Курсовая работа: Планирование и разработка финансового плана компании Мубарекнефтегаз

В общем мы видим, что за трех годичный период времени предприятие работало несколько нестабильно, то с убыточной финансовой деятельностью, то с положительной.

В настоящее время сырьевая база Общества характеризуется наличием 49 разрабатываемых месторождений (расположенные на территориях Кашкадарьинской и Бухарской областей), в том числе нефтяные - 12, газоконденсатные - 17, нефтегазоконденсатные - 20 а также 27 месторождений находящихся на временной консервации.

Обществом эксплуатируется 862 скважин, в том числе действующие - 806 единиц, бездействующие - 56 единиц.

2.2 Анализ выполнения основных технико-экономических показателей по ооо «мубарекнефтегаз»

В области добычи углеводородов

Действующее состояние сырьевой базы Общества характеризуется постоянным ухудшением структуры и качества запасов нефти и газа, что обусловлено переходом на позднюю стадию разработки крупных месторождений, ростом трудно извлекаемых запасов, увеличением доли малопродуктивных залежей. Учитывая данные обстоятельства, последние годы наблюдается падение добычи жидких углеводородов, при этом, поддержание их объемов обеспечивается не благодаря вводу новых месторождений, а в основном в результате интенсификации отбора из активной части извлекаемых запасов разрабатываемых залежей и применения новых технологий.

В целях поддержания на необходимом уровне объемов добычи УВ сырья, для обеспечения энергетической независимости и безопасности страны, Обществом прилагаются все требуемые и возможные меры. Таким образом, по Обществу добыто в 2018 году по видам УВ сырья:

Рис. 1 Добыча газа в 2018 году составит 22 563,2 млн.куб.м при задании 22 986,0 млн.куб.м, выполнение 98,2 %, темп роста 91,3 %.

Добыча нефти - 360,1 тыс.тонн против задания 329,1 тыс.тонн, выполнение составила 109,4 %, темп роста 92,8 %.

Добыча газового конденсата - 369,6 тыс.тонн при задании 352,0 тыс.тонн, выполнение 105 %, темп роста - 89 %.

Рис. 2 Добыча жидких углеводородов 729,8 тыс. тн. при задании 681,1 тыс.тонн, выполнение 107,1 %, темп роста - 90,8 %.

Для достижения вышеуказанных параметров добычи осуществлено выполнение нижеследующих комплексных геолого-технических мероприятий:

По вводу скважин из бурения:

В 2018 году было введено в эксплуатацию из бурения 39 скважин (28 газовых, 11 нефтяных) с приростом добычи 392,090 млн.куб.м газа, 6,31 тыс.тонн конденсата и 18,440 тыс.тонн нефти.

По капитальному ремонту скважин:

Был произведен капитальный ремонт 179 скважин для подержания и восстановления добычи углеводородного сырья в результате чего, общая накопленная добыча нефти составила - 7,881 тыс.тонн, газа - 656,28 млн.куб.м, конденсата - 12,28 тыс.тонн. в т.ч.:

- возврат из ликвидации - 14 скважин, с приростом 6,619 млн.куб.м газа и 0,064 тыс. тонн газового конденсата;

В области сбыта продукции на внутреннем рынке

По Обществу 2018 году на внутреннем рынке реализовано природного газа 17 702,3 млн.куб.м., в том числе ООО «Мубарекский ГПЗ» - 17 628,6 млн.куб.м., АК "Узтрансгаз" - 70,5 млн.куб.м. и ООО «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани» - 3,1 млн.куб.м.

Рис. 3 Поставка нефти и конденсата в 2018 году на УП «ФНПЗ» составил - 197,7 тыс.тн. нефти и 50,9 тыс.тн конденсата, на УП «БНПЗ» - 160,4 тыс.тн. нефти и 266,0 тыс.тн конденсата соответственно, а также другим потребителям - 1,5 тыс.тн нефти.

Рис. 4 Производство товарной продукции

По Обществу на 2018 год выполнение товарной продукции (работ, услуг) в действующих ценах составляет на сумму 1 677 832,0 млн.сум или 97,1 % к прогнозу, в сопоставимых ценах 1 770 656,7 млн.сум, темп роста к соответствующему периоду прошлого года - 93,9 %

Рис. 5 Структура себестоимости производимой продукции

Затраты за 2018 год по Обществу составляют 2 688 307,0 млн. сум из них производственные затраты - 1 370 912,0 млн. сум, расходы периода 1 170 180,0 млн.сум и финансовые расходы - 147 215 млн.сум.

Рис. 6 Динамика затрат по производству продукции

Удельный вес полных затрат на производство товарной продукции в промышленности составило 1,61 сум на один сум товарной продукции против 1,53 сум за соответствующий период прошлого года.

Рис. 7 Затраты на 1 сум. товарной продукции

При этом, за 2018 год себестоимость добычи 1000 куб. м. природного газа по Обществу по полным затратам составила 98,24 тыс.сум при средневзвешенной ее стоимости 59,72 тыс.сум.

Рис. 8 Динамика себестоимости и цены 1 тыс. м³ природного газа

Себестоимость 1 тонны добытой нефти в среднем по Обществу в 2018 году составила 1 283 тыс.сум по полным затратам при средневзвешенной цене 646,42 тыс.сум.

