天然气公司财务分析

㈠ 天然气公司年度工作总结范文

天然气公司在县委县府及县建设局的关心支持和领导正确领导下，经过公司领导及全体员工的共同努力做了大量的工作，在生产经营和安全管理等方面取得了一定的成效。现总结如下：

1、生产经营取得了预期目标 。今年以来公司上下紧密围绕2018年的目标任务主动出击，较好地完成了dd小区、dd花园、国税局、dd广场等小区的庭院管网、户室安装工程、全年共安装600户，已开通使用510

2、完成电信住宅楼、粮食局住宅楼，农资公司住宅楼、食品公司住宅楼等部分改造 工作，完成户内表改造。经营状况步入良性循环，并取得了一定的成效。

3、抓重点强化内部管理、引入竞争激励机制 。今年公司的重点放在已建成的盐丰小区、滨江花园、国税局高楼、财富广场的庭院的户室安装工作。

4、凡对重点工程，公司都坚持“安全第一”的原则，认真做好工程安全工作，由负责安全的主管领导亲自抓、做到安全工作层层落实，具体到点、到人。从不放过任何安全隐患。对检查出隐患及时组织整改，做到有措施、有落实，把隐患消灭在萌芽状态中。

来年必须抓好各项工程的安全工作，始终坚持“安全第一”、“安全重于泰山”的理念。认真抓好安全工作的责任和措施的落实，对造成安全责任事故和责任人绝不放过，在安全这个问题上公司绝不手软。

㈡ 石油天然气会计

新企业会计准则下石油天然气企业的会计处理 摘要:文章阐述了我国目前石油天然气行业会计现状，并对新颁布的油气会计准则的主要特点进行了简单描述，通过与旧准则和国际惯例的两方面的主要差异比较，探讨并分析了新准则对我国大型油气企业的重要影响。 (共2页) 关键词:石油天然气会计 计量 新会计准则 学科分类:F4[经济 > 工业经济] 相关文章:主题相关 这个你可以看一下，或者你也可以从网络里面搜一下，应该很多的。

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㈢ 财务评价参数

经济评价参数是用以计算、衡量油气工业建设项目效益与费用以及判别项目经济合理性的一系列数值。它仅供项目评价及决策时使用，不代表现行的价格、汇率和利率，也不作为国家分配投资、财政核算及部门间、企业间商品交换和结算的依据。财务评价参数由中国石油天然气集团公司组织制定(参考参数是一些经验数据和统计资料，请参考附录)。

(一)财务价格

财务价格主要是指财务预测和进行财务评价时所使用的价格，一般有市场价格、现行价格和不变价格之分。

市场价格是指当时市场上实际交易的价格，又称实际价格。市场价格按其出现的时间又可分为现行市场价格和预期市场价格。前者用于可行性研究报告；后者反映相对价格的变化，用于预测未来期望的市场价格。

现行价格是包括通货膨胀因素在内的市场价格，亦称名义价格，其特点是价格相对变动。而不变价格是不考虑通货膨胀因素的价格，其特点价格是相对不变，亦称固定价格。现行价格考虑了物价变动和通货膨胀的影响，可用于编制“现金流量表”、“贷款还本付息预测表”，用于估计建设期所需投资额，作为项目投资和银行贷款的重要依据。当然通货膨胀率(或物价指数)应由国家规定或参考历年物价变动指数采用专门的预测方法进行测算。不变价格因未考虑物价变动和通货膨胀的因素，故可用于测算无通货膨胀的财务内部收益率(FIRR)、财务净现值(FNPV)、投资回收期、投资收益率和项目寿命期内偿债能力分析。

(二)石油行业财务基准收益率(i_c)

石油行业财务基准收益率是本行业内项目的财务内部收益率的基准值。它代表了行业内所有投资资金应当获得的最低财务盈利水平，以及行业内投资资金的边际收益率和机会成本。在项目的财务评价中，用以评价投资经济效果，是判断投资方案是否可行的基本标准。在项目最终评价中，当求出项目的内部收益率大于或等于基准收益率时，项目是可行的；反之是不可行的。石油行业财务基准收益率是根据老企业、新项目、全行业历年积累的资料，在科学分析的基础上，由中国石油天然气集团公司组织测定的。

据测算，石油基准收益率为12%；天然气为12%。

(三)石油行业基准投资回收期(P_c)

