天然氣公司財務分析

㈠ 天然氣公司年度工作總結範文

天然氣公司在縣委縣府及縣建設局的關心支持和領導正確領導下，經過公司領導及全體員工的共同努力做了大量的工作，在生產經營和安全管理等方面取得了一定的成效。現總結如下：

1、生產經營取得了預期目標 。今年以來公司上下緊密圍繞2018年的目標任務主動出擊，較好地完成了dd小區、dd花園、國稅局、dd廣場等小區的庭院管網、戶室安裝工程、全年共安裝600戶，已開通使用510

2、完成電信住宅樓、糧食局住宅樓，農資公司住宅樓、食品公司住宅樓等部分改造 工作，完成戶內表改造。經營狀況步入良性循環，並取得了一定的成效。

3、抓重點強化內部管理、引入競爭激勵機制 。今年公司的重點放在已建成的鹽豐小區、濱江花園、國稅局高樓、財富廣場的庭院的戶室安裝工作。

4、凡對重點工程，公司都堅持「安全第一」的原則，認真做好工程安全工作，由負責安全的主管領導親自抓、做到安全工作層層落實，具體到點、到人。從不放過任何安全隱患。對檢查出隱患及時組織整改，做到有措施、有落實，把隱患消滅在萌芽狀態中。

來年必須抓好各項工程的安全工作，始終堅持「安全第一」、「安全重於泰山」的理念。認真抓好安全工作的責任和措施的落實，對造成安全責任事故和責任人絕不放過，在安全這個問題上公司絕不手軟。

㈡ 石油天然氣會計

新企業會計准則下石油天然氣企業的會計處理 摘要:文章闡述了我國目前石油天然氣行業會計現狀，並對新頒布的油氣會計准則的主要特點進行了簡單描述，通過與舊准則和國際慣例的兩方面的主要差異比較，探討並分析了新准則對我國大型油氣企業的重要影響。 (共2頁) 關鍵詞:石油天然氣會計 計量 新會計准則 學科分類:F4[經濟 > 工業經濟] 相關文章:主題相關 這個你可以看一下，或者你也可以從網路裡面搜一下，應該很多的。

滿意請採納

㈢ 財務評價參數

經濟評價參數是用以計算、衡量油氣工業建設項目效益與費用以及判別項目經濟合理性的一系列數值。它僅供項目評價及決策時使用，不代表現行的價格、匯率和利率，也不作為國家分配投資、財政核算及部門間、企業間商品交換和結算的依據。財務評價參數由中國石油天然氣集團公司組織制定(參考參數是一些經驗數據和統計資料，請參考附錄)。

(一)財務價格

財務價格主要是指財務預測和進行財務評價時所使用的價格，一般有市場價格、現行價格和不變價格之分。

市場價格是指當時市場上實際交易的價格，又稱實際價格。市場價格按其出現的時間又可分為現行市場價格和預期市場價格。前者用於可行性研究報告；後者反映相對價格的變化，用於預測未來期望的市場價格。

現行價格是包括通貨膨脹因素在內的市場價格，亦稱名義價格，其特點是價格相對變動。而不變價格是不考慮通貨膨脹因素的價格，其特點價格是相對不變，亦稱固定價格。現行價格考慮了物價變動和通貨膨脹的影響，可用於編制「現金流量表」、「貸款還本付息預測表」，用於估計建設期所需投資額，作為項目投資和銀行貸款的重要依據。當然通貨膨脹率(或物價指數)應由國家規定或參考歷年物價變動指數採用專門的預測方法進行測算。不變價格因未考慮物價變動和通貨膨脹的因素，故可用於測算無通貨膨脹的財務內部收益率(FIRR)、財務凈現值(FNPV)、投資回收期、投資收益率和項目壽命期內償債能力分析。

(二)石油行業財務基準收益率(i_c)

石油行業財務基準收益率是本行業內項目的財務內部收益率的基準值。它代表了行業內所有投資資金應當獲得的最低財務盈利水平，以及行業內投資資金的邊際收益率和機會成本。在項目的財務評價中，用以評價投資經濟效果，是判斷投資方案是否可行的基本標准。在項目最終評價中，當求出項目的內部收益率大於或等於基準收益率時，項目是可行的；反之是不可行的。石油行業財務基準收益率是根據老企業、新項目、全行業歷年積累的資料，在科學分析的基礎上，由中國石油天然氣集團公司組織測定的。

據測算，石油基準收益率為12%；天然氣為12%。

(三)石油行業基準投資回收期(P_c)