Рис. 8 Динамика себестоимости и цены 1 тонны нефти

2.3 Анализ финансового состояния ООО «Мубарекнефтегаз»

Финансовое состояние Общества характеризуются показателями структуры имущества (капитала) и источников формирования. Анализ динамики этих показателей свидетельствует о изменении структуры, а именно о уменьшении доли оборотных активов.

Таблица 3. Изменения в структуре активов ООО «Мубарекнефтегаз» за 2018 год, в тыс. сум

Источник: составлено по внутренним документам общества [4].

Исходя из результатов таблицы, можно сделать следующие выводы:

- за отчетный период баланс по активам предприятия вырос на 12,56%;

- на 9,8% выросли основные средства;

- на -0,36 % уменьшились запасы.

- на 415,79 % повысились капитальные вложения.

По итогам таблицы 3. видно, что в течение отчетного периода объемы внеоборотных активов и оборотных активов имеют тенденцию к увеличению. Это характеризует ООО «Мубарекнефтегаз» как развивающееся предприятие.

Анализ пассивов. Вертикальный анализ пассивов наглядно показывает, за счет каких источников (собственных или заемных) в основном сформированы активы предприятия.

В таблице 4. описана структура пассива баланса ООО «Мубарекнефтегаз» и рассчитаны процентные показатели по каждой статье баланса, позволяющие отследить изменения в структуре пассива.

Таблица 4. Изменения в структуре пассивов ООО «Мубарекнефтегаз»

Источник: составлено по внутренним документам общества [4].

Исходя из итогов табл. 4., можно сделать следующие выводы:

Объем капитала увеличился на 25,88%, преимущественно за счет резервного капитала и нераспределенной прибыли, что в целом говорит о положительных тенденциях в развитии предприятия;

Долгосрочные обязательства, в частности, кредиторская задолженность, в течение отчетного периода увечились на 2,7 %, что говорит о снижении способности предприятия отвечать по своим долговым обязательствам перед поставщиками и подрядчиками, обособленным подразделениям и т.д., что является негативной тенденцией развития, ведущей к снижению платежеспособности.

Такая же тенденция и прослеживается по поводу текущих обязательств касательно поставщиков и подразделений, но а по другим обязанностям прослеживается снижение, так задолженность по платежам в бюджет в 2019 году сократилась на 66,02%.

По итогам вертикального анализа пассивов предприятия, можно говорить о том, что ООО «Мубарекнефтегаз» формирует свои активы в основном из собственных источников средств, но также пользуется займами и кредитам, и при этом у предприятия растет кредиторская задолженность, что в дальнейшем может еще больше снизить возможность фирмы отвечать по своим обязательствам.

Для того чтобы определить степень ликвидности активов и срочность погашения пассивов ООО «Мубарекнефтегаз» необходимо сравнить группировки активов и пассивов и выявить зависимости.

В таблице 4, представлена динамика структуры затрат на производство продукции по Обществу.

Таблица 4. Динамика доли налогов и отчислений во внебюджетные фонды в общих расходах Общества, млрд.сум и %

По данным таблицы видно, что на протяжении приведенного периода расходы периода составили порядка 43,5 %, в том числе отчисления в бюджет составили 27,1%, из них 15,8 % - налог на недра, 11,1% - налог на имущество и др.

Ежегодный рост величины налога на недра, не смотря на снижение объемов добычи продукции, обусловлен ростом цен на продукцию.

3. Пути совершенствования и разработка финансового плана на предприятиях

3.1 Рекомендации к разработке финансового плана предприятия

Современная нефтегазовая промышленность Узбекистана - одна из крупнейших отраслей экономики, важнейшая энергетическая база страны, от которой во многом зависит благополучие других отраслей экономики.

Положение, сложившееся к настоящему времени в самом нефтегазовом комплексе такого, что если раньше он выполнял свою главную задачу за счет перемещения нефтедобычи в новые регионы посредством вовлечения в разработку новых месторождений, то теперь такие шаги лишь частично оказывают влияние на объемы и эффективность добычи нефти и газа. Основные запасы, которые можно использовать, уже открыты и находятся в интенсивной эксплуатации. Освоение иных месторождений, в силу объективных условий, будет растянуто во времени и не скоро принесет отдачу. В результате этого, в нефтегазовом комплексе ситуация ныне такова, что во всех звеньях технологической цепи необходимо осуществлять максимально эффективную деятельность.

Основной проблемой Общества сегодня является то, что значительная часть разрабатываемых месторождений эксплуатируется на поздних стадиях. Поздняя стадия разработки месторождений обладает своими отличительными особенностями и требует применения специфических технологических и организационно-экономических решений. Эксплуатация таких месторождений характеризуется ухудшением структуры запасов, ростом обводненности до критических значений, низким пластовым давлением, высокой трудоемкостью, удельным весом затрат на ремонт скважин, что приводит к снижению темпов отбора нефти и газа.

Разработка финансового плана предприятия - индивидуальный процесс для каждого отдельно взятого предприятия, зависящий от внутренних экономических особенностей и таланта специалистов финансового блока. При этом любой подход, даже самый экзотический, к процессу финансового планирования требует от финансистов включения обязательных, то есть идентичных для всех, финансовых данных при составлении финансовых планов:

Плановые и оперативные данные объема производства и реализации;