<<
>>

2.2.3. Опыт решения экономических проблем МНК с помощью налогового механизма

Поскольку в России государство является собственником недр, проблема их рационального использования носит государственный характер. При решении вопроса о необходимости поддержки и методах стимулирования (в том числе в виде реформирования системы

нало1Хюбложсния) деятельности МНК со стороны государства необходимо учитывать, что ресурсная база нефтедобычи в РОССИИ В целом находится на поздней стадии освоения (а в таких регионах как Татарстан и Башкортостан - на затухающей стадии).

На этой стадии отработка месторождений уже полностью не компенсируется приростом запасов, а среди выявленных ресурсов нарастает доля средних и мелких объектов. Поскольку вовлечение мелких низкорентабельных месторождений в хозяйственный оборот представляет прямой интерес для государства как для собственника недр, становится очевидной необходимость создания условий для развития малого и среднего нефтяного бизнеса, так как именно разработка мелких месторождений является сферой деятельности малого нефтяного бизнеса.

В связи с этими обстоятельствами в России в настоящий момент сложилась уникальная ситуация, когда интересы государства в области нефтедобычи, как с фискальной точки зрения, так и с точки зрения собственника природных ресурсов, заинтересованного в их рациональном использовании, полностью совпадают с интересами малого бизнеса в нефтедобыче. Более того, можно с уверенностью утверждать, что в условиях естественного истощения сырьевой базы страны без развития отечественного малого бизнеса у нефтедобывающей промышленности страны ист будущего на долгосрочную перспективу.

В настоящее время судьба МНК полностью в руках правительственных органов и решение вопроса - быть или не быть МНК в российской нефтедобыче - зависит от выбора государством концептуальной модели общего развития нефтедобывающей отрасли в ближней и дальней перспективе. В принципе возможны две стратегии развития отрасли, которые, если использовать терминологию Г.

В. Выгопа [21], можно назвать концепциями "рациональности'* и "эффективности".

Согласно первой из них, политика государства по отношению к отрасли должна строиться исходя не только из соображений финансовой эффективности, но и с учетом бережного отношения к расходованию невозобновимых природных ресурсов, а также вопросов занятости населения (сохранения рабочих мест в нефтедобыче и связанных с ней отраслях). Теоретически подобный подход закреплен на законодательном уровне (Закон "О недрах4), а также в официальных программных документах ("Энергетическая стратегия России на период до 2020 года" и др.), но на практике позиция государства по отношению к нефтедобывающей отрасли скорее соответствует модели "эффективности". В этой модели во главу угла ставится исключительно рентабельность нефтедобычи исходя из тех соображений, что в России запасы нефти достаточно велики, добыча нефти растет и без дифференцирования налоговых ставок (так что уже возникают проблемы с экспортом из-за ограниченных возможностей системы трубопроводов ОАО АК «Транснефть»), цены на нефть на мировом рынке высоки и поддерживать разработку малорентабельных месторождений нет никакого смысла.

При этом предполагается, что к брошенным сегодня нз-за нерентабельности месторождениям и скважинам при необходимости можно будет со временем вернуться с более совершенной технологией извлечения нефти. Если подобная точка зрения на стратегию развития нефтедобывающей отрасли возобладает, то дальнейшую судьбу малых компаний можно считать предрешенной - в ближайшем будущем они будут вытеснены с рынка крупными нефтяными компаниями.

Справедливости ради необходимо отметить, что государство предпринимало попытки поддержки малых нефтяных компаний [92, 105, 112]. В 2000 году государство поддерживало МНК, дав им возможность экспортировать до 70% добытой нефти вместо традиционных 30%, тогда как у ВИНК эта доля была установлена на уровне 30%. Однако реально в 2000 году МНК в силу ряда причин имели возможность экспортировать только 59% добытой нефти.

Кроме того, Минэнерго России по специально разработанной методике осуществило расчет доходности экспорта нефти и нефтепродуктов в пересчете на одну тонну сырой нефти. Этот расчет показал, что за счет экспорта нефтепродуктов ВИНК повысили свою долю до 62/>%, а доходы от экспорта у них составили 55,1 доллара за тонну, в то время как у малых предприятий - 39,4 доллара за тонну нефти. Но даже этот малоэффективный механизм поддержки малых нефтяных компаний перестал действовать с принятием в сентябре 2001 года поправок к Закону «О естественных монополиях», которые были основаны на принципе «равного доступа к трубе». В результате доля экспортируемой малыми компаниями нефти снизилась с 59% в 2000 году до 45% в 2001 и 36% в 2002 году.

