CC BY
22
Интернет-журнал «Науковедение» ISSN 2223-5167 http ://naukovedenie.ru/ Том 8, №3 (2016) http ://naukovedenie. ru/index.php?p=vol8-3 URL статьи: http://naukovedenie.ru/PDF/103EVN316.pdf Статья опубликована 28.06.2016. Ссылка для цитирования этой статьи:
Клявлина Я.М. Основные тенденции влияния налога на добычу полезных ископаемых на финансовое развитие нефтегазодобывающего предприятия в условиях реализации крупномасштабных проектов нового строительства и реконструкции и технического перевооружения нефтегазоконденсатных месторождений // Интернет-журнал «НАУКОВЕДЕНИЕ» Том 8, №3 (2016) http://naukovedenie.ru/PDF/103EVN316.pdf (доступ свободный). Загл. с экрана. Яз. рус., англ.
УДК 338
Клявлина Яна Марсовна
ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», Россия, Уфа1
Институт экономики
Кафедра «Экономики и управления на предприятии нефтяной и газовой промышленности»
Кандидат экономических наук, доцент E-mail: Yana_klyavlina@mail.ru
Основные тенденции влияния налога на добычу полезных ископаемых на финансовое развитие нефтегазодобывающего предприятия в условиях реализации крупномасштабных проектов нового строительства и реконструкции и технического перевооружения нефтегазоконденсатных месторождений
Аннотация. В статье рассматривается изменение финансового состояния нефтегазодобывающего предприятия как дочерней организации нефтегазовой компании с точки зрения текущей платежеспособности, когда предприятие имеет возможность погашать краткосрочные обязательства, и долгосрочной платежеспособности, когда предприятие может рассчитываться по своим обязательствам в долгосрочной перспективе, что очень важно на пике активности инвестиционной деятельности.
Автором проведен анализ финансовых показателей, что позволяет повысить прозрачность финансовых потоков и своевременно выявлять неблагоприятные тенденции такие, как опережение темпов роста эксплуатационных затрат над темпами роста выручки, резкое увеличение темпов роста и доли неконтролируемых затрат в виде аренды ОС (основных средств) и НДПИ (налога на добычу полезных ископаемых), а также существенное снижение прибыльности.
Рассмотренная в статье оценка деятельности предприятия по месторождениям в зависимости от этапа освоения, разделение долгосрочных аспектов управления, связанных с планированием и исполнением инвестиционных проектов и краткосрочных аспектов управления, отражающих деловую активность и финансовую результативность, позволяют
1 450062, Республика Башкортостан, Уфа, Космонавтов ул., 1 1
определить соответствие развитие предприятия корпоративным стратегическим целям и приоритетам.
Учет специфики финансового развития в условиях трансформации имущественного комплекса нефтегазодобывающего предприятия, будет способствовать гармонизации экономических интересов участников инвестиционной деятельности и эффективной реализации крупномасштабных проектов освоения новых месторождений и модернизации и технического перевооружения действующих месторождений.
Ключевые слова: финансовое состояние нефтегазодобывающего предприятия; налоговая нагрузка; платежеспособность; инвестиционная деятельность; доходность
Эффективное привлечение финансовых ресурсов российскими нефтегазовыми компаниями с целью реализации инвестиционных проектов, дальнейшего стратегического развития и сохранения конкурентной рыночной позиции на данный момент времени является одной из актуальных проблем их функционирования. Особенно актуальна эта проблема для крупных вертикально - интегрированных нефтегазовых компаний таких, как ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Газпром", ОАО "Лукойл", ОАО "НОВАТЕК" и др. Так как, чем масштабнее активы компании, чем больше ее имущественный потенциал, тем значительнее затраты на поддержание, на модернизацию и расширение имеющихся мощностей, тем больше возникают потребности в привлечении дополнительных инвестиций.
В связи с этим, представляют значительный интерес исследования по влиянию инвестиционной активности на эффективность текущей деятельности и поддержанию доходности в условиях высокой налоговой нагрузки, позволяющей руководителям переводить стратегические цели компании в четкий план оперативной деятельности подразделений и ключевых сотрудников и оценивать результаты их деятельности с точки зрения реализации стратегии с помощью ключевых показателей эффективности [2]. Если текущая деятельность не будет обладать соответствующей прибыльностью, то достигнуть проектных показателей эффективности инвестиционных проектов будет невозможно, так как современный этап технологического развития нефтяной промышленности характеризуется возрастающей ролью инвестиционной привлекательности конкретных проектов, от чего во многом зависит степень успешности привлечения инвестиционного капитала [3].
