Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния отраслевых методических документов по оценке экономической эффективности разработки нефтяных и газонефтяных месторождений иэкономико-правовой основы снижения налоговой нагрузки на нефтяную компанию, эксплуатирующую месторождения с трудноизвлекаемыми запасами 11
1.1. Анализ экономического содержания «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» 11
1.2. Анализ «Временных требований к содержанию геологических и экономических материалов, обосновывающих возможность частичного или полного освобождения недропользователей от платежей за пользование недрами» 29
2. Методы оценки экономической эффективности дораз-работки (дальнейшей эксплуатации) нефтяных и газонефтяных месторождений 3 6
3. Организационно-правовые и экономические проблемы рационального использования запасов на заключительной стадии эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений 54
4. Экономические последствия применения методов оценки эффективности разработки месторождений, находящихся в заключительной стадии эксплуатации .72
4.1. Анализ ТЭО частичного освобождения нефтяной компании от платежей за пользование недрами по месторождениям, разрабатываемых на стадии истощения .72
4.2. Анализ технико-экономического обоснования коэффициента извлечения Средне-Балыкского нефтяного месторождения 82
4.3. Технико-экономическое обоснование снижения налоговой нагрузки на нефтяную компанию, разрабатывающую месторождения с трудноизвлекаемыми запасами 9 6
Заключение 113
Список использованных источников 122
Приложения 12 9
- Анализ экономического содержания «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений»
- Анализ «Временных требований к содержанию геологических и экономических материалов, обосновывающих возможность частичного или полного освобождения недропользователей от платежей за пользование недрами»
- Анализ ТЭО частичного освобождения нефтяной компании от платежей за пользование недрами по месторождениям, разрабатываемых на стадии истощения
- Анализ технико-экономического обоснования коэффициента извлечения Средне-Балыкского нефтяного месторождения
Введение к работе
Большинство нефтяных и газовых месторождений на территории России находятся в стадии эксплуатации, характеризующейся падающей добычей углеводородов (УВ) в связи с постепенным истощением их запасов.
В связи с появлением новых методов увеличения нефтегазоизвлечения возникает необходимость составления новых проектных документов для дальнейшей разработки (доразработки) месторождений, которые в соответствии с действующим порядком рассматриваются и утверждаются на заседаниях Центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Минэнерго (ЦКР), а в случае изменения представлений о размере запасов углеводородов - на заседаниях Государственной комиссии по запасам Минприроды (ГКЗ).
Речь идет об уточненных технико-экономических
л.
обоснованиях (ТЭО) проектов разработки, подсчете запасов и определении коэффициентов извлечения нефти (КИН).
Методология экономической оценки таких проектов во многом отличается от оценки проектов разработки новых, т.е. подготовленных к разработке месторождений, где добыча углеводородов еще не начиналась.
Однако, основной действующий в настоящее время руководящий документ (РД 153-39-007-96 - «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений»)[6] не учитывает эту специфику. Более того, он содержит целый ряд неточно сформулированных положений, которые в свою очеоедь приводят к многочисленным
ошибкам в экономическом обосновании таких проектов, рассматриваемых на ЦКР Минэнерго и ГКЗ Минприроды, и, соответственно, к дальнейшей дополнительной работе по их устранению. В связи с этим представляется важным уточнение методических подходов к оценке эффективности инвестиций в доразработку месторождений и совершенствование организационно-правовой базы рационального использования запасов углеводородов на заключительной стадии эксплуатации месторождений.
Основным объектом исследования являлись
экономическая часть «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» [б], технико-экономические обоснования (ТЭО) дальнейшей разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, представлявшихся для утверждения в ЦКР Минэнерго РФ и в ГКЗ Минприроды РФ за последние 3 года, а также руководящие документы, касающиеся порядка получения нефтяными компаниями налоговых льгот на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.
Цель работы состояла в разработке методов расчета
экономических показателей вариантов доразработки
месторождения, находящегося в эксплуатации,
обосновании выбора наиболее эффективного из них, а
также в экономическом обосновании степени снижения
налоговой нагрузки на нефтяные компании,
эксплуатирующие истощенные месторождения.
