Литература

Вид материала

Содержание

Эволюция структуры рынка нефти. Российские сорта нефти (REBCO)
Эволюция цен
Хронология динамики уровня цен
Основные факторы влияющие на уровень цен нефти на предприятии
Таблица 2 Добыча нефти и производство нефтепродуктов
Обводненность месторождений
Межремонтный период
Налоговая составляющая в цене продукции
НДС и экономический рос
Альтернативные подходы к налоговой реформе
Расчётная часть
Э = 4548,22 + 1265,4 = 5813,62 тысячи рублей.ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список литературы

Подобный материал:

1 2 3

Механизмы ценообразования на рынке нефти. Структура цены

Важнейшим принципом экономики является рачительное природопользование. Нефтегазовое недропользование должно основываться на следующих условиях:

- разработке всех рентабельных месторождений вне зависимости от того, на каком этапе жизненного цикла они находятся;

- добыче на всех без исключения объектах каждого рентабельного в целом месторождения, даже если отдельные объекты являются нерентабельными;

- строгом соблюдении утвержденных технологий разработки месторождения, годовых уровней добычи, заданных в технологической схеме разработки, и установленных значений коэффициентов извлечения нефти;

- применении современных методов увеличения нефтеотдачи;

- недопустимости интенсификации добычи на отдельных скважинах, нарушающей и ухудшающей гидродинамическую модель и снижающей КИН в целом по месторождению;

- воспроизводстве (желательно расширенном) минерально-сырьевой базы нефтедобывающей промышленности [15, с. 41]..

Если в советской экономике указанные требования соблюдались, то в российской действительности они почти полностью и повсеместно нарушаются. Отчетливо наблюдается селективная, а нередко хищническая добыча нефти и газа за счет, к примеру, использования недопустимых методов её интенсификации. Оно и понятно, так как преобладающей мотивацией недропользователей в условиях рынка становится стремление к получению максимального дохода сегодня, сейчас.

Такая мотивация приводит, с одной стороны, к росту сиюминутной горной ренты в пересчете на единицу добываемого сырья, с другой – к потере и снижению общей массы ренты в будущем.

В развитых государствах принимаются законы и нормативные документы, препятствующие нарушению указанных выше требований. Так, по каждому месторождению устанавливается нижний предел годового темпа отбора нефти из извлекаемых запасов, что исключает выборочную отработку более производительных и более легких объектов добычи. Причем, для каждой скважины устанавливается верхний предел ее суточного дебита, чем не допускается излишняя интенсификация притока нефти.

Эволюция структуры рынка нефти. Российские сорта нефти (REBCO)

Мировой нефтяной рынок претерпевал постоянные изменения в сторону расширения многообразия своей внутренней структуры, со временем также менялся и механизм ценообразования на этом рынке, формула определения основных цен.

Эволюция цен

До 1947 года действовала так называемая "однобазовая система цен", при которой цены рассчитывались по формуле "залив плюс фрахт". Если быть более точным - то по формуле "Мексиканский залив плюс фиктивный фрахт" в соответствии с Ачнакаррским соглашением о создании Международного Нефтяного Картеля, заключенным основными международными нефтяными компаниями в 1928-м году.

После войны американские и английские административные расследования заставили изменить систему расчета цен "залив плюс фрахт". В 1947 г. компании МНК признали Персидский залив в качестве второй базы для расчета цен, приравняв таким образом цены фоб Мексиканский залив к ценам фоб Персидский залив и устранив призрачные затраты на перевозку нефти от Мексиканского залива к Персидскому. В действие вступила так называемая "двухбазовая система цен", при которой фрахтовые ставки рассчитывались или от Мексиканского, или от Персидского залива, но в обоих случаях исходной была цена нефти от Мексиканского залива.

В 1971-86 гг., когда ценообразование осуществлялось на базе официальных отпускных цен ОПЕК, основной ценообразующей формулой стала "Персидский залив плюс реальный фрахт". После относительно безрезультатного первого десятилетия существования ОПЕК (образована в 1960 году), Организация выступила инициатором пересмотра в сторону повышения как уровня официальных (справочных) цен на нефть, так и доли в прибылях и собственности в соглашениях с основными международными нефтяными компаниями [14, с. 201].

История принципа

Первые три этапа характеризуются картельным принципом ценообразования, однако на разных этапах это были разные картели с разным составом участников.

На первых двух этапах "ценообразующий" картель состоял из семи крупнейших международных нефтяных компаний (Экссон, Мобил, Галф, Тексако, Стандард Ойл оф Калифорния (СОКАЛ) - все американские, Бритиш Петролеум - английская, Ройял-Датч/Шелл - англо-голландская [14, с. 203].

На третьем этапе доминирующая роль в ценообразовании перешла к картелю, состоявшему из 13 государств ОПЕК (Саудовская Аравия, Кувейт, Иран, Ирак, Объединенные Арабские Эмираты, Катар - Ближний и Средний Восток, Алжир, Ливия, Нигерия, Габон - Африка, Венесуэла, Эквадор - Южная Америка, Индонезия - Юго-Восточная Азия). Только с 1986 года картельный принцип ценообразования v назначение цен ограниченной группой игроков по своему усмотрению, уступил место бирже, то есть некартельному принципу ценообразования, где цены устанавливаются в результате конкурентной борьбы двух противоборствующих групп огромного числа игроков.

Принцип ценообразования проходил по жестко регламентированной и прозрачной процедуре и отражают в каждый момент времени текущий баланс спроса и предложения с поправкой на систему сиюминутных конъюнктурных факторов экономического и политического характера, оценивающих многочисленные риски изменения ситуации на рынке нефти.

До 1971 года на рынке повсеместно доминировали компании международного нефтяного картеля, в период 70-х-80-х годов в добывающей части нефтяного бизнеса (так называемый "апстрим" - от англ. Upstream) доминировали государства ОПЕК в лице своих государственных нефтяных компаний, в транспортировке, переработке и сбыте (так называемый "даунстрим" - от англ. Downstream) - продолжали доминировать международные и независимые частные нефтяные компании, а также государственные нефтяные компании стран-импортеров.