Рассмотрим в начале изменение финансового состояния нефтегазодобывающего предприятия как дочерней организации нефтегазовой компании с точки зрения текущей платежеспособности, когда предприятие имеет возможность погашать краткосрочные обязательства, и долгосрочной платежеспособности, когда предприятие может рассчитываться по своим обязательствам в долгосрочной перспективе, что очень важно на пике активности инвестиционной деятельности.
Следует заметить, что все финансовые коэффициенты тесно между собой взаимосвязаны, так росту текущей ликвидности способствует рост долгосрочных источников финансирования. Соответственно рост долгосрочных источников обусловлен ростом собственного капитала, который зависит от реинвестированной прибыли. А сама чистая прибыль находится в прямой зависимости от структуры капитала и эффекта финансового рычага, деловой активности и оборачиваемости активов. Тем самым, если долгосрочные активы позволяют оборачивать текущие активы и генерировать выручку, то при соответствующей доходности показатели рентабельности и эффективности производства будут расти, такова их системная финансовая взаимосвязь [1, 9].
Для оценки краткосрочной платежеспособности используются три относительных показателя: коэффициент текущей ликвидности, коэффициент быстрой ликвидности, коэффициент маневренности функционирующего капитала (см. таблица 1).
Таблица 1
Коэффициенты текущей ликвидности и платежеспособности
Показатели С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
01.01.10 01.01.11 01.01.12 01.01.13 01.01.10 01.01.11 01.01.12 01.01.13
Коэффициент текущей 1,019 0,972 0,371 0,694 1,945 1,795 1,822 1,659
ликвидности
Коэффициент быстрой 0,757 0,719 0,191 0,300 1,288 1,346 1,338 1,181
ликвидности
Коэффициент
маневренности функционирующего 5,536 6,458 -0,296 -1,428 -1,147 -1,148 0,467 0,566
капитала
Коэффициент
автономии
собственных средств (финансовой независимости) 0,199 0,136 0,095 0,098 0,745 0,711 0,616 0,512
Коэффициент обеспеченности собственными -2,337 -3,379 -2,708 -1,730 0,371 0,333 0,248 0,145
средствами
Коэффициент финансирования 0,249 0,158 0,105 0,108 3,567 2,908 2,166 1,462
Коэффициент финансовой 0,767 0,798 0,343 0,524 0,750 0,718 0,622 0,519
устойчивости
Примечание: дочерние предприятия нефтегазовых компаний ведут инвестиционную деятельность на основании Инвестиционного договора с головными компаниями
Коэффициент текущей ликвидности как отношение оборотных активов к краткосрочным обязательствам в случае учета затрат по Инвестиционному договору на конец анализируемого периода имеет неудовлетворительное значение: на 01.01.2010 г. - 1,019, а на 01.01.2013 г. - 0,69. Это позволяет сделать вывод об отрицательной величине оборотного капитала как разницы оборотных активов и краткосрочных обязательств потому, что часть активов долгосрочного характера в части незавершенного строительства была сформирована за счет кредиторской задолженности. Следовательно, срок их погашения наступает раньше, чем срок окончания строительства и передачи основных средств в аренду головной компании. Таким образом, предприятие имеет весьма распространенную схему финансирования инвестиционной деятельности, следствие которой - разрыв текущей ликвидности.
Без учета затрат по Инвестиционному договору уровень текущей ликвидности снижается, но остается удовлетворительным: на 01.01.2010 г. - 1,945, а на 01.01.2013 г. - 1,659. Здесь оборотный капитал является положительным, поэтому на определенную часть оборотных активов задействован долгосрочный источник финансирования в виде собственного капитала.
