1.10 Расчет индекса кредитоспособности

Этот метод предложен в 1968 году известным западным экономистом Альтманом.

Индекс Альтмана представляет собой функцию от некоторых показателей, характеризующих экономический потенциал предприятия и результаты его работы за истекший период. В общем виде показатель, называемый Z-счетом Альтмана, имеет следующий вид:

Z-счет = 1,2х К₁+ 1,4х К₂ + 3,3х К₃ + 0,6х К₄ + 1,0х К₅ ,

К₁ = Оборотный капитал

Всего активов

К₂ = Резервы + фонды специального назначения и целевое финансирование + нераспределенная прибыль

Всего активов

К₃ = Прибыль до выплаты налогов

Всего активов

К₄ = Уставной капитал

Заемный капитал

К₅ = Выручка от реализации

Всего

На начало года: На конец года:

К₁ = 0,338 К₁ = 0,334

К₂ = 0,416 К₂ = 0,251

К₃ = 0,053 К₃ = 0,050

К₄ = 0,025 К₄ = 0,010

К₅ = 0,075 К₅ = 0,078

Z = 1,32 Z = 0,671

Вероятность банкротства на начало года очень низка и к концу года финансовое положение улучшается.

1.11 Анализ финансовых результатов

Характеристику данными удельного веса основных элементов валового дохода предприятия, коэффициентов рентабельности продукции, влияние факторов на изменение в динамике чистой прибыли дает вертикальный анализ отчета о результатах финансово-хозяйственной деятельности. Проще всего оформить его в виде аналитической таблицы 15.

Таблица 15

Вертикальный анализ финансовых результатов

Показатель	Начало 2002 года	Начало 2003 года
	Млн. долл	%	Млн. долл.	%
1.Доход от реали- зации продукции	13302718	94,3	16910338	102,8
2.Затраты на производство и сбыт продукции	12393092	93,2	17528998	103,7
В том числе: А )себестоимость	6828589	55,1	9138548	52,1
Б) расход периода Из них: Общие и административные расходы Расходы по реализации Расходы по процентам	5564503 4722690 841076 737	44,9 84,87 15,11 0,01	8390450 6890637 1499813	47,9 82,1
3.Прибыль от основной деятельности	909626	6,8	618660	3,7
4.Прибыль от плановой деятельности	28134	0,2	468221	2,8
5.доход от обычной деятельности до налогообложения	937760	7,0	1086881	6,4
6.Подоходный налог	114071	12,2
7. Доход от непредвиденных статей	771833	5,5
8.Чистый доход	1595522	11,3	1086881
Всего доходов	14102685	100	16442117	100
Общие расходы	12507163	88,7	17528998	106,6

Из данных таблицы 15 видно, что к концу года темпы роста дохода от реализации превысили темпы роста затрат предприятия. Повышение доходов (на 3,7%) над расходами привело к прибыли в размере 6188660 млн. долларов, кроме того предприятие имеет положительный итог (468221 млн. долларов) от плановой деятельности. В результате общая сумма доходов превысила сумму расходов на 6,6%.

1.12 Факторный анализ фирмы «Дюпон»

В основе системы факторного анализа фирмы «Дюпон» действует следующая жестко детерминированная зависимость:

РСК = РАК х КФЗ = ЧП х ВР х АК = РД х ОА х ( ПК+СК)

ВР ВА СК СК ,

где РСК - рентабельность собственного капитала,

РАК - рентабельность авансированного капитала,

КФЗ - коэффициент финансовой зависимости,

ЧП - чистая прибыль,

ВР - выручка от реализации,

ВА - всего активов,

СК - собственный капитал,

РД - рентабельность хозяйственной деятельности,

ОА - оборачиваемость активов,

ПК - привлеченный капитал.

Из представленной модели видно, что рентабельность собственного капитала зависит от трех факторов:

1) рентабельность хозяйственной деятельности;

2) оборачиваемость активов;

3) структуры авансированного капитала.