石油行業基準投資回收期是評價建設項目投資回收期所規定的標准期限，是投資回收期指標的判據。它代表了同行業的平均先進定額水平。確定石油行業基準投資回收期時，根據積累的統計資料，全面分析影響投資回收年限的各種因素，由中國石油天然氣集團公司組織測定。行業基準投資回收期的測定方法是通過利用測算財務內部收益率時的有關資料和抽樣調查得到的新、老企業的投資回收期的平均值來加以確定。行業投資回收期的計算公式為：

油氣工業技術經濟評價方法及應用（第3版）

經測算，石油基準投資回收期為6年；天然氣為7年。

(四)石油行業平均投資利潤率

石油行業平均投資利潤率是一項評判參數，用來與評價項目的投資利潤率指標相對照，以便考察項目的該指標是否達到或超過了行業平均水平。但石油行業平均投資利潤率不作為項目投資利潤率是否達到最低要求的判據。石油行業平均投資利潤率是根據新項目、老企業、全行業的投資利潤率，用簡單平均法計算得到的。

經測算，石油平均投資利潤為17%；天然氣為10%。

(五)石油行業平均投資利稅率

石油行業平均投資利稅率是一項評判參數，用來與評價項目的投資利稅率指標相對照，以便考察項目的該指標是否達到或超過了行業平均水平。但石油行業平均投資利稅率不作為項目投資利稅率是否達到最低要求的判據。

石油行業平均投資利稅率是根據新項目、老企業、全行業的投資利稅率，用簡單平均法計算得到的。

經測算，石油平均投資利稅率為20%；天然氣為12%。

㈣ 關於燃氣相關行業的會計處理等知識

企業會計准則第27號——石油天然氣開采

第一章 總 則

第一條 為了規范石油天然氣(以下簡稱「油氣」)開采活動的會計處理和相關信息的披露，根據《企業會計准則——基本准則》，制定本准則。

第二條 油氣開采活動包括礦區權益的取得以及油氣的勘探、開發和生產等階段。

第三條 油氣開采活動以外的油氣儲存、集輸、加工和銷售等業務的會計處理，適用其他相關會計准則。第二章礦區權益的會計處理。

第四條 礦區權益，是指企業取得的在礦區內勘探、開發和生產油氣的權利。

礦區權益分為探明礦區權益和未探明礦區權益。探明礦區，是指已發現探明經濟可采儲量的礦區；未探明礦區，是指未發現探明經濟可采儲量的礦區。

探明經濟可采儲量，是指在現有技術和經濟條件下，根據地質和工程分析，可合理確定的能夠從已知油藏中開採的油氣數量。

第五條 為取得礦區權益而發生的成本應當在發生時予以資本化。企業取得的礦區權益，應當按照取得時的成本進行初始計量：

(一)申請取得礦區權益的成本包括探礦權使用費、采礦權使用費、土地或海域使用權支出、中介費以及可直接歸屬於礦區權益的其他申請取得支出。

(二)購買取得礦區權益的成本包括購買價款、中介費以及可直接歸屬於礦區權益的其他購買取得支出。

礦區權益取得後發生的探礦權使用費、采礦權使用費和租金等維持礦區權益的支出，應當計入當期損益。

第六條 企業應當採用產量法或年限平均法對探明礦區權益計提折耗。採用產量法計提折耗的，折耗額可按照單個礦區計算，也可按照若干具有相同或類似地質構造特徵或儲層條件的相鄰礦區所組成的礦區組計算。計算公式如下：

探明礦區權益折耗額=探明礦區權益賬面價值×探明礦區權益折耗率

探明礦區權益折耗率=探明礦區當期產量／(探明礦區期末探明經濟可采儲量+探明礦區當期產量)。

第七條 企業對於礦區權益的減值，應當分別不同情況確認減值損失：

(一)探明礦區權益的減值，按照《企業會計准則第8號——資產減值》處理。

(二)對於未探明礦區權益，應當至少每年進行一次減值測試。單個礦區取得成本較大的，應當以單個礦區為基礎進行減值測試，並確定未探明礦區權益減值金額。單個礦區取得成本較小且與其他相鄰礦區具有相同或類似地質構造特徵或儲層條件的，可按照若干具有相同或類似地質構造特徵或儲層條件的相鄰礦區所組成的礦區組進行減值測試。

未探明礦區權益公允價值低於賬面價值的差額，應當確認為減值損失，計入當期損益。未探明礦區權益減值損失一經確認，不得轉回。

第八條 企業轉讓礦區權益的，應當按照下列規定進行處理：

(一)轉讓全部探明礦區權益的，將轉讓所得與礦區權益賬面價值的差額計入當期損益；轉讓部分探明礦區權益的，按照轉讓權益和保留權益的公允價值比例，計算確定已轉讓部分礦區權益賬面價值，轉讓所得與已轉讓礦區權益賬面價值的差額計入當期損益。