Коэффициент текущей ликвидности
2,5
1,5
0,5
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010 2011 2012 2013
2
1
0
Рисунок 1. Коэффициенты текущей ликвидности (рис. автора)
Коэффициент быстрой ликвидности определяет способность предприятия выполнять свои текущие обязательства за счет хорошо ликвидных оборотных активов в виде дебиторской задолженности и денежных средств. Теоретически оптимальным считается соотношение 1:1, допустимо 0,7:1. С учетом затрат по Инвестиционному договору коэффициент быстрой ликвидности существенно снизился с 0,757 на 01.01.2010 г. до 0,3 на 01.01.2013 г. А без учета затрат по Инвестиционному договору он находится в допустимом диапазоне: 1,288 на 01.01.2010 г. и 1,181 на 01.01.2013 г.
Коэффициент быстрой ликвидности
1,6 1,4 1,2 1
0,8 0,6 0,4 0,2 0
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010
2011
2012
2013
Рисунок 2. Коэффициенты быстрой ликвидности (рис. автора)
Коэффициент маневренности функционирующего капитала отражает трудно реализуемую часть оборотных активов с точки зрения ликвидности - запасы, налог на добавленную стоимость по приобретенным ценностям и дебиторскую задолженность со сроком более 12 месяцев по отношению к оборотному капиталу. С учетом затрат по Инвестиционному договору он снизился с 5,536 на 01.01.2010 г. до (-1,428) на 01.01.2013 г. за счет роста кредиторской задолженности. Без учета затрат по Инвестиционному договору он увеличился с (-1,147) на 01.01.2010 г. до 0,566 на 01.01.2013 г. за счет увеличения запасов.
Коэффициент маневренности функционирующего капитала
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
| Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Рисунок 3. Коэффициенты маневренности функционирующего капитала (рис. автора)
К основным показателям, определяющим долгосрочную платежеспособность и финансовую устойчивость, относятся коэффициент автономии собственных средств (финансовой независимости), коэффициент обеспеченности собственными средствами, коэффициент финансирования, коэффициент финансовой устойчивости [5].
Коэффициент автономии собственных средств (финансовой независимости) указывает какую часть имущества предприятия финансирует собственный капитал. Данные за анализируемый период свидетельствуют о существенном снижении этого показателя в случае учета затрат по Инвестиционному договору с 19,9% до 9,8%, а без учета затрат по Инвестиционному договору - с 74,5% до 51,2%.
0,4 0,3 0,2 0,1 0
0,745
Коэффициент автономии собственных средств (финансовой независимости)
0,8 0,7 0,6 0,5
0,711
0,616
0,512
| С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
| Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010
2011
2012
2013
Рисунок 4. Коэффициенты автономии собственных средств (финансовой независимости)
(рис. автора)
В научной литературе по финансовому анализу высказывается мнение, что если значение коэффициента финансовой независимости больше или равно 50%, то финансовый риск минимален, так как за счет реализации половины имущества, финансируемого за счет собственного капитала, предприятие сможет погасить свои долговые обязательства [4]. Однако, данное заключение не может использоваться в виде общего правила. Оно нуждается в уточнении с учетом специфики корпоративных схем финансирования инвестиционных проектов для дочерних организаций. Мы видим, что существенную роль в финансировании имущества выполняет не собственный капитал, а кредиторская задолженность, целенаправленно формируемая для финансирования незавершенного строительства.
Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами, определяемый как отношение разницы собственного капитала и внеоборотных активов к оборотным активам, характеризует степень участия собственного капитала в формировании оборотных активов. С учетом затрат по Инвестиционному договору этот коэффициент имеет отрицательную величину за анализируемый период: на 01.01.2010 г. - (-2,337), на 01.01.2013 г. - (-1,730). Это говорит о том, что внеоборотные активы, в которых существенная доля незавершенного строительства по реализуемым инвестиционным проектам, не могут быть полностью профинансированы собственным капиталом и его недостаточно для финансирования оборотного капитала. Без учета затрат по Инвестиционному договору ситуация прямо противоположная: коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами положителен, в начале анализируемого периода на 01.01.2010 г. было сформировано 37,1% оборотных средств, к концу периода на 01.01.2013 г. - 14,5%.