Соответственно, изменилось число участников процесса ценообразования. Сначала это были 7 (или 8 - в зависимости от того: учитывать КФП или нет) компаний МНК, затем 13 государств ОПЕК, сегодня - это множество участников процесса ценообразования на бирже [17, с. 201].

Хронология динамики уровня цен

До 1947 года цены на нефть в текущем измерении держались на низком уровне и имели тенденцию к снижению. Затем, до начала 70-х гг., оставались практически неизменными в том же ценовом диапазоне v на уровне менее 2 долларов за баррель. 1971-86 г.г. - период сильных колебаний цен. В результате повышений нефтяных цен в 70-е годы, их уровень для легкой аравийской нефти в среднегодовом измерении и в текущем исчислении вырос с менее 2 долл./баррель еще в 1972 г. до почти 36 долл./баррель в 1980 г.

Суточные же котировки нефти этого сорта в отдельные моменты в 1980 и 1981 гг. достигали 40 долл./баррель, после чего началось их постепенное снижение. К 1986 г. среднегодовые цены на легкую аравийскую нефть снизились на 1/5 (до 27,5 долл./баррель в 1985 г.). В 1986 году произошло резкое падение цен до уровня примерно 12 долларов за баррель в среднегодовом исчислении, суточные же котировки опускались ниже "психологической" отметки 10 долл./баррель. События 1986-го года получили известность как "нефтяной антикризис". В этом году ситуация на рынке нефти кардинальным образом изменилась. После повышения цен 70-х годов импортный спрос на жидкое топливо сокращался прежде всего на нефть ОПЕК при одновременном повышении ее поставок на мировой рынок из государств, не входящих в ОПЕК. Поэтому политика ОПЕК была направлена на максимизацию доходов от вывоза нефти и осуществлялась посредством скоординированного в рамках этой

Сокращение экспорта нефти из стран ОПЕК в основном осуществлялось за счет уменьшения квоты Саудовской Аравии, принявшей на себя функции замыкающего поставщика в рамках ОПЕК в целях сохранения цен на нефть на высоком уровне. За 1979-85 гг. страна снизила свою добычу в 5 раз (с 500 до 100 млн.тонн/год), однако это не смогло удержать цены на нефть от постепенного снижения. В декабре 1985 г. Саудовская Аравия отказалась от роли замыкающего поставщика. Страны ОПЕК провозгласили отход от политики поддержания высоких цен на нефть путем ограничения добычи, сменив ее курсом на восстановление "справедливой" доли стран ОПЕК на рынке нефти. В течение первого полугодия 1986-го года ближневосточные страны ОПЕК резко увеличили добычу. В условиях нарастающего избытка предложения борьба стран ОПЕК за увеличение своей доли на рынке вылилась в "войну цен" и привела к их обвалу. В последующие год-два произошла в каком-то смысле "техническая коррекция" цен, и в течение десятилетия 1988-1998 гг. (за исключением короткого периода "Войны в Заливе") 80% ценовых колебаний происходило в диапазоне 15-21 долл./барр.

Какие были сделки

В период с 1947 по 1971 годы доминирующим видом внешнеторговых сделок были регулярные сделки, которые определяли как объёмы торговли, так и уровень цен. На этапе 1971-86 гг. начал активно развиваться и постепенно стать играть самостоятельную роль - как доминирующий субъект в определении цены - рынок разовых сделок, хотя до начала 70-х гг. на него приходилось лишь 3-5% международной торговли и нужен он был только лишь для точной подстройки друг под друга спроса и предложения жидкого топлива [18, с. 170].

В 70-е годы значение разовых сделок стало интенсивно возрастать: в первой половине указанного десятилетия - на них приходилось не более 5-8%, в середине - 10-15%, и в середине 80-х годов - уже не менее 40-50% международной торговли нефтью. Таким образом, с середины 80-х годов именно рынок разовых сделок стал определяющим с точки зрения объемов мировой нефтяной торговли. Однако ценообразующим сегментом рынка разовые сделки стали еще раньше - во время нефтяного кризиса 1973-74 гг., когда именно на них стали постоянно ориентироваться официальные отпускные цены в своей динамике. Поэтому до середины 80-х годов регулярные сделки в значительной степени определяли объемы международной торговли нефтью, но цена к этому времени уже в значительной степени определялась на рынке разовых сделок. На четвертом этапе доминировать в определении объемов торговли продолжал рынок разовых сделок. Рынок регулярных сделок переместился на второе место - они просто поменялись местами. А к бирже перешла ценообразующая роль - цены стали формироваться на бирже, как в сделках с немедленной, так и с отсроченной поставкой.

Таким образом, в итоге эволюции структуры нефтяного рынка, именно к бирже перешла ценоустановительная и ценообразовательная функция на этом рынке.

ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ ВЛИЯЮЩИЕ НА УРОВЕНЬ ЦЕН НЕФТИ НА ПРЕДПРИЯТИИ

Выработанность запасов

За 2008 год добыча нефти, включая газовый конденсат, составила 365 млн т, или 106,9% к уровню того же периода прошлого года. В то же время первичная переработка нефти возросла на 3,7%. Производство автомобильного бензина увеличилось на 0,5%, дизельного топлива – на 4,0%, топочного мазута – на 1,9%, нефтяных смазочных масел – на 2,6% [25].

Половина добываемой в стране нефти поставляется за рубеж, ее доля в экспорте топливно-энергетических товаров также составляет порядка 50%. Россия в 2000-2007 гш. значительно увеличила не только добычу нефти (с 323 до 491 млн т), но и ее экспорт, в результате чего по внешнеторговым поставкам этого сырья наша страна вышла на 2-е место в мире после Саудовской Аравии. В структуре экспорта нефтепродуктов более 80% приходятся на мазут и низкосортное дизельное топливо, предназначенные для дальнейшей переработки, что по своей сути также является скрытым сырьевым экспортом.

Нынешний экономический кризис отразился и на рынке нефти, цены на котором лихорадит. По мнению экспертов, положение во многом дестабилизировалось из-за того, что нефтедобывающие компании по соображениям экономии существенно уменьшили объемы своих коммерческих запасов – важного резерва на случай резких изменений конъюнктуры, а также вследствие политики нефтепереработчиков, также стремившихся обеспечить лишь свои минимально необходимые потребности.