Значительность выделенных факторов объясняется тем, что они в определенном смысле обобщают все стороны финансово-хозяйственной деятельности предприятия, его статистику и динамику, в частности - бухгалтерскую отчетность. Первый фактор обобщает форму №2 «Отчет о результатах финансово-хозяйственной деятельности», второй фактор - актив баланса, третий - пассив баланса.

Система факторного анализа для ОАО «Петро-Казахстан ИНК» представлена на рисунках 1 и 2.

На формирование величины рентабельности собственного капитала в 2002 году оказали влияние следующие факторы:

- рентабельность хозяйственной деятельности. Значение этого показателя, равное 0,120 говорит о том, что на 1 доллар реализуемой продукции приходится 12 центов чистой прибыли и в общей сумме выручки составляет 12%;

- оборачиваемость активов (ресурсоотдача) показывает, что за год совершается лишь 75% цикла производства и обращения, приносящего соответствующий эффект в виде прибыли. Иными словами, каждый доллар активов обеспечил 75 центов реализованной продукции;

- коэффициент финансовой зависимости имеет простую интерпретацию: коэффициент, равный 1,26, означает, что в каждом 1,26 долларе, вложенном в активы, 26 центов были заемными.

Величина рентабельности собственного капитала в 2003 году имеет положительное значение. Произошло это за счет улучшения показателей рентабельности и финансовой зависимости. Действительно, показатель рентабельности хозяйственной деятельности - положительная величина, что свидетельствует о прибыли (на 1 доллар выручки от реализации приходится 6 центов убытка).

Рост коэффициента финансовой зависимости на 42% означает увеличение доли заемных средств в финансировании предприятия (в каждом 1,79 долларе, вложенном в активы, 79 центов приходится на заемные). Иными словами, доля заемных средств в общей сумме авансированного капитала составляет 44% (против 21% на конец 2002 года).

Таким образом, вопрос об участии в деятельности ОАО «Петро-Казахстан ИНК» собственным капиталом, вероятно, будет решен нами отрицательно.

Результаты финансово-хозяйственной деятельности в 2003 году ОАО «Петро-Казахстан ИНК»

Результатом финансово-хозяйственной деятельности в 2003 году явились следующие показатели, приведенные в таблице 16.

Таблица 16

Показатели финансово-хозяйственной деятельности, в миллионах долларов

Показатели	2003 год	2002 год
1.Уставной капитал 2.Собственный капитал 3.Всего активы 4.Оборотный капитал 5.Дебиторская задолженность 6.Кредиторская задолженность 7.Объем реализованной продукции 8.Себестоимость реализованной продукции 9.Чистый доход (убыток)	91461 14056450 17715330 5993277 3476283 3658880 13302718 6828589 1595522	91461 12140864 21687651 7237616 4939001 9546787 16910338 9138548 1086881
Доходность продаж ROS, % Доходность капитала ROE, % Доходность активов ROA, %	48,67 11,35 9,01	45,96 8,95 5,01

На конец 2003 года собственный капитал увеличился на 1,92 млн. долларов или на 13,6% к 2002 году. Размер уставного и резервного капитала не изменился, т.е. сокращение размера собственного капитала обусловлено прежде всего покрытием убытка отчетного года на 1,09 млн. долларов.

В отличие от 2002 года компания закончила отчетный год с прибылью в размере 509,741 млн. долларов, несмотря на уменьшение объемов реализации на 3,61 млн. долларов (27,1%). В то же время себестоимость реализованной продукции увеличилась на 2,31 млн. долларов 33,8%), а расходы периода - на 2,83 млн. дол., 50,8% к 2002 году (снижение общих и административных расходов составило 2,17 млн. дол., расходов по реализации на 658,74 млн. дол.). Вместе с тем убыток от основной деятельности составил 618,66 млн. дол., который в сумме с убытком от не основной деятельности в размере 468,22 млн. дол., привел к годовому убытку величиной 1,09 млн. долларов. отчисления по подоходному налогу юридических лиц в соответствии с налоговой декларацией 2002 года составили 861,3 млн. долларов.

