством на основании
цен на нефть на международных рынках отдельно для легких и средних дистиллятов
и мазута.
Ставка налога на добычу
полезных 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 и
средиземноморской биржах (доллар США/баррель) и D – среднемесячный курс рубля к
доллару США.
В случае, если
истощенность, которая определяется как накопленный объем добытой нефти на
месторождении (N), деленный на общий объем запасов (V = A + B + C1 + C2, в
соответствии с российской системой классификации запасов), равна либо превышает
80%, в формуле применяется специальный коэффициент (С) (419 * (P – 9) * D / 261
* C), где С = — 3,5 * N / V + 3,8. Согласно формуле каждый 1% истощенности
сверх 80% при такой корректировке приводит к сокращению суммы налога к уплате
на 3,5%.
В связи с мировым
экономическим кризисом, начавшимся в сентябре 2008 года, Правительство
пересмотрело и внесло изменения в расчет ставки налогу на добычу полезных
ископаемых, описанный выше. Начиная с 1 января 2009 года, цена Urals,
используемая в формуле, представленной выше, увеличена с 9 долларов США за
баррель до 15 долларов США за баррель, что приведет к снижению налоговой
нагрузки.
За 2008 год ставка
налога на добычу полезных ископаемых на нефть увеличилась на 38,5% и составила
18,27 долларов США на баррель в связи с увеличением средних цен на нефть на
36,9% по сравнению с аналогичным периодом 2007 года.
За 2007 год ставка
налога на добычу полезных ископаемых на нефть увеличилась на 16,0% и составила
13,19 долларов США на баррель, что связано с повышением средних цен на нефть на
13,0% по сравнению с аналогичным периодом 2006 года.
Ставка налога на добычу
полезных ископаемых на природный газ. 
С 1 января 2006 г. ставка налога на добычу полезных ископаемых на природный газ остается постоянной и составляет
147,00 рублей на тысячу кубических метров природного газа.
Транспортировка нефти и
нефтепродуктов
Газпром нефть
осуществляет транспортировку нефти на экспорт преимущественно через государственную
систему трубопроводов, которой управляет ОАО «Транснефть» («Транснефть»). В
соответствии с российским законодательством доступ к системе трубопроводов
регулируется Министерством промышленности и энергетики России. Пропускная
способность системы трубопроводов, как правило, распределяется между
пользователями пропорционально их квартальной доле поставок в систему и на
основе запросов. Согласно Закону «О естественных монополиях», права на доступ к
трубопроводной системе распределяются между нефтедобывающими компаниями и их
головными компаниями пропорционально объему нефти, добытой и поставленной в
трубопроводную систему Транснефти (а не только пропорционально объемам
добываемой нефти).
В настоящее время
Федеральное агентство по энергетике утверждает ежеквартальные планы, где
указываются точные объемы нефти, которые каждый производитель нефти может
закачать в систему Транснефти. Как только права доступа распределены, как
правило, производители нефти не могут увеличить предоставленную им пропускную
способность в экспортной трубопроводной системе, хотя они имеют ограниченную
возможность изменять маршруты транспортировки. Производителям нефти, обычно,
разрешается передавать свои права доступа другим сторонам. Альтернативный
доступ к международным рынкам минуя систему «Транснефть» может осуществляться
по железной дороге, танкерами, а также с использованием собственной экспортной
инфраструктуры нефтяных компаний.
Большая часть
добываемой Компанией нефти классифицируется как Siberian Light или «SILCO» и, в
сравнении со средними показателями российской нефти, имеет плотность ниже
средней 34,20 градусов в единицах API или 830-850 кг/м3 и содержит серу на
уровне 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 магистральную
трубопроводную систему нефть, добытая Компанией, смешивается с нефтью других
российских компаний.
Компания экспортирует
SILCO через Туапсе по специальному трубопроводу, предназначенному для данного
типа нефти. За 2008 год продажа Компанией SILCO через Туапсе составила 6,5% от
всех экспортных продаж.
За 2008 год Компания
поставила 45% от общего объема экспорта нефти через порты Балтийского моря (главным
образом, 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 украинский
порт Южный; 2,7% нефти экспортировано по транзитному трубопроводу через