1
0,5 0
-0,5 -1 -1,5 -2 -2,5 -3 -3,5 -4
0,371
Коэффициент обеспеченности собственными средствами
0,333
0,248
20 1 10
-2,337
20
11
20
12
-2,708
-3,379
0,145
20
13
-173-
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Рисунок 5. Коэффициенты обеспеченности собственными средствами (рис. автора)
Для оценки соотношения собственного и заемного капитала используется коэффициент финансирования. Инвестиционная деятельность оказывает существенное влияние на структуру капитала предприятия. За весь анализируемый период этот показатель меньше единицы и имеет тенденцию к уменьшению с увеличением объемов незавершенного строительства: на 01.01.2010 г. - 0,249, на 01.01.2013 г. - 0,108. Тем самым, в связи с реализацией инвестиционных проектов финансовый риск существенно возрастает. А без учета затрат по Инвестиционному договор этот показатель больше единицы: на 01.01.2010 г. -3,567, на 01.01.2013 г. - 1,462. Таким образом, можно говорить о безопасных значениях анализируемого показателя, поскольку собственный капитал превышает заемный.
4
3,5 3
2,5 2 1,5 1
0,5 0
Коэффициент финансирования
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010
2011
2012
2013
Рисунок 6. Коэффициенты финансирования (рис. автора)
Интернет-журнал «НАУКОВЕДЕНИЕ» Том 8, №3 (май - июнь 2016)
http://naukovedenie.ru publishing@naukovedenie.ru
Наконец, коэффициент финансовой устойчивости, определяемый как отношение собственного капитала и долгосрочных пассивов ко всем активам, показывает удельный вес инвестиционного капитала, который предприятие может использовать в своей деятельности длительное время. По данным финансовой отчетности доля долгосрочных источников финансирования за анализируемый период с учетом затрат по Инвестиционному договору сократилась с 76,7% до 52,4%, а без учета этих затрат - с 75,0% до 51,9%. Таким образом, можно говорить о снижение финансовой устойчивости и увеличении доли краткосрочных источников финансирования, что лишний раз подтверждает выявленную тенденцию о существенности кредиторской задолженности в финансировании как незавершенного строительства, так и запасов, и дебиторской задолженности.
Коэффициент финансовой устойчивости
0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010
2011
2012
2013
0
Рисунок 7. Коэффициенты финансовой устойчивости (рис. автора)
Непосредственная зависимость платежеспособности предприятия от скорости оборота оборотных активов и кредиторской задолженности делает необходимым проведение анализа их оборачиваемости (см. таблица 2).
Таблица 2
Коэффициенты деловой активности
Показатели С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010 г. 2011 г. 2012 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.
Коэффициент оборачиваемости запасов 5,12 6,72 8,53 6,88 11,65 19,25
Период оборота запасов, дн. 70,3 53,6 42,2 52,3 30,9 18,7
С учетом затрат, Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Показатели осуществленных по Инвестиционному договору
2010 г. 2011 г. 2012 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.
Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности 1,43 1,32 1,88 3,60 3,19 3,98
Период оборота дебиторской задолженности, дн. 251,7 272,7 191,5 100,1 112,9 90,5
Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности 0,26 0,20 0,28 5,6 5,40 6,05
Период оборота кредиторской задолженности, дн. 1384,6 1818,2 1285,7 64,3 66,7 59,5
Операционный цикл, дн. 322,0 326,3 233,7 152,4 143,8 109,2
Финансовый цикл, дн. - 1062,6 - 1491,9 - 1052,0 88,1 77,1 49,7
Оборачиваемость запасов определяется как отношение эксплуатационных затрат к средней величине запасов или как количество оборотов, которое совершают запасы за год. Анализируемый период отличается благоприятной тенденцией увеличения коэффициента оборачиваемости запасов с 5,12 до 8,53 с учетом затрат по Инвестиционному договору и с 6,88 до 19,25 без учета затрат по Инвестиционному договору.
Г \
Коэффициент оборачиваемости
25
20
15
10
запасов
| С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
| Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010
2011
2012
5
0
Рисунок 8. Коэффициенты оборачиваемости запасов (рис. автора)
Период оборота запасов снизился с 70,3 дн. до 42,2 дн., и с 52,3 дн. до 18,7 дн. соответственно. Можно сделать заключение, что запасы, приобретаемые для ведения незавершенного строительства, существенным образом влияют на их оборачиваемость.
Период оборота запасов, дн.
