Ключевые слова: месторождения углеводородов, методы технико-экономической оценки эффективности разработки месторождений, капитальные вложения, удельные нормативы капитальных затрат, удельные нормы затрат для расчета эксплуатационных расходов, налоговые режимы.
Нефтегазовая промышленность одна из основных отраслей топливно-энергетического комплекса России. В РФ сосредоточены большие запасы углеводородов в различных нефтегазодобывающих районах. Основная доля извлекаемых запасов углеводородов в основном приходится на крупные месторождения, разработка которых дает высокий доход при их эксплуатации. Это является основой для экономической стабильности при формировании российского бюджета на долгую перспективу и устойчивого экономического роста нашей страны.
В 2019 году в России была проведена инвентаризация запасов углеводородов по многим месторождениям с текущими запасами свыше 5 млн т нефтяного сырья с учетом мировых и внутренних цен на углеводороды в текущих налоговых условиях. По результатам инвентаризации были приняты решения о регулярном дальнейшем проведении данного мероприятия. Изменение сроков инвентаризации в значительной мере будет зависеть от совершенствования экономического инструментария по оценке освоения месторождений в условиях меняющейся экономической среды.
Совершенствование методов технико-экономической оценки разработки месторождений углеводородов необходимо для учета новых технологических и технико-экономических факторов освоения месторождений, а также применения разных налоговых режимов. Применение этих методов позволит недропользователям проводить комплексную технико-экономическую оценку разработки, как новых месторождений, так и переоценку старых, находящихся на поздних стадиях разработки. В связи с этим актуальной проблемой является создание экономико-методического и информационного инструментария, позволяющего оперативно оценивать эффективность добычи углеводородов. ,
В 2023 году утверждены Временные методические рекомендации подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья в части экономической оценки вариантов разработки [1], в котором изложены методические основы по технико-экономической оценке разработки различных месторождений нефти и газа. На основе этого документа была усовершенствована комплексная методика технико-экономической оценки разработки месторождений углеводородного сырья, которая ранее была разработана в ИПНГ РАН [2 -4]. Основное внимание в методике уделено рассмотрению основных направлений капитальных и эксплуатационных затрат, как для нефтегазовых, так и газоконденсатных месторождений.
Методика основана на методе доходного подхода и предназначена для определения затрат и экономического эффекта при технико-экономическом обосновании инвестиционных проектов для различных этапов разработки месторождений углеводородов. Отметим, что доходный подход включает в себя метод дисконтирования денежных потоков от реализации углеводородного сырья. Экономической оценке подлежат новые месторождения, для которых разрабатываются технологические схемы, а также старые месторождения, для которых составляются проекты доразработки.
К затратной части доходного подхода относятся капитальные вложения по различным направлениям и эксплуатационные затраты на добычу углеводородов с учетом амортизации, определяемой по новым нормам амортизационных отчислений, а также налоги в себестоимости и цене.
Критериями оценки доходного подхода являются чистый дисконтированный доход недропользователя (ЧДДН) и чистый дисконтированный доход государства (ЧДДГ). Их значения определяются на основе многовариантных расчетов, с выбором оптимальных решений, в процессе переговоров между инвесторами и государством.
Расчет критериев и затрат основан на имеющейся технологической и нормативной экономической информации по вариантам разработки месторождений. Содержание затрат зависит от различных факторов, к которым относятся географические, геологические и технологические особенности разработки месторождений. Нормативная информация применяется с учетом основных направлений капитальных вложений в бурение, обустройство и инфраструктуру, и эксплуатационных затрат на добычу углеводородов[5-6]. Расчет затрат и критериев проводится в динамике по годам разработки с учетом лицензионного срока эксплуатации месторождений.
В табл. 1 – 4представлена исходная информация для технико-экономической оценки эффективности разработки нефтегазовых и газоконденсатных месторождений по усовершенствованной методике.
Дадим содержательную характеристику основных направлений капитальных вложений.
Капитальные вложения в бурение скважин рассчитываются с учетом глубины скважин вертикальных, наклонных, горизонтальных и многозабойных. Отдельно учитываются затраты на зарезку боковых стволов.Дополнительно введен норматив интеллектуального заканчивания при бурении скважин.Отдельно учитываются затраты на геологоразведку.
При обустройстве месторождения основные капиталовложения рассчитываются по мере бурения новых скважин.
Промысловое обустройство включает в себя следующие направления затрат:
- оборудование нефтяных и газовых скважин под эксплуатацию (распределяется пропорционально скважинам, с учетом способов добычи).