Другой эксперимент по поддержанию деятельности малых нефтяных компаний проводился на региональном уровне. Речь идет о реализации целой системы налогового стимулирования разработки маргинальных месторождений в Республике Татарстан в период с 1995 по 2001 год. В середине 90-х годов в РТ возникла ситуация, когда около 30% фонда действующих скважин оказались убыточными при существовавшей на ют момент системе налогообложения. Последствия остановки этих скважин для республики могли быть весьма тяжелыми: потеря 5,8 млн.т. добычи нефти в год и появление 12-15 тыс. безработных, на создание рабочих мест которым понадобилось бы порядка 700 млрд. рублей. Серьезных затрат - 350 млрд. рублей - потребовала бы и консервация производства, не говоря уже о негативных последствиях в смежных отраслях и сельском хозяйстве в условиях финансового и топливного дефицита Поэтому правительство Татарстана разработало ряд мероприятии, включающих в себя налоговые льготы для организаций, эксплуатирующих малорентабельные и обводненные скважины, применяющих методы повышения нефтеотдачи и разрабатывающих месторождения с трудноизвлскасмыми запасами [40, 123]. В республике было создано 25 независимых нефтедобывающих компаний, которым были переданы ли- цензни на 60 нефтяных месторождений, большинство из которых в советское время относилось к категории забалансовых.

К их созданию республика активно привлекала немецких и французских инвесторов, с участием которых образованы, например, «Идельойл», «Татойлгаз», «Алойл», «Татех». Эти компании были освобождены от уплаты многих нефтяных налогов, чтобы стимулировать инвестиции в нефтедобычу.

Малые нефтяные компании Татарии за1шмают особое место среди российских компаний. В среднем они добывают больше, чем малые компании в других регионах, но их сложно назвать независимыми: они находятся иод опекой "Татнефти", контролирующей их доступ к транспорту и экспорту нефти. Татарстан - один из немногих регионов РФ, где стабилизация ежегодного объема добычи в значительной степени достигается силами малых компаний. Благодаря льготам, предоставленным нефтедобывающим предприятиям Кабинетом министров РТ, было добыто дополнительно 45 млн. тонн нефти (28,7% от общей добычи за этот период), в том числе 25,8 млн. т из скважин, которые ранее считались нерентабельными, 15,6 млн. т получено за счет новых методов увеличения нефтеотдачи пластов, 3,5 млн. т - за счет освоения новых месторождений. Дополнительные налоговые поступления в бюджет составили 13,48 млрд. руб. Другими положительными следствиями такой политики стало улучшение состояния разработки месторождений, спокойствие в социальной сфере за счет сохранения имеющихся и создания 18 тыс. новых рабочих мест. [65].

По предварительным итогам 2006 года добыча нефти малыми нефтяными компаниями в РТ составила 5,87 млн. тони, то есть почти 20% от общереспубликанской (в несколько раз больше, чем доля МНК в российской добыче). В июне 2006 года власти республики анонсировали плапы по строительству отдельного НПЗ для переработки высокосернистой нефти, добываемой МНК. Его стоимость оценивается в S3 млрд. МНК смогут привлечь лишь 10% от этой суммы. Поэтому правительство республики начато предварительные переговоры о привлечении проектного финансирования с Европейским банком реконструкции и развития.

Власти основных нефтедобывающих регионов хорошо осознают необходимость поддержки деятельности малых компаний и не оставляют и сейчас попыток в той или иной форме создать ятя МНК более благоприятный режим функционирования.

В Ханты- Мансийском АО снижение запасов крупных месторождений, находящихся в разработке у ВИНК, и низкие темпы геологоразведочных работ заставили региональные власти обратить внимание на малые и средние предприятия, в перспективе способные смягчить уход из региона холдингов [107]. Правительство ХМАО выходило с законодательной инициативой предоставления независимым нефтедобывающим компаниям некоторых привилегий, в частности предлагалось установить понижающий коэффициент к ставке НДПИ для месторождений в ранней и поздней стадии эксплуатации только для малых предприятий - с ограничением запасов 5 млн. тонн нефти на каждый конкретный участок недр (и 50 млн. т. в целом по предприятию). Власти ХМАО предлагали опробовать данную систему на территории округа, но на федеральном уровне идея не нашла поддержки. Учитывая, что в округе фонд простаивающих скважин, из-за низкой рентабельности неинтересных для ВИНК, около 15 тысяч, власти ХМАО всячески поощряют создание малых предприятий, ориентированных на расконсервацию и эксплуатацию таких малодебитных скважин ("Югорская нефтяная компания", "Бега" и др.).