80 70 60 50 40 30 20 10 0
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010
2011
2012
Рисунок 9. Периоды оборота запасов (рис. автора)
Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности как отношение годовой выручки к средней величине дебиторской задолженности за год в 2011 г. снижается до 1,32, а в 2012 г. возрастает до 1,88 с учетом затрат по Инвестиционному договору, а без учета данных затрат в 2011 г. снижается до 3,19, а в 2012 г. возрастает до 3,98.
4,5 4
3,5 3
2,5 2 1,5 1
0,5 0
Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности
3,98
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010
2011
2012
Рисунок 10. Коэффициенты оборачиваемости дебиторской задолженности (рис. автора)
Период погашения дебиторской задолженности, соответственно, снижается с 272,7 дн. до 191,5 с учетом затрат по Инвестиционному договору и с 100,1 дн. до 90,5 без учета затрат по Инвестиционному договору. Тем самым оборачиваемость дебиторской задолженности почти в два раза ухудшается в связи с вынужденными авансовыми платежами подрядчикам и с задержкой расчетов за оказанные услуги и выполненные работы на вновь введенных объектах по инвестиционным проектам.
300 250 200 150 100 50 0
Период оборота дебиторской задолженности, дн.
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
| Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010
2011
2012
Рисунок 11. Периоды оборота дебиторской задолженности (рис. автора)
Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности как отношение годовой выручки к средней величине кредиторской задолженности за год в 2011 г. снижается до 0,20, а в 2012 г. возрастает до 0,28 с учетом затрат по Инвестиционному договору, а без учета данных затрат в 2011 г. снижается до 5,40, а в 2012 г. возрастает до 6,05.
Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности
5,6
6,05
0,26 2010
2011
0,28 2012
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
0
Рисунок 12. Коэффициенты оборачиваемости кредиторской задолженности (рис. автора)
Период погашения кредиторской задолженности, соответственно, снижается с 1818,2 дн. до 1285,7 с учетом затрат по Инвестиционному договору и с 66,7 дн. до 59,5 без учета затрат по Инвестиционному договору.
Период оборота кредиторской задолженности, дн.
2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
1818,2
1384,6
1285,7
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Рисунок 13. Периоды оборота кредиторской задолженности (рис. автора)
Тем самым, можно говорить о важнейшей роли кредиторской задолженности в финансировании незавершенного строительства, влиянии ее на эффект финансового рычага и на структуру совокупного и заемного капитала. С одной стороны, предприятие имеет бесплатный источник привлеченных средств, с другой стороны, существует финансовый риск погашения кредиторской задолженности и разрыва текущей ликвидности.
Операционный цикл, определяемый как сумма длительности оборота запасов и периода погашения дебиторской задолженности имеет благоприятную тенденцию к снижению: с учетом затрат по Инвестиционному договору - 322,0 дн. в 2010 г. и 233,7 дн. в 2012 г., а без учета затрат по Инвестиционному договору - 152,4 дн. в 2010 г. и 49,7 в 2012 г.
350 300 250 200 150 100 50 0
322
Операционный цикл, дн.
326,3
233,7-
С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
2010
2011
2012
Рисунок 14. Операционный цикл (рис. автора)
Особое значение при оценке рациональности структуры капитала имеет соотношение длительности операционного цикла и срока погашения кредиторской задолженности. В случае учета затрат по Инвестиционному договору операционный цикл полностью обслуживается капиталом кредитора, поскольку финансовый цикл как разница между операционным циклом и периодом погашения кредиторской задолженности является отрицательным: на 01.01.2010 г. - (-1062,6 дн.), а на 01.01.2013 г. - (-1052,0 дн.).
Финансовый цикл, дн.
200 0 -200 -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400 -1600
-- 88,1 77,1 49,7
--
1 1 1 1 20 10 20 11 20 12
1 1 1 1
1 1 1 1
1 1 1 1
1 1 1 1
:: 1062,6 -1052
1111
--
1491,9
| С учетом затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
| Без учета затрат, осуществленных по Инвестиционному договору
Рисунок 15. Финансовый цикл (рис. автора)
Следующий аспект, который должен быть учтен при анализе, связан со схемой финансирования инвестиционной деятельности. Незавершенное строительство как часть долгосрочных активов финансируется "траншами" за счет кредиторской задолженности, приводя к отрицательным величинам финансового цикла.
