МИХАИЛ ГРИГОРЬЕВ,
директор Геологического консультационного центра «Гекон», член Проблемного совета РАН по вопросам геологии и разработки месторождений нефти и газа, к.г.-м.н.
Действующая система налогообложения недропользования, предполагающая «плоскую» шкалу налогообложения, не учитывающую особенность разработки месторождений, не позволяет вести рентабельную добычу нефти до полной технологически возможной выработки запасов. С другой стороны, она не обеспечивает изъятие сверхприбылей, образующихся при разработке месторождений нефти лучшего качества и находящихся в благоприятных горно-геологических и экономико-географических условиях. На разрабатываемых месторождениях в эксплуатацию, как правило, выборочно вовлечены наиболее качественные запасы, что приводит к неуклонному снижению качества остаточных запасов [4].
(изъятие горной ренты, обеспечение рационального природопользования), так и для недропользователя (льготный налоговый режим разработки малорентабельных месторождений). Одним из вопросов, связанных с разработкой законодательных актов, является дифференциация налогообложения нефтедобывающих предприятий в зависимости от условий разработки месторождений, что крайне важно не только для действующих недропользователей, но и для структур, принимающих решение об инвестициях в ТЭК.
Общеизвестно, что на разных стадиях обсуждения главы «Налог на добычу полезных ископаемых» Налогового кодекса РФ предлагался учет ряда коэффициентов:
коэффициент экономических условий (зависящий от мировых цен на нефть).
При доработке главы проекта было выявлено, что четкие критерии для определения коэффициентов не определены, что приводило к опасности стимулирования коррупции в системе государственных органов, ведающих их определением. Коэффициенты приняты не были.
Очевидно, что необходима разработка коэффициентов, учитывающих ряд взаимосвязанных факторов. Например, оценка выработан-ности запасов должна проводиться комплексно, с учетом других показателей, в первую очередь — обводненности залежей и текущих темпов отбора. Зачастую, что особенно характерно для бывших тер-
КАЧЕСТВО ЗАПАСОВ НЕФТИ И РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Табл. 1.
Стадии разработки и рекомендуемые налоговые режимы [6].
После годичного опыта применения единого налога на добычу полезных ископаемых, предполагающего использование единой ставки налога для всех разрабатываемых месторождений, правительство России решило перейти к дифференцированным ставкам налога. На совещании в правительстве 5 ноября 2002 года было решено вновь рассмотреть целесообразность введения коэффициентов к ставке налога на добычу полезных ископаемых. Принятие решения о необходимости введения дифференцированного налогообложения должно быть выгодно как для государства
базовых — коэффициент выра-ботанности запасов (на основании данных государственного баланса запасов); коэффициент сложности геологического строения (простое, сложное, очень сложное); коэффициент районирования (для месторождений, расположенных на континентальном шельфе, в исключительной экономической зоне, в районах Крайнего Севера).
дополнительных специально для нефтедобычи — коэффициент де-битности участка (характеристика продуктивности месторождения); коэффициент качества сырья (для тяжелой, средней и легкой нефти);
Стадия разработки Содержание стадии Экономический риск инвестора Рекомендуемый налоговый режим
ранняя рост добычи нефти высокий налоговые каникулы
зрелая стабилизация добычи -поддержание достигнутого уровня добычи (так называемая "полка") низкий дифференциро-ванные налоги в засимости от рентабельности добычи нефти
поздняя значительное снижение добычи нефти растущий дифференциро-ванные налоги в зависимости от рентабельности добычи нефти и истощения запасов
завершающая стадия разработки с низкой добычей нефти высокий снижение налогов на добычу нефти
риторий Миннефтепрома, заявленная высокая степень выработаннос-ти запасов залежей свидетельствует о том, что величина их запасов занижена и необходима переоценка этих объектов, после которой фактическая степень выработанно-сти значительно снижается. Помимо показателя выработанности запасов, важным показателем является стадийность разработки месторождения (стадия роста добычи, «полка», падения добычи, завершающая стадия). Очевидно, что для каждой из стадий, исходя из экономического риска инвестора, желателен определенный налоговый режим (табл. 1).
Очевидно, что необходимо обеспечить стимулирование инвестиционного процесса путем предоставления налоговых льгот на начальном этапе освоения месторождений (до момента простой окупаемости инвестиций) и на завершающей стадии — с целью поддержания падения добычи.
Сложность продвижения такого законопроекта связана с тем, что выделение стадий проводится путем экспертной оценки, не содержащей однозначных критериев оценки. Вместе с тем, возможен прозрачный методический подход для четкого определения гранич-
ных точек стадий разработки месторождения (объекта разработки), который, как нам представляется, позволит не только правильно оценить характер выработки запасов, но и смоделировать возможные налоговые нагрузки в дальнейшем [1].