Однако приведенные примеры касаются скорее локальных, разрозненных попыток налогового стимулирования малых нефтедобывающих компаний и не являются элементами единой системы мер, направленных на планомерную поддержку МНК, поскольку такой системы на федеральном уровне не существует. Принимаемые на федеральном уровне налоговые нововведения продиктованы в первую очередь интересами крупных нефтедобывающих компаний. Именно на них делает ставку государство, не без основания считая их основой экспортноориснтированной экономики и подстраивая систему налогообложения отрасли под особенности бизнеса именно крупных компаний, никак не учитывая интересы МНК. Одним из ярких проявлений этого подхода является и введение в 2002 году «плоской» шкалы НДПИ, о чем подробно было сказано в предыдущем разделе настоящей работы.

Вступившие в силу с 1 января 2007 года изменения в главу 26 НК РФ «Налог на добычу полезных ископаемых», внесенные Федеральным Законом от 27.07.2006 № 151-ФЗ (далее - Закон №151-ФЗ), также были приняты не в расчете на улучшение положения малых нефтяных компаний, но с ориентацией на нужды крупных компаний, также заинтересованных в дифференциации налога (ЛУКОЙЛа, Газпромнефти, ведущих добычу на труднодоступных новых месторождениях Восточной Сибири, Татнефти и Башнефти, чья ресурсная база находится на завершающей стадии освоения, а добываемая нефть характеризуется высокой вязкостью).

В результате из всех обсуждавшихся возможных факторов дифференциации НДПИ учтены только три, по которым предоставлены льготы: •

для новых месторождений Восточной Сибири; •

для выработанных месторождений; •

для сверхвязких нефтей.

Как заявил глава Минэкономразвития Герман Греф, под предполагаемые налоговые льготы по НДПИ для выработанных месторождений подпадает 54 млн. тонн добываемой в стране нефти (всего объем нефтедобычи в России в 2006 году министерство оценивает в 482 млн. тони). По словам министра, месторождения с высокой степенью выработки есть практически у всех нефтяных компаний, однако наибольшую выгоду от новаций получат 'ЧГат- нефттЛ 90% запасов которой находится в выработанных месторождениях, и "Башнефть", у которой этот показатель превышает 80%. По прогнозу МЭРТ, в 2007 году льгота лишит бюджет 21 млрд. руб. В 2009 год}' потери возрастут до 27 млрд. руб., однако к этому времени, как полагает Герман Греф, льготный режим позволит дополнительно извлечь из недр 15 млн. тонн нефти и не допустить общего снижения нефтедобычи.

Для малых нефтяных компаний и такой «усеченный» вариант дифференцированного^ налога, несомненно, предпочтительнее ранее существовавшей плоской шкалы. Причем наиболее востребованной, на наш взгляд, для них может являться льгота по выработанности. Льгота для новых месторождений Восточной Сибири носит региональный характер; льгота для сверхвязких нефтей также в основном региональная, так как тяжелая сверхвязкая нефть добывается преимущественно в Татарстане и Башкортостане.

В главе 1 было сказано о проблемах, связанных с возможностью применения льгот по НДПИ, и в первую очередь - невозможность для компаний обеспечить прямой раздельный учет нефти по каждому лицензионному участку. Это в первую очередь касается МНК, которые в большинстве своем не имеют собственных ГЗУ (групповых замерных установок), товарных парков нефти (или УПН - узлов подготовки нефти), а также узлов учета при сдаче нефти в систему магистральных нефтепроводов системы АК «Транснсфть». В связи с этим МНК вынуждены пользоваться соответствующими технологическими устройствами крупных компаний, которые с 1 января 2007 года с целью соблюдения условий для использования предоставленных льгот по НДПИ могут отказаться от совместного учета собственной нефти и нефти МНК на одном узле учета. В этом случае малые нефтяные компании вынуждены будут либо строить свои узлы учета и товарные парки (на что потребуются значительные инвестиционные ресурсы, которыми большинство МНК, работающих на грани рентабельности, не располагают), либо сворачивать свою деятельность.

Следует отметить, что вопрос о необходимости дифференциации налога на добычу полезных ископаемых в нефтедобывающей отрасли стоит крайне остро и обсуждается с середины девяностых годов.