石油行业基准投资回收期是评价建设项目投资回收期所规定的标准期限，是投资回收期指标的判据。它代表了同行业的平均先进定额水平。确定石油行业基准投资回收期时，根据积累的统计资料，全面分析影响投资回收年限的各种因素，由中国石油天然气集团公司组织测定。行业基准投资回收期的测定方法是通过利用测算财务内部收益率时的有关资料和抽样调查得到的新、老企业的投资回收期的平均值来加以确定。行业投资回收期的计算公式为：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

经测算，石油基准投资回收期为6年；天然气为7年。

(四)石油行业平均投资利润率

石油行业平均投资利润率是一项评判参数，用来与评价项目的投资利润率指标相对照，以便考察项目的该指标是否达到或超过了行业平均水平。但石油行业平均投资利润率不作为项目投资利润率是否达到最低要求的判据。石油行业平均投资利润率是根据新项目、老企业、全行业的投资利润率，用简单平均法计算得到的。

经测算，石油平均投资利润为17%；天然气为10%。

(五)石油行业平均投资利税率

石油行业平均投资利税率是一项评判参数，用来与评价项目的投资利税率指标相对照，以便考察项目的该指标是否达到或超过了行业平均水平。但石油行业平均投资利税率不作为项目投资利税率是否达到最低要求的判据。

石油行业平均投资利税率是根据新项目、老企业、全行业的投资利税率，用简单平均法计算得到的。

经测算，石油平均投资利税率为20%；天然气为12%。

㈣ 关于燃气相关行业的会计处理等知识

企业会计准则第27号——石油天然气开采

第一章 总 则

第一条 为了规范石油天然气(以下简称“油气”)开采活动的会计处理和相关信息的披露，根据《企业会计准则——基本准则》，制定本准则。

第二条 油气开采活动包括矿区权益的取得以及油气的勘探、开发和生产等阶段。

第三条 油气开采活动以外的油气储存、集输、加工和销售等业务的会计处理，适用其他相关会计准则。第二章矿区权益的会计处理。

第四条 矿区权益，是指企业取得的在矿区内勘探、开发和生产油气的权利。

矿区权益分为探明矿区权益和未探明矿区权益。探明矿区，是指已发现探明经济可采储量的矿区；未探明矿区，是指未发现探明经济可采储量的矿区。

探明经济可采储量，是指在现有技术和经济条件下，根据地质和工程分析，可合理确定的能够从已知油藏中开采的油气数量。

第五条 为取得矿区权益而发生的成本应当在发生时予以资本化。企业取得的矿区权益，应当按照取得时的成本进行初始计量：

(一)申请取得矿区权益的成本包括探矿权使用费、采矿权使用费、土地或海域使用权支出、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他申请取得支出。

(二)购买取得矿区权益的成本包括购买价款、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他购买取得支出。

矿区权益取得后发生的探矿权使用费、采矿权使用费和租金等维持矿区权益的支出，应当计入当期损益。

第六条 企业应当采用产量法或年限平均法对探明矿区权益计提折耗。采用产量法计提折耗的，折耗额可按照单个矿区计算，也可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组计算。计算公式如下：

探明矿区权益折耗额=探明矿区权益账面价值×探明矿区权益折耗率

探明矿区权益折耗率=探明矿区当期产量／(探明矿区期末探明经济可采储量+探明矿区当期产量)。

第七条 企业对于矿区权益的减值，应当分别不同情况确认减值损失：

(一)探明矿区权益的减值，按照《企业会计准则第8号——资产减值》处理。

(二)对于未探明矿区权益，应当至少每年进行一次减值测试。单个矿区取得成本较大的，应当以单个矿区为基础进行减值测试，并确定未探明矿区权益减值金额。单个矿区取得成本较小且与其他相邻矿区具有相同或类似地质构造特征或储层条件的，可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组进行减值测试。

未探明矿区权益公允价值低于账面价值的差额，应当确认为减值损失，计入当期损益。未探明矿区权益减值损失一经确认，不得转回。

第八条 企业转让矿区权益的，应当按照下列规定进行处理：

(一)转让全部探明矿区权益的，将转让所得与矿区权益账面价值的差额计入当期损益；转让部分探明矿区权益的，按照转让权益和保留权益的公允价值比例，计算确定已转让部分矿区权益账面价值，转让所得与已转让矿区权益账面价值的差额计入当期损益。

(二)转让单独计提减值准备的未探明矿区权益的，如果转让所得大于矿区权益账面价值，将其差额计入当期损益；如果转让所得小于矿区权益账面价值，以转让所得冲减矿区权益账面价值，不确认损益。

