22
- максимизация прибыли;
- оптимизация источников формирования капитала;
- обеспечение финансовой устойчивости предприятия;
- повышение финансовой прозрачности деятельности предприятия для
различных категорий заинтересованных пользователей;
- определение основных источников финансирования;
- разработка механизма управления финансовыми отношениями
предприятия [44, с. 129].
Таким образом, опираясь на вышеизложенное можно сказать, что
основное назначение антикризисного управления состоит в поиске
оптимального баланса соотношения между направлениями развития и
механизмами и путями их достижения.
Самое главное в антикризисном управлении не только быстрая реакция
на ситуацию факторов влияния внешней и внутренней среды организации, но и
предвидения и прогнозирования возможных событий и ситуаций приводящим к
кризису организации.
6
Таким образом, антикризисное управление – это
анализ внутренней и внешней среды организации и выбор оптимальной
стратегии управления организацией;
познание экономического механизма возникновения кризисной ситуации
и создание системы идентификации внутренней и внешней среды организации
для раннего обнаружения сигналов о рисках приближения кризиса;
стратегический контроллинг организации и разработка стратегии
предотвращения и урегулирования отклонений;
оперативная оценка и анализ финансового состояния фирмы и выявления
возможности наступления ликвидности (банкротство) – оперативный
контроллинг;
6
Крутик А.Б., Муравьев А.И. Антикризисный менеджмент. – СПб: Питер, 2001. – 432с.
23
выработка эффективной политики поведения руководства в обстановке
наступившего кризиса и выхода из него фирмы;
постоянный скрининг риска предпринимательской деятельности и выбор
мер по его снижению.
7
Выводы по главе.
На данный момент предотвращение кризисных ситуаций не имеет
достаточной методологической проработки и является активно развивающимся
направлением научных исследований.
Антикризисное управление следует воспринимать не только как систему
работы с банкротством предприятия, но и как комплекс превентивных
управленческих решений, направленных на сопротивление изменениям.
В России существует законодательное регулирование деятельности
предприятий, попадающих под признаки несостоятельности и банкротства.
Для целей выявления признаков банкротства предприятия разработаны и
используются методы анализа финансового состояния предприятия, которые
представляют собой количественный анализ финансовых показателей
бухгалтерского баланса.
Антикризисное управление представляет собой комплекс управленческих
решений, которые позволяют оперативно реагировать на изменения внешней и
внутренней среды организации, а также анализ и разработка мероприятий по
прогнозированию вероятностей, приводящих к кризису.
7
Антикризисная реструктуризация российской экономики — М., Союз 2001. – 25с.; Грязнова А.Г.
Антикризисный менеджмент. — М.: Тандем, 1999. – 368с.
24
2. АНАЛИЗ ОРГАНИЗАЦИОННЫХ И ФИНАНСОВО-
ЭКОНОМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ».
ОЦЕНКА МЕХАНИЗМА УПРАВЛЕНИЯ В КРИЗИСНЫХ
СИТУАЦИЯХ
2.1 Организационные характеристики компании
Работа компании опирается на несколько сфер деятельности:
геологоразведка, добыча нефти и газа; нефтепеработка; реализация
нефтепродуктов; вывоз из Российской Федерации нефти и нефтепродуктов.
Обратим внимание на показатели по данным видам деятельности.
На 31 декабря 2017 года суммарные запасы углеводородов ГПН по
международным стандартам SPE-PRMS** составили 2,7 млрд тонн н.э. Это на
5,6% или 143 млн тонн превышает аналогичный показатель предыдущего года.
В 2017 году ГПН на 279% прирастила новыми запасами объем добычи (79,7
млн тонн н.э.).
Доказанные запасы углеводородов ГПН в начале 2017 года оцениваются
в 1,52 млрд тонн н.э. — рост на 5,2% по сравнению с уровнем начала 2017 года.
В этой категории запасов уровень воспроизводства превысил добычу почти в 2
раза, а успешность разведочного бурения составила более 90%.
Начиная с 2009 года «Газпром нефть» ввела программу по масштабной
модернизации производственных мощностей. Что поспособствовало к концу
2017 года расширить ассортимент выпускаемой продукции и обеспечить
соответствие высокооктановых бензинов и дизельных топлив экологическому
классу «Евро-5»
8
.
Структура производства нефтепродуктов в период с 2015-2017 г.
компанией «Газпром нефть» представлена в таблице 2.
