Исследование зависимости финансового состояния предприятия от изменения налоговой нагрузки и конъюнктуры цен

83

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

Кафедра: Экономика предприятий

Специальность 060800                                                                          Группа 40-72в

Д И П Л О М Н Ы Й    П Р О Е К Т

На тему: «Исследование зависимости финансового состояния предприятия от изменения налоговой нагрузки и конъюнктуры цен» (на примере НГДУ «Ямашнефть»)

Дипломный проект:                                                  Шавалиевой Алии Ришатовны                                 

Руководитель дипломного проекта:                                                 Шакирова С.А.

Начальник финансового

отдела НГДУ «Ямашенфть»  

Консультант по технологической части:                                     Тухватуллина Г.З.

ст. преподаватель

Консультант по

гражданской обороне:                                                                    Хаертдинова З.Х.

ст. преподаватель

Куратор проекта:                                                                                   Краснова Л.Н.

к.э.н., профессор                                                                                     

Проект допущен к защите «____» ______________ 200__г.

Заведующий кафедрой:                                                                       Краснова Л.Н. 

к.э.н., профессор                                                                                     

Дата защиты: __________ 200 __г.                               Оценка ГАК: ____________

Альметьевск 2005

СОДЕРЖАНИЕ

Введение …………………………………………………………………………......4

1.      Геолого-техническая характеристика НГДУ «Ямашнефть»………………......6 1.1. Краткая  геолого-техническая  характеристика  месторождений………...6

1.2. Анализ состояния разработки месторождений НГДУ………………………11

1.3. Текущее состояние добывающего фонда скважин и способы их эксплуатации……………………………………………………………………......16

1.4. Методы интенсификации добычи нефти, применяемые в НГДУ………….22

2.      Организационно-экономическая характеристика НГДУ «Ямашнефть»…....25

2.1.           Организационная структура НГДУ «Ямашнефть»………………………..25

2.2.           Анализ основных технико-экономических показателей НГДУ «Ямашнефть» за 2001-2003г.г……………………………………………....26

2.3.           Динамика мировых цен на нефть…………………………………………..30

2.4.           Основные изменения в налоговой системе………………………………..33

2.5.           Основные направления мероприятий по снижению налоговой нагрузки предприятия………………………………………………………………….36

3.      Анализ и методические основы системы налогообложения и финансового положения предприятия………………………………………………………..52

3.1.           Анализ финансового состояния предприятия………………………….....52

3.2.           Анализ изменения налоговой нагрузки в зависимости от мероприятий по ее снижению…………………………………………………………………62

3.3.           Анализ и методика начисления НДПИ…………………………………….67

3.4.           Анализ и методика начисления экспортной пошлины……………………70

3.5.           Анализ и методика начисления налога на имущество……………………72

3.6.           Анализ и методика начисления налога на прибыль……………………....80

3.7.           Прочие налоги…………………………………………………………….....83

4.      Влияние изменений в налогообложении на финансовое состояние предприятия …………………………………………………………………….85

4.1.           Основные тенденции изменений в налогообложении нефтедобывающих предприятий ………………………………………………………………...85

4.2.           Влияние предполагаемых изменений на финансовое состояние НГДУ «Ямашнефть»………………………………………………………………...87

4.3.           Сопоставление технико-экономических показателей…………………….92

    5. Гражданская оборона……………………………………………………………94

    5.1. Моральная и психологическая подготовка сил Российской системы ЧС и населения  при ликвидации последствий ЧС………………………………………..94

Заключение………………………………………………………………………...103

Список использованной литературы…………………………………………….107

Приложение №1

Приложение №2

Приложение №3

Приложение №4

Приложение №5

Приложение №6

ВВЕДЕНИЕ

Основным источником формирования бюджета государства являются налоговые сборы, и платежи. Из этих средств финансируются государственные и социальные программы, содержатся структуры, обеспечивающие существование и функционирование самого государства. Организация работы с налогоплательщиками по выполнению этой задачи является прерогативой Государственной налоговой службы Российской Федерации. Качество ее функционирования во многом предопределяет формирование бюджета страны, развитие предпринимательства в России, уровень социального обеспечения граждан.

Построение справедливой и эффективной налоговой системы, обеспечение ее ясности, предсказуемости и стабильности являются важным условием повышения предпринимательской и инвестиционной активности, прогресса Российской Федерации на пути создания рыночной экономики и интегрирования российской экономики в мировую. Действующая же налоговая система России нуждается в серьезном реформировании. Существует несколько групп основных причин кардинальных изменений в налоговом законодательстве: политические — развитие демократических преобразований, принятие новой Конституции, увеличение самостоятельности региональных и местных властей и, как следствие, перераспределение средств между бюджетами различных уровней, изменения во взаимоотношениях между налогоплательщиком и государством; экономические — развитие рыночных отношений, появление новых экономических и финансовых структур, таких, как финансовый и фондовой рынки, рынок страховых услуг, взаимопроникновение российской и мировой экономики; правовые — появление новых правовых институтов, несогласованность налогового и гражданского законодательства, наличие большого числа подзаконных актов, позволяющих найти возможность ухода от налогообложения, отсутствие единой нормативной базы налогообложения и многое другое.