Для нефтяных месторождений в норматив входят затраты на оборудование скважин при механизированной добыче, при фонтанной добыче, при переводе фонтанной скважины на механизированную добычу.Рассчитываются затраты на обсадные трубы, обустройство устьев скважин, монтаж ЭЦН, станков – качалок, силовые приводы, применение центрифуг, вибросит специальных растворов и хим. реагентов для повышения эффективности буровых работ, комплекс объектов по переводу скважин на газлифтную эксплуатацию – компрессорные станции, нефтепроводы, газопроводы, манифольды.
Для газоконденсатных месторожденийв норматив входят затраты на наземное и подземное оборудование, необходимое для ее эксплуатации. К наземному оборудованию газовых скважин относится арматура и аппаратура, устанавливаемые на устье скважины. Оборудование устья скважины предназначается для подачи газа из ствола скважины в газосборные сети. Подземное оборудование включает оборудование забоя и ствола скважины. Оборудование забоя предназначено для сообщения пласта со скважиной. Оборудование ствола скважины включает обсадные колонны, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны, насосно-компрессорные трубы (НКТ) для подачи газа от забоя до устья, пакеров, забойных и приустьевых клапанов и клапанов для подачи ингибиторов для борьбы с коррозией и гидратами.
В этом направлении учитываются также затраты на строительство вертолетной площадки, бурение артезианских скважин, вышкомонтажные работы, крепление скважины, крепление эксплуатационной колонны и прочие работы связанные с затратами по отбору керна, испытания скважины и страхования буровых работ;
- сбор и транспорт нефти и газа. В норматив входят затраты на комплексный сборный пункт (КСП), дожимную насосную станцию (ДНС), Установка комплексной подготовки газа (УКПГ), напорные нефтепроводы, нефтесборные сети, замерные установки (ЗУ), выкидные линии, шлейфы, обустройство первоочередных участков, кустов, пробную эксплуатацию, сепарационные установки, газопроводы, вакуумную компрессорную станцию для транспорта газа III ступени сепарации, газозамерную станцию, врезку в газопровод, установку осушки газа на ДНС и КСП,межпромысловые и магистральные нефтепроводы, центральный товарный парк на несколько месторождений; межпромысловые и магистральные газопроводы;
- сбор и транспорт газа и конденсата. В норматив входят затраты, связанные с эксплуатацией и обслуживанием основных производственных фондов, предназначенных для: внутрипромысловой и межпромысловой газопередачи (коллекторы, отводы, арматура); компримирования газа (компрессорный цех); очистки и охлаждения газа (пылеуловители, фильтры, АВО, градирни и т.п.); подачи газа потребителю (оборудование ГРС);измерения контрольных параметров (средства КИПиА); подачи сжатого воздуха, смазочного масла и др. (воздушные компрессоры, насосы и т.д.); защиты систем и оборудования от коррозии и гидратообразования (средства ЭХЗ, ингибиторопроводы и др.); размещения технических средств (здания компрессорных цехов, насосных и т.д.);
- подготовка нефти и газа к транспорту и очистные сооружения.В норматив входят затраты на центральный пункт сбора, технологические трубопроводы; пеногенераторная, термохимическая установка; пенопровод; площадка буферных емкостей; очистные сооружения; резервуары отстойники;
- подготовка газа и конденсата к транспорту. В норматив входят затраты по окончательной обработке газа и газового конденсата на головных сооружениях промысла при централизованной схеме сбора и обработки газа или затраты по обработке газа и газового конденсата на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) при децентрализованной схеме сбора и обработки газа;
- поддержание пластового давления (ППД). В данный норматив входят затраты на оборудование для закачки вытесняющего агента в пласт. К объектам поддержания пластового давления относятся: трубопроводы и распределительные блоки, станции по закачке вытесняющего агента, оборудование для подготовки вытесняющего агента для закачки его в пласт;
- связь и комплексная автоматизация и корпоративные вычислительные сети. В норматив входят затраты на радиорелейные линии контроля и телемеханики, внешние сетки КИП и АиВТ, в том числе радиотелефонная связь, волоконно-оптические кабели для компьютерных сетей, оборудование круглосуточного наблюдения, компьютерная система безопасности;
- Электроснабжение. В норматив входят затраты на трансформаторные подстанции, линии электропередач; подстанции для электроснабжения баз,газотурбинныеэлектростанции;
- Базы на месторождении.В данный норматив входят затраты на базы комплектации, базы производственного обслуживания, базы управления и капремонта и т.д.;
- Автомобильные дороги.В норматив входят затраты на автомобильные дороги на территории месторождения, подъездные автодороги к месторождению, к кустам скважин, лежневые дороги, межпромысловые и магистральные автодороги;
- Прочие объекты энергетического хозяйства и внутренней инфраструктуры. В норматив входят затраты на вахтовый поселок, вертолетную площадку, водозабор и.т.д.;
- Приобретение оборудования, не входящего в сметы строек. В норматив входят затраты на капитальный и текущий ремонт оборудования для добывающих и нагнетательных скважин, а также на оборудование для геолого-поисковых работ, транспортные средства, агрегаты и специальные машины.