8
«Евро-5» - экологический стандарт, который регулирует содержание вредных веществ в выхлопных
газах. Стандарт обязателен для всех новых грузовых автомобилей продаваемых в Евросоюзе с октября 2008
года. В России стандарт Евро-5 действует на все ввозимые автомобили с 1 января 2017 года.
25
Таблица 2
Структура производства нефтепродуктов, млн.т.
Показатель
2015 г.
2016 г.
2017 г.
Измене
ние,%
Бензин автом.
8,29
8,84
9,08
2,71
Бензин тех.
1,47
1,36
1,45
6,62
ДТ
12,09
12,15
11,88
-2,22
Авиатопливо
2,69
2,99
3
0,33
Судовое топливо
3,31
4,08
3,67
-10,05
Мазуты
7,48
7,39
7,2
-2,57
Битумы и коксы
2,09
2,03
2,02
-0,49
Прочие
2,49
2,8
2,81
0,36
Итого
39,91
41,64
41,1
-1,27
Исходя из таблицы, можно сделать вывод, что, по сравнению с 2016 г.,
производство бензина автомобильного, бензина технического и авиационного
топлива, увеличилось на 2,7 %, 6,62 % и 0,33%, соответственно. Производство
дизельного, судового топлива, мазута и битума уменьшилось на 0,27 млн.т.
(2,2%), 0,41 млн.т.(10,1%), 0,19 млн.т. ( 2,6%) и 0,01 млн.т. (0,49%). В целом
производство нефтепродуктов уменьшилось на 0,53 млн.т (1,27%).
Реализация нефти и нефтепродуктов.
Реализация нефти на внутреннем рынке в период за 2015-2017 г
представлена в таблице 3.
Таблица 3
Реализация нефти на внутреннем рынке
Год
Ед.изм.
млн.т.
млрд.руб.
2015 г
1,85
175,9
2016 г
3,96
169,9
2017 г
6,14
233,8
Изменение,%
55,1
37,6
В натуральном выражении объем реализации нефти увеличился на 2,18
млн.т. (55,1%), что в стоимостном выражении составляет 233,8 млрд.руб
(+37,6%).
Несмотря на уменьшение объема реализации низкооктанового бензина,
мазута и судового топлива, в целом, динамика реализации нефтепродуктов на
26
внутреннем рынке сохраняет тенденции к росту и является положительной. В
стоимостном выражении оценивается ростом на 24,6 млрд.руб.от реализации
2016 года и, в целом на конец 2017 года, составляет 740,5 млрд.руб.
По данным на конец 2017 года реализация нефтепродуктов за рубежом в
натуральном выражении составила 11,81 млн.т., что в стоимостном выражении
представляет собой 260,73 млрд.руб. Это на 3,83 млн.т. меньше, в сравнении с
2016 годом, что обуславливает снижение выручки на 139,62 млрд.руб.
Проект «Новый порт». Новопортовское месторождение является одним
из крупнейших, находящихся в разработке, нефтегазоконденсатных
месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа. Находится в юго-
восточной части полуострова в Ямало-Ненецком автономном округе (в 250 км к
северу от г. Надым, в 30 км от побережья Обской губы). Основные показатели
представлены в таблице 6.
Месторождение находится за Полярным кругом, в отдалении от
транспортной трубопроводной инфраструктуры, из-за этого в данный период
времени нефть с месторождения до побережья доставляется по напорному
нефтепроводу длиною более 100 километров и мощностью 600 тысяч тонн в
год. Выстроенная на месторождении и на берегу Обской губы инфраструктура
дала возможность летом 2016 года выполнить первую морскую отгрузку нефти
Нового порта.
Уже в январе компания занялась строительством второй очереди
нефтепровода, который в будущем должен обеспечить доставку не менее 5,5
млн тонн нефти в год. После увеличения мощности трубопровода и завершения
строительства нефтеналивного терминала доставка новопортовской нефти
сможет производиться морским путем круглогодично.
Новый сорт нефти, получивший название NovyPort, благодаря своим
качествам относится к категории средней плотности. В то же время он
содержит меньше серы (около 0,1), чем российская смесь Urals.
27
Таблица 4
Основные показатели проекта «Новый порт»
Показатели
Ед.изм.
Значение
Доказанные + вероятные
запасы УВ PMRS
млн.т.н.э.
175,6
Доказанные/вероятные запасы
УВ PMRS
млн.т.н.э.