Все это привело к беспрецедентному сокращению запасов нефти в индустриальных странах.

Значительное влияние на уровень цен на нефть оказывают периодические ограничения добычи странами ОПЕК (последнее – с ноября 2008 г.), медленные темпы ее стабилизации в Ираке, не урегулированные вопросы, касающиеся поставок нефти из Ирана и многое другое. В России экспортные пошлины на нефть с декабря 2008 г. рассчитываются на основе двухнедельного мониторинга мировых цен.

Нефтяной потенциал России – это около 13% миpовых pазведанных запасов нефти, более 2270 нефтяных, нефтегазовых и нефтеконденсатных местоpождений, 1223 из котоpых pазpабатываются. Местоpождения нефти pасположены в 37 субъектах РФ, но в основном – в Западной Сибиpи, Уpало-Поволжье и на Евpопейском Севеpе. Около 80% разведанных запасов приходится на районы суши с развитой инфраструктурой. Большая их часть сосредоточена в 12 уникальных и 138 крупнейших и крупных месторождениях.

Более половины запасов нефти в стpане pазведаны в Ханты-Мансийском АО. Здесь обнаружены около 300 залежей нефти. Почти 90% pазведанных запасов сосpедоточены в кpупных и кpупнейших местоpождениях – Самотлоpское, Кpасноленинское, Пpиобское, Федоpовское, Мамонтовское, Ваpьеганское и дp.

В настоящее время в Тюменской обл., в состав которой входит Ханты-Мансийский АО, разведано лишь менее половины потенциальных ресурсов нефти, что составляет 65% от всех выявленных по стране. Их объема при нынешних темпах отбора хватит на ближайшие 20-30 лет. Значительные неразведанные залежи нефти в ближайшие десятилетия частично могут быть переведены в разряд промышленных запасов. Западная Сибирь обеспечивает основной объем их прироста.

В настоящее время прирост запасов нефти не компенсиpует ее текущий отбор. Ежегодное пополнение запасов составляет не более 85% от уровня добычи. Сокращаются pазмеpы откpываемых местоpождений, причем не только в освоенных pегионах, но и в новых пеpспективных. Основной пpиpост запасов в последние годы получен за счет доpазведки pанее откpытых местоpождений, а также пеpевода запасов из разряда пpедваpительно оцененных в pазведанные.

Выработанность нефтяных пластов крупнейших российских месторождений Урало-Поволжья превышает 75-85%, а Западной Сибири – 60-75%. Содержание воды в извлекаемой нефти дошло до 90% и более. Самая высокая в Западной Сибири обводненность – на Самотлоре. Это гигантское месторождение довольно сложного строения, введенное в разработку около сорока лет назад, оказалось на грани краха из-за опережающего отбора нефти из высокодебитных скважин.

В России почти нет уже самоизливающихся скважин: нефть приходится поднимать насосами, станками-качалками или иными механизированными способами – трудо- и энергоемкими.

Половина разведанных запасов нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений России выработана. И все-таки страна прочно удерживает лидирующее место в мире по запасам топливно-энергетического сырья. Разведанной нефти больше, чем у нас, только в Саудовской Аравии, где сконцентрирована почти четверть мирового «черного золота» [11, с. 51].

В недрах европейского Севера, Сибири и шельфа арктических морей, согласно комплексным экспертным оценкам, содержатся по меньшей мере 10-12 млрд т невыявленной пока нефти – в дополнение к 25 млрд т уже разведанных запасов. В 17 млрд т условного топлива оцениваются геологические запасы углеводородов на акватории Охотского моря.

Таблица 2

Добыча нефти и производство нефтепродуктов [21, с. 91].

	январь-сентябрь 2008 г.	сентябрь 2008 г., в % к		январь-сентябрь 2008 г., в % к январю-сентябрю 2007 г.
	январь-сентябрь 2008 г.	сентябрю 2007 г.	октябрю 2008 г.	январь-сентябрь 2008 г., в % к январю-сентябрю 2007 г.
нефть добытая, вкл. газовый конденсат, млн т	365	111,7	104,3	106,9
первичная переработка нефти, млн т	177	103,6	94,0	103,7
бензин автомобильный, млн т	26,4	104,8	94,6	100,5
дизельное топливо, млн т	51,2	105,1	92,7	104,0
мазут топочный, млн т	46,7	95,0	94,4	101,9
масла смазочные нефтяные, млн т	2,1	97,4	86,9	102,6

Россия рассматривает США и Азию, включая Китай, Японию и Индию, как важные направления развития своего экспорта энергоносителей. Однако, по мнению экспертов, она не в состоянии быстро увеличить количество поставляемой на экспорт нефти.

Объемы вывозимой за пpеделы стpаны нефти огpаничены пpопускной способностью трубопpоводов и теpминалов поpтов, которая увеличивается заметно медленнее, чем добыча. Резервы роста экспорта почти исчерпаны. Пропускная способность трубопроводной сети государственной компании Транснефть протяженностью более 48 тыс. км используется практически полностью. Для расширения экспортных возможностей необходимы обновление старых и строительство новых нефтепроводов и портовых терминалов [29].

Система магистpальных нефтепpоводов – часть инфpастpуктуpы российского нефтяного pынка. Необходимость освоения новых нефтяных pегионов, значительные затpаты отечественных нефтяных компаний на транзит нефти чеpез теppитоpии соседних госудаpств, дефицит терминальных сооружений по наливу нефти и дpугие фактоpы диктуют необходимость реализации новых проектов развития тpубопpоводного тpанспоpта.

По объемам экспортной перекачки нефти и нефтепродуктов Россия с середины 1990-х гг. занимает 1-е место в мире, а по техническому состоянию трубопроводов, включая их экологическую безопасность, – одно из самых последних. Срок службы большинства из них близок к амоpтизационному сроку эксплуатации.

Согласно официальным данным, до 30% общей протяженности этих транспортных систем срочно нуждаются в замене, еще около 35% – в реконструкции. Современным международным требованиям отвечает лишь около четверти всей российской трубопроводной сети.