Общая сумма активов ОАО «Петро-Казахстан ИНК» в сравнении с 2002 годом увеличилась на 39,7 миллионов долларов (22,4%), что объясняется увеличением на 12,4 млн. дол. (20,8%) текущих активов компании (увеличение текущей стоимости товарно-материальных запасов на 438,94 млн. дол., чистой суммы дебиторской задолженности на 1,46млн. дол. при уменьшении долгосрочных активов на 2,73 млн. дол. или 23,3% к предыдущему году (увеличение по основным средствам на 2,41 млн. дол., по нематериальным активам на 122,52 млн. дол., по долгосрочным инвестициям на 193,03 млн. дол.).

Общая сумма обязательств компании по сравнению с прошлым годом увеличилась на 58,9 млн. дол. или на 160,9%. Из них: увеличение текущих обязательств - 5,49 млн. дол. или 161,6% (увеличение кредиторской задолженности поставщикам 632,6млн. дол., зависимых товариществ - 4,37 млн. дол., по налогам - 684,615 млн. дол.), увеличение долгосрочных обязательств (по полученным кредитам) на 395,35 млн. дол. или 152,6%.

2. Кривая Лаффера

Американские эксперты во главе с профессором Лаффером попытались теоретически доказать, что при ставке подоходного налога более 50% резко снижается деловая активность фирм и населения в целом. Графически это выглядит следующим образом.

Совокупный

облагаемый

доход,

млн. долл.

100

Ставка налога, %

Рисунок 3 Кривая Лаффера

Облагаемый доход = Валовый доход - Вычеты,

где Валовый доход - это общая сумма доходов, полученных из различных источников,

Вычеты - это производственные, транспортные, командировочные, рекламные расходы, а также все возможные налоговые льготы.

Трудно рассчитывать на то, что можно теоретически обосновать идеальную шкалу налогообложения доходов. Немаловажное значение в оценке ее справедливости имеют и национальные, психологические, культурные факторы.

После анализа данных ОАО «Петро-Казахстан ИНК» кривая Лаффера на основе этих данных выглядит следующим образом на рисунке 4.

Х, млн. дол.

13302718

6651359

1596326

У

12 25 50 75 100 %

Х - совокупный облагаемый доход;

У - ставка налога.

Рисунок Кривая Лаффера после корректировки

Х - совокупность облагаемых доходов, Y - ставка налога.

Из рисунка видно, что при ставке процента, равной 12% в бюджет государства попадает сумма в размере 1596326 млн. дол. При этом государство недополучает 38% от оптимального налогового процента, который равняется 50% от объема реализации. Разница равняется 38% - или 5055032 млн. дол. Так как общая сумма налогов не переходит оптимальной ставки процента, ОАО «Петро-Казахстан ИНК» имеет возможность для дальнейшего ведения дел.

ОАО «Петро-Казахстан ИНК» является предприятием с использованием иностранного накопителя и пользуется налоговыми льготами, предусмотренными законодательствам Республики Казахстан.

Общая сумма налогов примерно равна 42-44% от дохода от реализации готовой продукции.

При этом ставка налогов процента для отечественных производителей равна 65-70%, что в свою очередь резко снижает деловую активность и желание работать у фирм и населения в целом. Что доказывает, государственный бюджет теряет от 20 до 25% поступления в бюджет.

3. Проектирование и обоснование конструкции скважины

Для выбора конструкции скважины высчитываем градиенты пластовых давлений, градиенты давления поглощения промывной жидкости и плотность промывной жидкости для нормальной проводки скважины.

Затем по вычисленным значениям строим совмещенный график градиентов давления.

Для этого разбиваем скважину на интервалы совместимости.

