Методы и особенности ценообразования в нефтегазовой отрасли

сжиженный газ

сера

Объем производства, тыс. тн.

14 579,30

213,30

403,10

85,26

3,82

Объем производства, млн. сум.

363 771

254 251

24 530

46 357

38 367

267

Цена выпуска, (без НДС) тыс. сум.

17,4

115,0

115,0

450,0

70,0

ДОХОДЫ

400 299

283 083

24 530

54 053

38 367

267

1.

Поступления от реализации продукции

363 771

254 251

24 530

46 357

38 367

267

2.

Прочие доходы от финансовой деятельности

36 528

28 832

7 696

РАСХОДЫ

391 882

271 085

34 306

49 811

36 398

281

1.

Прямые производственные затраты

146 577

107 618

11 406

16 469

10 967

117

1.1.

Сырьё и материалы

12 919

10 042

434

1 414

1 016

13

1.2.

Топливно-энергетические ресурсы

6 968

5 481

213

695

554

25

в т.ч.:

топливо

2 160

1 869

30

251

8

2

электроэнергия

4 623

3 516

183

417

485

22

вода

185

96

27

61

1

1.3.

Зарплата с ЕСП от ФОТ

22 559

18 186

894

1 757

1 687

35

1.4.

Накладные расходы

40 184

27 321

7 389

2 757

2 682

35

в т.ч.:

текущий ремонт

21 974

15 034

4 197

998

1 725

20

прочие расходы

18 210

12 287

3 192

1 759

957

15

1.5.

Амортизационные отчисления

63 947

46 588

2 476

9 846

5 028

9

2.

Расходы периода - всего

244 083

162 587

22 784

33 218

25 330

163

2.1.

расходы по реализации

23 839

564

9 256

10 456

3 542

21

2.2.

административные расходы

6 046

3 892

689

758

699

8

2.3.

прочие операционные расходы

214 198

158 131

12 839

22 004

21 089

134

в т.ч.:

обязательные платежи в ЦФ

14 010

9 908

859

1 892

1 343

9

налог на недра

94 161

76 275

4 906

9 271

3 683

26

акцизный налог

11 510

11 510

налог на имущество

25 375

19 951

1 522

3 298

587

17

прочие налоги

7 705

7 202

431

31

23

18

затраты на содержание соц. объектов и блоготворит. фонды.

6 753

5 197

790

763

3

прочие расходы

54 683

39 598

5 122

6 722

3 180

61

3.

Расходы от финансовой деятельности

1 222

880

116

124

101

1

Источник: АК «Узнефтегаздобыча»

Итоговые данные представлены в таблице 12

Таблица 12. Показатели себестоимости

1.	Прибыль до уплаты налогов	8 417	11 998	-9 777	4 241	1 969	-14
2.	Налог на прибыль и прочие налоги с прибыли	4 433	1 553		1 228	1 656	-4
Финансовый результат	3 984	10 445	-9 777	3 013	313	-10
	Производственная себестоимость, тыс. сум/ед.		7	53	41	129	31
	Полная себестоимость, тыс. сум/ед.		19	161	124	427	74
	экв. долл./ед.		13	111	86	296	51
	Процент снижения	-14,8%	-13,4%	-29,1%	-15,9%	-9,7%	-21,0%
Расходы за вычетом налога на недра, имущество, акцизного налога и отчисления в ЦФ	246 825	164 951	27 020	35 350	19 275	229
Всего налог на недра, имущество, акцизный налог и отчисления в ЦФ	145 057	106 134	7 286	14 461	17 123	52

Источник: АК «Узнефтегаздобыча»

Производственная себестоимость нефти (тыс. сум/ед.): 53

Полная себестоимость (тыс. сум/ед.): 161

Рис 5. Структура себестоимости нефти (тыс. сумм /ед.)

3.3 Проблемы ценообразования

Нынешнее состояние нефтяной промышленности характеризуется сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанирующих скважин; отсутствием значительного резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений; расположенных в необустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли.