(二)轉讓單獨計提減值准備的未探明礦區權益的，如果轉讓所得大於礦區權益賬面價值，將其差額計入當期損益；如果轉讓所得小於礦區權益賬面價值，以轉讓所得沖減礦區權益賬面價值，不確認損益。

(三)轉讓以礦區組為基礎計提減值准備的未探明礦區權益的，如果轉讓所得大於礦區權益賬面原值，將其差額計入當期損益；如果轉讓所得小於礦區權益賬面原值，以轉讓所得沖減礦區權益賬面原值，不確認損益。

第九條 當未探明礦區(組)內發現探明經濟可采儲量而將未探明礦區(組)轉為已探明礦區(組)時，應當按照其賬面價值轉為探明礦區權益。

第十條 未探明礦區因最終未能發現經濟可采儲量而放棄時，應當按照放棄時的賬面價值轉銷未探明礦區權益並計入當期損益。因未完成義務工作量等因素導致發生放棄成本的，應當計入當期損益。第三章油氣勘探的會計處理

第十一條 油氣勘探，是指為了識別勘探區域或探明油氣儲量而進行的地質調查、地球物理勘探、鑽探活動以及其他相關活動。

第十二條 油氣勘探支出包括鑽井勘探支出和非鑽井勘探支出。鑽井勘探支出主要包括鑽探區域探井、勘探型詳探井、評價井和資料井等活動發生的支出；非鑽井勘探支出主要包括進行地質調查、地球物理勘探等活動發生的支出。

第十三條鑽井勘探支出在完井後，確定該井發現了探明經濟可采儲量的，應當將鑽探該井的支出結轉為井及相關設施成本。

確定該井未發現探明經濟可采儲量的，應當將鑽探該井的支出扣除凈殘值後計入當期損益。

確定部分井段發現了探明經濟可采儲量的，應當將發現探明經濟可采儲量的有效井段的鑽井勘探支出結轉為井及相關設施成本，無效井段鑽井勘探累計支出轉入當期損益。

未能確定該探井是否發現探明經濟可采儲量的，應當在完井後一年內將鑽探該井的支出予以暫時資本化。

第十四條 在完井一年時仍未能確定該探井是否發現探明經濟可采儲量，同時符合下列條件的，應當將鑽探該井的暫時資本化支出繼續暫時資本化，否則應當計入當期損益：

(一)該井已發現足夠數量的儲量，但要確定其是否屬於探明經濟可采儲量，還需要實施進一步的勘探活動。

(二)進一步的勘探活動已在實施中或已有明確計劃並即將實施。

鑽井勘探支出已費用化的探井又發現了探明經濟可采儲量的，已費用化的鑽井勘探支出不作追溯調整，重新鑽探和完井發生的支出予以資本化。第十五條 非鑽井勘探支出於發生時計入當期損益。第四章油氣開發的會計處理第十六條 油氣開發，是指為了取得探明礦區中的油氣而建造或更新井及相關設施的活動。

第十七條 油氣開發活動所發生的支出，應當根據其用途分別予以資本化，作為油氣開發形成的井及相關設施的初始成本。

油氣開發形成的井及相關設施的成本主要包括：

(一)鑽前准備支出，包括前期研究、工程地質調查、工程設計、確定井位、清理井場、修建道路等活動發生的支出。

(二)井的設備購置和建造支出。井的設備包括套管、油管、抽油設備和井口裝置等，井的建造包括鑽井和完井。

(三)購建提高採收率系統發生的支出。

(四)購建礦區內集輸設施、分離處理設施、計量設備、儲存設施、各種海上平台、海底及陸上電纜等發生的支出。

第十八條 在探明礦區內，鑽井至現有已探明層位的支出，作為油氣開發支出；為獲取新增探明經濟可采儲量而繼續鑽至未探明層位的支出，作為鑽井勘探支出，按照本准則第十三條和第十四條處理。

第五章 油氣生產的會計處理

第十九條 油氣生產，是指將油氣從油藏提取到地表以及在礦區內收集、拉運、處理、現場儲存和礦區管理等活動。

第二十條 油氣的生產成本包括相關礦區權益折耗、井及相關設施折耗、輔助設備及設施折舊以及操作費用等。操作費用包括油氣生產和礦區管理過程中發生的直接和間接費用。

第二十一條 企業應當採用產量法或年限平均法對井及相關設施計提折耗。井及相關設施包括確定發現了探明經濟可采儲量的探井和開采活動中形成的井，以及與開采活動直接相關的各種設施。採用產量法計提折耗的，折耗額可按照單個礦區計算，也可按照若干具有相同或類似地質構造特徵或儲層條件的相鄰礦區所組成的礦區組計算。計算公式如下：