Без учета затрат по Инвестиционному договору необходимо привлекать часть долгосрочного капитала для финансирования чистых оборотных средств, поскольку финансовый цикл положительный: на 01.01.2010 г. - 88,1 дн., а на 01.01.2013 г. - 49,7 дн. Этот вывод лишний раз подтверждает показатель текущей ликвидности, поскольку он больше единицы.
Таким образом, при анализе рациональности структуры совокупного капитала необходимо учитывать скорость оборота оборотных активов, которая во многом определяет рациональность или нерациональность структуры капитала. Чем больше финансовый цикл, тем при прочих равных условиях выше финансовый риск и, следовательно, тем больше должна быть доля собственного капитала, которая в свою очередь зависит от доходности и финансовой результативности текущей деятельности.
Одновременно с реализацией инвестиционных проектов увеличиваются аренда основных средств (ОС) и платежи по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что влечет увеличение эксплуатационных затрат, снижается темп деловой активности и рост прибыли [7, 8].
Анализ темпов роста показателей, характеризующих текущую деятельность за 2010 -2012 гг. и плановые проектировки на 2013 - 2014 гг. по предприятию приведены в таблице 3.
Таблица 3
Темпы роста основных показателей текущей деятельности нефтегазодобывающего предприятия
2010 год 2011 год 2012 год 2013 год 2014 год
отчет отчет отчет отчет отчет
Прирост товарного газа 1 0,97 0,98 1,26 1,61
Прирост средней цены реализации 1 тыс. м3 газа 1 1,05 1,60 2,02 2,02
Прирост выручки за реализацию товарного газа 1 1,02 1,56 2,54 3,25
Прирост эксплуатационных затрат 1 1,19 2,00 3,29 4,44
в том числе:
Прирост аренды ОС 1 1,02 2,30 5,33 7,33
Прирост себестоимости 1 тыс. м3 1 1,22 2,04 2,40 2,76
Доля аренды ОС,% 18,3 15,8 21,2 29,7 30,3
Доля НДПИ,% 26,9 35,0 45,7 42,5 46,3
Что касается темпов роста основных показателей текущей деятельности предприятия, то следует выделить следующие тенденции: темп роста эксплуатационных затрат превышает темп роста выручки, а прирост цены за 1 тыс. м3 отстает от прироста себестоимости 1 тыс. м3. Особо быстрыми темпами в составе неконтролируемых затрат растут аренда ОС (основных средств) и НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых), доля которых на 2013 г. превышает 70%. Можно констатировать, что финансовая результативность будет неуклонно снижаться.
Заключение
В проведенных исследованиях удалось показать воздействие инвестиционной деятельности, направленной на структурную реорганизацию активов, на темпы роста основных показателей текущей деятельности.
Поскольку эксплуатационные затраты из-за отдаленности месторождений и неразвитой социальной инфраструктуры велики, назрела необходимость корректировки государственной политики по налоговому льготированию и экономическому стимулированию разработки нефтегазоконденсатных месторождений.
Принимая во внимание цикличность инвестиционной деятельности, в период роста незавершенного строительства проявляется закономерная тенденция снижения эффективности текущей деятельности [6, 10].
В связи с этим для увеличения эффективности работы отрасли, увеличения объемов работ предлагается:
1) Снизить ставки НДПИ и установить дополнительный рентный дифференцированный налог, «роялти», учитывающий степень рентабельности месторождения, стадию его разработки и себестоимость добычи.
2) Законодательно закрепить долю НДПИ, направляемую целевым образом непосредственно на финансирование федеральных, геологоразведочных программ.
3) Предусмотреть налоговые льготы малым и средним независимым нефтедобывающим компаниям.
4) Ввести налоговые льготы по налогу на прибыль на средства, инвестируемые предприятиями в геологоразведочную и другую деятельность, направленную на разработку новых месторождений.