С конца 80-ых годов во всем мире мы наблюдаем спад общего прироста, главные причины которого заключаются в следующем:

· крупные и высокодебитные месторождения эксплуатируемого фонда, составляющие основу ресурсной базы, в значительной степени выработаны

· резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые запасы. За последнее время практически не открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения

· невозможность достаточного финансирования геологоразведочных работ

· уменьшение объемов разведочного бурения

· остро не хватает высокопроизводительной техники и оборудования для добычи и бурения. Основная часть технических средств имеет износ более 50 процентов

· низкие внутренние цены на нефть не обеспечивают самофинансирования нефтедобывающих предприятий (эта ситуация сохраняется и сегодня после серии повышений цен на нефть). В итоге произошло серьезное ухудшение материально - технического и финансового обеспечения отрасли;

· нехватка эффективного и экологичного оборудования с особой остротой создает в отрасли проблему загрязнения окружающей среды (месторождение Кокдумалак). На решение этой проблемы отвлекаются значительные материальные и финансовые ресурсы, которые не участвуют непосредственно в увеличении добычи нефти;

· задолженность населения и нарастающий кризис неплатежей

Подведем итоги: сегодняшние проблемы нефтегазового комплекса носят в основном финансово-экономический характер. Это финансовая дестабилизация в отрасли из-за обвального роста неплатежей, дефицит инвестиций в условиях высокой изношенности основных фондов и, главное, ухудшение воспроизводства сырьевой базы. Кроме того, естественно, влияют несбалансированное ценообразование продукции и налоговая политика, не нацеленная на достижение максимального инвестиционного эффекта. При любом раскладе, объективно рассматривая ход событий, можно констатировать, что большого скачка в добыче нефти и газа в обозримой перспективе не ожидается. Следует, видимо, согласиться, что «газовая пауза», отведенная на стабилизацию и плавное развитие угледобывающей отрасли с желаемым экономическим эффектом для народного хозяйства, окончилась. При прогнозируемом, с наступлением подъема народного хозяйства, росте потребления электроэнергии, объективно должна нарастать «угольная волна».

Существуют также проблемы объективного характера, которые в период сложной экономической ситуации всегда проявляются особенно остро. В частности, это фактор неблагоприятного размещения запасов, который мог бы быть частично ослаблен повышением геологической изученности страны и созданием картографической базы для дальнейших поисково-разведочных работ. Таким образом, для создания геологической основы развития сырьевой базы необходимо изучить хотя бы 30% всей территории страны. А это не такая простая задача.

3.4 Пути совершенствования в нефтегазовой промышленности - залог эффективности дальнейшего ценообразования

Безусловно, любой экономист скажет вам: «Решающим условием снижения себестоимости служит непрерывный технический прогресс. Внедрение новой техники, комплексная механизация и автоматизация производственных процессов, совершенствование технологии, внедрение прогрессивных видов материалов позволяют значительно снизить себестоимость продукции. Серьезным резервом снижения себестоимости работ является расширение специализации и кооперирования.» И будет прав. Давайте рассмотрим эту проблему с разных сторон. Снижение себестоимости нефти может быть достигнуто не только путем проведения режима экономии и сокращения издержек производства, а также затрат на сырье и материалы, приходящихся на тонну добываемой нефти, но и путем расширения ее добычи экономически целесообразными способами. В связи с этим имеет важное значение обоснованное распределение издержек производства между отдельными способами добычи нефти.

В настоящее время одни издержки производства относятся на добытую продукцию по прямому признаку, другие - косвенным способом. По прямому признаку на нефть, добытую глубинно-насосным способом, относится стоимость электроэнергии, а на компрессорный способ - расходы на сжатый воздух и газ; расходы по оплате нефти, полученной от буровых и геологоразведочных организаций, относятся на прочие способы добычи. Важнейшим шагом является применение технологий повышения эффективности нефтедобычи; продление сроков эксплуатации истощенных нефтяных месторождений; восстановление простаивающего фонда нефтяных скважин; повышение рентабельности и рост прибыли в деятельности нефтедобывающих предприятий. Подходя к проблеме с другой стороны, можно также выделить метод индексов. Он позволяет определить роль каждого фактора в величине снижения затрат на базе определения индекса каждого вида ресурсов N, как отношение фактических расходов к плановому их значению.

1. Индекс снижения себестоимости за счет экономии материалов, снижения цен и транспортных расходов по ним:

С(м) = (1- N(н) N(ц))* k(м)

N(н) - индекс норм расхода материалов, N(ц) -индекс цен на материалы

k(м)-удельный вес материалов в себестоимости

2. Индекс снижения себестоимости за счет экономии затрат на топливо (С(т) и энергию - С(э) определяют:

С(т) = (1- N(т))*k(т)

C (э)= (1 -N (э))*k(э)

N(т) - индекс затрат на топливо, k(т) - удельный вес затрат на топливо

N (э) -индекс затрат на энергию, k(э) - удельный вес затрат на энергию

Индекс снижения себестоимости за счет опережающего роста производительности труда, по сравнению с повышением заработной платы:

C (з)= (1 -N (з)/ N (п))*k(з),

где N (з) - индекс средней заработной платы

N (п) - индекс производительности труда,

k(з) - удельный вес заработной платы в себестоимости.