В соответствии с поставленной целью исследования в
работе решались следующие конкретные задачи:
проведение анализа руководящих методических документов, касающихся состава и методов расчета экономических показателей доразработки месторождения, а также содержания материалов, представляемых для получения нефтяной компанией налоговых льгот, выявление основных недостатков этих документов;
количественная оценка потерь нефтяных компаний и государства, связанных с использованием некорректных положений руководящих документов;
разработка методов оценки экономической эффективности доразработки месторождений, соответствующих основным положениям теории эффективности инвестиций в рыночной экономике;
разработка методов определения размера снижения налоговой нагрузки на нефтяную компанию в зависимости от состояния и прогноза эффективности нефтедобычи на конкретном месторождении.
Теоретической и методологической основой
исследования явились работы Андреева А.Ф., Америка Л.Д., Газеева М.Х., Гужновского Л.П., Грайфера В. И., Дунаева В.Ф., Зубаревой В.Д., Миловидова К.Н., Перчика А.И., Пономаревой И.А., Рохлина СМ., Сапожникова П. С, Саттарова М.М., Сыромятникова Е.С. и других ученых, исследовавших различные аспекты проблем экономического обоснования дальнейшей разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, законодательные акты, нормативные и правовые документы, методические рекомендации и руководящие
документы, действующие в настоящее время в нефтегазовой отрасли.
Научная новизна. В результате выполненных исследований:
разработаны методы оценки экономической эффективности доразработки месторождений, соответствующие основным положениям теории эффективности инвестиций в рыночной экономике, поскольку методология оценки таких проектов во многом отличается от оценки проектов разработки новых месторождений
разработана и предложена методика технико-экономического обоснования снижения налоговой нагрузки на нефтяную компанию в зависимости от уровня эффективности инвестиций в доразработку и уровня текущих затрат при эксплуатации действующих основных фондов на месторождении
Практическая значимость исследования заключается в возможности использования полученных результатов в технико-экономических обоснованиях доразработки месторождений, в новой редакции Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, в материалах, подготавливаемых нефтяными компаниями для получения налоговых льгот.
Апробация и публикации; результаты исследований были отражены в докладах на Юбилейной научно-
технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (апрель 2000 г., Москва), на Всероссийском совещании по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (июнь 2000 г., г. Альметьевск), опубликованы в 4 печатных работах.
Структура диссертации. Работа состоит из
введения, четырех глав основного содержания,
заключения, списка использованных источников,
приложения.
В первой главе проведен анализ состояния отраслевых методических документов по оценке экономической эффективности разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и экономико-правовой основы снижения налоговой нагрузки на нефтяную компанию, эксплуатирующую месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, подвергнуты критическому рассмотрению методические основы этих документов.
Во второй главе рассмотрены методы оценки экономической эффективности доразработки (дальнейшей эксплуатации) нефтяных и газонефтяных месторождений, детально анализируется состав денежного потока, получаемого на эксплуатируемом месторождении за расчетный период его доразработки (ДПМ), определяются проектные показатели, которые можно рассчитывать на основе чистого (после налогов) денежного потока по месторождению (ЧДПМ), и решаемые с их помощью экономические и Финансовые задачи.
В третьей главе проведено исследование организационно-правовых и экономических проблем рационального использования запасов в заключительной стадии эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений, предложен порядок и рекомендации по организации и обоснованию снижению налоговой нагрузки для нефтяных компаний.
В четвертой главе приводятся примеры и расчеты экономических последствий применения методов оценки эффективности разработки месторождений, находящихся в заключительной стадии эксплуатации под углом зрения перспектив снижения налоговой нагрузки.
В заключении приведена общая характеристика работы и основные выводы и предложения по результатам исследования.
На защиту выносятся:
анализ руководящих методических документов, касающихся состава и методов расчета экономических показателей доразработки месторождения, а также содержания материалов, представляемых для получения нефтяной компанией налоговых льгот, выявление основных недостатков этих документов;
методические рекомендации по оценке экономической эффективности доразработки месторождений, соответствующие основным положениям теории эффективности инвестиций в рыночной экономике
рекомендации по составлению технико-экономического обоснования снижения налоговой нагрузки на нефтяную компанию в зависимости от уровня эффективности инвестиций в доразработку и уровня текущих затрат при эксплуатации действующих основных фондов на месторождении
Анализ экономического содержания «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений»
Существующая сегодня в стране система государственного контроля и надзора за рациональностью использования нефтегазовых ресурсов, по существу, представляет собой ценнейшее наследие плановой экономики, которое может и должно эффективно использоваться в интересах всего государства в новых правовых и экономических условиях недропользования.