(三)转让以矿区组为基础计提减值准备的未探明矿区权益的，如果转让所得大于矿区权益账面原值，将其差额计入当期损益；如果转让所得小于矿区权益账面原值，以转让所得冲减矿区权益账面原值，不确认损益。

第九条 当未探明矿区(组)内发现探明经济可采储量而将未探明矿区(组)转为已探明矿区(组)时，应当按照其账面价值转为探明矿区权益。

第十条 未探明矿区因最终未能发现经济可采储量而放弃时，应当按照放弃时的账面价值转销未探明矿区权益并计入当期损益。因未完成义务工作量等因素导致发生放弃成本的，应当计入当期损益。第三章油气勘探的会计处理

第十一条 油气勘探，是指为了识别勘探区域或探明油气储量而进行的地质调查、地球物理勘探、钻探活动以及其他相关活动。

第十二条 油气勘探支出包括钻井勘探支出和非钻井勘探支出。钻井勘探支出主要包括钻探区域探井、勘探型详探井、评价井和资料井等活动发生的支出；非钻井勘探支出主要包括进行地质调查、地球物理勘探等活动发生的支出。

第十三条钻井勘探支出在完井后，确定该井发现了探明经济可采储量的，应当将钻探该井的支出结转为井及相关设施成本。

确定该井未发现探明经济可采储量的，应当将钻探该井的支出扣除净残值后计入当期损益。

确定部分井段发现了探明经济可采储量的，应当将发现探明经济可采储量的有效井段的钻井勘探支出结转为井及相关设施成本，无效井段钻井勘探累计支出转入当期损益。

未能确定该探井是否发现探明经济可采储量的，应当在完井后一年内将钻探该井的支出予以暂时资本化。

第十四条 在完井一年时仍未能确定该探井是否发现探明经济可采储量，同时符合下列条件的，应当将钻探该井的暂时资本化支出继续暂时资本化，否则应当计入当期损益：

(一)该井已发现足够数量的储量，但要确定其是否属于探明经济可采储量，还需要实施进一步的勘探活动。

(二)进一步的勘探活动已在实施中或已有明确计划并即将实施。

钻井勘探支出已费用化的探井又发现了探明经济可采储量的，已费用化的钻井勘探支出不作追溯调整，重新钻探和完井发生的支出予以资本化。第十五条 非钻井勘探支出于发生时计入当期损益。第四章油气开发的会计处理第十六条 油气开发，是指为了取得探明矿区中的油气而建造或更新井及相关设施的活动。

第十七条 油气开发活动所发生的支出，应当根据其用途分别予以资本化，作为油气开发形成的井及相关设施的初始成本。

油气开发形成的井及相关设施的成本主要包括：

(一)钻前准备支出，包括前期研究、工程地质调查、工程设计、确定井位、清理井场、修建道路等活动发生的支出。

(二)井的设备购置和建造支出。井的设备包括套管、油管、抽油设备和井口装置等，井的建造包括钻井和完井。

(三)购建提高采收率系统发生的支出。

(四)购建矿区内集输设施、分离处理设施、计量设备、储存设施、各种海上平台、海底及陆上电缆等发生的支出。

第十八条 在探明矿区内，钻井至现有已探明层位的支出，作为油气开发支出；为获取新增探明经济可采储量而继续钻至未探明层位的支出，作为钻井勘探支出，按照本准则第十三条和第十四条处理。

第五章 油气生产的会计处理

第十九条 油气生产，是指将油气从油藏提取到地表以及在矿区内收集、拉运、处理、现场储存和矿区管理等活动。

第二十条 油气的生产成本包括相关矿区权益折耗、井及相关设施折耗、辅助设备及设施折旧以及操作费用等。操作费用包括油气生产和矿区管理过程中发生的直接和间接费用。

第二十一条 企业应当采用产量法或年限平均法对井及相关设施计提折耗。井及相关设施包括确定发现了探明经济可采储量的探井和开采活动中形成的井，以及与开采活动直接相关的各种设施。采用产量法计提折耗的，折耗额可按照单个矿区计算，也可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组计算。计算公式如下：

井及相关设施折耗额=期末井及相关设施账面价值×矿区井及相关设施折耗率

井及相关设施折耗率=矿区当期产量／(矿区期末探明已开发经济可采储量+矿区当期产量)

探明已开发经济可采储量包括，矿区的开发井网钻探和配套设施建设完成后已全面投入开采的探明经济可采储量，以及当提高采收率技术所需的设施已建成并已投产后相应增加的可采储量。

