Ценовая политика на предприятии (стр. 3 )

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.

3.2.  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 () [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

3.3.  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:

1.  смена насоса и его деталей.

2.  ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг

3.  промывка насоса

4.  смена насосно-компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъемных трубах)

5.  изменения погружения в жидкость колонны подъемных труб

6.  чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки

7.  очистка подъемных труб от парафина и других отложений

8.  проверка пусковых приспособлений

9.  спуск или подъем погружных электронасосов (ЭЦН); ремонт скважин, эксплуатирующихся ЭЦН

10.  спуск или замена пакера

11.  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.

3.4.  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 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 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 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 D С, тыс. руб.

Себестоимость после внедрения

 

Всего затрат (С1)

На одну тонну товарной нефти (С1)

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

00

473,3

900

708

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

D А

51

2

Прирост численности

чел

D

6

3

Цена 1 тонны нефти

руб

8200

4

Ввод скважин

Ед

D

40

5

Среднегодовой процесс амортизации

%

Н

9,1

1.  Дополнительная добыча нефти за счёт внедрения МУН и ввода новых скважин D А = 87 тыс. т

2.  Введены скважины стоимостью 6, 5 млн. руб. каждая в марте мес.

3.  Дополнительные затраты на производстве МУН – 42, 5 млн. руб.

= 1832 чел прирост D- 5 чел.

4.  Среднегодовая сумма основных средств на 1, 01 по первоначальной стоимости – 18419 млн. руб

5.  DА DС Э= (С – СDА -

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

Э=637,= 6 тысяч рублей

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

6 + 73 = 133 тыс. руб

Себестоимость добычи нефти по расчётному варианту составит.

С = С 2 / А 2 =133 / 38685,1 = 26,96 рублей.

*100 *100

Экономия постоянных затрат за счёт увеличения объёма добычи составляет:

Э= 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:

1.  Рассмотрены цели ценовой политики, функции цены, образование цены продукции в рыночных условиях.

2.  Изучен состав и виды цен, методы их установления на предприятии

3.  Познакомились с ценообразованием в нефтегазовом комплексе

4.  Рассмотрена эволюция структуры рынка нефти (основные факторы, влияющие на уровень цен нефти на предприятии)

5.  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

1.  Агеев развития ТЭК и механизмы ее реализации // Нефть. Газ и бизнесN5. - С.7-9.

2.  Нефтяной потенциал: Потребность в новой целевой модели экономики России // Нефть РоссииN9. - С.6-13.

3.  Последний звонок: Состояние основных фондов российского ТЭК оказалось у роковой черты // Нефть РоссииN9. - С.52-54.

4.  Антонова регулирование экономики: Учебное пособие. В 2-х частях. – М: Академия управления при президенте России, 2006. – 266 с.

5.  Противоречивые рецепты // Нефть РоссииN10. - С.10-13.
Развитие нефтегазовой отрасли.

6.  "Черное золото" на черный день: Зачем и какой нефтяной резерв нужен России? //Нефть РоссииN4. - С.12-15.

7.  Арбатов нефтедобыча в свете событий на мировом рынке нефти // Нефть, газ и бизнесN3. - С.6-10

8.  Баликоев на мировых рынках. – Москва: «Издательство ПРИОР», 2006. – 503 с.

9.  І., Петренко І. В., Прозорова І. В. Маркетингова цінова політика: Навчальний посібник. – К.: Центр навчальної літератури, 2005. – 332с.

10.  , Козлова цены в рыночных условиях. – М.: Бизнес, – 2005.

11.  Государственное регулирование экономики. Учебное пособие / Под ред. д. э.н. , д. э.н. . – СПб.: Любавич, 2007. – 290 с.

12.  , Васильева : Справочник студента. – М.: АСТ», 2006. – 343 с.

13.  Качуровский 2007. Новая экономическая стратегия. – М.; МГУ, 2006. – 244 с.

14.  Концепция программы социально-экономического развития России на гг. – М., 2007. – 139 с.

15.  Морозов комплекс России: проблемы и перспективы // ТЭК: Топливно-энергетический комплексN1. - С.45-47.

16.  Нефтяная биржа: назад в будущее //Нефтегазовая вертикаль. -2003. - N2. - С.29-32.

17.  НЕФТЕГАЗОВЫЙ сектор России в трех измерениях /Под ред. , . - Новосибирск: ИЭ и ОПП СО РАН, 20с.

18.  НЕФТЬ и газ в ХХI веке /, , и др // ЭКО. - Новосибирск, 2001. - N 2. - С.94-109.

19.  НЕФТЬ России. Как воспользоваться благоприятной ситуацией? // Рынок ценных бумагN8 (апр.). - С.58-64.

20.  Основные проблемы нефтедобывающего сектора.
НОВЫЙ век: Основные концептуальные положения развития нефтегазового комплекса России // Нефть, газ, строительствоБез N. - С.8-13.

21.  Благодаря нефтегазовой отрасли в России наметилось улучшение экономической ситуации // Междунар. жизньN 1. - С.38-43.

22.  Папковская как объект внешней торговли – М.: , 2007. – 78 с.

23.  Океанова экономической теории М.: ФОРУМ: ИНФРА-М – 20с.

24.  Определение оптимальной цены реализации товарного продукта / , , // Вестник Восточно-украинского гос. ун-та. – 1997. – №6. – с. 45–54.

25.  Самуэльсон, Вильям Нордхаус. Экономика: Пер. с англ. – М.; «Лаборатория Базовых знаний», 2005. – 314 с.

26.  Сакс Дж. Д., Ларрен /Пер. с англ. – М.: 2006. – 544 с.

27.  Тарасевич : Учебник/Общая редакция . Изд. 3-е перераб. и доп. – СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2006. – 404 с.

28.  Ценовая политика предприятия. 2-е изд. / . – СПб.: Питер, 2003. – 288 с.

29.  Цены и ценообразование: Учебник для вузов / Под ред. . – М.: Финстатинформ, 2001. – 300 с.

30.  Чубаков ценообразования в маркетинговой политике предприятия — М.: “ИНФРА-М”, 2006.

31.  Экономика: учебник/Под ред. Доц. . - М.: Издательство БЕК, 2004.-632 с.

32.  Экономическая теория: Системный курс: Учеб. Пособие/Под ред. . – М.: знание», 2006. – 560 с.

33.  Экономическая теория (макроэкономика) ч. III: Учебно-практ. Пособие/Под ред. , . – М.: МГЭУ, 2007. – 398 с.

34.  www.

35.  http://www.

36.  http://info. – Сайт инвестиционной компании «ОЛМА»

37.  http:// – Интернет-портал «Русская нефть»

38.  http://www. – Сайт Агентства финансовой информации «Консультант»

39.  http://www. – Сайт Института Финансовых Исследований