井及相關設施折耗額=期末井及相關設施賬面價值×礦區井及相關設施折耗率

井及相關設施折耗率=礦區當期產量／(礦區期末探明已開發經濟可采儲量+礦區當期產量)

探明已開發經濟可采儲量包括，礦區的開發井網鑽探和配套設施建設完成後已全面投入開採的探明經濟可采儲量，以及當提高採收率技術所需的設施已建成並已投產後相應增加的可采儲量。

第二十二條地震設備、建造設備、車輛、修理車間、倉庫、供應站、通訊設備、辦公設施等輔助設備及設施，應當按照《企業會計准則第4號——固定資產》處理。

第二十三條企業承擔的礦區廢棄處置義務符合《企業會計准則第13號——或有事項》中預計負債確認條件的，應當將該義務確認為預計負債，並相應增加井及相關設施的賬面價值。

不符合預計負債確認條件的，在廢棄時發生的拆卸、搬移、場地清理等支出，應當計入當期損益。

礦區廢棄是指礦區內的最後一口井停產。

第二十四條 井及相關設施、輔助設備及設施的減值，應當按照《企業會計准則第8號——資產減值》處理。

第六章披露第二十五條 企業應當在附註中披露與石油天然氣開采活動有關的下列信息：

(一)擁有國內和國外的油氣儲量年初、年末數據。油氣儲量包括母公司和子公司的全部儲量、合營油氣儲量的份額。

(二)當年在國內和國外發生的礦區權益的取得、勘探和開發全部支出。

(三)探明礦區權益、井及相關設施的期末金額，累計折耗和減值准備金額以及計提方法；與油氣開采活動相關的輔助設備及設施的期末金額，累計折舊和減值准備金額以及計提方法。

新會計准則會計科目及帳務處理。請詳見： http://www.chinaacc.com/new/63/64/78/2006/10/wa2893133359181016002363-0.htm

㈤ 天然氣管道能效與成本

研究天然氣管道能效與成本的關系，同研究原油管道能效與成本的關系一樣，需要從輸氣成本的構成、輸氣成本計算、敏感性分析等三個方面進行分析。其關系特點與原油管道類似，在這里就不具體闡述了。下面以一條輸氣管道為例，分析其因輸量變化引起能效變化後，運行成本及效益方面的變化，以便更清楚地認識天然氣管道能效對管輸成本的影響和對運營經濟性的影響。

1.管道基本情況

某輸氣管道（以下稱D管道）增輸前，設置10座壓氣站，輸氣能力120×10⁸Nm³/a。增輸後全線共有22座壓氣站，輸氣能力170×10⁸Nm³/a。2007年8月22座壓氣站均已投產，目前運行在160×10⁸Nm³/a輸量下。由於輸量增加，機組運行數量增加，氣、電等耗能實物量以及生產單耗均大幅度上升。

2.分析范圍

本次分析是對D輸氣管道增輸前後的能耗變化情況進行定量和定性分析。為更清晰地說明能耗變化產生的影響，根據搜集到的部分財務數據，進行了簡要的經濟運行分析。由於沒有考慮管道資產折舊、凈現金流量等經濟評價因素，且採用的財務數據為粗算數據，其中關於燃動力費、利潤率、管輸收益等經濟數據的計算，僅作為定性參考。

為方便說明能耗變化及其引起的經濟指標變化，本書中對以下能耗、經濟指標進行了定義：

生產能耗增加值——相鄰兩輸量台階生產能耗的差值；

生產單耗增加值——相鄰兩輸量台階生產單耗的差值；

耗能輸量比增加值——相鄰兩輸量台階耗能輸量比的差值；

管輸毛利潤——年管輸收入與年燃動力費的差值；

單位輸量毛利潤——輸送每立方米天然氣的管輸收入與其燃動力費的差值；

單位輸量產出與投入比——輸送每立方米天然氣的管輸收入與其所需的燃動力費的比值；

盈利速度——一定時間內的盈利總額，即獲取利潤的速度。（ 在本書中特指以年為單位時間的管輸毛利潤，即每年的管輸毛利潤，單位為億元/年。此指標可以反映由120億輸量增至170億輸量過程中，D管道管輸獲取利潤的速度在持續增加）

3.投產以來能耗情況

D管道2001年投產以來，生產能耗隨輸量的持續增加呈上升趨勢，氣、電等耗能實物量以及生產單耗逐年上升。2001～2007年的歷年能耗情況見表6-19及圖6-12。