Таблица 17

Интервалы совместимости скважины

Интервал, м	Плотность, кг/м3
1. 0 - 80 2. 80 - 350 3. 350 - 750 4. 750 - 1000 5. 1000 1250 6. 1250 - 1430	1150 1200 1210 1200 1220 1230

Находим коэффициент аномалии К_а для этих интервалов по формуле:

К_{а =} P min₀

при этом найдем безразмерную величину P min₀ по формуле:

P min₀ = P min

Pb

а = (1,1 ч 1,15) при L < 1200м

а = (1,05 ч 1,1) при 1200м > L < 2500м

Расчет К_а:

Интервал 0-80 м:

Pmin₀ = 1150 = 1,15

1000

К_а = __1,15 = 1,045 ч 1

1,1 ч 1,15

Интервал 80 - 350 м:

К_а = 1,091 ч 1,043

Интервал 350 - 750 м:

К_а = 1,1 ч 1,052

Интервал 750 - 1000 м:

К_а = 1,091 ч 1,043

Интервал 1000 - 1250м:

К_а = 1,109 ч 1,060

Интервал 1250 - 1430 м:

К_а = 1,171 ч 1,118

Производим расчет К_п коэффициента поглощения для этих интервалов по формуле:

К_п = 0,83 + 0,66 х К_а

Интервал 0 - 80 м:

К_п = 0,83 + 0,66 х 1,043 = 1,51

Интервал 80 - 350 м:

К_п = 0,83 + 0,66 х 1,043 = 1,51

Интервал 350 - 750 м:

К_п = 0,83 + 0,66 х 1,052 = 1,52

Интервал 750 - 1000 м:

К_п = 0,83 + 0,66 х 1,043 = 1,51

Интервал 1000 - 1250 м:

К_п = 0,83 + 0,66 х 1,060 = 1,53

Интервал 1250 - 1430 м:

К_п = 0,83 + 0,66 х 1,118 = 1,56

Также находим Р_пл пластовое давление для этих интервалов по формуле:

Р_пл = К_а. p_и. g. z,

где p_b - плотность воды, равная 1000 кгм3,

g - ускорение свободного падения, равная 9,8 мс²,

z - подошва интервала [м ]

Интервал 0 - 80 м:

Р_пл = 1 х 1000 х 9,8 х 80 = 0,784 м П_а

Интервал 80 - 350 м:

Р_пл = 1,043 х 1000 х 9,8 х 350 = 3,577мП_а

Интервал 350 - 750 м:

Р_пл = 1,052 х 1000 х 9,8 х 750 = 7,732 мП_а

Интервал 750 - 1000 м:

Р_пл = 1,043 х 1000 х 9,8 х 1000 = 10,221 мП_а

Интервал 1000 - 1250 м:

Р_пл = 1,060 х 1000 х 9,8 х 1250 = 12,985 мП_а

Интервал 1250 - 1430 м:

Р_пл = 1,118 х 1000 х 9,8 х 14530 = 15,886 мП_а

Произведен расчет Р_погл давления поглощения по формуле:

Р_{погл =} К_п,. p_b. g. z

Интервал 0 - 80 м:

Р_погл = 1,49 х 1000 х 9,8 х 80 = 1,168 м П_а

Интервал 80 - 350 м:

Р_погл = 1,51 х 1000 х 9,8 х 350 = 5,178 мП_а

Интервал 350 - 750 м:

Р_погл = 1,52 х 1000 х 9,8 х 750 = 11,172 мП_а

Интервал 750 - 1000 м:

Р_погл = 1,51 х 1000 х 9,8 х 1000 = 14,798 мП_а

Интервал 1000 - 1250 м:

Р_погл = 1,53 х 1000 х 9,8 х 1250 = 18,724 мП_а

Интервал 1250 - 1430 м:

Р_погл = 1,56 х 1000 х 9,8 х 1430 = 22,167 м П_а

Теперь произведем расчет p_бр плотности бурового раствора по формуле

p_{бр ?} а Р_пл

gzk

Интервал 0 - 80 м:

Р_{бр =} 1078 ч 1127 кг м³

Интервал 80 - 350 м:

Р_бр = 1124 ч 1175 кг м³

Интервал 350 - 750 м:

Р_бр = 1134 ч 1182 кг м³

Интервал 750 - 1000 м:

Р_бр = 1124 ч 1175 кг м³

Интервал 1000 - 1250 м:

Р_бр = 1143 ч 1195 кг м³

Интервал 1250 - 1430 м:

Р_бр = 1150 ч 1205 кг м³

После всех проведенных нами расчетов полученные результаты занесем в таблицу.

Таблица

Градиенты давлений

Глубина м	Ка	Рпл х мПа	Кп	Рп,,мПа	Pбр,кг/м3
0 - 80 80 - 350 350 - 750 750 - 1000 1000 - 1250 1250 - 1430	1,045 ч 1 1,091 ч 1,043 1,1 ч 1,052 1,091 ч 1,043 1,109 ч 1,060 1,171 ч 1,118	0,784 3,577 7,732 10,221 12,985 15,886	1,49 1,51 1,52 1,51 1,53 1,56	1,168 5,178 11,172 14,798 18,742 22,167	1078 ч 1127 1124 ч 1175 1134 ч 1182 1124 ч 1175 1143 ч 1195 1150 ч 1205

По данным таблицы строим совмещенный график градиентов давлений. Совмещенный график градиентов давлений следует ниже.

Верхняя часть скважины сложена неустойчивыми четвертичными отложениями глин и песков. Поэтому для перекрытия этой зоны и предотвращения осыпей, обвалов и каверлообразований спускаем кондуктор на глубину 80 метров и цементируем до устья. Этот интервал судя по совмещенному графику градиентов давлений имеет очень низкий коэффициент аномальности, поэтому при бурении нижних интервалов с К_а выше и при увеличении плотности бурового раствора для предотвращения выброса возможны поглощения в выше лежащих пластах.

Под кондуктор бурение производится глинистым раствором плотностью от 1078 до 1127 кг/ м^3.

Техническая колонна спускается на глубину 750м с целью перекрытия водоносных отложений. Эта колонна цементируется до устья.

Эксплутационная колонна спускается на проектную глубину 1430 м и цементируется до устья скважины с целью испытания продуктивных горизонтов, средней и верхней коры.

Герметичность колонны проверяется опресовкой на 20 мП_а и снижением уровня на 1000м от устья скважины.

В интервалах ниже 1000 м возможны нефтепроявления и для успешного бурения этих интервалов необходимо увеличивать плотность бурового раствора, и это в свою очередь может привести к поглощениям в верхних пластах, и в связи с этим, спуск колонны вполне оправдан.

Глубина спуска кондуктора, промежуточной и эксплутационной колонн уточняется в процессе и по окончании бурения геологической службой в зависимости от фактически вскрытого резерва.

Весь процесс определения диаметров обсадных колонн и долот начинаем с определения диаметра эксплутационной колонны.

В нефтяных скважинах к выбору диаметра эксплутационной колонны приступают, учитывая габаритные размеры оборудования испытания продуктивных горизонтов, а также детального исследования этих горизонтов по данным опробования.

При проектировании первых поисково-разведочных скважин на новой площади целесообразно ориентироваться на наименьший диаметр, при котором могут быть решены геологические задачи. В геологическом проекте на исследование площади Кумколь предусматривается опробование продуктивных горизонтов.

Также, подходя к выбору диаметра эксплутационной колонны, с экономической точки зрения, выбираем обсадную колонну с наименьшим диаметром, чтобы снизить себестоимость всей скважины в целом.

С учетом всех этих требований выбираем эксплутационную колонну с наружным диаметром 146мм по ГОСТ 632-80.

Теперь подбираем диаметр долота при бурении под эту колонну.