Особую роль в этой системе в этой системе играют Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) Минприроды РФ и Центральная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений (ЦКР) Минэнерго, на которые возложены многочисленные функции по соблюдению рациональности использования нефтегазовых ресурсов.
Особое место среди этих функций занимают рассмотрение и утверждение материалов подсчета запасов для включения их в государственный баланс, технико-экономических обоснований КИН (ГКЗ), и многообразных проектных документов по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.
Утвержденные этими государственными инстанциями проектные материалы являются обязательными для недропользователя.
Так как количество открытых, разведанных и эксплуатируемых месторождений в стране исчисляется тысячами, ЦКР и ГКЗ имеют дело с непрерывным потоком представляемых для рассмотрения и утверждения материалов. Для быстрой и эффективной работы с ними они должны быть единообразны по своей структуре, содержанию, методологической базе их составления и многим другим параметрам. В связи с этим возникает необходимость создания документов, регламентирующих все эти позиции и являющихся обязательными для разработчиков проектных документов.
Это касается и методологической базы, которая используется для экономической оценки проектируемых способов разработки, выбора наиболее эффективных из них. В основе этого лежит общая теория оценки эффективности инвестиций в рыночной экономике. Однако, в связи с ее сложностью и специфическими особенностями использования применительно к освоению и разработке нефтегазовых ресурсов, оказывается целесообразным создание методических рекомендаций, которые, с одной стороны, должны разъяснять отдельные ее положения и понятия, а с другой, - содержать алгоритмы расчета основных показателей инвестиционного проекта в специфичной налоговой и технологической среде нефтегазовой отрасли.
В действующих же в настоящее время отраслевых методических рекомендациях [б] говорится: «Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной наличности (NPV). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за расчетный срок разработки. Характерная особенность этого показателя в том, что как критерий выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и для месторождений, уже находящихся в разработке. Расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом. Показатель внутренней нормы возврата капитальных вложений (IRR) определяет требуемую инвестором норму прибыли на вкладываемый капитал, сравниваемую с действующей процентной ставкой на кредит. Если расчетный показатель IRR равен или больше процентной ставки, инвестиции в данный проект являются оправданными. Здесь необходимо отметить тот факт, что показатель IRR играет важную роль при оценке проектов по вновь вводимым месторождениям, требующим значительных капитальных затрат».
Исходя из этих положений, действительно можно сделать вывод о том, что показатель чистого дисконтированного дохода для месторождений, находящихся в эксплуатации, надо рассчитывать на основе денежного потока, вызываемого не инвестиционным проектом, а эксплуатацией месторождения.
Анализ «Временных требований к содержанию геологических и экономических материалов, обосновывающих возможность частичного или полного освобождения недропользователей от платежей за пользование недрами»
В этой главе детально анализируется состав денежного потока, получаемого на эксплуатируемом месторождении за расчетный период его доразработки (ДПМ), определяются проектные показатели, которые можно рассчитывать на основе чистого (после налогов) денежного потока по месторождению (ЧДПМ), и решаемые с их помощью экономические и финансовые задачи.
Экономически этому периоду присущи следующие положения:
основная часть инвестиций, требуемая для полного освоения запасов УВ уже сделана и материализована в пробуренных скважинах и объектах обустройства месторождений (основные фонды);
основные фонды характеризуются значительной степенью износа, и их физическое состояние требует обновления, т.е. новых инвестиций (замена трубопроводов, нефтехранилищ, различного вида оборудования, бурение скважин-дублеров и т.д.);
существует возможность использования последних достижений в области технологий повышения нефтеизвлечения (освоение не охваченных разработкой участков нефтяных пластов на основе создания адресных геологических и гидродинамических моделей, бурение горизонтальных скважин, зарезка горизонтальных стволов в существующих вертикальных скважинах, использование различных методов воздействия на продуктивный пласт и т.д.).
Ка таких месторождениях к началу проектного (расчетного) периода имеются объекты обустройства промысла (трубопроводы, нефтехранилища, производственные здания, установки первичной подготовки нефти и т.д.) нефтяные и нагнетательные скважины, эксплуатация которых способна без дополнительных инвестиций обеспечить в течение определенного времени положительные годовые денежные потоки.
