Основные направления капитальных вложений и эксплуатационных затрат
В проектах разработки капитальные вложения и эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с «Регламентом …» [16].
Основными направлениями капитальных затрат при разработке нефтяных месторождений являются затраты на бурение и обустройство скважин, на внутрипромысловое обустройство месторождений, а также затраты природоохранного назначения.
Ниже для примера приводятся основные направления и нормативы капитальных затрат по Ромашкинскому месторождению.
Нормативы капитальных затрат разрабатываются проектной частью института «ТатНИПИнефть» для каждого месторождения и периодически уточняются.
Зная нормативы затрат и технологические параметры проекта (тип скважин, количество метров проходки, количество добывающих и нагнетательных скважин, вводимых из бурения), можно рассчитать объем необходимых капитальных вложений по годам и за весь проектируемый период в целом. На 2005 г. приблизительные величины нормативов капитальных затрат по месторождениям Татарстана составляли следующие величины (табл. 27.1).
Эксплуатационные затраты включают в себя расходы, связанные с производством и реализацией продукции (материальные расходы, расходы на оплату труда, сумму начисленной амортизации, прочие расходы), а также некоторые обязательные налоги и платежи, которые снижают налогооблагаемую базу для исчисления налога на прибыль.
Учитываются также затраты на применение современных технологий интенсификации добычи нефти, затраты на новые технологии вскрытия пласта, расходы на ликвидацию скважин, а также по переводу скважин с одного горизонта на другой и из категории добывающих в нагнетательные.
316
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Таблица 27.1
Приблизительные величины нормативов капитальных затрат для условий месторождений Урало-Поволжья (в ценах 2006 г.)
Название норматива капитальных затрат |
Значение |
Стоимость 1 м проходки наклонно направленных скважин, руб./м |
5100 |
Стоимость 1 м проходки горизонтальных скважин, руб./м |
6000 |
Оборудование, не входящее в сметы строек, для нефтедобычи, тыс. |
|
руб./скв. доб. |
740 |
Сбор и транспорт нефти и газа, тыс. руб./скв. доб. |
540 |
ППД, тыс. руб./скв. нагн. |
1725 |
Электроснабжение и связь, тыс. руб./скв. доб. |
200 |
КИП и АТ, тыс. руб./скв. доб. |
180 |
Автодорожное строительство, тыс. руб./скв. доб. |
108 |
Промышленное водоснабжение, тыс. руб./скв. доб. |
215 |
Природоохранные мероприятия, % от нефтепром. стр-ва и обустройства |
15 |
Для справки: средняя стоимость бурения одной скважины на глубину 1800 м составляет около 10 млн. руб., затраты на нефтепромысловое строительство и обустройство
– около 5 млн. руб. на одну вводимую добывающую скважину (также по состоянию на 2006 г.).
Эксплуатационные затраты условно можно разделить на 2 группы: зависящие от объема добываемой нефти или жидкости (условно-переменные) и не зависящие от этих технологических показателей (условно-постоянные).
Кусловно-переменным затратам относятся затраты, связанные с извлечением жидкости насосами (т.е. затраты на электроэнергию), затраты по искусственному воздействию на пласт, затраты по сбору и транспортировке нефти, а также затраты по технологической подготовке нефти.
Кусловно-постоянным относятся затраты по обслуживанию скважин, общепроизводственные и цеховые расходы.
При расчете эксплуатационных затрат в проектах разработки также используется нормативный метод.
Ниже для примера приводятся основные направления и величины нормативов эксплуатационных затрат по месторождениям Урало-Поволжья на 2005 г. (табл. 27.2).
317
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
Таблица 27.2 |
Приблизительные величины нормативов эксплуатационных затрат |
|
|
Название норматива эксплуатационных затрат |
Значение |
Извлечение жидкости насосами, руб./т жидкости |
7 |
Искусственное воздействие на пласт, руб./м3 |
25 |
Сбор и транспортировка нефти, руб./т жидкости |
6 |
Технологическая подготовка нефти, руб./т жидкости |
12 |
Обслуживание скважин, тыс. руб./скв.-год |
370 |
Общепроизводственные и цеховые расходы |
120 |
Эксплуатационные затраты, рассчитанные на единицу продукции, на-
зываются производственной себестоимостью продукции.
Налогообложение нефтедобывающих предприятий
Экономическая оценка вариантов разработки выполняется в соответствии с действующей в РФ налоговой системой. Основным документом для расчета налогов является Налоговый Кодекс Российской Федерации.
При расчете экономических показателей должны быть учтены следующие виды налогов и платежей (по состоянию на 01.01.2009 г.):
-налог на добавленную стоимость исчисляется от цены реализации нефти
исоставляет 18 %;
-налог на имущество учитывается в расчетах в размере 2,2 % от среднегодовой стоимости основных фондов;
-налог на прибыль исчисляется от дохода, остающегося после компенсации затрат на производство и реализацию продукции, и составляет 20 %.;
-вывозная таможенная пошлина рассчитывается в зависимости от цены реализации нефти на внешнем рынке (с 1 июля 2008 г. – около 400 долл./т, а во время кризиса – с 1 февраля 2009 г. – около 100 долл./т).
От фонда оплаты труда исчисляется единый социальный налог (ЕСН) в размере 26 %.
318
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) был введен в действие Налоговым Кодексом Российской Федерации с 1 января 2002 года. [3(1)] Налогообложению подлежит каждая тонна добытой нефти, учтенная после технологической подготовки – обезвоживания, обессоливания и стабили-
зации.
НДПИ рассчитывается по формуле:
Н =Нб×Кц ×Кв ,
где Н – налог на добычу полезных ископаемых, руб./т;
Нб – базовая ставка налога, руб./т;
Кц – коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть;
Кв – коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр.
Базовая ставка НДПИ устанавливается законодательно. По состоянию на 01.01.2007 г. базовая ставка НДПИ принята равной 419 руб./т.
Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц),
определяется ежемесячно по формуле:
Кц = (Ц −15)× Р / 261,
где Ц – средний за налоговый период уровень цен нефти сорта «Urals», долл./барр.; 15 долл./барр. – так называемая цена «отсечения», при которой НДПИ не взимается;
Р – среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемый Центральным банком Российской Федерации, руб./долл.
Значение Ц определяется как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за все дни торгов, деленная на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде.
319
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв), определяется на основе величин степени выработанности в следующем порядке (табл. 27.3):
Таблица 27.3 Коэффициенты выработанности для расчета понижающих ставок НДПИ
[4(1)]
При Св < 0,8 |
Кв = 1 |
При 0,8 ≤ Св ≤ 1 |
Кв = 3,8-3,5×Св |
При Св > 1 |
Кв = 0,3 |
В приведенных выше выражениях Св – степень выработанности запасов конкретного участка недр – рассчитывается на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв, по формуле:
С в = N / V ,
где N – сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв;
V – начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные с учетом прироста
исписания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти
ипотерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1
иС2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.
При добыче сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПа.с (в пластовых условиях), при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр налогообложение производится по ставке НДПИ, равной 0 руб./т.
320
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