территорию Казахстана в Китай.
Транспортировка
нефтепродуктов по России осуществляется по железной дороге и по трубопроводной
системе ОАО «Транснефтепродукт». Российскими железными дорогами владеет и
управляет ОАО «Российские железные дороги». Обе компании принадлежат
государству. Кроме транспортировки нефтепродуктов ОАО «Российские железные
дороги» оказывает нефтяным компаниям услуги по транспортировке нефти. Мы
транспортируем большую часть наших нефтепродуктов железнодорожным транспортом.
Политика в отношении
транспортных тарифов определяется государственными органами для того, чтобы
обеспечить баланс интересов государства и всех участников процесса
транспортировки. Транспортные тарифы естественных монополий устанавливаются
Федеральной службой по тарифам Российской Федерации («ФСТ»). Тарифы зависят от
направления транспортировки, объема поставок, расстояния до пункта назначения и
нескольких других факторов. Изменения тарифов зависят от инфляции, прогнозируемой
Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации,
потребности владельцев транспортной инфраструктуры в капитальных вложениях,
прочих макроэкономических факторов, а также от окупаемости экономически
обоснованных затрат, понесенных естественными монополиями. Тарифы
пересматриваются ФСТ не реже одного раза в год, включая тарифы на
погрузочно-разгрузочные работы, перевалку, перевозку и другие тарифы.
Большинство российских
нефтедобывающих регионов удалены от основных рынков нефти и нефтепродуктов.
Вследствие этого, доступ нефтедобывающих компаний к рынкам сбыта зависит от
степени диверсификации транспортной инфраструктуры и доступа к ней. В
результате, затраты на транспортировку являются важным макроэкономическим
фактором, влияющим на наши результаты.
2.2 Добыча нефти, газа и производство нефтепродуктов
Добыча нефти 
Газпром нефть занимается разведкой, разработкой и добычей
нефти и газа, главным образом, на месторождениях, расположенных в
Ямало-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 Компания
создала 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 месторождений
Компании в Восточной Сибири. 
Ноябрьскнефтегаз, основное добывающее дочернее общество
Газпром нефти, разрабатывает около 30 месторождений в Ямало-Ненецком и
Ханты-Мансийском автономных округах, что составляет 58% общих доказанных
запасов Компании по PRMS. Кроме того, Ноябрьскнефтегаз оказывает операторские
услуги другим добывающим дочерним обществам Компании, таким как ОАО
«Меретояханефтегаз» («Меретояханефтегаз»), ООО «Сибнефть-Чукотка»
(«Сибнефть-Чукотка») и недавно приобретенным дочерним обществам: ООО «Печора
Нефтегаз», ООО «НГП Ортъягунское». Меретояханефтегаз, 67% доля в
которой принадлежит Компании, владеет лицензией на Меретояхинское месторождение
к северу от Ноябрьска. 
«Хантос» добывает нефть на месторождении Зимнее в
Ханты-Мансийском автономном округе и в Тюменской области, а также оказывает
операторские услуги ООО «Сибнефть-Югра» («Сибнефть-Югра»). Сибнеть-Югра, 99%
доля в которой принадлежит Компании, владеет лицензиями на добычу на двух
месторождениях: Приобское и Пальяновское в Ханты-Мансийском автономном округе.
Приобское месторождение — одно из самых больших и самых перспективных нефтяных
месторождений Компании. Его активная разработка началась в 2004 году и всего
тремя 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 ключевой
актив, играющий стратегическую роль в будущем развитии Компании, и должен стать
основным источником роста добычи нефти Компании в долгосрочной перспективе. 
«Восток» является оператором по добыче нефти на Крапивинском
месторождении в Омской области, а также на Арчинском, Шингинском и Урманском
месторождениях в Томской области. Все эти месторождения формируют новый
производственный центр, дающий ежегодный прирост добычи нефти. 
«Славнефть», которая на паритетной основе управляется Газпром
нефтью и TНK-BP, разрабатывает запасы в Уральском федеральном округе и
занимается разведкой в Сибирском федеральном округе. 
«Томскнефть», которая на паритетной основе управляется
Газпром нефтью и Роснефтью, имеет лицензии на разработку месторождений в
Томской области и Ханты-Мансийском автономном округе. 
Следующая таблица представляет добычу Компании за указанные
периоды:
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
0,4