第二十二条地震设备、建造设备、车辆、修理车间、仓库、供应站、通讯设备、办公设施等辅助设备及设施，应当按照《企业会计准则第4号——固定资产》处理。

第二十三条企业承担的矿区废弃处置义务符合《企业会计准则第13号——或有事项》中预计负债确认条件的，应当将该义务确认为预计负债，并相应增加井及相关设施的账面价值。

不符合预计负债确认条件的，在废弃时发生的拆卸、搬移、场地清理等支出，应当计入当期损益。

矿区废弃是指矿区内的最后一口井停产。

第二十四条 井及相关设施、辅助设备及设施的减值，应当按照《企业会计准则第8号——资产减值》处理。

第六章披露第二十五条 企业应当在附注中披露与石油天然气开采活动有关的下列信息：

(一)拥有国内和国外的油气储量年初、年末数据。油气储量包括母公司和子公司的全部储量、合营油气储量的份额。

(二)当年在国内和国外发生的矿区权益的取得、勘探和开发全部支出。

(三)探明矿区权益、井及相关设施的期末金额，累计折耗和减值准备金额以及计提方法；与油气开采活动相关的辅助设备及设施的期末金额，累计折旧和减值准备金额以及计提方法。

新会计准则会计科目及帐务处理。请详见： http://www.chinaacc.com/new/63/64/78/2006/10/wa2893133359181016002363-0.htm

㈤ 天然气管道能效与成本

研究天然气管道能效与成本的关系，同研究原油管道能效与成本的关系一样，需要从输气成本的构成、输气成本计算、敏感性分析等三个方面进行分析。其关系特点与原油管道类似，在这里就不具体阐述了。下面以一条输气管道为例，分析其因输量变化引起能效变化后，运行成本及效益方面的变化，以便更清楚地认识天然气管道能效对管输成本的影响和对运营经济性的影响。

1.管道基本情况

某输气管道（以下称D管道）增输前，设置10座压气站，输气能力120×10⁸Nm³/a。增输后全线共有22座压气站，输气能力170×10⁸Nm³/a。2007年8月22座压气站均已投产，目前运行在160×10⁸Nm³/a输量下。由于输量增加，机组运行数量增加，气、电等耗能实物量以及生产单耗均大幅度上升。

2.分析范围

本次分析是对D输气管道增输前后的能耗变化情况进行定量和定性分析。为更清晰地说明能耗变化产生的影响，根据搜集到的部分财务数据，进行了简要的经济运行分析。由于没有考虑管道资产折旧、净现金流量等经济评价因素，且采用的财务数据为粗算数据，其中关于燃动力费、利润率、管输收益等经济数据的计算，仅作为定性参考。

为方便说明能耗变化及其引起的经济指标变化，本书中对以下能耗、经济指标进行了定义：

生产能耗增加值——相邻两输量台阶生产能耗的差值；

生产单耗增加值——相邻两输量台阶生产单耗的差值；

耗能输量比增加值——相邻两输量台阶耗能输量比的差值；

管输毛利润——年管输收入与年燃动力费的差值；

单位输量毛利润——输送每立方米天然气的管输收入与其燃动力费的差值；

单位输量产出与投入比——输送每立方米天然气的管输收入与其所需的燃动力费的比值；

盈利速度——一定时间内的盈利总额，即获取利润的速度。（ 在本书中特指以年为单位时间的管输毛利润，即每年的管输毛利润，单位为亿元/年。此指标可以反映由120亿输量增至170亿输量过程中，D管道管输获取利润的速度在持续增加）

3.投产以来能耗情况

D管道2001年投产以来，生产能耗随输量的持续增加呈上升趋势，气、电等耗能实物量以及生产单耗逐年上升。2001～2007年的历年能耗情况见表6-19及图6-12。

表6-19 历年能耗数据表

图6-12 历年能耗变化趋势图

4.各输量台阶仿真结果

利用规格公司仿真软件对120亿至170亿的开机情况进行了模拟，根据模拟得到的机组功率，折算出各站压缩机总耗能量，具体情况见表6-20及图6-13。

表6-20 仿真测算数据表

图6-13 仿真测算能耗趋势图

5.实际能耗数据整理分析

通过对2005年至2007年的能耗历史数据进行整理、分析，同时参考仿真结果，得到D管道输量由120亿增至170亿的能耗变化趋势。基本变化随着输量增加，机组运行数量增加，气、电等耗能实物量以及生产单耗均大幅度上升。当D管道首站进气量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a时，其年生产能耗约由44×10⁴tce增至125×10⁴tce，即生产耗能量增加了1.9倍。其生产单耗由105kgce/（10⁷Nm³·km）增至220kgce/（10⁷Nm³·km），即生产单耗增加1.1倍。能耗变化趋势具体情况见表6-21、图6-14、图6-15、图6-16。