Эксплуатационные затраты состоят из условно-постоянных и условно-переменных расходов. Расчет эксплуатационных затрат основан на применении нормативов представленных в таблице 4.
К условно-постоянным затратам относятся, во-первых, удельные нормы затрат, применяемые к погодовому фонду скважин, во-вторых, удельные затраты на объемные показатели относимые на годовую добычу жидкости или на годовую добычу углеводородов по следующим направлениям: норма расхода на вспомогательные материалы, норма расхода на топливо, норма расхода на энергию по извлечению жидкости.
К первым относятся:
· норматив затрат в ремонтный фонд скважин представлен в новой редакции следующими направлениями: капитальный ремонт добывающих скважин(нефтяных или газовых), капитальный ремонт нагнетательных скважин, текущий ремонт добывающих скважин(нефтяных или газовых), текущий ремонт нагнетательных скважин, обслуживание добывающих скважин с технологией ОРД(нефтяных или газовых), обслуживание нагнетательных скважин с технологией ОРЗ.
· затраты для расчета фонда оплаты труда рассчитываются по старой редакции.
· Прочие условно-постоянные расход представлены более подробно по следующим направлениям: затраты на АУП, цеховые расходы и ликвидационные отчисления.
Ко вторым относятся:
· Стоимость покупных вспомогательных материалов, используемых для обеспечения нормального технологического процесса (реагенты и материалы, расходуемые при ремонте скважин, обессоливании, обезвоживании и стабилизации нефти), или расходуемых на другие производственные и хозяйственные нужды (содержание, ремонт и эксплуатация оборудования, зданий, сооружений, нефте- и газопроводов и других основных фондов), стоимость глубинных штанговых насосов, запасных частей для ремонта оборудования, износ инструментов, приспособлений, спецодежды и других малоценных и быстроизнашивающихся предметов, стоимость покупной воды, потребляемой при подготовке нефти и ремонте скважин, выработке пара и расходуемой на другие производственные и хозяйственные нужды. В этот элемент затрат включается стоимость нефти, потребляемой на собственные технологические нужды (например, при промывке скважин при их ремонте) и списываемой в виде потерь при ее подготовке, хранении, транспортировке (перекачке). Для газоконденсатных месторождений эти затраты включают также расходы на приобретение метанола, триэтиленгликоля, масла и пр.
· Топливо– стоимость всех видов топлива, включая нефть и газ собственной добычи, расходуемого на технологические цели (для кузнечных, термических и других печей), для выработки всех видов энергии (электрической, тепловой, сжатого воздуха, кислорода и т.п.), на отопление зданий, а также потребляемого агрегатами и транспортными средствами (тракторами-подъемниками, заливочными агрегатами, тракторами и автомашинами всех видов), пренадлежащих нефтегазодобывающему предприятию;
· Норматив затрат на энергию относимый на годовую добычу углеводородов представлен следующими тремя направлениями: технологическая подготовка углеводородов, сбор и внутрипромысловый транспорт углеводородов, содержание инфраструктуры внешнего транспорта. Учитывает так же затраты на электроэнергию для различных электроприводов, а также на содержание и обслуживание электросети и подстанций;
· Удельный норматив по искусственному воздействию на пласт включает затраты на закачку обогатителя. Для газоконденсатных месторождений может закачиваться метан при сайклинг-процессе.
· Удельный норматив по сбору и внутрипромысловому транспорту углеводородов учитывает затраты на содержание и эксплуатацию сети нефте-, газо- и конденсато- проводов от устья скважин до емкостей товарного парка, сепараторных установок, групповых газовых установок, дожимных компрессорных станций и др
· Удельный норматив на технологическую подготовку углеводородов включает расходы на реагенты, которые используются в технологическом процессе и затраты на технологическое оборудование, используемое при подготовке и стабилизации газа и конденсата.
Помимо эксплуатационных затрат и капитальных вложений приоценке технико-экономической эффективности разработки месторождений углеводородов необходимо учесть налоговые режимы.