Так, из-за аварий и предрасположенности к авариям в трубопроводной сети к настоящему времени до 18% территории России объявлены зонами повышенного экологического риска. Только в Западной Сибири ежегодно происходят до 30-35 тыс. прорывов внутрипромысловых трубопроводов. Трубы не выдерживают растущих нагрузок, ибо на 50-60% эта траспортная система не модернизирована.

Обводненность месторождений

Обводнение месторождений — коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли

Производство углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на первое место в мире по добыче не только газа, но и нефти. Вместе с тем, в нефтегазовой отрасли накопились серьезные проблемы, которые, если ими не заниматься срочно и масштабно, могут подорвать достигнутый высокий уровень производства. Среди таких проблем одной из основных остается постепенное увеличение средней обводненности продукции нефтяных скважин, которая уже превысила 83%. Еще более важной является проблема обводнения газовых месторождений России. В статье рассмотрены современные эффективные способы борьбы с обводнением скважин.

Печальный опыт обводнения нефтяных месторождений начал копиться практически вместе с началом нефтедобычи в России. В революционном 1905 году, когда в Бакинском районе, дававшем тогда 95% нефтедобычи страны, шли продолжительные стачки, работы на промыслах были остановлены. Наблюдалось резкое снижение добычи, упавшей на 50% по сравнению с предыдущими двумя годами. Во многих скважинах без эксплуатации был нарушен правильный режим, и в результате часть скважин вместо нефти начали давать только воду, т.е. эти скважины погибли навсегда. Даже к 1913 г. в Бакинском нефтеносном районе не удалось восстановить уровень добычи, который был до 1905 г., хотя количество скважин возросло многократно.

Современные проблемы нефтедобывающей отрасли России
По данным Министерства природных ресурсов РФ, за период 1991-99 гг. капитальные вложения в ТЭК сократились в три раза, с 1994 г. прирост запасов нефти и газа не компенсирует их добычу. Свыше 70% запасов нефтяных компаний находится на грани рентабельности. Если в 1993 г. доля вовлеченных в разработку запасов нефти с дебитом скважин 25 т/сут. составляла 55%, то через 10 лет к 2003 г. такую долю уже составляли запасы с дебитами скважин до 10 т/сут. А запасы нефти высокопродуктивных месторождений, дающих около 60% добычи, выработаны более чем на 50%. Доля запасов с выработанностью свыше 80% превышает 25%, а доля с обводненностью в 70% составляет свыше трети разрабатываемых запасов.

Рис. 8. Степень выработанности запасов и обводненность продукции [30].

За десять лет с 1998 г. по 2008 г. средняя обводненность продукции при добыче нефти в целом по России увеличилась на 5,3%. Значения этого важнейшего показателя по основным добывающим компаниям на 2000 г. представлены в табл. 3. [22, с. 102].

Таблица 3. Объемы добычи жидкости, нефти и обводненность продукции основных нефтяных компаний России за 2008 г.
Компании	Добыча жидкости, тыс. т.	Добыча нефти, тыс. т.	Обводненность, %
НК «Башнефть»	139,4	12,26	91,2
«ЛУКОЙЛ»	217,2	62,18	75,4
«Роснефть»	40,8	13,51	69,5
«Сибнефть»	49,8	17,20	67,2
«СИДАНКО»	92,8	12,95	79,1
«СлавНефть»	96,2	12,27	87,6
«Сургутнефтегаз»	248,3	40,62	84,5
«Тюменская НК»	263,3	28,58	92,4
«Татнефть»	136,6	24,34	82,4
«ЮКОС»	182,9	49,58	75,9
Всего по России	1580,9	323,2	83,1

На рис. 9 даны графики изменения годовых объемов добычи нефти и обводненность продукции за период с 1990 г. по 2005 г. Не слишком благоприятная динамика доказывает актуальность проблемы борьбы с обводнением нефтяных месторождений России.

Рис. 9. Динамика добычи годовых объёмов нефти (тыс.т) и обводненности продукции (%) в России (1998-2008) [17, с. 31].

В табл. 4 [17, с. 100].представлены данные по фондам эксплуатационных скважин основных нефтедобывающих компаний России на 01.01.2006. Видно, что почти 20% скважин эксплуатационного фонда основных нефтедобывающих компаний России составляет бездействующий фонд.

Таблица 4. Использование фонда эксплуатационных скважин основных нефтяных компаний России на 01.01.2006 г.
Компании	Эксплуатац. фонд, шт.	Действ. фонд, шт.	Бездейств. фонд, шт.	%
«ЛУКОЙЛ»	26619	22151	4468	16,8
«ЮКОС»	8205	5836	2369	28,5
«Сибнефть»	4602	3904	698	15,8
«Сургутнефтегаз»	16693	15144	1549	9,3
«ТНК-ВР»	26199	16292	9907	37,8
«Татнефть»	21460	17888	3572	16,6
«Роснефть»	17210	14472	2738	15,9
«СлавНефть»	4020	3346	674	16,8
«РуссНефть»	4466	3274	1192	26,7
Всего по России	147784	118586	29198	19,9

Межремонтный период

При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают те или иные неполадки, как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием.

Каждую действующую скважину приходится останавливать для плавного – предупредительного или текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, как-то: ремонтом или наземного оборудования, прекращения подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т.д. Продолжительность простоя скважин учитывается коэффициентом эксплуатации – отношением времени их эксплуатации к общему календарному времени за год, квартал, месяц.

В промысловой практике фактическое число отработанных месяцев (дней, часов) данной скважины называют скважиной – месяцами эксплуатации, а календарное время – скважиной - месяцами числившимися.

Коэффициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95 – 0,98.

Подземным ремонтом скважин называется комплекс работ, включающий ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и подземных труб от песка, парафина и других отложений, а так же осуществление геолого–технических мероприятий.

Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий и капитальный. Однако в промысловой практике под термином «подземный ремонт скважин» подразумевается только текущий ремонт.

К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляцией посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, зарезкой бурением второго ствола и т.п.

К текущему подземному ремонту относятся планово – предупредительный «профилактический» и внеплановый ремонт.