Особенно болезненной «плоская» шкала НДПИ является для матых и средних нефтедобывающих компаний. Работая в основном на мелких месторождениях с трудноизвлекае- мыми запасами, практически не имея в активе высокодебитиых скважин, такие компании оказываются уравненными по уплате НДПИ с крупными ВИНК, добывающими большую часть своей нефти из высокодебитиых скважин на крупных месторождениях с легкоизвлекаем ым и запасами. В итоге сложившаяся в России система налогообложения приводит к сокращению налоговой базы вследствие ликвидации ряда мелких и средних компаний (94]. В частности, из-за невысокого качества своей ресурсной базы малые нефтедобывающие ком- пании (МНК) крайне заинтересованы в льготах, которые стимулировали бы добычу из мало- дебитных и высокообводненных скважин. Кроме того, вовлекая в разработку ранее законсервированные небольшие месторождения с малыми дебитами скважин, с неудовлетворительной структурой запасов, удельный вес затрат на освоение которых сопоставим с удельными затратами в Восточной Сибири, МНК также нуждаются в налоговых льготах, аналогичных льготам для новых месторождений.

Задача дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), как известно, была поставлепа Президентом России, после чего обсуждалась на многочисленных форумах, конференциях, съездах, совещаниях на самых высоких уровнях.

Целью дифференциации НДПИ является обеспечение стабильного и эффективного развития нефтяной отрасли Российской Федерации за счет решения следующих задач: -

создания условий для развился конкурентной среды и обеспечения равных условии хозяйствования; -

усиления заинтересованности нефтедобывающих организаций в рациональном освоении запасов нефти и создании экономических условий для наиболее полной отработки запасов; -

обеспечения условий для развития инфраструктуры нефтяной промышленности, включая объекты социальной сферы и магистрального транспорта нефти в новых регионах; -

улучшения инвестиционного климата в нефтяной отрасли.

При эгом дифференцированные ставки НДПИ должны обеспе«швать простое, прозрачное администрирование исчисления и уплаты налога, минимизирующее возможные манипулирования; максимальную полноту учета горно-геологических, экономико-географнче- ских характеристик месторождений, а также физических и химических характеристик добываемой нефти; стимулировать поддержание и наращивание уровня добычи нефти за счет применения новых технологий и соблюдения технологических схем разработки месторождений; стимулировать ввод в разработку новых нефтяных месторождений и новых нефтедобывающих регионов с неразвитой инфраструктурой; не провоцировать рост цен на внутреннем рынке нефтепродуктов.

Из двух возможных направлений дифференциации - затратного, в основу которого должна быть положена зависимость налогообложения от расходов на освоение месторождения, и горнотехнического, учитывающего геологические особенности месторождения и технологические параметры добычи, было отдано предпочтение последнему способу. Однако эта задача очень сложна технически, поскольку требует учета интересов многих сторон, притом что реформирование налога не должно: приводить к резкому уменьшению налоговых поступлений, вызывать повышение цен на нефтепродукты, налагать дополнительное налого- вое бремя на нефтяные компашш и при этом налог должен быть простым в администрировании, что достаточно сложно обеспечить по причине большого количества факторов, влияющих на рентабельность разработки месторождений.

Специалистами нефтедобывающих компаний и государственных ведомств предлагались различные проекты и концепции - от крайне сложных схем дифференциации налога до простой отмены привязки НДПИ к мировым ценам иа нефть [3, 6, 11, 29, 37, 68, 71, 78, 82, 98, 111 и др.]. Для целей дифференциации НДПИ предлагалось использовать до 20 различных факторов. Однако в Федеральном Законе от 27.07.2006 № 151 -ФЗ «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса РФ», направленном на совершенствование механизма исчисления НДПИ, учтены только три in них (см. выше).

При этом, как отмечено в отношении проекта данного закона [91], он далеко не совершенен и сохраняет «идеологию плоской шкалы НДПИ» (ставка НДПИ не только не обеспечивает учета особенностей конкретных месторождений, но и по-прежнему привязана к мировой цене на нефть). Так что в дальнейшем список критериев дифференциации должен быть расширен [116].

Выводы

Опыт ведущих нефтедобывающих стран запада свидетельствует о том, что малые компании являются необходимым элементом системы нефтяного бизнеса, превращаясь во все более значимый сектор национальной экономики по мере истощения ресурсной базы нефтедобывающей отрасли. Поскольку основными объектами разработки для таких компаний являются малорентабельные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, а целью - максимальное извлечение остаточной нефти за счет прогрессивных методов нефтедобычи, их деятельность позволяет решать вопросы рационального недропользования, а также социальные проблемы. В связи с этим малым компаниям обеспечивается широкая поддержка, как на общегосударственном, так и на региональном (местном) уровне посредством как административных, так и налоговых механизмов.