За 2008 год добыча нефти Компанией снизилась на 6,0% по
сравнению с 2007 годом и составила 228,6 млн. баррелей (30,8 млн. тонн).
Сокращение в данном периоде стало результатом, преимущественно, снижения добычи
Ноябрьскнефтегазом, что частично компенсировалось увеличением добычи на новых
месторождениях, таких как Приобское, и некоторых месторождениях в Томской и
Омской областях. 
За 2007 год добыча нефти осталась практически неизменной по
сравнению с 2006 годом и составила 243,2 млн. баррелей (32,7 млн. тонн
соответственно). 
В 2008 году доля Компании в добыче зависимых обществ,
учитываемых по методу долевого участия, выросла на 42,7% по сравнению с 2007
годом и составила 108,7 млн. баррелей (14,8 млн. тонн). Прирост связан, прежде
всего, 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 – Покупка
нефти 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 у
зависимых обществ Славнефть и Томскнефть, учитываемых по методу долевого
участия
За 2008 год объемы
покупки нефти на международном рынке увеличились в связи с расширением сбытовой
деятельности.
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 зависимых
обществ Славнефть и Томскнефть, учитываемых по методу долевого участия
За 2008 год Компания добыла 2,2 млрд. кубических метров
попутного и природного газа, что на 22,2% больше по сравнению с 2007 годом.
Рост связан с программой Компании по утилизации попутного газа, которая описана
ниже. 
Добыча газа Компанией, с учетом доли в добыче зависимых
обществ, учитываемых по методу долевого участия, увеличилась на 45,5% за 2008
год по сравнению с 2007 годом и составила 3,2 млрд. кубических метров.
Увеличение произошло за счет приобретения 50% доли в Томскнефти в декабре 2007
года. 
В 2007 году добыча газа Компанией, с учетом доли в добыче
зависимых обществ, учитываемых по методу долевого участия, составила 2,2 млрд.
кубических метров попутного и природного газа, что немного меньше добычи 2006
года — 2,5 млрд. кубических метров. 
В феврале 2008 года
Газпром 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 выручки
от 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 транспортировки
попутного 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 производства
нефтепродуктов 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 на
внутреннем рынке, преимущественно на Омском НПЗ, Московском НПЗ и ЯНОСе. Газпром
нефть владеет Омским НПЗ и имеет доступ к Московскому НПЗ и ЯНОСу
пропорционально своей доле участия в зависимых обществах. Газпром нефти
принадлежит как нефть, перерабатываемая на этих нефтеперерабатывающих заводах,
так и продукты нефтепереработки, при этом Компания оплачивает каждому
нефтеперерабатывающему заводу стоимость услуг по переработке. Компания, в
основном, реализует собственную нефть и нефтепродукты на экспорт через Gazprom
Neft Trading GmbH — дочернее общество в Австрии, являющееся экспортным
трейдером. 
Газпром нефть реализует нефтепродукты в России, главным
образом, через 21 дочернее общество. Большинство из этих дочерних обществ
являются розничными сбытовыми компаниями, которые осуществляют оптовую
реализацию нефтепродуктов, поставку нефтепродуктов для Росрезерва, а также
занимаются розничной реализацией через автозаправочные станции. ЗАО
«Газпромнефть-Аэро», ООО «Газпромнефть-Смазочные материалы» и ООО
«Газпромнефть Марин Бункер» специализируются на специфических видах
нефтепродуктов. Газпром нефть реализует нефтепродукты в Центральной Азии через
три дочерних общества: ООО «Газпром нефть Азия» в Киргизии, ООО
«Газпром нефть — Таджикистан» и ТОО «Газпром нефть —
Казахстан». 
3. 
Динамика
финансового состояния ООО «Газпромнефть-Восток» за первое полугодие 2009 г.
(абсолютные показатели)
Анализ динамики
финансового состояния позволяет сделать выводы о реальном финансовом положении
предприятия и его перспективах. Точность анализа определяется, во-первых,
исходной информацией (полнотой, достоверностью); во-вторых, используемой
методикой; в-третьих, способностью аналитика использовать методику.
Практика показывает,
что сегодня важнейшими показателями, характеризующими предприятия, являются:
— 
выручка,
ее динамика;
— 
прибыль;
— 
дебиторская,
кредиторская задолженности, их соотношение;
— 
чистые
активы (в целом и в расчете на акцию).
Для общей оценки
динамики финансового состояния предприятия следует сгруппировать статьи баланса
по признаку ликвидности (статьи актива) и срочности обязательств (статьи
пассива). В качестве первоисточника для оценки динамики финансового состояния
ООО « Газпромнефть – Восток» используется составленные для внутреннего
использования бухгалтерский баланс и отчет о прибылях и убытках. За отчетный
период принят 2009 календарный год. Единица измерения тыс. руб.
Таблица 10 — Аналитическая группировка статей баланса (по
укрупненным 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
133,19