Планово – предупредительным ремонтом нефтяных и газовых скважин называют мероприятия, осуществляемые по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а так же очистку забоя труб.

Как следует из самого названия, планово – предупредительный ремонт должен проводиться еще до того, как скважина снизит дебет или прекратит подачу нефти.

Внеплановым ремонтом называется комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования, происшедших в течение межремонтного периода, например таких, как: ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена клапанов глубинного насоса, устранения течи труб и т.д.

Под межремонтным периодом работы скважины подразумевается период фактической ее эксплуатации между двумя последовательно проводимыми текущими подземными ремонтами.

Межремонтный период работы скважины определяется делением числа скважино-дней, отработанных в квартале, на число текущих подземных ремонтов за то же время в данной скважине.

Различают плановый и фактический межремонтный период.

Плановый межремонтный период каждой скважины проектируется, исходя из запланированного числа планово-предупредительный ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.

Фактически межремонтный период исчисляется, исходя из фактических планово-предупредительных и внеплановых ремонтов данной скважины.

Работники РИТСов, цехов по подземному и капитальному ремонтам скважин систематически разрабатывают и осуществляют мероприятия, способствующие максимальному удлинению межремонтного периода работы скважин и повышению коэффициента их эксплуатации, обеспечению работы на установленном технологическом режиме, качественному ремонту скважин и росту добычи нефти, при наименьших затратах.

При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация всех трудоемких процессов.

Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разбить на три последовательных этапа:

А) подготовительные работы;

Б) спуско-подъемные операции;

В) заключительные работы.

Различают следующие работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:

смена насоса и его деталей.
ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг
промывка насоса
смена насосно-компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъемных трубах)
изменения погружения в жидкость колонны подъемных труб
чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки
очистка подъемных труб от парафина и других отложений
проверка пусковых приспособлений
спуск или подъем погружных электронасосов (ЭЦН); ремонт скважин, эксплуатирующихся ЭЦН
спуск или замена пакера
обработка призабойной зоны скважины и другие геолого-технические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации, по увеличению дебита скважин и т.д [7, с. 180].

Указанные работы по подземному ремонту скважин осуществляются либо раздельно согласно специальным графикам и техническим наряд-заданиям, либо одновременно несколько видов ремонта за один цикл.

Так, если на забое обнаружена песчаная пробка то при смене насоса до пуска нового, необходимо промыть скважину для удаления пробки. Одновременно возможно изменить глубину погружения насоса, проверить и очистить защитные приспособления, проверить герметичность труб и т.д.

Если при ремонте компрессорной скважины установлено, что трубы второго разряда оказались засолоненными, их следует заменить. При наличии на забое песчаной пробки, необходимо очистить скважину или промыть ее для удаления пробки. В результате может оказаться, что уровень жидкости в скважине ниже предполагаемого. Следовательно, необходимо изменить глубину погружения колонны подъемных труб. Таким образом, осуществляется несколько видов ремонта, а именно: подъем труб второго ряда; замена части труб; промывка скважины для ликвидации песчаной пробки; изменения погружения подъемных труб.

Налоговая составляющая в цене продукции

Современное промышленное предприятие выплачивает в общей сложности около 30 налогов и сборов. При этом совокупности платежей, взимаемых с хозяйствующих субъектов разных отраслей, существенно различаются. Эти различия влияют на конечные результаты деятельности предприятий, т.е. неодинакова степень воздействия налоговой системы на хозяйствующий субъект.

Дискуссия о снижении ставки НДС не утихает уже несколько лет. Профицит бюджета сегодня столь значителен (в 2006 г. — 7,4% ВВП, в 2007 г. — 5,5% ВВП), что даже существенные потери доходов при снижении ставки НДС могут показаться вполне приемлемыми. Доходы бюджета от НДС в 2007 г. — 6,86% ВВП, что составляет около 30% всей доходной части. По расчетам ИЭПП, потери бюджета от снижения ставки НДС до 15% (с одновременной ликвидацией пониженной ставки в 10%) составят около 0,8% ВВП, а при снижении ставки до 13% — 1,5% ВВП [31]..

Прогноз мировых цен на нефть министерства энергетики США, разработанный в 2007 г., предполагает возможность колебания цен в диапазоне от $34 до $89 за баррель в период до 2020 г. Такой разброс демонстрирует полную неспособность прогнозировать конъюнктуру сырьевых рынков на сколько-нибудь отдаленную перспективу. А потому бюджетное планирование должно носить сценарный характер и предусматривать долгосрочную сбалансированность бюджетной системы, в том числе и при неблагоприятной внешнеэкономической конъюнктуре.

Однако проблема волатильности нефтяных цен далеко не единственная. Анализ среднесрочных и долгосрочных тенденций формирования доходов и расходов бюджета показывает, что ситуация в этой сфере будет серьезно ухудшаться даже при сохранении весьма высоких цен на нефть.

Если обратиться к инновационному сценарию развития экономики до 2020 г., разработанному Минэкономразвития. Этот наиболее позитивный сценарий экономического развития страны подразумевает сохранение высоких нефтяных цен (на уровне $60 за баррель) и стабильно высокие темпы роста ВВП (в среднем 6,4% в год на протяжении периода 2008-2020 гг.). В реальности это будет означать, что за счет опережающего роста ВВП по сравнению с темпами роста выпуска в нефтегазовом секторе доля последнего в экономике будет последовательно сокращаться с 20% ВВП в 2006 г. до 12% ВВП в 2020 г. Это, в свою очередь, приведет к сокращению доли нефтегазовых доходов бюджета. Расчеты, проведенные ИЭПП, показывают, что доходы бюджета расширенного правительства сократятся с уровня 37-38% ВВП в 2008 г. до примерно 30% ВВП в 2020 г. Наибольшие масштабы будет иметь сокращение доходов федерального бюджета (с 21-22% ВВП до 15% ВВП).