Законодательное закрепление отчислений на ВМСБ (воспроизводство минерально-сырьевой базы) позволит мелким и средним предприятиям вести доразведку на уже разрабатываемых месторождениях и на соседних с ними структурах, не требующих больших капитальных вложений в развитие новой инфраструктуры. Данная мера позволит если не увеличить, то хотя бы поддержать уровень добычи на месторождениях находящихся на завершающих стадиях; разработки, позволит прирастить или переоценить существующие запасы и при этом, как показывает практика ряда нефтедобывающих предприятий, вложение средств в геологоразведку на подобных месторождениях отличается сравнительно небольшой величиной (по сравнению с новыми структурами на неосвоенных территориях), низким уровнем рискованности (компания обычно уже имеет значительный объем информации по разрабатываемому месторождению) и достаточной степенью экономической эффективности. Снижение активности компаний в проведении геологоразведочных работ (ГРР) связано с резким ростом налоговой нагрузки на мелкие и средние независимые нефтяные компании, которые в связи с этим не могут выделить средства на ГРР и вынуждены на медленное экономическое умирание или поглощение.
Введение всего комплекса предложенных мер позволит резко увеличить привлекательность отрасли, как для отечественных, так и для иностранных инвесторов, повысит эффективность работы нефтяников. Эффективность выполнения проектов возрастет, что вызовет рост интереса к существующим лицензионным участкам и к геологоразведочной деятельности в целом, что позволит увеличить финансирование геологоразведки как на федеральном, так и на территориальном уровнях, частные инвесторы будут гораздо активнее инвестировать средства в нефтяную отрасль.
Учет специфики финансового развития в условиях трансформации имущественного комплекса нефтегазодобывающего предприятия, будет способствовать гармонизации экономических интересов участников инвестиционной деятельности и эффективной реализации крупномасштабных проектов освоения новых месторождений и модернизации и технического перевооружения действующих месторождений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Анализ финансовой отчетности: учебное пособие / Под ред. О.В. Ефимовой, М.В. Мельник. - М.: Омега-Л, 2004. - 408 с.
2. Лейберт Т.Б. Построение системы сбалансированных показателей на основе финансового анализа с учетом отраслевых особенностей компании // Экономика и управление: научно-практический журнал, №5, 2015. - С. 19.
3. Лейберт Т.Б. Методические аспекты оценки эффективности инвестиционного проекта разработки нефтяного месторождения // Экономика и управление: научно-практический журнал, №6, 2015. - С. 57-60.
4. Ефимова О.В. Финансовый анализ. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во "Бухгалтерский учет", 2002. - 528 с.
5. Шеремет А.Д., Ионова А.Ф. Финансы предприятий: менеджмент и анализ: Учеб. пособие. - 2-е изд., испр. И доп. - М.: ИНФРА-М, 2009. - 479 с.
6. Кудрякова Д.А., Клявлина Я.М., Оценка экономической эффективности от внедрения инноваций при строительстве и реконструкции магистральных нефтепроводов // Сборник результатов научно-исследовательских работ студентов и магистрантов: научные статьи. - Уфа: УГНТУ, 2013.-С. 180-183.
7. Гареева З.А. Использование зарубежного опыта налогового стимулирования инновационной деятельности сырьевых компаний. В сборнике: Проблемы и тенденции развития инновационной экономики: международный опыт и российская практика Сборник научных трудов по материалам 1 Международной научно-практической конференции. Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет". 2013. С. 4446.
8. Мусина Д.Р. Влияние налога на добычу полезных ископаемых на эффективность разработки нефтяного месторождения / Вестник ВЭГУ. 2014. №6 (74). С. 69-76.
9. Фаттахов А.М., Клявлина Я.М. К вопросу о влиянии уровня загрузки производственных мощностей на значение коэффициентов операционного левериджа и темпа прироста операционной прибыли // Нефть, газ и бизнес. -2012. - №8. - С. 18-21.
10. Клявлина Я.М., Никитина В.В. Экономическая целесообразность использования контактной сварки оплавлением с применением оборудования КСС-04 при строительстве и капитальном ремонте магистрального газопровода // 66-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ: Сборник материалов конференции / УГНТУ. - Уфа, 2015. - Кн.3. - С. 282.
Klyavlina Yana Marsovna
Ufa state petroleum technological university, Russia, Ufa E-mail: Yana_klyavlina@mail.ru
The key trends of the mineral extraction tax influence on the financial development of an oil and gas extracting company during the implementation of large-scale new construction, renovation and modernization projects in the oil and gas fields
Abstract. The study investigates the changes in the financial position of an oil and gas extracting subsidiary of an oil and gas corporation considering its short-term solvency, the company's ability to meet its short-term obligations, and its long-term solvency, the company's ability to meet long-term financial obligations, which is of great importance at the peak of investing activities.