Большой удельный вес в объеме издержек имеют затраты, связанные с управлением и обслуживанием производства, их прямая экономия, а также экономия за счет того, что их значение растет медленнее, чем объем производства - значительный резерв снижения себестоимости:

C (у)= (1 -N уз)/ N (о))*k(у),

где N (у)- индекс расходов по управлению и обслуживанию, N (о) - индекс объема, k(з) - удельный вес расходов по управлению в себестоимости.

Сумма всех частных индексов дает общий индекс снижения себестоимости

С(о)= С(м)+ С(т)+ C (э)+ C (з)+ C (у)

Мероприятия, способствующие улучшению показателей буровых работ и снижению себестоимости, отражены в плане инновационной деятельности предприятия. Их влияние связано с ростом скорости бурения и следовательно сокращением затрат, зависящих от времени и экономии материалов. Это определяется с помощью зависимости:

ДС (v)= ДТ / 100 * г (Б,t + 1),

где ДТ - снижение себестоимости в результате роста скорости бурения г (Б,t + 1)- удельный все затрат, зависящий от скорости бурения.

Снижение затрат на бурение, в связи с его ускорением определяется:

ДС (б) = ДТ(б) *С(у.вр)

ДТ(б) - снижение себестоимости в результате роста скорости бурения, С(у.вр) - стоимость часа работы буровых установок по затратам, зависящим от времени.

Снижение себестоимости в результате намеченного изменения норм расхода на материалы

ДC (н.ц)= (1 -N (н)/ N (ц))*г(з.м),

где N (н), N (ц) - индексы норм и цен соответственно, г(з.м) - удельный все затрат на материалы.

Конкретно экономия затрат может быть определена по каждому мероприятию.

Но в современных условиях истощения ресурсов необходимо также разрабатывать новые методы или на начальном этапе осуществлять постепенный переход к новым методам регулирования и оценке многих факторов, не учитывавшихся прежде. В условиях Узбекистана очень важным и правильным решением было взятие государством под контроль ТЭК. Поэтому, на данном этапе следует продолжать обеспечивать элементарный государственный ценовой и фискальный контроль над отраслью. Но не на уровне объявления предельных цен и тарифов и наблюдения над состоянием консолидированной отчетности газовых компаний, а путем мониторинга любой затратной операции, влияющей на себестоимость услуг по добыче и транспортировке газа и на налогооблагаемую базу данного хозяйствующего субъекта. Это обусловлено в первую очередь тем, что в области ценообразования и в сфере налогообложения газовой отрасли является отсутствие у государственных органов объективной информации о реальном финансово-экономическом состоянии ключевых предприятий отрасли при отсутствии возможности полного контроля.

Также одним из важнейших вопросов в области оперативного регулирования рынков газа являются проблемы неплатежей за потребленные топливно-энергетические ресурсы, и особенности за природный газ, а также расчетов за них со стороны предприятий и организаций, финансируемых за счет средств бюджетов различных уровней.

В связи с этим одним из возможных решений может быть: поэтапное прекращение практики перекрестного субсидирования различных групп потребителей при одновременной адресной поддержке социально не защищенных групп населения; определение особенностей дальнейшей приватизации в сферах естественных монополий; дальнейшее совершенствование налоговой политики. А так же думать об альтернативе обычным месторождениям нефти. Это может быть переход на уголь, повышение доли гидроэнергетики. Нефть можно заменить на: синтетическое топливо, биодизельное топливо, алкоголь, электричество, водород.

Меры по снижению себестоимости на предприятии «Узбекнефтегаз»:

снижение расхода топливно-энергетических ресурсов за счет оптимизации режимов работы,

оптимизация выплат стимулирующего характера,

начисление амортизационных отчислений в соответствии с реальными сроками службы оборудования и сооружений,

оптимизация административных расходов,

оптимизация расходов на содержание объектов социальной сферы,

умеренный рост внутриотраслевых цен (НХК "Узбекнефтегаз") на нефть и газовый конденсат, поступающие для переработки,

снижение расходов на импортируемые запчасти и сменное оборудование (насосы, клапаны, задвижки, фланцы и т.д.),

сокращения расходов на автотранспортные средства, аренду легковых автомобилей и автобусов,

уменьшение командировок персонала,

временное приостановление ремонтных работ административного здания,

строгий контроль за не допущением излишних материальных расходов,

пересмотр норм расходов, на основании фактического расхода за прошедший период,

строгое соблюдение графика включения-отключения газопотребляющего оборудования объектов коммунально-бытового хозяйства.