109,1/66,5
Доля участия «Газпром нефти»
%
90
Добыча УВ
Тыс.т.н.э.
353
Добыча газа
9
Млн.м
3
13
Добыча нефти
Тыс.т.
342
Прогнозный срок выхода на
проектную мощность
-
2017 г.
Стадия работ
-
Опытно-промышленная
эксплуатация
Извлекаемые запасы категории
С1 и С2 нефти и конденсата
Млн.т.
250
Извлекаемые запасы категории
С1 и С2 газа
Млрд.м
3
320
1. Проект «Мессояха». В группу Мессояхских месторождений входят
Восточно-Мессояхский и Западно-Мессояхский участки. Эти месторождения
открыты в 1980-х годах и являются самыми северными из известных нефтяных
месторождений России из тех, что находятся на суше. Данные месторождения
расположены на Гыданском полуострове, в Тазовском районе Ямало-
Ненецкого АО в 340 км к северу от г. Новый Уренгой, в арктической
климатической зоне, в регионе с неразвитой инфраструктурой.
Лицензия на месторождения принадлежит, паритетно
контролирующемуся «Газпром нефтью» и «Роснефтью», АО
«Мессояханефтегаз». Первая нефть с Восточно-Мессояхского месторождения в
рамках опытно-промышленных работ была получена в октябре 2012 года. 2016
год стал началом строительства основных объектов инфраструктуры, которые
были необходимы для того, чтобы запустить месторождение.
9
Добыча газа состоит из объемов товарного газа и газа, использованного на собственные нужды.
28
В структуре «Газпром нефти» подготовку к разработке Мессояхской
группы курирует компания «Газпромнефть-Развитие», осуществляющая
управление новыми крупными проектами головной компании.
Решением инфраструктурной проблемы является строительство
магистрального нефтепровода Заполярье – Пурпе общей протяженностью
около 500 км. Проектирование и строительство данного нефтепровода ведет АК
«Транснефть».
В 2016 году «Газпромнефть-Развитие» приступило к строительству
напорного нефтепровода от Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного
месторождения до головной нефтеперекачивающей станции нефтепровода
Заполярье – Пурпе. Подача первой нефти Мессояхи в систему магистральных
нефтепроводов запланирована в конце 2017 года. Основные показатели по
проекту представлены в таблице 5.
Таблица 5
Основные показатели проекта «Мессояха»
Показатели
Ед.изм.
Значение
Доказанные + вероятные
запасы УВ PMRS
млн.т.н.э.
72,9
Доказанные/вероятные запасы
УВ PMRS
млн.т.н.э.
6,5/66,4
Доля участия «Газпром нефти»
%
50
Добыча УВ
Тыс.т.н.э.
2
Добыча газа
10
Млн.м
3
-
Добыча нефти
Тыс.т.
2
Прогнозный срок выхода на
проектную мощность
-
2017 г.
Стадия работ
-
Опытно-
промышленная
эксплуатация
Ожидаемые извлекаемые
запасы нефти и конденсата категории
С1 и С2
Млн.т.
470
Ожидаемые извлекаемые
запасы газа категории С1 и С2
Млрд.м
3
188
10
Добыча газа состоит из объемов товарного газа и газа, использованного на собственные нужды.
29
2. Месторождение Приразломное
Приразломное на данный момент является единственным
месторождением, находящемся на арктическом шельфе России, разработка
которого уже начата. Нефть нового российского сорта получила название
ArcticOil (ARCO) и в первый раз её отгрузии с Приразломного в апреле 2016
года. В целом в 2016 году на месторождении было добыто и доставлено
потребителям 300 тыс. тонн нефти. Основные показатели по проекту
представлены в таблице 6.
ООО «Газпром нефть шельф» владеет лицензией на разработку
Приразломного нефтяного месторождения, открытого в 1989 году на шельфе
Печорского моря, в 60 км от берега. Для такого региона очень характерны столь
тяжёлые арктические условия: ветер и отрицательные температуры в районе
добычи преимущественно около пяти месяцев в году, ледяной покров держится
с ноября по май, а полярная ночь держится около двух месяцев.
Таблица 6
Основные показатели проекта «Приразломное»
Показатели
Ед.изм.
Значение
Доказанные + вероятные запасы УВ
PMRS
млн.т.н.э.
52
Доказанные/вероятные запасы УВ
PMRS
млн.т.н.э.