Таким образом, из
таблицы 10 видно, что в структуре сгруппированных статей актива преобладали в
начале 2009 г., также как и в середине 2009 г. среднереализуемые активы, включающие дебиторскую задолженность и прочие оборотные активы, значит предприятие в
структуре баланса в разделе Актив имело большее значение дебиторской
задолженности по сравнению с другими статьями оборотных активов и внеоборотных
активов.
В структуре
сгруппированных 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 и
фонды имеют весомую долю в двух периодах.
Наряду с построением сравнительного аналитического баланса
для получения общей оценки динамики финансового состояния за отчетный период
производится сопоставление изменения итога баланса с изменением финансовых
результатов хозяйственной деятельности за отчетный период, например, с изменением
прибыли, выручки от реализации продукции, информация о которых содержится в
Форме № 2 годовой отчетности (строка 010).
Таблица 11 — Сопоставление
изменения итога баланса с изменением финансовых результатов хозяйственной
деятельности 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
56,25



Таким
образом, из данных таблицы 11 , видим, что предприятие получает чистую прибыль,
причем значительно увеличило свой показатель, по сравнению с предыдущим
периодом.
Таблица 12 — Характеристика
финансового 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
156,98



Таблица
12 содержит ряд важных характеристик финансового состояния предприятия. Данные
для их расчета берутся из баланса и таблицы № 1 — аналитического баланса. 
Таким
образом, можно отметить, что весомую часть в 2009 г. занимала дебиторская задолженность ( в широком смысле слова) — 356 337 680
т.р., также весома кредиторская задолженность ( в широком смысле слова),
которая составила 363 577
328 т.р. Превышение кредиторской задолженности над дебиторской говорит о том,
что Общество в 2009 г. не смогло бы погасить все свои долги за счет дебиторов
при условии своевременного возвращения средств.
Таблица 13 — Расчет
чистых 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
100,46