В России, где ресурсная база нефтедобывающей отрасли также характеризуется ухудшением структуры разведанных запасов вследствие естественной эволюции, малые нефтяные компании (МНК) занимают весьма скромное место в национальной экономике. Хотя многие качественные экономические показатели работы МНК превосходят аналогичные показатели ВИНК, ни количество МНК (немногим более 160), ни объемы добычи нефти (3,1 млн. т или около 3% от общего объема добываемой в стране нефти) не позволяют говорить о сколько-нибудь значительной роли этого сектора в нефтедобывающей отрасли. Развитию сектора MI IK в России препятствует ряд причин, среди которых и отсутствие внутреннего рынка нефти, и диспаритет мировых и внутренних цен в условиях ограниченных возможностей экспорта для МНК, и отсутствие доступа к производственно-технологической инфраструктуре для транспортировки и переработки нефти, находящейся в собственности крупных ВИНК, и проблема доступности для МНК лицензий на разведку и разработку месторождений, и структурная политики государства в отношении нефтедобывающей отрасли, заключающаяся в ориентации на интересы крупных ВИНК при игнорировании потребностей малого сектора нефтедобычи и - одна из главных - проблема налогообложения.

Действующая налоговая система при формально равном подходе ко всем предприятиям ставит в заведомо неравное положение крупные нефтедобывающие вертикально интегрированные компании и компании сеитора МНК. Главную роль в этом играет «плоская» шкала НДПИ, привязанная к мировым ценам на нефть. Принятые с 1 января 2007 года поправки в гл. 26 НК РФ не устранили идеологию «плоской» шкалы НДПИ, а соблюдение предусмотренных для применения нулевой ставки и понижающих коэффициентов к НДПИ условий (раздельный прямой учет добытой нефти по лицензионным участкам) может привести для МНК к весьма негативным последствиям вплоть до прекращения их деятельности.

Мелочник: АссоНефть

Рис. 2. 10. Налогообложение в нефтедобыче MI ПС

В отдельные периоды 2002-2003 гг. выручки от реализации нефти на внутреннем рынке едва хватало только на один ресурсный налог (рис. 2.11). Так, в декабре 2002 г. и январе 2003 г. налог превысил 90% всей выручки. С одной стороны, для МНК цена на нефть снижалась до 1000 руб.'т. или в 4 раза по сравнению с летним периодом, с другой - из тгой же мизерной выручки вычитался НДПИ (до 911 руб..'т) за счет высокой экспортной цены, никак не коррелирующей с ценой внутреннего рынка [51].

Источник АссоНефть

Рис. 2.11. Натогообложенис нефтедобычи: слева - до принятия НДПИ, справа - после введения НДПИ

В резу льтате финансовое положение МНК резко ухудшилось, в то время как выру чка ВИНК за счет реализации нефтепродуктов, наоборот, росла. Таким образом, «нарушители» ценовою режима на нефть не только не пострадали, но и приобрели новые наиболее привлекательные нефтяные активы за счет вытеснения с рынка законопослушных налогоплательщиков.

И по особенностям своей сырьевой базы (трудноизвлскасмыс запасы), и по горно-геологическим характеристикам разрабатываемого месторождения, и по финансово-экономическим показателям, и по общей стратегии деятельности Компания является достаточно типичным представителем группы малых нефтедобывающих компаний (табл. 3.1).

Таблица 3.1.

«Компания» как типичный представитель сектора российских МНК Среднее по сектору МНК «Компания» Запасы нефти, извлекаемые, млн. т 2-4 2,75

(на 01.01.2006г.) Ежегодная добыча нефти (2005г./2006г), млн. т 0,11/0,09 0,1/0,1 Выработан ность месторождений нефти, %% до 16 15,35 (2005г) Качество нефти (плотность, т/м3/сернистость. %%) 0,86-0,91/2,4-3,88 (МНК РТ) 0,866/3,41 Численность персонала (на 1 скважину), чсд'скв 2-4 1,74 (2005гг.) Себестоимость добычи т. нефти (2005г). руб. 3293 (МНК РТ) 3556 Исючник: Г.ДЛвалишвили «Нефть, газ и бизнес» .№6,2002, Accoffa >ть (http://www.assoneft.nj). Все это позволяет говорить о возможности использования основных выводов, полученных в результате анализа прогнозных моделей по данной конкретной Компании, приведенных в настоящей главе, при разработке вопросов дифференциации НДПИ применительно к российским малым нефтедобывающим компаниям в целом.

3.1.2. Основные факторы (критерии) дифференциации НДПИ (применительно к конкретной МНК)

Из числа наиболее значимых факторов рентной природы специалистами Рабочей группы по вопросам разработки предложений по совершенствованию нормативно-правовой базы ТЭК во главе с сотрудниками Топливно-энсргстичсского независимого института [3, 19, 37] были выделены с учетом требования простота администрирования 6 наиболее перспективных факторов дифференциации НДПИ: •

начальная плотность извлекаемых запасов, •

величина (крупность) запасов, •

глубина залегания нефтеносных пластов, •

выработанность запасов, •

дебит скважин, •

обводненность нефтеносных пластов, •

вязкость нефти в пластовых условиях.