Решения вопросов об инвестировании в проекты, связанные с добычей нефти, опираются на вывод об их рентабельности. Рентабельность разработки месторождений нефти определяется соотношением двух групп факторов: конъюнктурой рынка нефти и нефтепродуктов и себестоимостью добычи нефти, которую определяют горно-геологические и экономико-географические условия разработки [3]. Нормативные документы — регламенты составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений — учитывают условия разработки месторождений и позволяют получить представление об эффективности схем разработки (т.е. об извлечении нефти). Вместе с тем, они не учитывают оценку нефти как товарного продукта, хотя качество добываемой нефти оказывает значительное влияние на рентабельность проекта разработки нефтяных месторождений и эффективность инвестиций.
Оценка качества разрабатываемых нефтей крайне актуальна для России, на территории которой разрабатываются месторождения нефти различного качества. Например, диапазон плотности разрабатываемых в 2001 г. нефтей составлял от 0,720 до 0,986 г/см3 при 20°С, что соответствует 64 — 12 единицам API; содержание серы изменялось от сотых долей до 5 и более процентов (табл. 2). Средневзвешенная характеристика добываемой российской нефти: плотность 0.857 г/см3 при 200С (около 33 единиц API) и содержание серы 1,17%.
Для оценки качественных характеристик нефти удобно использование показателя «индекс отклонения качества» (ИОК) — интегрального показателя, одновременно учитывающего отклонение основных параметров нефти (плотность и сернис-тость) от параметров базисного сорта с приведением плотности к условному нулю:
ИОК = (Плотность0 -700)/ (Плотностьбазисс - 700)+ (Сернистостьк/Сернистостьбаш),
где базис — значение для нефти базисного сорта (в данном случае принята характеристика средневзвешенной нефти России), О — значение для анализируемой нефти; плотность принимается в кг/м3,
Характеризуемые объекты Доля в добы- Плотность при 200С кг/м" Содержание серы,% Число баррелей в тонне нефти при 60F
че мин макс мин макс макс мин откл
Все разрабатываемые месторождения 100% 720 986 0,1 54 87 64 37%
Добыча более 100 тыс.т 94% 773 981 0,1 4,7 81 GA 27%
Добыча более 1 млн т 66% 810 921 0,1 29 77 69 14%
содержание серы в процентах. Значение ИОК для базисного сорта равно 2, меньшие значения — лучшее качество, большие — худшее. Представление пространственной неоднородности качества добывае-
мых нефтей приведено в табл. 3 и на рис. 1.
Качественные характеристики нефти обусловливают ряд показателей, определяющих:
Субъект федерации Плотность, кг/мЗ Содржание серы, % Индекс отклонения качества
Ульяновская обл. 920,8 3,482 4,38
Пензенская обл. 969,6 2,631 3,96
Республика Башкортостан 886,7 2,656 3,46
Удмуртская республика 896,6 2,460 3,35
Республика Татарстан 881,2 2,387 3,19
Тюменская обл. 887,9 1,897 2,82
Самарская обл. 856,3 1,921 2,63
Пермская обл. 865,5 1,826 2,61
Коми-Пермяцкий а.о. 872,0 1,670 2,52
Кировская обл. 886,0 1,060 2,09
Оренбургская обл. 834,9 1,335 2,00
Республика Коми 865,7 1,087 1,98
Ханты-Мансийский а.о. 854,1 0,988 1,82
Свердловская обл. 833,0 0,910 1,62
Республика Саха (Якутия) 863,4 0,669 1,61
Омская область 852 0,750 1,61
Томская обл. 844,1 0,597 1,43
Краснодарский край 895,2 0,208 1,42
Сахалинская обл. 873,2 0,248 1,31
Ямало-Ненецкий а.о. 843,6 0,462 1,31
Астраханская обл. 878,6 0,200 1,31
Ненецкий а.о. 833,2 0,500 1,28
Кабардино-Балкарская республика 860,0 0,190 1,18
Шельф Охотского моря 850,8 0,209 1,14
Иркутская обл. 835,1 0,264 1,09
Волгоградская обл. 830,8 0,256 1,05
Саратовская обл. 822,5 0,309 1,04
Республика Ингушетия 838,1 0,168 1,02
Эвенкийский а.о. 826,7 0,238 1,01
Ставропольский край 832,5 0,129 0,95
Калининградская обл. 825,3 0,153 0,93
Республика Калмыкия 805,4 0,261 0,89
Чеченская республика 819,2 0,142 0,88
Республика Северная Осетия 833,0 0,010 0,86
Республика Дагестан 820,5 0,074 0,83
Новосибирская обл. 792,5 0,152 0,72
Табл. 2.
Характеристика групп
разрабатываемых
месторождений
Табл.3
Средневзвешенные характеристики добываемых нефтей субъектов федерации и интегральный показатель «индекс отклонения качества»
Рис. 1.
Пространственная дифференциация качества добываемых нефтей России — значения ИОК для средневзвешенной добычи нефти субъектов федерации
Рис. 2.
Показатели, определяемые качеством нефти [3].
■ цену реализации продукции, через величину поправки к цене базисного сорта;
■ различия в величине уплачиваемых налогов и платежей, включая транспортный тариф, в соответствии с особенностями российского законодательства;
■ величину компенсационных платежей при введении банков качества нефти (рис. 2)
Основными факторами, определяющими цену нефти, являются плотность и содержание серы. Контракты на поставку нефти заключаются, как правило, с формулировкой ск
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.