Таким образом, наиболее
полно имущественное положение предприятия характеризует показатель чистых
активов (ЧА). Он учитывает как наличное имущественное (материальные и денежные
средства), так и потенциальное его изменение, связанное с погашением
дебиторской задолженности и предстоящей расплатой за пользование заемными
средствами и закрытием кредиторской задолженности. Из данных таблицы 4 можно
сделать вывод, что стоимость чистых активов в 1 квартале 2009 г. равна 166 376 977 т.р. , это говорит о способности предприятия расплатиться за
пользование заемными средствами и способностью закрыть кредиторскую задолженность.
4. 
Динамика
финансового состояния ООО «Газпромнефть-Восток» за 2009 г. (относительные
показатели)
1. 
Показатели
рентабельности (показывают, насколько эффективно
предприятие 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, сколько
прибыли получено с единицы стоимости активов независимо от источников
привлечения средств. Характеризует прибыльность всех вложенных средств. 
Рентабельность
продукции (отношение чистой прибыли к выручке от реализации) =
На 01.01.09 = 11,73 %
На 30.06.09 =19,62 %
Характеризует
способность данного предприятия «делать деньги». 
2. 
Показатели
платежеспособности и финансовой устойчивости:
Коэффициент
автономии (Доля собственных средств в балансе) = отношение собственных
средств (постоянные пассивы +резервы и фонды) к валюте баланса. (норма =0,5)
На 01.01.09 = 0,42
На 30.06.09 = 0,32
Определяется удельным
весом собственного капитала в общем объеме средств предприятия, что показывает
зависимость от заемного капитала.
Таким образом,
коэффициент автономии иллюстрирует абсолютно не равное существование
зависимости заемного капитала и собственного капитала, собственных средств не хватало
как в начале 2009 г., так и в 1 полугодии 2009 г., существовала небольшая зависимость от заемного капитала в рассматриваемый период.
Коэффициент величины
покрытия (платежеспособности = отношение текущих активов к кредиторской
задолженности в широком смысле слова) показывает, может ли Общество все свои
долги (в т.ч. и долгосрочные) погасить за счет текущих активов. Чем выше этот
коэффициент, тем больше активов приходится на 1 рубль долгов и тем устойчивее
финансовое состояние (норма = 1 и более).
На 01.01.09 = 4,76
На 30.06.09 = 3,39
Согласно коэффициенту
величины покрытия, отношение текущих активов к кредиторской задолженности
составлял в 1 полугодии 2009 г. 3,39,что является хорошим показателем, т.к. Общество
имеет достаточно устойчивое финансовое состояние в рассматриваемый период.
Коэффициент
обеспеченности собственными средствами. Норма более 0,1.
Рассчитывается как отношение собственного оборотного капитала (разность итогов
раздела III пассива +640 + 650 и
раздела I актива баланса) к
величине 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 в
рассматриваемый период.
Динамика задолженностей
За отчетный период
дебиторская задолженность резко возросла на 195% (с 63 313 110 до
123 178 935 т.р). Это произошло за счет увеличения дебиторской
задолженности покупателей и заказчиков, прочих дебиторов. Кредиторская
задолженность резко возросла на 127% (с 280 905 162 до
356 337 680 т.р), основная доля кредиторской задолженности
приходиться на задолженность перед поставщиками и подрядчиками и задолженность
по налогам и сборам, перед персоналом организации, прочими кредиторами.
Доля дебиторской
задолженности в выручке: 
На 01.01.09 = 125%
На 30.06.09 =113 %
Отношение дебиторской к
кредиторской 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 : отношение
дебиторской задолженности (суммы строк 230 и 240) ко всем обязательствам
предприятия (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.
Коэффициент
задолженности, Норма не менее 0,7. Определяется как отношение
суммы величины долгосрочных кредитов и займов (IV
раздел пассива) и краткосрочных обязательств (стр. 690 – стр. 640, 650) к
величине собственного капитала (итог III раздела пассива + сумма строк 640 и
650) 
На 01.01.09 = 138 %
На 30.06.09 = 220 %
3. Показатели
ликвидности:
Коэффициент срочной
ликвидности (отношение быстрореализуемых активов к краткосрочным пассивам и
кредиторской задолженности)
На 01.01.09 = 0,29
На 30.06.09 = 0,10
Показывает, как
предприятие может справиться со своими срочными платежами, если возникнет такая
необходимость. Для этого нужно иметь высоколиквидные активы, то есть деньги или
то, что может в них быстро превратиться (норма = 0,5). За 1 полугодие 2009 г. коэффициент срочной ликвидности очень незначителен, что показывает Общество, в
рассматриваемый период, не смогло бы справиться со срочными платежами, если
возникла такая необходимость.
Коэффициент текущей
ликвидности (отношение текущих активов к краткосрочным пассивам
и кредиторской задолженности)
На 01.01.09 = 2,08
На 30.06.09 = 1,72
4. Показатели деловой активности:
Коэффициенты деловой
активности. Деловая активность проявляется, прежде всего, в скорости оборота
средств, а так же в динамике финансовых коэффициентов – показателей
оборачиваемости. Они характеризуют скорость превращения средств, вложенных в
активы, в деньги.
1. Коэффициент общей
оборачиваемости капитала = отношению выручки от реализации к валюте баланса.