18,6/33,4
Доля участия «Газпром нефти»
%
100
Добыча УВ
Тыс.т.н.э.
879
Добыча газа
11
Млн.м
3
12
12
Добыча нефти
Тыс.т.
879
Прогнозный срок выхода на
проектную мощность
-
Введен в
эксплуатацию
Стадия работ
-
Промышленная
эксплуатация
Извлекаемые запасы нефти
Млн.т.
70
Для того, чтобы разработать месторождение была создана особенная
ледостойкая платформа «Приразломная», которая была спроектирована и
построена в России. Она стоит на дне моря, рассчитана на работу в
11
Добыча газа состоит из объемов товарного газа и газа, использованного на собственные нужды.
12
С учетом технологических потерь.
30
экстремальной природно-климатической обстановке, может выдержать
максимальные нагрузки. Стены основания платформы имеют толщину в 3
метра, бурение скважин производится внутри и в прочной изоляции от
окружающей среды. На ней создана система «нулевого сброса», и
исключающая попадание в море отходов бурения и производства.
3. Куюмба. ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» - совместное
предприятие с равными долями участия «Газпром нефти» и «Роснефти»,
владеющее лицензиями на право геологического изучения, разведки и добычи в
пределах Куюмбинского, Терско-Камовского, Кординского, Абракупчинского
лицензионных участков, а также лицензией на право геологического изучения
Подпорожного лицензионного участка, расположенных на территории
Байкитского района Эвенкийского муниципального района Красноярского
края.
Начиная с 2010 года динамично производятся работы, направленные на
развитие производственной инфраструктуры и на подготовке запасов
углеводородов к промышленной разработке на Куюмбинском месторождении.
За всё время на этом месторождении был построен резервуарный парк и
пробурено 19 эксплуатационных скважин. Основные показатели по проекту
представлены в таблице 7.
Таблица 7
Основные показатели проекта «Куюмба»
Показатели
Ед.изм.
Значение
Доказанные + вероятные запасы
УВ PMRS
млн.т.н.э.
113,5
Доказанные/вероятные запасы
УВ PMRS
млн.т.н.э.
7,7/105,8
Доля участия «Газпром нефти»
%
50
Добыча УВ
Тыс.т.н.э.
12
Добыча газа
Млн.м
3
-
Добыча нефти
Тыс.т.
12
Прогнозный срок выхода на
проектную мощность
-
2018 г.
Стадия работ
-
Опытно-промышленная
эксплуатация
31
4. СеверЭнергия. Этот проект подконтролен ОАО «Арктикгаз»,
имеющему лицензии на Самбургский лицензионный участок, на котором
находятся Самбургское, Уренгойское, Восточно-Уренгойское и Северо-
Есетинское месторождения. К тому же, «Арктикгаз» имеет лицензии на Яро-
Яхинский, Ево-Яхинский и Северо-Часельский лицензионные участки.
В 2016 году «Газпром нефть» и «НОВАТЭК» заключили соглашение о
равном владении «СеверЭнергией».
Первая очередь Самбургского месторождения в пределах Самбургского
лицензионного участка была введена в эксплуатацию в апреле 2012 года,
вторая очередь — в декабре 2012 года, третья — в сентябре 2016 года.
Мощность этого месторождения составляет около 7 млрд куб. м природного
газа и 0,9 млн тонн газового конденсата в год. В апреле 2017 года ввели в
работу третье месторождение — Яро-Яхинское. Основные показатели по
проекту представлены в таблице 8.
Таблица 8
Основные показатели проекта «СеверЭнергия»
Показатели
Ед.изм.
Значение
Доказанные +
вероятные запасы УВ PMRS
млн.т.н.э.
506
Доказанные/вероятные
запасы УВ PMRS
млн.т.н.э.
319,2/186,8
Доля участия «Газпром
нефти»
%
46,67
Добыча УВ
Тыс.т.н.э.
12 129
Добыча газа
Млн.м
3
10 847
Добыча конденсата
Тыс.т.
3 419
Прогнозный срок
выхода на проектную
мощность
-
Введен в
эксплуатацию
Стадия работ
-
Промышленная
эксплуатация
5. Чонский проект. На данный момент «Газпром нефть» так же проводит
геологоразведку Чонского проекта, в который входят такие месторождения, как
Игнялинское, Тымпучиканское и Вакунайское, которые в свою очередь
находятся на границе Иркутской области и республики Саха на расстоянии 80