表6-19 歷年能耗數據表

圖6-12 歷年能耗變化趨勢圖

4.各輸量台階模擬結果

利用規格公司模擬軟體對120億至170億的開機情況進行了模擬，根據模擬得到的機組功率，折算出各站壓縮機總耗能量，具體情況見表6-20及圖6-13。

表6-20 模擬測算數據表

圖6-13 模擬測算能耗趨勢圖

5.實際能耗數據整理分析

通過對2005年至2007年的能耗歷史數據進行整理、分析，同時參考模擬結果，得到D管道輸量由120億增至170億的能耗變化趨勢。基本變化隨著輸量增加，機組運行數量增加，氣、電等耗能實物量以及生產單耗均大幅度上升。當D管道首站進氣量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a時，其年生產能耗約由44×10⁴tce增至125×10⁴tce，即生產耗能量增加了1.9倍。其生產單耗由105kgce/（10⁷Nm³·km）增至220kgce/（10⁷Nm³·km），即生產單耗增加1.1倍。能耗變化趨勢具體情況見表6-21、圖6-14、圖6-15、圖6-16。

表6-21 能耗變化趨勢表

圖6-14 能耗隨輸量變化趨勢圖

圖6-15 能耗隨周轉量變化趨勢圖

圖6-16 能耗增幅變化趨勢圖

6.燃動力費變化分析

隨著輸量的增加，燃動力費及單位周轉量燃動力費均大幅度上升。按照電價每度0.67元，氣價0.96元/m³計算，當D管道首站進氣量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a時，其燃動力費約由每年32000萬元增至每年113000萬元，即燃動力費增加2.5倍。其單位周轉量燃動力費由75元/10⁷Nm³·km增至200元/10⁷Nm³·km，即單位周轉量燃動力費增加1.6倍。燃動力費變化趨勢具體情況見表6-22、表6-23、圖6-17和圖6-18。

表6-22 燃動力費變化趨勢表

表6-23 能耗及費用變化對比表

圖6-17 燃動力費變化趨勢圖

圖6-18 燃動力費用變化對比圖

7.利潤空間變化分析

經對比分析，在輸量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a的過程中，由於單位燃動力費持續增加，但單位管輸費保持不變，所以輸送每立方米氣帶來的管輸利潤持續降低。單位輸量毛利潤由120×10⁸Nm³/a時的0.75元/Nm³降至170×10⁸Nm³/a時的0.72元/Nm³，降幅為5.2%。具體數據見表6-24、圖6-19。

表6-24 燃動力費與管輸費變化趨勢表

圖6-19 單位輸量利潤變化趨勢圖

在輸量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a的過程中，雖然單位輸量毛利潤持續降低，但由於輸量的增加，引起了管輸收入的大幅增加，管輸毛利潤仍然處於上升通道中。管輸毛利潤由120×10⁸Nm³/a時的89億元/a增加至170×10⁸Nm³/a時的116億元/a，增幅為30%。具體數據見表6-24、圖6-20。

圖6-20 毛利潤隨輸量變化趨勢圖

8.節能與經濟運行綜合分析結論

D管道原設計商品氣輸送能力120×10⁸m³/a，在此輸量下D管徑Φ1016管徑生產單耗合理，單位周轉量燃動力費較低。當增輸至170×10⁸m³/a時，輸量增加42%，生產能耗增加1.88倍，生產單耗增加1.1倍；燃動力費增加2.48倍，單位周轉量燃動力費增加1.57倍。在輸量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a的過程中，生產單耗始終處於上升通道中，增輸後生產單耗大幅上升，單位然動力費大幅上升。

雖然單耗的快速上升引起了單位輸量毛利潤的下降，但由於輸量的增加，帶來了管輸收入的增加，在輸量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a的過程中，年管輸毛利潤始終處於上升通道中，增輸後管輸毛利潤增加。

D管道輸量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a，總體運營情況發生的變化是：在輸量增加42%，年收益增加的同時，單耗急劇上升、單位利潤率下降。

提高能效，合理控制單耗的增長，會進一步增加管輸利潤，在保持年收益增加、盈利速度加快的同時，減緩產出與投入比與利潤率下滑的速度，為企業帶來更好的經濟效益。總體運營情況變化趨勢見表6-25、圖6-21。

表6-25 總體運營情況變化趨勢表

圖6-21 總體運營情況變化趨勢圖

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㈦ 選擇國內A股市場的某一公司作為分析對象做財務報告分析

