Проблемы комплексной экономической оценки разработки нефтегазовых объектов, под которыми подразумеваются разведанные месторождения либо перспективные на нефть участки, приобретает в наши дни все большую значимость.
Из стратегии развития нефтегазового комплекса до 2030 года следует, что сохранение уровней добычи нефти и стабильных цен на нефть и нефтепродукты в настоящее время является первостепенным экономическим ориентиром.
Одной из часто обсуждаемых проблем экономической оценки проектов разработки нефтегазовых месторождений является учет налоговой составляющей в расходах организации. Получение приемлемого дохода государства и нефтегазовых компаний от разработки месторождений по добыче углеводородного сырья ставит задачу применения оптимального налогового режима, учитывающего интересы обоих сторон. Налоговая реформа, проведенная в России в конце 2014 года, кроме повышения налога на добычу полезных ископаемых, показала, что, несмотря на снижение экспортных пошлин, налогообложение нефтегазодобывающих предприятий стало более отягощающим [1–4]. Отсутствие должной системности налогообложения предприятий по добыче углеводородного сырья создает трудности в прогнозировании экономической эффективности проектов разработки нефтегазовых месторождений и сужает круг потенциальных инвесторов [4].
Необходимо отметить, что одним из важнейших направлений государственного регулирования является установление оптимальной системы налогообложения в нефтегазодобыче [5]. Оптимальный уровень налогов должен обеспечивать решение нескольких задач. Во-первых, необходимо учесть интересы государства как собственника недр. Во-вторых, обеспечить заинтересованность со стороны частных компаний. В-третьих, создать условия для эффективной работы системы недропользования с целью оптимизации чистого дисконтированного дохода предприятия.
Исследователи выделяют два основных признака эффективной системы налогообложения.
1. Экономическая эффективность. Это значит, что при разработке месторождения должны использоваться самые современные технологии, которые позволят недропользователю достичь оптимальной динамики добычи и извлечь максимально возможное количество нефти.
2. Гибкость. Самым простым способом повысить гибкость налоговой системы является дифференцирование ставок налогов в зависимости от уровня добычи и цен. Налоговая система в идеале должна быть такой, чтобы ее не приходилось пересматривать при изменении ценовой конъюнктуры. Стабильность налоговой системы в нефтедобыче особенно важна из-за высокой капиталоемкости производства, больших сроков окупаемости проектов, высоких геологических рисков, связанных с неопределенностью объемов и качества запасов, а также высокой изменчивостью цен на нефть [6].
Как показывает мировой опыт, каждая страна разрабатывает свой собственный налоговый режим исходя из своих особенностей и использует специальные налоговые инструменты, с помощью которых изымают ресурсную ренту [6].
Отметим, что налоговый режим в недропользовании России включает два основных рентных налога: НДПИ и НДД (введенный в 2018 году для пилотных проектов) [1, 2].
В 2022 году ставка НДПИ составила 12 468 руб. за тонну добытых углеводородов.
Объектом налогообложения для НДД является чистый денежный поток (выручка за вычетом капитальных и эксплуатационных затрат). Налоговая ставка 50 %. При этом налоге возможно понижение ставки НДПИ или полная отмена НДПИ. Также при уплате НДД учитывается степень выработки запасов. Если степень выработки запасов меньше 80 % налог не взимается.
В качестве альтернативы для этих двух налогов в России применяется налоговый режим на условиях соглашений о разделе продукции (СРП).
Российская модель СРП является логическим продолжением экономической методики комплексной оценки нефтяных и нефтегазовых месторождений при действующем налогообложении [6]. Для оценки вариантов был сохранен подход, где основными критериями оценки вариантов являются величина потока денежной наличности, чистый дисконтированный доход инвестора, доход государства и прибыльная продукция.
Под прибыльной продукцией понимается разница между выручкой от реализации продукции на внутреннем и внешнем рынках за вычетом той части, которая идет на уплату налога на добычу, и величины компенсационной продукции на покрытие необходимых затрат инвестору. Прибыльная продукция подлежит распределению между инвестором и государством. При этом предлагается производить долевое распределение этого показателя. Расчет прибыльной продукции (Ппt) производится по следующей формуле:
Ппt=Вt -Ндобt - Кпt, (1)
где Вt – выручка от реализации продукции;
Ндобt – налог на добычу полезных ископаемых;
Кпt – величина компенсационной продукции.
Величина чистого дохода (ЧДt) включает долю прибыльной продукции инвестора за вычетом разницы (Пt) между компенсационной продукцией и необходимыми затратами (Зt) и налога на прибыль (Нпрt), взятого от величины прибыльной продукции инвестора. Расчет критерия производится по следующей зависимости:
ЧДtt =А1Ппt- Пt –Зt – Нпрt, (2)
где А1 – доля инвестора.
Также для экономических исследований можно рассматривать СРП Ирака и Китая.
В Ираке модель СРП сходна с российской за исключением компенсационных расходов, в состав которых входят только капитальные вложения. При этом эксплуатационные расходы компенсируются за счет прибыльной продукции государства [6].
В Китае недропользование базируется на законодательстве, в основу которого положена модифицированная «индонезийская» модель СРП [6].
Условия реализации контрактов сходны с моделью российского СРП. Однако ставка роялти варьируется от 0 до 12,5 % в зависимости от уровня добычи. Расчет роялти по скользящей шкале фактически служит целям изъятия у производителя части ресурсной ренты и позволяет снизить регрессивность такого налога. Величина компенсационной нефти не превышает 62,5 %. Прибыльная нефть государства, как и роялти, исчисляется по скользящей шкале в зависимости от уровня добычи. При этом доля государственного участия может достигать 51 %. Налог на прибыль принимается в размере 33 %.