С точки зрения рассматриваемо)! малой нефтедобывающей Компании, особый «вес» имеют три последних фактора: дебит скважин, обводненность и вязкость нефти. Следовательно, общая тенденция роста расходов при снижении дебита прослеживается как на уровне всего месторождения, так и на уровне отдельных скважин.

20Q3 2001 2 ООв

т

II Н

4 w я

я

z

Рис. 3.3. Падение среднего дебита идет параллельно с ростом величины НДПИ на 1 т добытой нефти (для Месторождения в целом)

1Яви> Ё 1МЙМ

X *

С4

• J 4 4 I W 12 М Н It ЭВ 22 24 34 21 JD 12 Дс6»1 тЧутк*

Рис. 3.4. Резкий рост расходов на добычу 1 т. нефти начинается со снижением дебига скважины до величины 2-3 т/сугки

Из анализа также следует, что для Компании добыча нефти оказываегся нерентабельной при дсбитах скважины порядка 1,5-2 т. сутки. Интересно сравнить это «пороговое» значение дебита с принятыми в других нефтедобывающих районах характеристиками «ма- лодебитиых» скважин, к которым применяется льготное налогообложение по роялти.

Рис. 3.5. Добыча нефти становится нерентабельной при дебите скважин менее 1,5-2 т/сугки

В США к малодебнтным относятся скважины с дебитом менее 10 баррелей в сутки, т.е. порядка 1,37 т/сутки и общее количество таких малодсбитных скважин составляет несколько сотен тысяч при среднем дебите л>ш этой категории скважин примерно 0.27 т.'суткн. Дтя сравнения: в России та последние 15 лет из эксплуатации было выведено более 300 тыс. малодсбитных скважин, оказавшихся нерентабельными при сложившейся системе налогообложения, в результате чего в недрах остались миллиарды тонн потенциально добываемой нефти. В старых нефтедобывающих районах США и Канады (Техасе, Луизиане, Альберте) большинство действовавших или действующих программ льготного налогообложения низ- кодсбитных скважин распространяется на скважины с дебитами 10-15 и менее баррелей в сутки [107]. В Татарстане, который сопоставим по стадии «зрелости» нефтедобычи со старыми районами нефтедобычи США и Канады, «пороговый» у ровень дебита, ниже которого добыча становится нерентабельной, близок к таковому в этих странах. Согласно расчетам специалистов «Татнефти» [41], нерентабельной (даже при нулевой обводненности скважин и при достаточно высоких ценах на нефть) является добыча нефти из скважин с дебитами менее 1,4 т сугки, что очень близко к принятому во многих программах льготного иаютообложения CILIA уровню 10 баррелей в сутки (1,37 т.'суткн).

Таким образом, можно заключить, что для рассматриваемой малой нефтедобывающей Компании во-первых, дебит достаточно жестко связан с экономическими показателями нефтедобычи и, тем самым, может быть использован как фактор дифференциации НДИИ, и. во вторых, «пороговым» значением дебита, ниже которого добыча становится нерентабельной, является величина в 1,4 т/сулки. что согласуется с принятыми для старых нефтедобывающих провинций значениями дебита льготируемых скважин.

• Обводненность

Обводненность представляет собой фактор, в значительной степени влияющий на затраты при добыче нефти; высокая обводненность в сочетании с низкими дебитами определяет отнесение месторождений к «маргинальным», требующим, как показывает опыт всех нефтедобывающих стран, применения льготного налогообложения. Повышенная обводненность на Месторождении Компании может иметь двоякую природу: как обусловленную технологией отработки (закачкой воды в нефтеносные пласты), так и естественную, связанную с изначально малыми размерами нефтяных залежей Месторождения. Следует ожидать, что в первом случае обводненность (и ее доля в затратах на добычу нефти) будет расти по мере отработки месторождения, в то время как во втором случае динамика влияния обводненности на затраты может иметь более сложный характер (рис. 3.6. - 3.8).