不完全是財務分析，主要是股票的基本面分析，需要可以找我，我寫過很多股票分析，純財務分析的沒有寫過。 002353傑瑞股份深度分析報告 2010 年 12 月 14 日星期二 投資建議：根據保守預測， 2011 年傑瑞股份的營業額將達到 12 億元， 2012 年達到 18 億元，對應每股收益分別為 3.23 元和 4.85 元， 2 年內 A 股目標價（不計算除權）可以達到 200 元以上。如果按照傑瑞股份在招股說明書中提出的未來 5 年內業務收入達到 50 億元的規劃， 5 年內 A 股目標價（不計算除權）很可能超過 500 元。 傑瑞股份是一個高速發展的石油機械製造企業，從1999年以50萬資金成立，到2010年9月底，企業達到21億凈資產，公司股票價值達到150億。 一、 傑瑞具備高成長的特性 傑瑞注冊於1999年12月，注冊資本50萬元；2001年03月，增資到300萬元；2002年03月，增資到1000萬元；2005年11月，增資到2000萬元；2007年11月，整體變更增資到7980萬元；2007年12月，增資到8467.3萬元；2008年01月，8581.8萬元。 2006-2010年傑瑞的凈利潤和年度增長率如下所示： 2006-12-31日，凈利潤：2026.63；凈利潤增長率----； 2007-12-31日，凈利潤：4073.75；凈利潤增長率101.01%%； 2008-12-31日，凈利潤：8788.24；凈利潤增長率115.73%； 2009-12-31日，凈利潤：17961.06；凈利潤增長率104.38%； 2010-09-30日，凈利潤：19202.77；凈利潤增長率64.26%。 二、 傑瑞所處的能源服務行業未來前景廣闊 「鐵鍬效應」，讓互聯時代誕生了思科這樣的偉大企業。傑瑞屬於石油服務行業，未來若干年內，能源必然成為經濟發展的命脈，能源危機會帶來能源開采業的高速發展。 美國20世紀70年代的高通貨膨脹率時期，石油服務類公司股票的年均名義收益率達到31.0%，年均實際收益率23.6%，實際總收益率達到732.1%，成為那個時代的行業收益冠軍。因此，傑瑞股份的「鐵鍬效應」+能源概念有著很廣闊的前景和增長空間。 三、 傑瑞的市場准入壁壘、供貨渠道壁壘、技術堡壘、人才堡壘、信譽壁壘，保證了企業的高毛利潤 有些事情花錢可以做到，有些事情花錢也很難做到，例如市場准入堡壘、信譽堡壘、供貨渠道壁壘等，都需要有一定時間的發展。傑瑞股份目前就擁有市場准入、供貨渠道、技術、人才、信譽等五大堡壘，在加上行業特有的經營模式（油田專用設備一般採用「以銷定產」的生產模式，即取得客戶訂單後再組織生產，並在規定時間內交貨），使得石油服務行業競爭較小，從而有效保證企業的利潤率。 傑瑞股份目前的主營業務為油田專用設備製造；油田、礦山設備維修改造和配件銷售；海上鑽采平台工程作業服務三大塊。其中，油田專用設備製造部分2006至2009年平均毛利率為39%；油田、礦山設備維修改造與配件銷售部分2006至2009年平均毛利率為25%；海上鑽采平台工程作業服務部分2007至2009年平均毛利率為65%。這些高毛利率的業務收入快速增長使得公司綜合毛利率持續提高，毛利增長速度超過了業務收入的增長速度。 2006 年，油田、礦山設備維修改造與配件銷售業務毛利占公司毛利總額的比例為90.63%，是當時公司的主要利潤來源。2007 年，油田專用設備製造業務得到了快速發展，該項業務的毛利占公司毛利總額的比例由2006 年的12.87%增長至2007 年的37.68%，對公司毛利增長的貢獻度較大，增長貢獻率為59.66%。2008 年，海上油田鑽采平台工程作業服務業務的毛利占公司毛利總額的比例由2007年的6.84%增長至2008 年的18.21%，毛利增長貢獻率由2007 年的12.08%提升至2008年的36.39%，超過公司其他兩項主營業務的毛利增長貢獻率，成為公司新的利潤增長點。 2009 年1-6 月，油田專用設備製造業務成為公司最大的業務板塊，該項業務毛利占公司毛利總額的比例由2008 年的32.24%增長至48.80%，毛利增長貢獻率由2008 年的23.54%提升至56.99%，超過公司其他兩項主營業務的毛利增長貢獻率。 