表6-21 能耗变化趋势表

图6-14 能耗随输量变化趋势图

图6-15 能耗随周转量变化趋势图

图6-16 能耗增幅变化趋势图

6.燃动力费变化分析

随着输量的增加，燃动力费及单位周转量燃动力费均大幅度上升。按照电价每度0.67元，气价0.96元/m³计算，当D管道首站进气量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a时，其燃动力费约由每年32000万元增至每年113000万元，即燃动力费增加2.5倍。其单位周转量燃动力费由75元/10⁷Nm³·km增至200元/10⁷Nm³·km，即单位周转量燃动力费增加1.6倍。燃动力费变化趋势具体情况见表6-22、表6-23、图6-17和图6-18。

表6-22 燃动力费变化趋势表

表6-23 能耗及费用变化对比表

图6-17 燃动力费变化趋势图

图6-18 燃动力费用变化对比图

7.利润空间变化分析

经对比分析，在输量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a的过程中，由于单位燃动力费持续增加，但单位管输费保持不变，所以输送每立方米气带来的管输利润持续降低。单位输量毛利润由120×10⁸Nm³/a时的0.75元/Nm³降至170×10⁸Nm³/a时的0.72元/Nm³，降幅为5.2%。具体数据见表6-24、图6-19。

表6-24 燃动力费与管输费变化趋势表

图6-19 单位输量利润变化趋势图

在输量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a的过程中，虽然单位输量毛利润持续降低，但由于输量的增加，引起了管输收入的大幅增加，管输毛利润仍然处于上升通道中。管输毛利润由120×10⁸Nm³/a时的89亿元/a增加至170×10⁸Nm³/a时的116亿元/a，增幅为30%。具体数据见表6-24、图6-20。

图6-20 毛利润随输量变化趋势图

8.节能与经济运行综合分析结论

D管道原设计商品气输送能力120×10⁸m³/a，在此输量下D管径Φ1016管径生产单耗合理，单位周转量燃动力费较低。当增输至170×10⁸m³/a时，输量增加42%，生产能耗增加1.88倍，生产单耗增加1.1倍；燃动力费增加2.48倍，单位周转量燃动力费增加1.57倍。在输量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a的过程中，生产单耗始终处于上升通道中，增输后生产单耗大幅上升，单位然动力费大幅上升。

虽然单耗的快速上升引起了单位输量毛利润的下降，但由于输量的增加，带来了管输收入的增加，在输量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a的过程中，年管输毛利润始终处于上升通道中，增输后管输毛利润增加。

D管道输量由120×10⁸Nm³/a增至170×10⁸Nm³/a，总体运营情况发生的变化是：在输量增加42%，年收益增加的同时，单耗急剧上升、单位利润率下降。

提高能效，合理控制单耗的增长，会进一步增加管输利润，在保持年收益增加、盈利速度加快的同时，减缓产出与投入比与利润率下滑的速度，为企业带来更好的经济效益。总体运营情况变化趋势见表6-25、图6-21。