Дополнительный денежный поток на таком месторождении может вызываться заменой изношенного оборудования и бурения скважин-дублеров, что адекватно реализации инвестиционного проекта с возможностью оценки всех показателей его эффективности (сопоставление затрат на замену и эксплуатацию с выручкой от дополнительной добычи углеводородов).
Дополнительные денежные потоки могут вызываться инвестициями, направляемыми на более полное нефтеизвлечение - бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин (вертикальных и горизонтальных) на участках месторождения, оказавшихся не охваченными дренажем, применение различных геолого-технических мероприятий (ГТМ) - гидроразрыв пласта (ГРП), закачка полимеров, выравнивание фронта заводнения и т.д. к этому можно добавить такое специфичное для российской нефтяной промышленности мероприятие как вывод скважин из бездействия (см. рис.2.1).
Проектный ЧДПМ обычно оказывается суммой этих трех потоков, что может приводить к самым различным его формам, а формальный расчет показателей эффективности инвестиционного проекта на его основании - к парадоксальным их величинам и ошибочным инвестиционным решениям.
Размер инвестиций может ежегодно оказываться меньше размера денежных средств (чистая прибыль и амортизационные отчисления), получаемых на месторождении в результате функционирования ранее созданных основных фондов. В этом случае ЧДПМ будет полностью положительным (до достижения предела рентабельности эксплуатации месторождения). Его накопленная дисконтированная величина характеризует размер денежных средств, получаемых нефтяной компанией за период доразработки. Неотрицательность этой величины в отличие от величины ЧДД инвестиционного проекта не свидетельствует о рентабельности инвестиций в доразработку месторождения.
Размер инвестиций может ежегодно оказываться вначале больше, чем размер денежных средств, получаемых за счет функционирования ранее созданных основных фондов, а затем меньше (с учетом появляющейся отдачи от инвестиций) . В этом случае ЧДПМ принимает форму, характерную для инвестиционного процесса -отрицательные годовые значения сменяются положительными.
Анализ ТЭО частичного освобождения нефтяной компании от платежей за пользование недрами по месторождениям, разрабатываемых на стадии истощения
Для обоснования необходимости снижения ставки платежей за право пользования недрами по 4 6 месторождениям нефтяной компании, находящимися на поздней стадии разработки, авторами ТЭО[51] были рассчитаны два технологических варианта, а на их основе - три экономических варианта разработки.
Расчеты прогнозных показателей были выполнены с использованием характеристик вытеснения нефти по анализируемым месторождениям с учетом всего комплекса геолого-технических мероприятий по повышению производительности скважин, снижению обводненности продукции, увеличению нефтеотдачи пласта.
По этим нефтяным месторождениям, разрабатываемым нефтяной компанией на территории Самарской области, средняя ставка за пользование недрами была равна 11,93%. Авторы ТЭО предусматривали снижение ставки налога за пользование недрами до минимально возможной (6%) в соответствии со статьей 48 Федерального Закона «О недрах» по всем 4 6 месторождениям.
Сначала были определены показатели экономической эффективности для случая разработки месторождений при действующей системе налогообложения - (первый экономический вариант) и при снижении ставки платежей за право пользования недрами до 6% (второй экономический вариант).
Основные технико-экономические показатели разработки приведены в табл. № 4.1.2. Как считали авторы, сопоставление показателей первого и второго экономических вариантов позволяет определить доход государства и роялти за период рентабельной эксплуатации месторождений и, соответственно, объем средств, которые могут быть использованы на проведение дополнительных геолого-технических мероприятий по повышению эффективности разработки месторождений.
В качестве дополнительных мероприятий, повьшающих эффективность разработки залежей нефти как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, рекомендовалось проведение на скважинах гидропескоструйной перфорации (ГПП) и обработка призабойной зоны скважин (ОПЗ). Как показал опыт применения этих мероприятий на месторождениях Самарской области, после проведения ГРР дебит скважин увеличивается, в 4-5 раз при длительности эффекта более 4 лет. Методы ОПЗ давали увеличение дебита скважин в 1.3 раза в течение шести месяцев. Эти показатели и использовались при определении прироста добычи нефти за счет внедрения дополнительных геолого-технических мероприятий.