При рассмотрении данных по всему Месторождению в целом можно заметить, что общая тенденция возрастания обводненности по мере отработки (т.е. с ростом выработанно- сти), равно как и корреляция с дебитом скважин, проявлена достаточно ясно (рис. 3.2. и 3.6.):

Рис. 3.6. Возрастание обводненности по мере отработки Месторождения

Но уже на уровне отдельных горизонтов и участков Месторождения (Прилож.4) корреляционная связь обводненности с другими геолого-техноло! ическими параметрами - степенью выработан ноет и (в один год) и среднесуточным дебитом (для трех лет эксплуатации) - становится весьма нечеткой (рис. 3.7. и 3.8.):

ttip+fciTINMCXTV ItfMMMTOe %%

Рис. 3.7. Корреляционная зависимость обводненности и выработан носги отдельных горизонтов (Л - Е) на разных участках (1-6) Месторождения Компании отсутствует (данные за 2005 г.)

i >м

I 2Mb. 'тара *

\

\ к»С I

и-тВ

Ю-тГ j Ч

\

? ж М 7 / 7м)г ^ — Mtli «Г»:. дм. ^ 1Mb \ \ \ \|М1г i 40 М М IM

Срслншй по гортипаи. г'сутгв

Рис. 3.8. Корре.тяционная зависимость обводненное!и и среднего дебита скважин (для четырех горизонтов) Месторождения Компании отсутствует (данные 2001 2003 гг.)

Если же спуститься на уровень отдельных скважин (данные за 2004 г.), то связи обводненности с дебитом почти совсем не ощущается (показатель определенности R2 ~ 0,414) (рис. 3.9.). а связь обводненности с расходами на добычу 1 т. нефти носит довольно сложный характер (рис. 3.10).

14» >м *м пл л*

гис. .>.v. гчорре.тяционнам снизь ооводненностн и деии ia отдельных скважин Месторождения Компании весьма слабая (данные за 2004 г.)

Диаграмма для всех скважин (рис. 3.10. А) демонстрирует слабую связь этих параметров (R* меньше 0.5). причем большая часть точек для нерентабельных (расходы на добычу I

т нефти больше 4 тыс. руб.) скважин лежат далеко от линии тренда. Исключив из выборки II

нерентабельных и малорентабельных (с рентабельностью менее 5%) скважин (рис. 3.1О.Ь), получаем более ясную связь расходов и обводненности (R2 = 0.6). Л f нам • «J»» ми ? w"ii' • НЛ11 ? тм t'-мп i-inj • * •/ • •v • • •

у - Wit'- • ZXFM • 241M

Г -OjM&l

1

: j м

I

i"

. «Vе • • Ь «I »i )M

Рис. 3.10. Зависимость расходов на добычу 1 т. нефти от обводненности по скважинам в 2004 г.: Л- все 45 скважин (№ 17 номера скважин, упомянутых в тексте). Ь- 34 рентабельные скважины. В- 31 скважина

При исключении из выборки еще трех скважин, дающих значительные «отскоки» от линии тренда (рис. 10В), видим достаточно четкую корреляцию (R2 более 0.9) расходов и обводненности. Дтя сравнения на этой же диаграмме приведен трафик зависимости (с предельно высокой корреляцией) расходов от обводненности для крупнейшего в Татарстане Ро- машкинского месторождения. Возможная интерпретация приведенных графиков следующая.

Четкая зависимость расходов от обводненности по 31 скважине, видимо, отражает обычную тенденцию возрастания обводненности в результате закачки жидкости в процессе добычи нефти. Экстраполяция этого тренда указывает на достижение порога рентабельности (но данным Компании в 2004 г этот порог достигался при затратах 4 000 руб на т. нефти) при обводненности порядка 80-85%.

Из 11 нерентабельных и малорентабельных скважин только 2 нерентабельные скважины (№№ 17 и 25) характеризуются обводненностью выше 80% и их точки на диаграмме ложатся точно на линию трепла, так что только для этих двух скважин можно допустить, что причиной их нерентабельности является именно обусловленная технологией добычи обводненность (правда, и дебит этих скважин крайне мат - 1,1 и 1.4 т. сут). Одна скважина (\Для остальных 9 нерентабельных и малорентабельных скважин обводненность ниже 80%. гак что обводненность врял ли можно считать основной причиной повышенных расходов на добычу, из-за которых ли скважины оказываются нерентабельными или малорентабельными.

В целом апализ связи обводненности с гсолого-технолошчсскимн и экономическими показателями приводит к выводу, что на данной стадии отработки Месторождения обводненность не играет критической роли в затратах на добычу нефти. Однако при достижении уровня 85% обводненность делает добычу нерентабельной. •

Вязкость нефти в пластовых условиях

Из параметров, относящихся к качеству нефти, возможным фактором дифференциации НДПИ обычно выступает вязкость нефти в пластовых условиях. Во вступившей в силу с 1 января 2007 г. новой редакции гл. 26 НК РФ предусмотрена нулевая ставка НДПИ для сверхвязких нефтей (с вязкостью в пластовых условиях, превышающей 200 мПа*с). По расчетам специалистов ТЭНИ [3], заметное влияние вязкости на затраты проявляется при превышении значений 50 мПа*с.