表6-25 总体运营情况变化趋势表

图6-21 总体运营情况变化趋势图

㈥ 哪位有《中国石油天然气股份有限公司财务风险分析》这篇论文，麻烦发给我，急~~~！

你找一个在大学的朋友吧，教育网可以下载。别的地方要收费。

㈦ 选择国内A股市场的某一公司作为分析对象做财务报告分析

不完全是财务分析，主要是股票的基本面分析，需要可以找我，我写过很多股票分析，纯财务分析的没有写过。 002353杰瑞股份深度分析报告 2010 年 12 月 14 日星期二 投资建议：根据保守预测， 2011 年杰瑞股份的营业额将达到 12 亿元， 2012 年达到 18 亿元，对应每股收益分别为 3.23 元和 4.85 元， 2 年内 A 股目标价（不计算除权）可以达到 200 元以上。如果按照杰瑞股份在招股说明书中提出的未来 5 年内业务收入达到 50 亿元的规划， 5 年内 A 股目标价（不计算除权）很可能超过 500 元。 杰瑞股份是一个高速发展的石油机械制造企业，从1999年以50万资金成立，到2010年9月底，企业达到21亿净资产，公司股票价值达到150亿。 一、 杰瑞具备高成长的特性 杰瑞注册于1999年12月，注册资本50万元；2001年03月，增资到300万元；2002年03月，增资到1000万元；2005年11月，增资到2000万元；2007年11月，整体变更增资到7980万元；2007年12月，增资到8467.3万元；2008年01月，8581.8万元。 2006-2010年杰瑞的净利润和年度增长率如下所示： 2006-12-31日，净利润：2026.63；净利润增长率----； 2007-12-31日，净利润：4073.75；净利润增长率101.01%%； 2008-12-31日，净利润：8788.24；净利润增长率115.73%； 2009-12-31日，净利润：17961.06；净利润增长率104.38%； 2010-09-30日，净利润：19202.77；净利润增长率64.26%。 二、 杰瑞所处的能源服务行业未来前景广阔 “铁锹效应”，让互联时代诞生了思科这样的伟大企业。杰瑞属于石油服务行业，未来若干年内，能源必然成为经济发展的命脉，能源危机会带来能源开采业的高速发展。 美国20世纪70年代的高通货膨胀率时期，石油服务类公司股票的年均名义收益率达到31.0%，年均实际收益率23.6%，实际总收益率达到732.1%，成为那个时代的行业收益冠军。因此，杰瑞股份的“铁锹效应”+能源概念有着很广阔的前景和增长空间。 三、 杰瑞的市场准入壁垒、供货渠道壁垒、技术堡垒、人才堡垒、信誉壁垒，保证了企业的高毛利润 有些事情花钱可以做到，有些事情花钱也很难做到，例如市场准入堡垒、信誉堡垒、供货渠道壁垒等，都需要有一定时间的发展。杰瑞股份目前就拥有市场准入、供货渠道、技术、人才、信誉等五大堡垒，在加上行业特有的经营模式（油田专用设备一般采用“以销定产”的生产模式，即取得客户订单后再组织生产，并在规定时间内交货），使得石油服务行业竞争较小，从而有效保证企业的利润率。 杰瑞股份目前的主营业务为油田专用设备制造；油田、矿山设备维修改造和配件销售；海上钻采平台工程作业服务三大块。其中，油田专用设备制造部分2006至2009年平均毛利率为39%；油田、矿山设备维修改造与配件销售部分2006至2009年平均毛利率为25%；海上钻采平台工程作业服务部分2007至2009年平均毛利率为65%。这些高毛利率的业务收入快速增长使得公司综合毛利率持续提高，毛利增长速度超过了业务收入的增长速度。 2006 年，油田、矿山设备维修改造与配件销售业务毛利占公司毛利总额的比例为90.63%，是当时公司的主要利润来源。2007 年，油田专用设备制造业务得到了快速发展，该项业务的毛利占公司毛利总额的比例由2006 年的12.87%增长至2007 年的37.68%，对公司毛利增长的贡献度较大，增长贡献率为59.66%。2008 年，海上油田钻采平台工程作业服务业务的毛利占公司毛利总额的比例由2007年的6.84%增长至2008 年的18.21%，毛利增长贡献率由2007 年的12.08%提升至2008年的36.39%，超过公司其他两项主营业务的毛利增长贡献率，成为公司新的利润增长点。 