В настоящее время в одном из нефтедобывающих районов Пермского края высокопродуктивные месторождения вступили в стадию падающей динамики добычи. В этих условиях дальнейшее приращение ресурсов и промышленное освоение запасов будет осуществляться за счет разработки небольших залежей с трудноизвлекаемыми («дорогими») запасами в сложных природно-геологических условиях. А также за счет добычи из обводненных скважин с преждевременным падением нефтеотдачи по невыработанным остаточным запасам при значительном росте затрат и снижении эффективности эксплуатации [7, 8].
Таким образом, необходимость в комплексном экономико-информационном подходе, включающем вопросы проведения и использования результатов экономической оценки эффективности разработки нефтегазовых месторождений на поздней стадии освоения, в настоящее время является особенно актуальной.
Разработанная в ИПНГ РАН методика комплексной экономической оценки освоения нефтегазовых месторождений послужила основой для проведения расчетов основных экономических показателей по этому месторождению [6].
С учетом вышесказанного рассмотрим проект разработки Ольховского нефтяного месторождения, которое относится к «старым» разрабатываемым месторождениям, освоение которого было начато с конца 60-х годов прошлого столетия.
В административном отношении оно расположено в восточной части Добрянского района Пермского края. В соответствии с действующей классификацией многопластовое Ольховское месторождение по величине начальных извлекаемых запасов относится к категории «средних» со сложным геологическим строением. В геологическом отношении месторождение достаточно изучено. Его дальнейшее освоение осуществляется в соответствии с действующим проектным документом «Дополнение к технологической схеме разработки Ольховского месторождения» (протокол ЦКР Роснедра № 5822 от 12.12.2013 г.) [17].
На 01.01.2022 г. по месторождению добыто 11 481 тыс. т нефти и 13 858 тыс. т жидкости.
Динамика добычи нефти и жидкости начиная с 2022 года показана на рисунке 1.
Основные технологические показатели по разработке месторождения показаны в таблице 1.
На основе динамики технологических показателей была проведена экономическая оценка освоения Ольховского месторождения с применением различных налоговых механизмов с целью выбора оптимальных вариантов начиная с 2022 года. Цены и затраты были приняты на начало этого года.
В данном исследовании при экономической оценке эффективности освоения Ольховского месторождения были применены специальные налоговые режимы как инструменты для формирования наиболее эффективных вариантов разработки этого месторождения (рис. 2).
В первом варианте был применен налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ).
Во втором варианте в соответствии с Налоговым кодексом и законом «О Недрах» был осуществлен переход от взимания НДПИ к взиманию налога на дополнительный доход (НДД) при выработке запасов больше 80 %. Такой подход назовем налоговым маневром.
В третьем варианте НДПИ был полностью исключен, а НДД был применен с начала расчетного периода.
В следующих трех вариантах были применены специальные налоговые режимы соглашений о разделе продукции (СРП) России, Ирака и Китая как инструментов для формирования наиболее эффективного варианта [5].
Результаты расчетов показали следующее (рисунки 2, 3).
Первый вариант является экономически нерентабельным, где значение ЧДД показывает отрицательное значение.
Второй вариант, где применен налоговый маневр, находится на грани экономической рентабельности.
Третий вариант, где применен НДД, показал высокий экономический эффект с высокой степенью рентабельности.
Четвертый вариант также показал высокий экономический эффект. При этом значения ЧДД и внутренней нормы рентабельности практически совпадают со значениями третьего варианта. Значения дохода государства по этим вариантам также практически совпадают.
Пятый вариант показывает высокий экономический эффект, при этом величина ЧДД в два раза выше, чем в третьем и четвертом варианте, при незначительном снижении дохода государства.
Шестой вариант показывает максимальное значение ЧДД, однако значение дохода государства в два раза ниже, чем в предыдущих рентабельных вариантах. Данную налоговую модель рекомендуется применять, если применение предыдущих налоговых моделей дает отрицательный экономический эффект.
Оценка экономических рисков по месторождению была проведена по разработанным моделям в ИПНГ РАН. Модели предусматривают процентное изменение регулирующих параметров при оценке проекта, а именно: процентное изменение добычи природных углеводородов, цены на нефть, капитальных и эксплуатационных затрат. Уровень риска рассчитывается на основе минимаксного критерия, который позволяет нормировать значения чистого дисконтированного дохода на интервале от 0 до 1. На основе опыта экспертов, проводящих оценку по этим моделям, была составлена шкала уровней рисков, которые характеризуют устойчивость вариантов (таблица 2).
Результаты оценки экономических рисков с применением различных налоговых моделей показаны на рисунке 2, из которого следует, что хорошая устойчивость проекта разработки рассматриваемого месторождения наблюдается, начиная с третьего варианта.
Таким образом на основе результатов анализа экономической эффективности доразработки Ольховского месторождения установлено:
- при действующем налоговом режиме с применением НДПИ эксплуатация месторождения нерентабельна;
- при налоговом маневре эксплуатация месторождения находится на грани экономической рентабельности;
- действующий в РФ налоговый режим с применением налога на дополнительный доход (НДД) или использование СРП России и Ирака значительно повышает эффективность доразработки месторождения, что позволяет согласовать интересы инвестора и государства;
- налоговую модель Китая рекомендуется применять, если применение предыдущих налоговых моделей дает отрицательный экономический эффект.