В результате если предположить, что доля расходов бюджета расширенного правительства в ВВП сохранится на уровне 2006-2007 гг. (30-31% ВВП), то к 2020 г. бюджет будет почти сбалансирован. Однако та же Концепция долгосрочного развития предусматривает увеличение расходов на здравоохранение (0,8 п. п. ВВП), образование (0,6 п. п. ВВП), пенсионное обеспечение (3,3 п. п. ВВП) и на капитальные вложения (0,7 п. п. ВВП). Увеличение расходов по этим статьям является важной частью инновационного сценария. Более того, избежать роста расходов по некоторым из статей вряд ли удастся даже при самой консервативной политике. Так, например, увеличение расходов на пенсионное обеспечение продиктовано объективными демографическими процессами: при сохранении сегодняшнего уровня расходов в этой сфере норма замещения (отношение средней пенсии к средней зарплате) снизится к 2020 г. с нынешних 26% до 14-15%.

Увеличение расходов при одновременном снижении доли нефтегазовых доходов приведет, как показывают расчеты, к формированию бюджетного дефицита. К 2020 г. расходы вырастут до 37,4% ВВП и дефицит бюджета составит 7-8% ВВП. Накопленных в резервном фонде и фонде национального благосостояния средств не хватит для поддержания такого уровня расходов без повышения налоговой нагрузки.

НДС и экономический рос

Влияние снижения ставки НДС на экономический рост и другие макроэкономические показатели также становится в последнее время предметом все более детального анализа. Действительно, в общем случае снижение налогового бремени, безусловно, способствует повышению экономической активности. Однако непосредственное влияние снижения НДС на динамику выпуска можно оценить, лишь рассматривая эту меру в конкретных условиях сложившейся модели экономического роста. А ряд расхожих аргументов, которыми нередко оперируют сторонники реформирования НДС, требует более серьезного обсуждения.

Так, довольно часто можно услышать утверждение, что, поскольку налогом облагается добавленная стоимость, наиболее угнетающее влияние этот налог оказывает именно на отрасли с высокой долей добавленной стоимости, которые должны стать локомотивом диверсификации экономики и снизить ее сырьевую зависимость. Однако данное утверждение основано на недоразумении. Дело в том, что НДС, по сути, является налогом на потребление. Это значит, что в реальности распределение бремени по этому налогу между продавцом (производителем) и покупателем (потребителем) определяется соотношением эластичности спроса и предложения по цене на соответствующую продукцию, а вовсе не долей добавленной производителем стоимости.

Считается, что снижение НДС приведет к быстрой отдаче в виде ускорения экономического роста. Однако проводимые ИЭПП конъюнктурные опросы предприятий показывают, что начиная с 2006 г. российские предприятия столкнулись с серьезными ограничениями по рабочей силе, а с середины 2007 г. — еще и с ограниченностью производственных мощностей. В условиях, когда реальный выпуск близок к потенциальному, рассчитывать на действие налогового мультипликатора вряд ли разумно. Дальнейший экономический рост может быть обеспечен лишь при расширении производственных возможностей, связанном с вложениями в производственный и человеческий капитал.

Более того, наличие серьезных неналоговых ограничений роста может привести к тому, что выигрыш производителя от снижения НДС будет незначительным, а побочные эффекты такого снижения окажут даже негативное влияние. Речь идет о том, что снижение НДС означает уменьшение эффективного уровня тарифной защиты отечественного производства. При вполне естественной предпосылке, что кривая предложения импортных товаров горизонтальна (т. е. по данной цене может быть поставлено любое количество товара), а предложение отечественных товаров, конкурирующих с импортными, увеличивается с ростом цены, снижение ставки НДС приведет к фактическому улучшению конкурентных условий именно для поставщиков импортной продукции.

Кроме того, следует помнить, что в условиях, когда жесткая бюджетная политика является важнейшим инструментом стерилизации денежной эмиссии, вызванной монетизацией положительного сальдо платежного баланса, снижение ставки НДС вызовет рост денежной базы и соответствующее увеличение инфляции. Оценки показывают, что при переходе к ставке НДС 15% инфляция увеличится на 0,9 п. п., а к ставке 13% — на 1,6 п. п.

Альтернативные подходы к налоговой реформе

Проблема сбалансированности доходов и расходов при консервативном сценарии динамики цен на нефть до определенной степени может быть решена путем изменения структуры налоговой системы в пользу тех налогов, поступления от которых меньше связаны с конъюнктурой мирового рынка энергоносителей. Расчеты показывают, что рост нефтяных цен на 1% приводит к росту поступлений по налогу на прибыль на 0,6%, а зависимость от нефтяных цен поступлений по НДС практически отсутствует. Поэтому целесообразным кажется другой сценарий налоговой реформы: увеличение НДС при одновременном снижении налога на прибыль (такие изменения реализуются в настоящее время в налоговой системе Германии). Так как у налога на прибыль организаций значительна конъюнктурная составляющая, определяемая колебаниями цены на нефть (в 2006-2007 гг. — около 15%), при ухудшении внешнеэкономической конъюнктуры доля этого налога в ВВП заметно снизится, тогда как поступления НДС мало зависят от уровня нефтяных цен. Другими словами, целесообразно снижать ставку того налога, который наиболее уязвим по отношению к снижению цен на энергоносители.

В заключение следует еще раз повторить, что ответственная бюджетная политика требует высокого уровня консерватизма при оценке различных сценариев экономической динамики. Недоучет долгосрочных последствий принимаемых решений или переоценка вероятности благоприятного сценария может привести к катастрофическим для страны последствиям.

Расчётная часть

Калькуляция себестоимости добычи товарной нефти по НГДУ

Определение уровня рентабельности продукции производства, производительность труда. Затраты на 1 рубль товарной продукции, фондоотдачу, фондовооружённость до и после проведения мероприятий, экономический эффект, экономию.