2009 年1-6 月，油田专用设备制造业务成为公司最大的业务板块，该项业务毛利占公司毛利总额的比例由2008 年的32.24%增长至48.80%，毛利增长贡献率由2008 年的23.54%提升至56.99%，超过公司其他两项主营业务的毛利增长贡献率。 杰瑞大力发展高毛利率业务板块，海上油田钻采平台工程作业服务业务和油田专用设备制造业务将成为公司业务高增长点。 四、 杰瑞股份财务状况良好 2010年三季度财务报表显示杰瑞股份的总资产为229966.70万元，流动资产万元，固定资产9555.53万元，流动负债14351.19万元，长期负债为0，净资产215265.20万元，经营现金流量-17302.22万元，总现金流量138949.66万元，速动比率13.873，资产负债率6.24%。 其中经营现金流量为负数，主要由几大原因造成： 1，年初、年中销售回款期长，销售回款增速低于营业收入增速，说明企业的业务销售增幅较大，回款速度较慢。 2，因为改善大部件到货周期长的产能瓶颈，提前储备大部件而导致预付账款和存货占压增大，说明杰瑞在生产上能做到未雨绸缪。 3，由于生产规模的扩张而快速储备人才、增加员工，导致支付给职工以及为职工支付的现金与支付的各项税费分增长。 从以上几点来看，杰瑞的经营现金流量为负，属于企业业务高速发展造成，不属于不健康财务指标。 低资产负债率能带来低财务费用，而较大的流动资产和较高的毛利率能给企业带来较大的收益。杰瑞无长期负债，流动负债为1.43亿元，并且在这1.43亿中有6600万的预收款项和6000万应付款项，实际支付利息的借款仅为1929万元。同时由于募集资金尚未使用完，1-9月还产生了1846万利息。 五、 杰瑞具备较强的股本扩张能力 2010年1-3季度杰瑞股份每股收益1.67元，在上海、深圳近两千支股票中，排名第十一位。截止2010年三季度，杰瑞股份资本公积金达到166190.53万元，未分配利润为36396.02万元，每股未分配利润为3.170元，每股净资产为18.748元，每股公积金为14.474元。杰瑞股份2009年度分配方案为每10股派6元(含税)。 杰瑞目前总股本为11481.79万股，流通股份2900.00万股，属于典型的小盘绩优股，加上企业的高成长性，在未来的1-3年内完全具备股本快速扩张高送转的能力。 六、 杰瑞股份上市募集资金的投资项目前景良好 杰瑞股份公开发行上市募集的资金，主要投资以下6个项目： 1、 压裂橇组、压裂车组扩产项目 2、 固井水泥车扩产项目 3、 液氮泵车扩产项目 4、 海上钻井平台岩屑回注及泵送作业服务项目 5、 油田维修服务基地网络建设 6、 补充维修改造和配件销售专项流动资金 压裂橇组、压裂车组项目： 石油及天然气的开采过程会大量应用压裂工艺。一般来说，油井压裂之后，单井日产油量比压裂以前可以提高3-5倍，平均增产有效期大约6 个月，部分油井甚至可以达到一年以上。当油井产量递减到压裂之前的产量之后，可以进行重复压裂，部分油井可以重复压裂5-6 次，甚至7-8 次。由此可见，压裂工作在挖掘油井生产潜力、保持油田稳产方面，起到十分重要的作用。 固井水泥车扩产项目： 固井作业是指在石油开采过程中，将套管下入井中，将水泥浆注入并填满井壁和套管之间的环形空间，从而将套管和地层岩石固结起来的过程。固井水泥车(橇)是进行固井作业的主要设备，其主要功能是把水泥和水连续混合，并同时连续将混合完成的水泥浆注入套管与井筒形成的环形空间。一般来说，每口油井需进行2 次固井作业(表层固井和油层固井)，因此，固井工艺的使用频率与钻井口数，特别是与新钻井口数有直接关系。以国内陆地最大的固井公司——大庆钻探钻技一公司为例，2008 年，该公司固井施工总量突破一万口次，达到10,754 口次。 压裂橇组、压裂车组扩产项目和固井水泥车扩产项目市场竞争较小，固井、压裂设备的生产技术门槛较高，国内具备生产实力的厂商并不多，目前，成熟的固井设备生产厂家约有4-5 家，成熟的压裂设备生产厂家约有3-4 家，压裂橇组、压裂车组扩产项目、固井水泥车扩产项目属于杰瑞成熟业务的扩展，会带来稳定增长。 海上钻井平台岩屑回注及泵送作业服务项目 ：杰瑞最近两年高速发展的业务中，岩屑回注是一项发展前景广阔的革新技术，它不仅用于海上钻井，也可以用于城市生活垃圾、化工厂污水、重金属污染物、核废料污染环保处理。我国东海、渤海湾、珠江口、北部湾等11 个大中型盆地的石油资源量占全国总资源量的24%以上。