Тема данного дипломного проекта «Исследование зависимости финансового состояния предприятия от изменения налоговой нагрузки и конъюнктуры цен» (на примере НГДУ «Ямашнефть»).

Цель проекта – выявить изменение налоговой нагрузки в зависимости от мировых цен на нефть и влияние последующих изменений в налогообложении на финансовое состояние предприятия.

Задача проекта – найти пути снижения налоговой нагрузки.

Первая глава показывает геолого-техническую характеристику месторождений, текущее состояние добывающего фонда скважин и способы их эксплуатации, а также методы интенсификации добычи нефти, применяемы в НГДУ «Ямашнефть».

Во второй главе анализируются технико-экономические показатели предприятия с 2001-2003 гг., динамика мировых цен на нефть, ставка экспортной пошлины и курс доллара. А так же описываются основные изменения в налоговой системе, которые произошли в течении трех лет. Приводятся расчеты и сумма экономии от мероприятий по снижению налоговой нагрузки предприятия.

Третья глава полностью посвящена анализу различных налогов, которые составляют структуру налоговой нагрузки на НГДУ «Ямашнефть». Это экспортная пошлина, НДПИ, налог на имущество, налог на прибыль и прочие налоги. В частности рассматриваются анализ финансового состояния предприятия и анализ изменения налоговой нагрузки в зависимости от мероприятий по ее снижению.

В четвертой главе приведен анализ финансового состояния предприятия в зависимости от последующих изменений в налоговой системе и оспоставление технико-экономических показателей в зависимости от уровня цен на нефть.

Пятая глава посвящена гражданской обороне, а именно моральной и психологической подготовке сил Российской системы ЧС и населения  при ликвидации последствий ЧС.

1.        ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НГДУ «ЯМАШНЕФТЬ»

1.1.             Краткая  геолого-техническая  характеристика  месторождений

В промышленной разработке НГДУ «Ямашнефть» находится 10 месторождений: Архангельское, Шегурчинское, Ямашинское, Ерсубайкинское, Березовское, Сиреневское, Беркет-Ключевское, Красногорское, Тюгеевское, Екатериновское. Все месторождения являются многопластовыми.

Разрабатываемые месторождения расположены в пределах четырех административных районов - Альметьевского, Черемшанского, Заинского, Новошешминского. Разработка месторождений ведется пятью цехами добычи нефти. Для всех месторождений характерны сложные геологические условия разработки. Эксплуатация залежей традиционными методами затруднена в связи с повышенной вязкостью нефти.

Основными объектами разработки являются терригенные коллектора тульско—бобриковского горизонта и карбонатные коллектора нижнего и среднего карбона. Запасы в терригенных коллекторах разрабатываются в основном с применением внутриконтурного завод нения и на естественном режиме.

Ведется закачка воды и в карбонаты нижнего и среднего карбона Ямашинского, Архангельского, Шегурчинского, Березовского, Сиреневского, Ерсубайкинского месторождений. Запасы карбонатных коллекторов разрабатываются также с применением методов интенсификации увеличения дебита скважин.

С самого начала разработки месторождений залежи тульско-бобриковских и турнейских отложений разрабатывались совместно, что приводило к их неравномерной выработке и затрудняло создание нормальной системы разработки. В последних проектных документах залежи различных горизонтов выделены в самостоятельные объекты разработки. Средний карбон представлен двумя эксплуатационными горизонтами – башкирским и верейским. В НГДУ «Ямашнефть» наиболее крупными по извлекаемым запасам нефти являются Архангельское – 22,96%, Шегурчинское – 18,77%, Ямашинское – 13,66%.

На восьми месторождениях разработка ведется с поддержанием  пластового давления. Залежи терригенных пород разрабатываются, как правило, с применение внутриконтурного, приконтурного заводнения, реже используется законтурное. В карбонатных коллекторах нижнего карбона осуществляется внутриконтурное заводнение. Ведется внутриконтурное заводнение и в карбонаты среднего карбона на Архангельском, Ямашинском, Шегурчинском месторождениях.

Наибольшее количество НИЗ – 42,9% содержится  в терригенных коллекторах тульско-бобриковских отложений. 52% запасов содержится в карбонатах нижнего и среднего карбона, 5,1% в терригенных коллекторах девона.