Расчёт воспроизводим по данным

№	Наименование статей затрат	Себестоимость до внедрения		Дополнительные затраты  С, тыс. руб.	Себестоимость после внедрения
№	Наименование статей затрат	Всего затрат (С1)	На одну тонну товарной нефти (С1)	Дополнительные затраты  С, тыс. руб.	Всего затрат (С2)	На одну тонну товарной нефти (С2)
1	2	3	4	5	6	7
1	Расходы на энергию по извлечению нефти	99125	66,4	1900	12038	115
2	Расходы по искусственному воздействию на пласт	393355	263,5			314,5
3	Основная и доп. зар. Плата производственных рабочих	39207	26,3	3455	235242	157,8
4	Дополнительная зар. Плата производственных рабочих
5	Отчисление на соц. страхование	9733	65	653	163,98	71
6	Амортизация скважин	76932	51,5	1045	66238.2	62,5
7	Расходы по сборам и траспортировке нефти	133158	89,2	100	142134	92.5
8	Расходы по технологической подготовке нефти	119087	27,04	450	119087	27,04
9	Расходы по подготовке и освоению производства	-
10	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	706396,00	473,3	900	7963746,08	513,9
	В т. ч. Расходы по подземному ремонту скважин	299149	200,4	1600	319122	450,6
11	Цеховые расходы	514881	345,0	1290	470233	441,0
12	Общепроизводственные расходы	277840	186,1	11389	321555	209,9
	В т. ч. Транспортный налог	-
13	Прочие производсвенные расходы	2798449	1874,9	0	2798449	1874,9
	В т. ч. На добычу полезных ископаемых	2798435	1874,9	0	2798435	1874,9
14	Регуляторные платежи на пользование недрами	14		2	16
	Потери нефти при подготовке в транспортировке	763549	511.6	113,8	664790	413,2
	А)потери	20214	13,5	1088	30667	12,3
	Б)несовершенное производство	74335	498,0	886	67994	498,7
15	Производственная себистоимость
	А) валовая продукция	5168163	3462,5	12700	627890	4166,8
	Б) товарная продукция	4404614	3472,4	5655	559812	4309,4
	валовая нефть	1492609		5311	1568934
	товарная нефть	1288451		1200	1328905

Исходные данные

№	Наименования показателей	Ед. изм.	Обозн.	Данные
1	Прирост добычи нефти	Тыс. т	 А	51
2	Прирост численности	чел		6
3	Цена 1 тонны нефти	руб		8200
4	Ввод скважин	Ед		40
5	Среднегодовой процесс амортизации	%	Н	9,1

Дополнительная добыча нефти за счёт внедрения МУН и ввода новых скважин  А = 87 тыс. т
Введены скважины стоимостью 6, 5 млн. руб. каждая в марте мес.
Дополнительные затраты на производстве МУН – 42, 5 млн. руб.

= 1832 чел прирост - 5 чел.

Среднегодовая сумма основных средств на 1, 01 по первоначальной стоимости – 18419 млн.руб
А С Э= (С – СА -

Э = , где - дополнительный выпуск продукции в стоимостном выражении, где - дополнительные издержки производства, Н – налоги (24 % от финансовой прибыли)

Э=637245 - 1265,4 - 970= 634009,6 тысяч рублей

Эксплутационные затраты по расчётному варианту равны сумме условно-постоянных и условно-переменных затрат и равны:

635979,6 + 406883,73 = 1042863,33 тыс. руб

Себестоимость добычи нефти по расчётному варианту составит.

С = С 2 / А 2 =1042863,33 / 38685,1 = 26,96 рублей.

*100 *100

Экономия постоянных затрат за счёт увеличения объёма добычи составляет:

Э= 635979,6 * (274,7/38411,4) = 4548,22 тыс. руб.

Тогда годовой экономический эффект будет равен:

Э = 4548,22 + 1265,4 = 5813,62 тысячи рублей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В условиях рыночной экономики ценообразование во внешней торговле, также как и на внутреннем рынке, осуществляется под воздействием конкретной рыночной ситуации. В принципиальном плане само понятие цены сходно и для характеристики внутреннего рынка, и для характеристики внешнего. Цена, в том числе в международной торговле, - это денежная сумма, которую намерен получить продавец, предлагая товар или услугу, и которую готов заплатить за данный товар или услугу покупатель. Совпадение указанных двух требований зависит от многих условий, получивших название «ценообразующих факторов». По характеру, уровню и сфере действия они могут быть разграничены на пять нижеперечисленных групп.

В рыночной экономике процесс ценообразования в торговле между внешнеэкономическими субъектами разных стран осуществляется в условиях конкурентной среды, динамичного равновесия между спросом и предложением, а также сравнительной свободы поведения на рынке экспортера и импортера. Однако данные постулаты требуют поправок в зависимости от типа рынка. Главным критерием классификации типов рынков, в том числе и мировых, является характер и степень свободы конкуренции.

На начало 21 века нефть остается важнейшим мировым энергетическим ресурсом и крупнейшим объектом международной торговли. Вместе с тем нефть является исчерпаемым ресурсом и по имеющимся относительно новым прогнозам при текущем уровне добычи мировая обеспеченность нефтью составляет, по крайней мере, порядка 40—50 лет. Эти оценки, сделанные в последние 5—10 лет, несравненно более оптимистичные, чем те, что имели место в 50—70 гг. истекшего столетия. Новые представления о степени обеспеченности мировыми запасами нефти обусловлены тем, что вследствие продолжающегося открытия все новых месторождений, а также использования достижений научно-технического прогресса, позволяющих увеличить степень извлекаемости нефти из недр и обеспечивающих возможность добычи нефти из месторождений, расположенных в отдаленных пока еще малоосвоенных районах.

Для изучения и использования на практике ценовых показателей мирового рынка необходимо знать основные источники сведений о ценах. В настоящее время созданы специальные банки данных практически для всех товаров и товарных групп по регионам и временным периодам (для товаров сезонных). В настоящее время в России внутренние цены на многие экспортируемые товары (нефть, зерно и др.) выше мировых. Причин для этого много.

Ценовое прогнозирование мирового нефтяного рынка представляет собой наиболее популярную и в то же время чрезвычайно сложную сферу экономического поведения.

В связи с этим можно выделить цель работы – рассмотреть и проанализировать ценообразование в нефтегазовом комплексе России.

Цель и задачи исследования нашей курсовой работы выполнены. Целью работы являлось исследование ценовой политики нефтегазового комплекса.