Исходя из объема денежных средств, соответствующих снижению ставки налога, по местооождениям были определены геолого-технические мероприятия и методы воздействия на призабоиную зону скважин (ГПП и ОПЗ), а также объемы бурения добывающих скважин.
Объемы и периодичность проведения рекомендуемых геолого-технических мероприятий по каждому из месторождений содержатся в табл. № 4.1.1.
С учетом величины дополнительной добычи нефти, полученной за счет рекомендуемых мероприятий, в рассматриваемой работе определялись технологические показатели второго (технологического) варианта.
При технико-экономических расчетах была использована единая ставка налога за пользование недрами, так как все рассматриваемые месторождения находятся на поздней стадии и характеризуются низкими темпами отбора нефти от начальных извлекаемых запасов, значительной обводненностью, высокой себестоимостью добычи и, как следствие этого, ухудшенными экономическими показателями разработки.
При предлагавшемся снижении ставки налога за пользование недрами его средняя величина по нефтяным месторождениям Самарской области составит 8.6%, что соответствовало среднему уровню данного налога по соседним нефтедобывающим районам.
По данным второго (технологического) варианта авторами рассчитывались технико-экономические показатели третьего (экономического) варианта разработки и определялась экономическая активность от внедрения предложенных мероприятий.
Анализ технико-экономического обоснования коэффициента извлечения Средне-Балыкского нефтяного месторождения
Средне-Балыкское месторождение (южная часть) расположено в южной части Сургутского свода в центре крупнейшего нефтедобывающего района Западной Сибири.
На дату подсчета запасов в пределах изучаемого месторождения в нижнемеловых и юрских отложениях было испытано 96 объектов в 61 скважине, в том числе в пределах лицензионного участка 7 4 подсчетных объекта в 5 6 скважинах (из них 4 3 объекта в 4 3 эксплуатационных скважинах).
Средне-Балыкское месторождение эксплуатируется с февраля 1994г. Объектами разработки являются продуктивный горизонт АС4 и отложения ачимовской толщи (Ач) .
Как отмечают авторы ТЭО [52], «экономическая характеристика представленных вариантов разработки дана на основе технологических показателей и принятых нормативов и норм затрат с учетом требований методических рекомендаций по оценке эффективности проектов и РД 153-39-077-96».[б]
В качестве основных экономических показателей, характеризующих эффективность разработки месторождения, были приняты:
- дисконтированный поток денежной наличности сумма прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину капитальных вложений, направляемую на освоение нефтяного месторождения;
- прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные фонды;
- индекс доходности (ИД) - отношение суммарных дисконтированных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений;
- внутренняя норма доходности (ВНД) - это то значение норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока наличности за расчетный период равна нулю;
- окупаемость проекта - это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями.
Технико-экономическая оценка вариантов разработки выполнялась, по мнению авторов ТЭО, в соответствии с требованиями рыночной экономики, согласно которой наиболее эффективным является вариант, имеющий наибольшее значение таких показателей, как дисконтированный поток денежной наличности, индекс доходности, внутренняя норма возврата капитальных вложений, а также срок окупаемости капитальных вложений, оптимальным значением которого является наименьшее.
К настоящему моменту времени на месторождении имелись пробуренные эксплуатационные скважины, переданные на баланс предприятия, остаточная стоимость которых оценивалась в сумму 112 171 тыс. руб. Они учитывались авторами ТЭО[52] при расчете амортизации и налога на имущество предприятия.
Эффективность разработки месторождения базировалась в основном на запасах категории Сі пласта АС41+2 (основной участок) , который находится в разработке с февраля 1994 г. Пласт практически полностью разбурен по эксплуатационной сетке скважин, затраты на пробуренные скважины были учтены по остаточной стоимости, лобыча нефти на 1.01.99 г. составила 784 тыс.т
Сравнительный анализ экономической эффективности приведен в таблицах 4.2.2-4.2-5. Из предложенных технологических вариантов к реализации по объектам БС101+2, Ачз-5, Ач2-б рекомендовалась площадная семиточечная система с плотностью сетки 21.65 га\скв. При выборе варианта по объекту АС41+ была учтена реализованная система разработки по основному участку - блоковая трехрядная система с плотностью сетки 25 га\скв.