Запасы нефти характеризуются по плотности как средние – 73,9% , по содержанию серы – как высокосернистые – 96,3% и по вязкости – как высоковязкие – 72,5%.

В 2004 году  эксплуатационный фонд уменьшился на 97 скважин. За 2003 год в эксплуатационный фонд 25 скважин принято из бурения, 1 скважина переведена в эксплуатацию из ликвидированных, 3 скважины из пьезометрического фонда, 10 скважин из консервации – всего 39 скважин. Из эксплуатационного фонда выбыло всего 136 скважин. Эксплуатационный  фонд на начало  года составил 1595 скважины, который по эксплуатационным объектам распределяется:

Девонские –                      29

Турнейские –                    445

Тульско-бобриковские – 798

Алексинские –                  9

Верей-башкирские –        303

Каширские –                      1  

Таблица 1.1.

Коллекторские свойства пласта и физико-химические свойства пластовых флюидов

Геолого-физические условия разработки Ямашинского месторождения

Ямашинское месторождение – одно из основных НГДУ "Ямашнефть" – расположено  в западной части Альметьевского района, в экономически развитом нефтедобывающем районе Татарстана, вблизи самых крупных месторождений: Ромашкинского и Ново-Елховского. Оно окружено эксплуатирующими месторождениями: Тюгеевским, Березовским, Шегурчинским. Через месторождение проходит шоссе Альметьевск – Чистополь. Ближайшая железнодорожная станция  - Бугульма  Куйбышевской железной дороги. Вторая железнодорожная ветка соединяет города Бугульма, Лениногорск, Альметьевск, Набережные Челны, Казань. Бугульма имеет аэропорт, связывающий нефтяные районы Татарстана со многими городами России. Ближайшие пристани – на реке Каме в Набережных Челнах и Чистополе.

В орогидрафическом отношении месторождение занимает приподнятую часть юго-восточного Закамья   и занимает часть верховья реки Кичуй, по правому берегу которой отмечаются хорошо выраженные структурно-денудационные террасы. Климат района умеренно-континентальный. Из полезных ископаемых, кроме нефти, известны месторождения известняков, песчаника, гравия, глины и др.

Источником водоснабжения служат Камские водоводы, электричества – подстанция "Ямаши". В промышленную разработку Ямашинское месторождение введено в 1975 году.

Таблица  1.2.

Физико-химические свойства нефти

Таблица 1.3.

Распределение пробуренного фонда       

С начала разработки Ямашинского месторождения отобрано нефти 48,9%  от НИЗ, темпы отбора составили 1,75%  от НИЗ и 3,31% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,115. Средние дебиты нефти  в среднем составляют 2,7 т/сут., а средние дебиты жидкости  - 4,5 т/ сут. Обводненность добываемой продукции  составляет 39,8%.

Доля от годовой добычи месторождения по тульско-бобриковским отложениям составила 36%, по турнейскому ярусу – 47,2%, по башкирскому ярусу – 11, 6%, по верейскому  горизонту  - 3,3%, по девону – 1,8% и по алексинскому горизонту – 0,14%,.

Доля добычи по сравнению с предыдущим годом увеличилась по турнейскому ярусу  на 1,0 %  и уменьшилась по тульско-бобриковским отложениям на  0,5%.  По степени обводненности обводненный фонд распределяется следую­щим образом (Таблица 1.4.).

Таблица 1.4.

Степень обводненности обводненного фонда

Таким образом, на поздней стадии разработки, основную массу составля­ет фонд скважин с от 2 до 20 процентов обводнения продукции. В отчетном году, за счет бурения скважин на линзы, на 5 скважин увеличился фонд с высоким процентом обводненности. Фонд скважин от 50 до 90 процентов обводнения снизился в основном за счет перевода высокообводнившихся сква­жин под закачку воды. С начала разработки отобрано 113516 тыс.т. воды, об­водненность на конец года при этом составила 77,3%. Водонефтяной фактор -1,32.

1.2.           Анализ состояния разработки месторождений НГДУ

Практически все месторождения НГДУ находятся на 1-ой стадии разработки, т.к. ни одно месторождение полностью не разбурено. Однако на месторождениях НГДУ есть залежи, которые близки к 4-ой стадии разработки, когда фонд скважино-точек для бурения полностью реализован, а конечный коэффициент нефтеотдачи согласно технологических схем превышен.   Ямашинское месторождение  многопластовое.

Основными объектами эксплуатации являются турнейские и тульско-бобриковские отложения, которые разбурены самостоятельными сетками с расстоянием  между скважинами 350 м.

В самостоятельный объект разработки выделен верейский горизонт.