Для достижения этой цели в работе решены следующие задачи:

Рассмотрены цели ценовой политики, функции цены, образование цены продукции в рыночных условиях.
Изучен состав и виды цен, методы их установления на предприятии
Познакомились с ценообразованием в нефтегазовом комплексе
Рассмотрена эволюция структуры рынка нефти (основные факторы, влияющие на уровень цен нефти на предприятии)
Выявить роль налоговой составляющей в цене продукции.

Важно подчеркнуть, что вследствие существенных различий в закономерностях (и механизмах) формирования мировой цены на нефть в долгосрочном, среднесрочном и краткосрочном планах ценовые прогнозы мирового нефтяного рынка на далекую, обозримую и ближайшую перспективы имеют принципиально различную методическую основу.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Агеев А.Н. Стратегия развития ТЭК и механизмы ее реализации // Нефть. Газ и бизнес. - 2001. - N5. - С.7-9.
Алекперов В. Нефтяной потенциал: Потребность в новой целевой модели экономики России // Нефть России. - 2002. - N9. - С.6-13.
Андрианов В. Последний звонок: Состояние основных фондов российского ТЭК оказалось у роковой черты // Нефть России. - 2001. - N9. - С.52-54.
Антонова Н.Б. Государственное регулирование экономики: Учебное пособие. В 2-х частях. – М: Академия управления при президенте России, 2006. – 266 с.
Арбатов А. Противоречивые рецепты // Нефть России. - 2002. - N10. - С.10-13.
Развитие нефтегазовой отрасли.
Арбатов А., Фейгин В. "Черное золото" на черный день: Зачем и какой нефтяной резерв нужен России? //Нефть России. - 2003. -N4. -С.12-15.
Арбатов А.А. Российская нефтедобыча в свете событий на мировом рынке нефти // Нефть, газ и бизнес. - 2002. - N3. - С.6-10
Баликоев В.З. Ценообразование на мировых рынках. – Москва: «Издательство ПРИОР», 2006. – 503 с.
Белявцев М.І., Петренко І.В., Прозорова І.В. Маркетингова цінова політика: Навчальний посібник. – К.: Центр навчальної літератури, 2005. – 332с.
Васильева Н.С., Козлова Л. И. Формирование цены в рыночных условиях. – М.: Бизнес, – 2005.
Государственное регулирование экономики. Учебное пособие / Под ред. д.э.н. А.Н. Петрова, д.э.н. М.И. Кныша. – СПб.: Любавич, 2007. – 290 с.
Ильин С.С., Васильева Т.И. Экономика: Справочник студента. – М.: ООО «Издательство АСТ», 2006. – 343 с.
Качуровский Е.П. Россия 2007. Новая экономическая стратегия. – М.; МГУ, 2006. – 244 с.
Концепция программы социально-экономического развития России на 2008-2012 гг. – М., 2007. – 139 с.
МорозовЕ.С. Нефтегазовый комплекс России: проблемы и перспективы // ТЭК: Топливно-энергетический комплекс. - 2002. - N1. - С.45-47.
Мун Д. Нефтяная биржа: назад в будущее //Нефтегазовая вертикаль. -2003. -N2. -С.29-32.
НЕФТЕГАЗОВЫЙ сектор России в трех измерениях /Под ред. В.А.Крюкова, А.Е.Севастьяновой. - Новосибирск: ИЭ и ОПП СО РАН, 2000. - 212 с.
НЕФТЬ и газ в ХХI веке /А.Э.Конторович, Д.А.Гофман, А.Г.Коржубаев и др // ЭКО. - Новосибирск, 2001. - N 2. - С.94-109.
НЕФТЬ России. Как воспользоваться благоприятной ситуацией? // Рынок ценных бумаг. - 2001. - N8 (апр.). - С.58-64.
Основные проблемы нефтедобывающего сектора.
НОВЫЙ век: Основные концептуальные положения развития нефтегазового комплекса России // Нефть, газ, строительство. - 2000. - Без N. - С.8-13.
Парамонова Т. Благодаря нефтегазовой отрасли в России наметилось улучшение экономической ситуации // Междунар. жизнь. - 2001. - N 1. - С.38-43.
Папковская П.Я. Нефть как объект внешней торговли – М.: ООО «Мисанта», 2007. – 78 с.
Океанова З.К. Основы экономической теории М.: ФОРУМ: ИНФРА-М – 2002. 272с.
Определение оптимальной цены реализации товарного продукта / Пожидаев В.Ф., Симекоз Р.А., Шандра С.В., Арлинский О.Ю. // Вестник Восточно-украинского гос. ун-та. – 1997. – №6. – с. 45–54.
Пол А. Самуэльсон, Вильям Нордхаус. Экономика: Пер. с англ. – М.; «Лаборатория Базовых знаний», 2005. – 314 с.
Сакс Дж.Д., Ларрен Ф.Б. Макроэкономика/Пер. с англ. – М.: 2006. – 544 с.
Тарасевич Л.С. Гальперин В.М. Гребенников П.И. Леусский А.И. Макроэкономика: Учебник/Общая редакция Л.С. Тарасевича. Изд. 3-е перераб. и доп. – СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2006. – 404 с.
Ценовая политика предприятия. 2-е изд. / В.М. Тарасевич. – СПб.: Питер, 2003. – 288 с.
Цены и ценообразование: Учебник для вузов / Под ред. И.К. Салимжанова. – М.: Финстатинформ, 2001. – 300 с.
Чубаков Г.Н. Стратегия ценообразования в маркетинговой политике предприятия — М.: “ИНФРА-М”, 2006.
Экономика: учебник/Под ред. Доц. А. С. Булатова. - М.: Издательство БЕК, 2004.-632 с.
Экономическая теория: Системный курс: Учеб. Пособие/Под ред. Э.И. Лобковича. – М.: ООО «Новое знание», 2006. – 560 с.
Экономическая теория (макроэкономика) ч. III: Учебно-практ. Пособие/Под ред. Н.И. Базылева, С.П. Гурко. – М.: МГЭУ, 2007. – 398 с.
ссылка скрыта
.ru
group.ru – Сайт инвестиционной компании «ОЛМА»
anoil.ru – Интернет-портал «Русская нефть»
rm.ru – Сайт Агентства финансовой информации «Консультант»
u – Сайт Института Финансовых Исследований

Blog

Литература

Содержание

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