杰瑞是目前唯一一家为海上油田钻采平台提供整套岩屑回注服务的国内上市企业，在岩屑回注这一细分领域中具有领跑者的竞争优势，并在蓬莱19–3油田开展岩屑回注业务中积累了丰富经验。因此投资海上钻井平台岩屑回注及泵送作业服务项目，将成为杰瑞未来高成长的动力。 液氮泵车项目 ：这也是一个前景非常好的项目。在美国，油田用户拥有的液氮泵车(橇)总数达到了1,300台，且有一半的液氮设备应用于气举以外的领域。而我国目前拥有量在50台左右，主要应用在气举领域，只有少部分应用在氮气泡沫压裂等领域。随着我国液氮设备应用领域的拓展，油田用户对液氮设备的需求将会持续增加，国内市场潜力巨大，国内市场处于起步阶段，预计未来3-5年将会达到500台左右，意味着10倍的增长空间。液氮泵设备制造领域的技术门槛较高，国内厂商尚无规模化、产业化生产的企业。液氮泵车(橇)技术主要由美国的哈里伯顿、S&S公司和加拿大的Hydra Rig公司掌握，其他如中东地区、非洲地区、前苏联地区的众多产油国皆不具备生产液氮设备的能力，而对其的需求却日益增长。 杰瑞在液氮泵车项目上积累了较多的经验，自主研发储备了生产液氮泵橇的技术，并且在液氮设备生产技术方面已取得6项实用新型专利。前期杰瑞在液氮泵车业务量较小，2008年生产3台，2009年生产5台，给杰瑞实际带来利润并不多。液氮泵车项目完全投产后，设计年生产能力8台，实际生产能力能达到10台。未来的液氮泵车市场是巨大的，杰瑞将成为国内首家液氮泵车规模化、产业化生产的企业。这也是杰瑞未来的一个主要业务增长点。 七、 杰瑞目前资金充裕，发展战略清晰 杰瑞上市计划募集资金3.1亿，实际募集16.89亿元，超募13.79亿元。与其他买房买车的超募上市公司不同，杰瑞公司表示将把超募资金投向毛利率更高的油田工程技术服务业务。 对于超募资金的用途，杰瑞表示将首先满足招股书所披露的投资项目，并会加大和强化投资力度；另外将重点投向行业毛利率较高的油田工程技术服务领域，建立固井、压裂、连续油管、液氮、防砂等作业服务能力。 上市以来，杰瑞使用超募资金情况包括： 1.2亿增资杰瑞石油装备技术有限公司；0.8亿增资杰瑞石油开发公司；不超过1亿元购买烟台市莱山区约500亩的土地使用权，主要用于油田专用设备制造、研发中心、仓储、油田工程技术服务业务的发展用地；不超过0.27亿从烟台高新区政府竞拍大约150 亩的土地使用权，作为公司后续发展用地，主要用于油气高新技术装备的开发基地、实验室、油气田工程技术服务科研业务发展用地；0.3亿向烟台杰瑞石油开发公司补充日常经营流动资金；0.68亿向烟台杰瑞石油装备技术公司补充日常经营流动资金；2.820亿实施油气田井下作业服务项目、酸化压裂作业服务项目；1.1854亿实施研发中心大楼、职工食堂及后勤行政中心建设项目，其中研发大楼使用0.9957亿；设立全资子公司烟台杰瑞油田设备制造有限公司；在阿联酋成立道-杰瑞油田服务有限公司；收购杰瑞压缩设备有限公司。 从以上超募资金的使用情况来看，杰瑞没有让募集资金进入银行闲置，也没有大把烧钱买车买房，而是继续专注于自己的主业。杰瑞通过加大和强化投资力度，将超募资金重点投向行业毛利率较高的油田工程技术服务领域，力争快速提升公司核心业务的市场占有率，增强盈利能力，从而更有效的延伸产业链条，为打造国内先进、国际知名的油田服务企业奠定坚实基础。 八、 杰瑞的投资项目大部分于 2011 年上半年投产， 2011 年将是杰瑞完善产业链、产品规模化、产业化起始年 压裂橇组、压裂车组扩产项目；固井水泥车扩产项目；液氮泵车扩产项目；海上钻井平台岩屑回注及泵送作业服务项目；油田维修服务基地网络建设等五个项目，目前已经按照计划实施，预计在2011年5月投产。油气田井下作业服务项目和酸化压裂作业服务项目预计在2011年7月投产。目前项目均已经按照计划实施。按照计划，以上项目在2011年将会给杰瑞带来3.5亿业务收入，带来新增利润0.929亿。 投资项目 2011 预计营业额（亿元） 2011 预计利润（亿元） 压裂橇组、压裂车组扩产项目 0.676 0.15 固井水泥车扩产项目 0.388 0.069 液氮泵车扩产项目 0.278 0.064 海上钻井平台岩屑回注及泵送作业服务项目 0.309 0.128 油田维修服务基地网络建设项目 0.319 0.055 气田井下作业服务项目 0.864 0.234 酸化压裂作业服务项目 0.681 0.229 合计 3.515 0.929