The analysis of financial indices dynamics helps to improve the transparency of financial flows and to timely find adverse trends, such as faster operating costs growth ahead of revenue growth, sharp fall in profit and fast increase in growth rate and share of uncontrollable costs like fixed assets lease or mineral extraction tax.
The possibility of analyzing a company's operating results in every oil and gas field on every stage of its development, separation of the long-term aspects of management referring to planning and implementation of the investment projects and short-term aspects of management referring to business activity and financial effectiveness, allow to assess the compliance of company's development to corporate strategic goals and priorities.
The knowledge of the specificity of an oil and gas extracting company's financial development during transformation of its assets will promote the harmonization of economical interests among the participants in the investing activities and the effective implementation of large-scale development projects in new oil and gas fields and renovation and modernization projects in operating oil and gas fields.
Keywords: financial position of an oil and gas extracting company; tax burden; solvency; investing activities; profitability
REFERENCES
1. Analiz finansovoy otchetnosti: uchebnoe posobie / Pod red. O.V. Efimovoy, M.V. Mel'nik. - M.: Omega-L, 2004. - 408 s.
2. Leybert T.B. Postroenie sistemy sbalansirovannykh pokazateley na osnove finansovogo analiza s uchetom otraslevykh osobennostey kompanii // Ekonomika i upravlenie: nauchno-prakticheskiy zhurnal, №5, 2015. - S. 19.
3. Leybert T.B. Metodicheskie aspekty otsenki effektivnosti investitsionnogo proekta razrabotki neftyanogo mestorozhdeniya // Ekonomika i upravlenie: nauchno-prakticheskiy zhurnal, №6, 2015. - S. 57-60.
4. Efimova O.V. Finansovyy analiz. - 4-e izd., pererab. i dop. - M.: Izd-vo "Bukhgalterskiy uchet", 2002. - 528 s.
5. Sheremet A.D., Ionova A.F. Finansy predpriyatiy: menedzhment i analiz: Ucheb. posobie. - 2-e izd., ispr. I dop. - M.: INFRA-M, 2009. - 479 s.
6. Kudryakova D.A., Klyavlina Ya.M., Otsenka ekonomicheskoy effektivnosti ot vnedreniya innovatsiy pri stroitel'stve i rekonstruktsii magistral'nykh nefteprovodov // Sbornik rezul'tatov nauchno-issledovatel'skikh rabot studentov i magistrantov: nauchnye stat'i. - Ufa: UGNTU, 2013.-S. 180-183.
7. Gareeva Z.A. Ispol'zovanie zarubezhnogo opyta nalogovogo stimulirovaniya innovatsionnoy deyatel'nosti syr'evykh kompaniy. V sbornike: Problemy i tendentsii razvitiya innovatsionnoy ekonomiki: mezhdunarodnyy opyt i rossiyskaya praktika Sbornik nauchnykh trudov po materialam 1 Mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii. Federal'noe gosudarstvennoe byudzhetnoe obrazovatel'noe uchrezhdenie vysshego professional'nogo obrazovaniya "Ufimskiy gosudarstvennyy neftyanoy tekhnicheskiy universitet". 2013. S. 44-46.
8. Musina D.R. Vliyanie naloga na dobychu poleznykh iskopaemykh na effektivnost' razrabotki neftyanogo mestorozhdeniya / Vestnik VEGU. 2014. №6 (74). S. 69-76.
9. Fattakhov A.M., Klyavlina Ya.M. K voprosu o vliyanii urovnya zagruzki proizvodstvennykh moshchnostey na znachenie koeffitsientov operatsionnogo leveridzha i tempa prirosta operatsionnoy pribyli // Neft', gaz i biznes. - 2012. - №8. -S. 18-21.
10. Klyavlina Ya.M., Nikitina V.V. Ekonomicheskaya tselesoobraznost' ispol'zovaniya kontaktnoy svarki oplavleniem s primeneniem oborudovaniya KSS-04 pri stroitel'stve i kapital'nom remonte magistral'nogo gazoprovoda // 66-ya nauchno-tekhnicheskaya konferentsiya studentov, aspirantov i molodykh uchenykh UGNTU: Sbornik materialov konferentsii / UGNTU. - Ufa, 2015. - Kn.3. - S. 282.