Диаметр скважины Д_с в которую предполагается спустить одну колонну, должен быть несколько больше наибольшего внешнего диаметра всей колонны, то есть:

Д_с = Д_м + 2 ДК.

Где Д_м - наименьший внешний диаметр колонны.

ДК - минимальный необходимый радиальный зазор между выступающими деталями колонны и стеной скважины.

Для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм Д_м - 166 мм и

ДК = 10 ч15 мм (табличные данные).

Таким образом,

Д_д^эк = 166 + 2 х 10 = 186 мм

Выбираем диаметр долота Д_д^эк = 190,5 мм по ГОСТ 20692-75.

Находим диаметр технической колонны, он определяется по формуле:

Д_вн^тк = Д_д^эк + 2 х Д,

где Д - минимальный необходимый радиальный зазор между долотом и трубами Д = 5 - 10мм.

Д_вн^тк = 190,5 + 2 х 5 = 200,5 мм

Наружный диаметр технической колонны определяется по формуле:

Д_пар^тк = Д_вн^тк + 2 х G,

где G - толщина стенки, равная 8 мм.

Д_пар^тк = 200,5 + 2 х 8 = 216,5 мм

Выбираем наружный диаметр технической колонны.

Д_пар^тк = 245 мм по ГОСТ 632-80. Теперь подбираем диаметр долота для бурения под техническую колонну, он определяется по формуле:

Д_д^тк = Д_н + 2 ДК = 245 + 2 х 10 = 265 мм

Принимаем диаметр долота Д_д^тк равный 268,9 мм по ГОСТ 20692-75.

Определяем диаметр кондуктора:

Д_вн^к = Д_д^тк +Д

Д_вн^к = 268,9 + 10 = 278,9 мм

Д_и^к = Д_вн^к + 2 G

Д_и^к = 278,9 + 2 х 10 = 298,9мм

Выбираем Д_и кондуктор с наружным диаметром Д_и^к = 219 мм по ГОСТ 632-80.

Подбираем диаметр долота под кондуктор:

Д_д^к = 393,9 мм по ГОСТ 20692-75.

Таким образом, на основании произведенного выбора и вычислений, учитывая все геологические, технические и экономические условия проводки скважины на площади Кумколь, выбираем следующую конструкцию:

1) Шахтовое направление 426 мм спускается на глубину 17 м и забутовывается во избежание размыва скважины и грифонообразования циркулирующим раствором.

2) Кондуктор 294 мм спускается на глубину 80 м и цементируется до устья с целью перекрытия и верхней части верхнего мела, используемой для водоснабжения в скважинах, пробуренных на воду.

3) Техническая колонна 245 мм спускается на глубину 750 м и цементируется до устья с целью перекрытия водоносных отложений верхнего мела, ант-плоба и установка превентора ОПГ 250х350 и опрессовки на 20 мПа по ГОСТ 13862-80.

4) Эксплутационная колонна 146 мм спускается на пректную глубину 1430 м и цементируется до устья скважины с целью испытания продуктивных горизонтов нижнего, средней и верхней коры. Герметичность колонны проверяется опрессовкой на 20 мПа и снижением уровня на 1000 м от устья скважины.

Глубина спуска кондуктора промежуточной и эксплутационной колонны уточняется в процессе и по окончании бурения геологической службой в зависимости от фактического вскрытого разреза.

Заключение

После проделанной работы можно сделать следующие выводы и заключения.

Оценкой финансового благополучия и динамики развития хозяйствующего субъекта показаны положительные и отрицательные факторы в деятельности ОАО.

К положительным фактором в деятельности ОАО, свидетельствующем о расширении масштабов производства можно отнести:

увеличение производительных запасов более чем в 2,5 раза, что говорит о планах ОАО на расширение своей деятельности;

уменьшение размера денежных средств на 657322 млн. дол.., что свидетельствует о стремлении руководства ОАО не допустить иммобилизации денежных средств на расчетных счетах;

Отрицательные факторы:

увеличение дебиторской задолженности на 1462718 млн. дол., что говорит о некачественной работе ОАО по взысканию задолженностей;

резкое сокращение фонда собственных средств (отрицательный фактор) почти на 2 млрд. долл.