Для недропользователя наиболее существенной статьей затрат являются налоговые отчисления. Оценка экономической эффективности проводится с учетом выплаты недропользователем налогов, сборов и пошлин в федеральный, региональный и местный бюджеты, установленных действующим законодательством РФ. К ним относятся:
· Налог на добавленную стоимость
· Налог на добычу полезных ископаемых.
· Налог на дополнительный доход
· Налог на имущество организаций
· Страховые взносы
· Налог на прибыль организаций
Налог на добавленную стоимость.
Налог берется в размере 20% от выручки от продажи углеводородов на внутреннем рынке (глава 21 части 2 НК РФ).
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ на нефть)
В соответствие с Налоговым кодексом РФ НДПИ взымается с объема добычи углеводородов[5].Налог учитывает мировые цены на нефть, объем запасов, степень их выработанности, особенности месторождения, а также уровень сложности добычи нефти.
Формула для расчета ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ (нефть)) имеет следующий вид[5]:
НДПИ (нефть) = Кндпи × КЦ–Дм(1)
где
Кндпи– базовая ставка НДПИ, руб/т;(с 1 января 2017 г. ставка для нефти установлена в размере 919 руб./т);
Дм - коэффициент особенности добычи, руб/т;
Кц– коэффициент, который характеризует динамику мировых цен на нефть маркиUrals,д.ед.
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ на газ)
Расчет налога по газу природному осуществляется по аналогичной формуле:
НДПИна газ=Кндпи*Еут*Кс+Ккг ,+Тг(2)
Где
Кндпи– базовая ставка НДПИ, руб/1000м3, (для газа составляет 35 руб/1000м3)
Еут – базовое значение единицы условного топлива, д.е.;
Кс - коэффициент сложности добычи углеводородов, д.е.;
Ккг -показатель характеризующий изъятие дополнительной выручки компаний от индексации тарифов на газ, поставляемый на внутренний рынок ед.;
Тг - показатель,характеризующий расходы на транспортировку газа, руб/1000м3.
Базовое значение единицы условного топлива (Еут) определяется в соответствие с [6].
Коэффициент Ккг определяется в соответствии с подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 НК РФ [6]. со значением 285 - на период с 1 июля 2024 года по 30 июня 2025 года включительно, 305 - с 1 июля 2025 года.
Показатель Тг рассчитывается на основе:
- тарифа на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам;
- расстояние транспортировки газа по магистральным газопроводам;
- коэффициент, отражающий долевое участие разных добывающих газ предприятий, которые используют один трубопровод.
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИна газовый конденсат)
Налоговая ставка, установленная для газового конденсата, составляет 42 руб. за 1 тонну.
Расчет налога по газовому конденсату осуществляется по формуле:
НДПИ на газовый конденсат =Кндпи*Еут* Кс*Ккм,(3)
Где
Кндпи– базоваяставка НДПИ, руб/т, (для газового конденсата составляет 42 руб/т)
Кс - коэффициент сложности добычи углеводородов,
Ккм – коэффициент, характеризующий экспертную доходность единицы условного топлива.
Коэффициент сложности добычи углеводородов (Кс) и коэффициент, характеризующий экспертную доходность единицы условного топлива (Ккм), рассчитываются в соответствие с положениями статьи 342 НК РФ [6].
Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (НДД) стал вторым основным налоговым режимом российской нефтяной отрасли в соответствии с Главой 25.4 НК РФ[7,8]. НДД взимается с суммы дополнительного дохода, полученного налогоплательщиком в результате деятельности по добыче углеводородного сырья (нефти, газового конденсата, попутного и природного газа) на участке недр. Цель введения налога — стимулировать разработку низкорентабельных месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы углеводородного сырья, в том числе новых месторождений, требующих значительных инвестиций. Ставка НДД устанавливается в размере 50% от прибыли недропользователя. В Налоговом кодексе РФ описаны группы участков недр, при разработке которых недропользователи имеют право выбрать уплату НДД.
Кроме рассмотренных налоговых режимах НДПИ и НДД в НК РФ предусмотрен еще один перспективный налоговый режим - соглашение о разделе продукции (СРП) [9].
Налоговый режим СРП применяется только для нескольких месторождений РФ (Сахалин -1, Сахалин -2, Харьягинское месторождение). Однако, для зарубежных месторождений этот налоговый режим применяется. В усовершенствованную методику включены все алгоритмы расчета технико-экономических показателей, которые позволяют проводить оценку эффективности для этого налогового режима.