На Месторождении Компании величина вязкости сильно колеблется от участка к участку и от горизонта к горизонту в диапазоне 4,09 - 72,08 мПа*с, причем большая часть добычи (86% в 2005 г.) осуществляется из горизонтов с высоковязкой (более 50 мПа*с) нефтью. В структуре текущих извлекаемых запасов Месторождения (по состоянию на 01.01. 2006 г.) доля нефти с вязкостью более 50 м11а*с составляет 57%, а 43% запасов относятся к менее вязкой нефти. Таким образом, принимая пороговое значение вязкости для льготирования в 50 мПа*с, можно видеть, что более, чем ятя половины запасов Месторождения фактор вязкости необходимо учитывать при дифференциации НДПИ. •

Прочие факторы

Помимо дебита, обводненности и вязкости нефти из вышеперечисленных - преятагае- мых ТЭНИ - факторов дифференциации НДПИ в отношении рассматриваемой нефтедобывающей Компании ни один не играет существенной роли.

Начальная плотность извлекаемых запасов Месторождения составляет порядка 70 тыс. т/км2, что превышает пороговое (по расчетам ТЭНИ) значение в 50 тыс. т/км2.

Запасы Месторождения также превышают пороговое значение в 2 млн. т, ниже которого предлагается применять понижающий коэффициент к ставке НДПИ.

Глубины залегания нефтеносных горизонтов на Месторождении составляют 1,1 - 1,7 км, что значительно меньше порогового (по ТЭНИ) значения в 3 км.

И, наконец, поскольку к отработке Месторождения Компания приступила относительно недавно, выработанность Месторождения на 01.01.2006 г. составляла чуть более 15% начальных извлекаемых запасов, что также не позволяет Компании претендовать на льготирование НДПИ по данному критерию.

Выводы

Анализ факторов дифференциации НДПИ, связанных с горно-геологическими условиями месторождения, по конкретной малой иефтяпой компании Республики Татарстан позволяет сделать вывод, что: •

использование расчетных показателей рентабельности и дебита отдельных скважин для анализа экономических показателей МНК является вполне обоснованной и эффективной методикой, результаты которой хорошо коррелируют между собой и дополняют данные анализа по месторождению (или компании) в целом; •

из всего многообразия предложенных для дифференциации НДПИ горно-геологических факторов с точки зрения конкретной (достаточно типовой) малой нефтедобывающей компании Татарстана наиболее важными представляются дебит скважин, обводненность пластов и вязкость нефти; •

«пороговое» значение дебита скважин, ниже которого добыча нефти становится для рассматриваемой Компании нерентабельной, - величина 1,4 т/сутки, что весьма близко к оценкам аналогичного порога рентабельности добычи в «старых» нефтедобывающих провинциях, к которым относится и Татарстан; •

обводненность нефтеносных пластов не играет критической роли в затратах на добычу нефти на текущей стадии отработки Месторождения; однако, при достижении «порогового» уровня 85% обводненность делает добычу нефти нерентабельной; •

более половины текущих извлекаемых запасов нефти на Месторождении имеет вязкость свыше выведенного специалистами порога 50 мПа*с, так что с точки зрения данной МНК фактор вязкости нефти весьма важен для возможной дифференциации НДПИ.

<< | >>
Источник: Полякова Любовь Егоровна. Диссертация. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ РОССИЙСКИХ МАЛЫХ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ КОМПАНИЙ . 2007

Еще по теме 2.2.3. Опыт решения экономических проблем МНК с помощью налогового механизма:

  1. § 6.4. Механизм реализации инвестиционных решений (зарубежный опыт)
  2. 2.2. Анализ особенностей н проблем налогообложения МНК
  3. 8. Роль государства в решении проблем охраны окружающей среды 8.1. Экономический механизм охраны окружающей среды
  4. 16. Экономическая система как способ решения основных экономических проблем. Типы экономических систем: принципы организации и функционирования.
  5. Раздел V Роль финансов в решении социально-экономических проблем России и развитии международного финансового сотрудничества
  6. 2.1.1. Место и роль МНК в сложившейся системе нефтяного бизнеса за рубежом и применяемые методы налогового стимулирования их деятельности
  7. Технология группового решения проблем (по B.C. Дудченко)*
  8. Решение законодательных и правоприменительных проблем.
  9. Ориентация на решение проблем
  10. Новые технологии решения проблем бюджетной политики
  11. Лекция № 10 Тема: Роль государства в решении проблем охраны окружающей среды
  12. Решение проблем и принципиальные переговоры