увеличение кредиторской задолженности более чем в 2,5 раза, что также является отрицательным фактором в деятельности ОАО.

В целом по предприятию наблюдается улучшение в использовании его имущества. С каждых валютных средств, вложенных в активы, предприятие в отчетном году получило балансовой прибыли больше, чем в прошлом году (прирост составил 4,4 долларов). На 5,8 долларов увеличилась рентабельность собственного капитала, поскольку в отчетном периоде предприятия получило прибыль (на 1 доллар выручки от реализации приходится 6 центов убытка)

На конец 2003 года собственный капитал увеличился на 1,92 млн. долларов или на 13,6% к 2002 году. В отличие от 2002 года компания закончила отчетный год с прибылью в размере 509,741 млн. долларов, несмотря на уменьшение объемов реализации на 3,61 млн. долларов (27,1%). В то же время себестоимость реализованной продукции увеличилась на 2,31 млн. долларов 33,8%), а расходы периода - на 2,83 млн. дол., 50,8% к 2002 году (снижение общих и административных расходов составило 2,17 млн. дол., расходов по реализации на 658,74 млн. дол.). Вместе с тем убыток от основной деятельности составил 618,66 млн. дол., который в сумме с убытком от не основной деятельности в размере 468,22 млн. дол., привел к годовому убытку величиной 1,09 млн. долларов. отчисления по подоходному налогу юридических лиц в соответствии с налоговой декларацией 2002 года составили 861,3 млн. долларов.

Общая сумма активов ОАО «Петро-Казахстан ИНК» в сравнении с 2002 годом увеличилась на 39,7 миллионов долларов (22,4%), что объясняется увеличением на 12,4млн. дол. (20,8%) текущих активов компании (увеличение текущей стоимости товарно-материальных запасов на 438,94млн. дол., чистой суммы дебиторской задолженности на 1,46млн. дол. при уменьшении долгосрочных активов на 2,73 млн. дол. или 23,3% к предыдущему году (увеличение по основным средствам на 2,41 млн. дол., по нематериальным активам на 122,52 млн. дол., по долгосрочным инвестициям на 193,03 млн. дол.).

Общая сумма обязательств компании по сравнению с прошлым годом увеличилась на 58,9 млн. дол. или на 160,9%. Из них: увеличение текущих обязательств - 5,49 млн. дол. или 161,6% (увеличение кредиторской задолженности поставщикам 632,6млн. дол., зависимых товариществ - 4,37 млн. дол., по налогам - 684,615 млн. дол.), увеличение долгосрочных обязательств (по полученным кредитам) на 395,35 млн. дол. или 152,6%.

Список литературы

1. Назарбаев Н.А. «Казахстан на пути ускоренной экономической, социальной и политической модернизации». Послание Президента Республики Казахстан Нурсултана Назарбаева народу Казахстан - Алматы: Атамура, 2005 г. 48 стр.

2. Ерали А.К., Баймуканов А.С. Производственный менеджмент. Учебник. Алматы, 2005. 612 стр.

3. Ерали А.К. Экономико-управленческие ситуации на предприятии. Учебное пособие. Алматы: казНТУ, 2001. 64 стр.

4. Ералиева А.А. Эколого-экономическая оценка эффективности природоохранных мероприятий: теория, методика и практика при транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам: Учебное пособие. Алматы: Гылым, 2002. 183 стр.

5. Егоров О.И., Чигаркина О.А., Баймуканов А.С. Нефтегазовый комплекс Казахстана. Проблемы развития и эффективного функционирования. Алматы: 2003. 536 стр.

6. Экономика и бизнес. Москва: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1993 г.

7. Ковалев В.В. Финансовый анализ. Москва: Финансы и статистика, 1999г.

Размещено на Allbest.ru