Заключение

Сегодня человечество переживает углеводородную эру. Нефть была, есть и в обозримом будущем останется основным источником первичной энергии, потребление которой расширяется в связи с дальнейшим развитием мировой экономики. Одновременно растет использование нефти и нефтепродуктов в качестве сырья для химической промышленности, что, как известно, экономически более оправданно и эффективно по сравнению с прямым энергетическим использованием углеводородов. Поэтому вопрос о выборе метода ценообразования на первичные энергоресурсы, а также проведение и определение стратегии дальнейшего регулирования должен оставаться первостепенным. Мы должны понять актуальность проблемы, т.к. на протяжении вот уже более полувека, увеличивая спрос на нефть на миллионы тон в день мы, однако, продолжаем считать ее самым простым методом, не учитывая огромное количество факторов, экономим на затратах на сырье и материалы, что недопустимо с точки зрения повышения рентабельности нефтепродуктов, получаемых впоследствии.

Возвращаясь ко всему вышесказанному о состоянии нефтегазодобывающей промышленности мира и РУз в частности актуальным остается вопрос о возобновляемых источниках энергии, как частичной замене нефти.

В нашей стране эта тема особенно актуальна. Являясь аграрно-промышленным государством, необходимо учитывать, что сельскохозяйственная отрасль на 40% зависит от цен на ГСМ, а следовательно, как будет развиваться в дальнейшем ситуация в ТЭК, покажет в итоге дальнейшее развитие страны в целом.

Мы считаем, что у нефтегазовой отрасли РУз огромный потенциал, который нужно правильно и поэтапно развивать, проделывая такой же путь поэтапного реформирования, какой был выбран нами 20 лет назад по обретении независимости и доказал свою эффективность.

Список использованной литературы

1. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник./ Под ред. В.Ф. Дунаева - М, 2006. - 351 с.

2. Журнал «Евразийская экономическая интеграция», №1 (6), февраль 2010.

3. Аллаев К.Р. Энергетика мира и Узбекистана. // Аналитический обзор. ГАК «Узбекэнерго», НХК «Узбекнефтегаз». ТГТУ им. АБУ Райхана - Беруни. Ташкент. 2007.

4. Родионов П. «Экономика и энергетика: взаимозависимость и проблемы роста» //«Вопросы экономики», №4, 1997 г.

5. Цены и ценообразование в рыночной экономике. Ч. 2. Цены и рыночная конъюнктура./ Под ред. Есипова В.Е. - СПб.: издательство СПБГУЭФ, 1998.

6. А. Конопляник. От прямого счета - к обратному // Нефть России. 2000, №8.

7. Суслов, Н.И. Макроэкономические проблемы ТЭК // ЭКО. - 2004. №3. - С. 103-108.

8. Нефть и газ в зеркале планеты // Деловой мир. 1994. 1-7 августа. С. 10-12.

9. Мировая экономика / Под ред. доктора экономических наук, профессора А.С. Булатова - 2007 г.

10. Журнал «International Energy Agency, World Energy Outlook 2009.»

11. Журнал CERA, Capital Costs Analysis Forum-Upstream: May 2009 Costs Market Review, 2009.

12. Журнал»British Petroleum, Annual report and accounts 2008, 2009»

13. Журнал»Long J., Plosser C., Sectoral vs. aggregate shocks in the business cycle // American Economic».

14. http://www.ifs.ru - Сайт Института Финансовых Исследований.

15. www.ung.uz - Сайт НХК «Узбекнефтегаз».

16. www.allbest.ru - Сайт курсовых работ.

17. www.wtrg.com - Сайт секретариата международной энергетической хартии.

18. www.ngtp.ru - Сайт информационного агентства «Jensen Associaties».

19. www.cer.uz - Центр экономических исследований.

20. www.review.uz - журнал «Экономическое обозрение».

21. Постановление кабинета министров при президенте республики Узбекистан от 16.10.1992 г. №474 «О государственном регулировании цен на энергоресурсы».

22. Постановлением КМ РУз от 30.10.2006 г. N 223 «Об установлении предельных коэффициентов на энергоресурсы».

23. Закон республики Узбекистан «О внесении изменений и дополнений в закон республики Узбекистан «О недрах».

Размещено на Allbest.ru