Показывает число оборотов за анализируемый период, которое совершают все
средства предприятия. 
2. Коэффициент
оборачиваемости денежных средств = отношению выручки от реализации к
быстрореализуемым активам. Показывает число оборотов, которое совершают
денежные 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 выше
анализируемого, никакой динамики скорости оборота средств, общей
оборачиваемости капитала в рассматриваемый период не было, вследствие может
быть, неэффективной системой управления предприятием. Медленно совершался
полный цикл производства и обращения, снижена была скорость обращения денежных
средств на предприятии.
5. Показатели использования акционерного
капитала:
Чистая
прибыль на одну акцию номиналом 1 руб. показывает, насколько
эффективно используется акционерный капитал АО = отношению чистой прибыли к
уставному капиталу;
На 01.01.09 = 3474,77
На 30.06.09 = 8158,59
Чистые
активы на одну акцию номиналом 1 руб. показывает, сколько
денежных единиц чистых активов приходится на одну акцию = отношению чистых
активов к уставному капиталу;
На 01.01.09 = 21832,45
На 30.06.09 = 21932,11
Анализируя выше
рассчитанные 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 прибыль
увеличилась 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 ниже
аналогичного периода 2008 года на 57%.
Показатель EBITDA во 2
квартале 2009 г. составил $ 1 501 млн., что на 57% превышает уровень 1 квартала
2009 г. ($ 957 млн.) и на 53% ниже аналогичного показателя за 2 квартал 2009 г.
($3 204 млн.). В 1 полугодии 2009 г. показатель EBITDA «Газпром
нефти» составил $ 2 459 млн., что ниже EBITDA первого полугодия 2008 г. на 55%.
Улучшение основных финансовых
показателей во 2 квартале 2009 г. по сравнению с 1 кварталом 2009 г. связано, в
основном, с увеличением цен на нефть и нефтепродукты, а также контролем над
расходами.
Снижение финансовых
результатов 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 результате
прохождения практики в ООО « Газпромнефть – Восток» были выполнены следующие
задачи:
· 
Изучена
организационная структура предприятия и действующая на нем система управления.
Было проведено знакомство с основной деятельностью предприятия, изучена
специфика деятельности.
· 
Был
проведен анализ динамики финансового состояния ООО « Газпромнефть – Восток» за
1 полугодие 2010 г. В результате которого было выявлено, что Общество достигло
своей главной цели, получило чистую прибыль, но при этом весомую долю занимают
кредиторская и дебиторская задолженности, кроме того имело место быть
превышение кредиторской задолженности над дебиторской в анализируемом балансе, 
Исходя
из первоначально поставленных задач, можно сделать вывод, что
1. 
Бухгалтерский
учет является системой, которая обеспечивает руководителей и специалистов
предприятия производственной информацией для принятия эффективных решений и
инвесторов для оценки деятельности предприятия. Основными задачами
бухгалтерского учета являются: формирование полной и достоверной информации о
деятельности 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 и
сметами; предотвращение отрицательных результатов деятельности организации и
выявление внутрихозяйственных резервов обеспечения ее финансовой устойчивости.
2. 
Бухгалтерская
отчетность предприятий является важнейшим составляющим элементом
информационного обеспечения финансового анализа. Основное требование к
информации, представленной в отчетности заключается в том, чтобы она была
полезной для пользователей, т.е. чтобы эту информацию можно было использовать
для принятия обоснованных деловых решений. Бухгалтерская отчетность организаций
состоит из: бухгалтерского баланса, отчета о прибылях и убытках, приложений,
аудиторского заключения и пояснительной записки. 
Приложение А
Бухгалтерский баланс на
31декабря 2009 г



























































































































































































































































































АКТИВ
На начало отчетного
года
На конец отчетного
года



1.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
44841242



2.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
периода



3.КАПИТАЛ И РЕЗЕРВЫ
Уставный капитал

7586
7586


Собственные акции,
выкупленные у акционеров
—
—


Добавочный капитал
7807598
7807598


Резервный капитал
379
379



В том числе:
Резервы, образованные
в соответствии с законодательством

379
379


Нераспределенная
прибыль
72079837
113239118


Фонд социальной сферы
государственной
—
—


ИТОГО по разделу 3.
79895400
121054681



4. 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
81015303



5. 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
9890147



В 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
328422561



Справка 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 и
убытках 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
83583387



Прочие 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
62829



СПРАВОЧНО
Постоянные налоговые активы

633230
118489


Базовая прибыль, приходящаяся на одну
акцию
17
13


Разводненная прибыль на акцию
—
—