Тульско-бобриковские отложения разрабатываются с применением  внутриконтурного (линейного с дополнительным разрезанием на блоки) и законтурного завод нения.

Турнейские отложения с 1990 года разрабатываются с применением линейной системы заводнения с дополнительным разрезанием на блоки.

На месторождении выделены опытные участки: турнейский и башкирский на сетке 200х200м и башкирский по сетке 100х100м. С начала разработки Ямашинского месторождения отобрано нефти 48,9 %  от НИЗ, темпы отбора составили 1,75 %  от НИЗ и 3,31 % от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,115. Средние дебиты нефти  в среднем составляют 2,7 т/сут, а средние дебиты жидкости  - 4,5 т/ сут. Обводненность добываемой продукции  составляет 39,8 %.

Доля от годовой добычи месторождения по тульско-бобриковским отложениям составила 36 %, по турнейскому ярусу – 47,2 %, по башкирскому ярусу – 11, 6 %, по верейскому  горизонту  - 3,3 %, по девону – 1,8 % и по алексинскому горизонту – 0,14 %.

Доля добычи по сравнению с предыдущим годом увеличилась по турнейскому ярусу  на 1,0 %  и уменьшилась по тульско-бобриковским отложениям на  0,5 %.

Тульско-бобриковский объект Ямашинского месторождения

Тульская залежь разрабатывается с применением трех рядной линейной системы заводнения  в сочетании с дополнительным разрезанием на блоки. В эксплуатации находятся 100 добывающих и 33 нагнетательных скважин.

Компенсация отбора жидкости закачкой составила 102,2 % за год  и 139,5 %  с начала разработки. Пластовое давление по тульско-бобриковскому объекту 68,2 атм, что на ровне прошлого года. Произошло снижение пластовых давлений по скважинам бобриконского горизонта, которые разрабатываются на естественном режиме.

Обводненнось добываемой продукции  составила 44,7 %.         

Остановили нерентабельные скважины: вывели в пьезометр тульские скважины № 11839, 7365, 7381, 7364, 11832, вышли в бездействие тульские скв. № 2572, 1333 и бобриковские скв. № 2537. Вышла из бездействия обводненная скв. № 1397 (дебит жидкости – 13,2 т/сут, 88 % обводненность).

В целях уменьшения обводненности и выравнивания профиля приемистости в 2003 году в нагнетательные скв. № 2580, 1335, 7309 закачали ВУС.

С начала разработки по тульско-бобриковским отложениям отобрано 85,1% от НИЗ, темпы отбора составляют 2,51 % от НИЗ  и 14,4 % от ТИЗ.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,314, при проектном 0,369.

Турнейский ярус Ямашинского месторождения

Объект разрабатывается по самостоятельной квадратной сетке с расстоянием между скважинами 350м. Турнейский ярус разрабатывается с применением трех рядной линейной системы заводнения  с дополнительным разрезанием на блоки. В эксплуатации находятся 133 добывающих и 29 нагнетательных скважин.

Компенсация отбора жидкости закачкой составила 94,8 % за год и 43,4 % с начала разработки. Обводненность добываемой продукции   составляет      34,5 %.

Остановили нерентабельные скважины: 2527, 7236, 7390, 2541, 7303 из них 2527 перевели в ППД в 2004 году, 7236 возврат на башкирский ярус, 7303, 2541 в 2004 году обработаны призабойные зоны пласта.

Средние дебиты нефти и жидкости за 2003 год  составляют 2,6 т/с. и 4 т/с. соответственно. С начала разработки отобрано нефти 61,6 % от НИЗ, темпы отбора составили 2,5 % от НИЗ, 6,13 % от ТИЗ. Текущий коэффициент извлечения нефти – 0,124, при проектном  0,201.

Турнейский опытный участок Ямашинского месторождения

В карбонатных отложениях турнейского яруса выделен опытный участок, который разбурен по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 200 м. Участок был создан для изучения влияния плотности сетки скважин на выработку запасов нефти.  В эксплуатации находятся 25 скважин, что составляет 18,8 % всего эксплуатационного фонда  по турнейской залежи. Под закачкой находятся 8 скважин.

Нормы отбора  нефти, жидкости и закачки воды выполнены на 100,5 %, 96 %, 100,8 %. За 2003 год по опытному участку добыто 16581 т.нефти, что составляет 14,3 % от добычи всего турнейского яруса. Пластовое давление составляет 43,5 атм. Компенсация отбора жидкости закачкой составила за год 92,3 % и 44,5 % с начала разработки. Обводненность добываемой продукции упала на 3,3 % и составляет 47,2 %. Средние дебиты нефти остались на уровне 2002 года и составляют 2,1 т/сут, а по жидкости снизились и на 0,4 т/сут. и составляют 3,9 т/сут.