Налог на имущество организаций. Налоговая база определяется как среднегодовая стоимость имущества, признаваемого объектом налогообложения. В отношении отдельных объектов недвижимого имущества налоговая база определяется как их кадастровая стоимость по состоянию на 1 января налогового периода в соответствии со статьей 378.2 НК РФ[10]. Налоговая ставка составляет 2,2%. Налог на имущество полностью поступает в бюджет субъекта РФ.
Страховые взносы в государственные внебюджетные фонды: Пенсионный фонд РФ, Фонд социального страхования РФ, Федеральный фонд обязательного медицинского страхования». Базой для начисления страховых взносов в государственные внебюджетные фонды является фонд оплаты труда предприятия с начала календарного года. Размер предельной величины базы для начисления страховых взносов устанавливается Правительством РФ и подлежит ежегодной индексации с учетом роста средней заработной платы в РФ. Ставка страховых взносов составляет 30 % от фонда оплаты труда[11].
Налог на прибыль организаций. Налоговая ставка составляет 25% от налогооблагаемой прибыли[12].
Рассмотренная усовершенствованная методика реализована в компьютерной системе «ГРАФ»[4], которая является современным информационно-программным инструментарием для проведения комплексной технико-экономической оценки на различных стадиях разработки месторождений нефти и газа.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках государственного задания по теме: «Создание новых технологий эффективного экологически чистого извлечения углеводородов в сложных горно-геологических условиях на основе системного подхода к изучению и моделированию полного жизненного цикла нефтегазовых месторождений» шифр FMME– 2025-0009.
Литература
1. Временные методические рекомендации подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья в части экономической оценки вариантов разработки[Электронный ресурс]. URL: https://gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/vremennye_metodicheskie_rekomendacii_podgotovki_tehnicheskih_proektov_razr.pdf?ysclid=ly032liu1e389099066(Дата обращения 18.12.2024).
2. Пономарева И.А, Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах. –М.: Наука, 2006. – 134с.
3.Пономарева. И.А, БогаткинаЮ.Г. , Еремин Н.А., Лындин В.Н. Методика формирования нормативов капитальных вложений в нефтегазовых инвестиционных проектах //Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2019. №2.С. 10–16
4.Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. –М.: Макс-Пресс, 2020. –248 с.
5.Налоговый кодекс РФ (часть вторая) от 05.08.2000 N 117-ФЗ (ред. от 18.03.2023) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.04.2023Статья 342. Налоговая ставка [Электронный ресурс] URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_28165/b0945496f341b2d7e1f79e0bc9dd4e4522a466b1/(дата обращения 18.12.2024)
6. Налоговый кодекс РФ Статья 342.4. Порядок расчета базового значения единицы условного топлива (Еут), коэффициента, характеризующего степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Кс), показателя, характеризующего расходы на транспортировку газа горючего природного (ТГ), и показателя КГК [Электронный ресурс]. URL:https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_28165/9522f95c4165c757c0d4d4095f49cd1e62fad7f0/(дата обращения 25.12.2024)
7. Налоговый кодекс РФ Статья25.4 Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья[Электронный ресурс]. URL:
https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_28165/e1bdc5405d9567b215b64b198464590b24f76344/(дата обращения 25.12.2024)
8. Письмо ФНС РФ от от 6 февраля 2023 г. N СД-4-3/1343@. Данные, ,необходимые для исчисления НДПИ в отношении нефти, НДД и акциза на нефтяное сырье, за январь 2023 года.[Электронный ресурс] URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_439641/ (дата обращения 25.12.2024)
9. Федеральный закон от 30.12.1995 N 225-ФЗ (ред. от 08.12.2020) "О соглашениях о разделе продукции" [Электронный ресурс] URL: https://www.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc&base=LAW&n=370212&dst=100001#dy4B1bUMdtincXyq(дата обращения 25.12.2024)
10.Налоговый кодекс РФ Статья 378.2. Особенности определения налоговой базы, исчисления и уплаты налога в отношении отдельных объектов недвижимого имущества
.[Электронный ресурс] URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_28165/f6758978b92339b7e996fde13e5104caec7531d2/(дата обращения 25.12.2024)
11. Тарифы страховых взносов в 2025 году [Электронный ресурс] URL: https://www.regberry.ru/nalogooblozhenie/tarif-strahovyh-vznosov-2025?ysclid=m5xmcdtnou652285668(дата обращения 25.12.2024)
12. Налоговый кодекс РФ Статья 284. Налоговые ставки [Электронный ресурс] URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_28165/eb9180fc785448d58fe76ef323fb67d1832b9363/(дата обращения 27.12.2024)