傑瑞大力發展高毛利率業務板塊，海上油田鑽采平台工程作業服務業務和油田專用設備製造業務將成為公司業務高增長點。 四、 傑瑞股份財務狀況良好 2010年三季度財務報表顯示傑瑞股份的總資產為229966.70萬元，流動資產萬元，固定資產9555.53萬元，流動負債14351.19萬元，長期負債為0，凈資產215265.20萬元，經營現金流量-17302.22萬元，總現金流量138949.66萬元，速動比率13.873，資產負債率6.24%。 其中經營現金流量為負數，主要由幾大原因造成： 1，年初、年中銷售回款期長，銷售回款增速低於營業收入增速，說明企業的業務銷售增幅較大，回款速度較慢。 2，因為改善大部件到貨周期長的產能瓶頸，提前儲備大部件而導致預付賬款和存貨占壓增大，說明傑瑞在生產上能做到未雨綢繆。 3，由於生產規模的擴張而快速儲備人才、增加員工，導致支付給職工以及為職工支付的現金與支付的各項稅費分增長。 從以上幾點來看，傑瑞的經營現金流量為負，屬於企業業務高速發展造成，不屬於不健康財務指標。 低資產負債率能帶來低財務費用，而較大的流動資產和較高的毛利率能給企業帶來較大的收益。傑瑞無長期負債，流動負債為1.43億元，並且在這1.43億中有6600萬的預收款項和6000萬應付款項，實際支付利息的借款僅為1929萬元。同時由於募集資金尚未使用完，1-9月還產生了1846萬利息。 五、 傑瑞具備較強的股本擴張能力 2010年1-3季度傑瑞股份每股收益1.67元，在上海、深圳近兩千支股票中，排名第十一位。截止2010年三季度，傑瑞股份資本公積金達到166190.53萬元，未分配利潤為36396.02萬元，每股未分配利潤為3.170元，每股凈資產為18.748元，每股公積金為14.474元。傑瑞股份2009年度分配方案為每10股派6元(含稅)。 傑瑞目前總股本為11481.79萬股，流通股份2900.00萬股，屬於典型的小盤績優股，加上企業的高成長性，在未來的1-3年內完全具備股本快速擴張高送轉的能力。 六、 傑瑞股份上市募集資金的投資項目前景良好 傑瑞股份公開發行上市募集的資金，主要投資以下6個項目： 1、 壓裂橇組、壓裂車組擴產項目 2、 固井水泥車擴產項目 3、 液氮泵車擴產項目 4、 海上鑽井平台岩屑回注及泵送作業服務項目 5、 油田維修服務基地網路建設 6、 補充維修改造和配件銷售專項流動資金 壓裂橇組、壓裂車組項目： 石油及天然氣的開采過程會大量應用壓裂工藝。一般來說，油井壓裂之後，單井日產油量比壓裂以前可以提高3-5倍，平均增產有效期大約6 個月，部分油井甚至可以達到一年以上。當油井產量遞減到壓裂之前的產量之後，可以進行重復壓裂，部分油井可以重復壓裂5-6 次，甚至7-8 次。由此可見，壓裂工作在挖掘油井生產潛力、保持油田穩產方面，起到十分重要的作用。 固井水泥車擴產項目： 固井作業是指在石油開采過程中，將套管下入井中，將水泥漿注入並填滿井壁和套管之間的環形空間，從而將套管和地層岩石固結起來的過程。固井水泥車(橇)是進行固井作業的主要設備，其主要功能是把水泥和水連續混合，並同時連續將混合完成的水泥漿注入套管與井筒形成的環形空間。一般來說，每口油井需進行2 次固井作業(表層固井和油層固井)，因此，固井工藝的使用頻率與鑽井口數，特別是與新鑽井口數有直接關系。以國內陸地最大的固井公司——大慶鑽探鑽技一公司為例，2008 年，該公司固井施工總量突破一萬口次，達到10,754 口次。 壓裂橇組、壓裂車組擴產項目和固井水泥車擴產項目市場競爭較小，固井、壓裂設備的生產技術門檻較高，國內具備生產實力的廠商並不多，目前，成熟的固井設備生產廠家約有4-5 家，成熟的壓裂設備生產廠家約有3-4 家，壓裂橇組、壓裂車組擴產項目、固井水泥車擴產項目屬於傑瑞成熟業務的擴展，會帶來穩定增長。 海上鑽井平台岩屑回注及泵送作業服務項目 ：傑瑞最近兩年高速發展的業務中，岩屑回注是一項發展前景廣闊的革新技術，它不僅用於海上鑽井，也可以用於城市生活垃圾、化工廠污水、重金屬污染物、核廢料污染環保處理。我國東海、渤海灣、珠江口、北部灣等11 個大中型盆地的石油資源量佔全國總資源量的24%以上。傑瑞是目前唯一一家為海上油田鑽采平台提供整套岩屑回注服務的國內上市企業，在岩屑回注這一細分領域中具有領跑者的競爭優勢，並在蓬萊19–3油田開展岩屑回注業務中積累了豐富經驗。因此投資海上鑽井平台岩屑回注及泵送作業服務項目，將成為傑瑞未來高成長的動力。 液氮泵車項目 ：這也是一個前景非常好的項目。在美國，油田用戶擁有的液氮泵車(橇)總數達到了1,300台，且有一半的液氮設備應用於氣舉以外的領域。而我國目前擁有量在50台左右，主要應用在氣舉領域，只有少部分應用在氮氣泡沫壓裂等領域。隨著我國液氮設備應用領域的拓展，油田用戶對液氮設備的需求將會持續增加，國內市場潛力巨大，國內市場處於起步階段，預計未來3-5年將會達到500台左右，意味著10倍的增長空間。液氮泵設備製造領域的技術門檻較高，國內廠商尚無規模化、產業化生產的企業。液氮泵車(橇)技術主要由美國的哈里伯頓、S&S公司和加拿大的Hydra Rig公司掌握，其他如中東地區、非洲地區、前蘇聯地區的眾多產油國皆不具備生產液氮設備的能力，而對其的需求卻日益增長。 傑瑞在液氮泵車項目上積累了較多的經驗，自主研發儲備了生產液氮泵橇的技術，並且在液氮設備生產技術方面已取得6項實用新型專利。前期傑瑞在液氮泵車業務量較小，2008年生產3台，2009年生產5台，給傑瑞實際帶來利潤並不多。液氮泵車項目完全投產後，設計年生產能力8台，實際生產能力能達到10台。未來的液氮泵車市場是巨大的，傑瑞將成為國內首家液氮泵車規模化、產業化生產的企業。這也是傑瑞未來的一個主要業務增長點。 七、 傑瑞目前資金充裕，發展戰略清晰 傑瑞上市計劃募集資金3.1億，實際募集16.89億元，超募13.79億元。與其他買房買車的超募上市公司不同，傑瑞公司表示將把超募資金投向毛利率更高的油田工程技術服務業務。 對於超募資金的用途，傑瑞表示將首先滿足招股書所披露的投資項目，並會加大和強化投資力度；另外將重點投向行業毛利率較高的油田工程技術服務領域，建立固井、壓裂、連續油管、液氮、防砂等作業服務能力。 上市以來，傑瑞使用超募資金情況包括： 1.2億增資傑瑞石油裝備技術有限公司；0.8億增資傑瑞石油開發公司；不超過1億元購買煙台市萊山區約500畝的土地使用權，主要用於油田專用設備製造、研發中心、倉儲、油田工程技術服務業務的發展用地；不超過0.27億從煙台高新區政府競拍大約150 畝的土地使用權，作為公司後續發展用地，主要用於油氣高新技術裝備的開發基地、實驗室、油氣田工程技術服務科研業務發展用地；0.3億向煙台傑瑞石油開發公司補充日常經營流動資金；0.68億向煙台傑瑞石油裝備技術公司補充日常經營流動資金；2.820億實施油氣田井下作業服務項目、酸化壓裂作業服務項目；1.1854億實施研發中心大樓、職工食堂及後勤行政中心建設項目，其中研發大樓使用0.9957億；設立全資子公司煙台傑瑞油田設備製造有限公司；在阿聯酋成立道-傑瑞油田服務有限公司；收購傑瑞壓縮設備有限公司。 從以上超募資金的使用情況來看，傑瑞沒有讓募集資金進入銀行閑置，也沒有大把燒錢買車買房，而是繼續專注於自己的主業。傑瑞通過加大和強化投資力度，將超募資金重點投向行業毛利率較高的油田工程技術服務領域，力爭快速提升公司核心業務的市場佔有率，增強盈利能力，從而更有效的延伸產業鏈條，為打造國內先進、國際知名的油田服務企業奠定堅實基礎。 八、 傑瑞的投資項目大部分於 2011 年上半年投產， 2011 年將是傑瑞完善產業鏈、產品規模化、產業化起始年 壓裂橇組、壓裂車組擴產項目；固井水泥車擴產項目；液氮泵車擴產項目；海上鑽井平台岩屑回注及泵送作業服務項目；油田維修服務基地網路建設等五個項目，目前已經按照計劃實施，預計在2011年5月投產。油氣田井下作業服務項目和酸化壓裂作業服務項目預計在2011年7月投產。目前項目均已經按照計劃實施。按照計劃，以上項目在2011年將會給傑瑞帶來3.5億業務收入，帶來新增利潤0.929億。 投資項目 2011 預計營業額（億元） 2011 預計利潤（億元） 壓裂橇組、壓裂車組擴產項目 0.676 0.15 固井水泥車擴產項目 0.388 0.069 液氮泵車擴產項目 0.278 0.064 海上鑽井平台岩屑回注及泵送作業服務項目 0.309 0.128 油田維修服務基地網路建設項目 0.319 0.055 氣田井下作業服務項目 0.864 0.234 酸化壓裂作業服務項目 0.681 0.229 合計 3.515 0.929