CC BY
23
УДК: 004:330.322:622.276
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
РУРД-НУСС)
Ю.Г. Богаткина, О.Н. Сарданашвили
Представлена методика для проведения экономической оценки разработки га-зоконденсатных месторождений на примере месторождения Рурд-Нусс. Проведена технико- экономическая оценка варианта разработки этого месторождения с учетом различных налоговых механизмов для принятия оптимального решения. Проведена оценка рисков инвестиционных прогнозов по варианту с применением налога на добычу полезных ископаемых. Показано, что разработанная экономическая методика проста в использовании и является полезным инструментом для проведения комплексной экономической оценки вариантов разработки газоконденсатных месторождений.
Ключевые слова: газоконденсатные месторождения, технико-экономическая оценка эффективности, налоговые режимы, раздел продукции, оценка экономической устойчивости.
Добыча природного газа и конденсата в ближайшем будущем будет играть ключевую роль в мировом энергопотреблении, являясь экологичным и надежным источником энергии.
Оценка экономической эффективности разработки газоко -нденсатных месторождений основана на построении определенной экономико-математической модели.
Рассмотрим методику формирования капитальных и эксплуатационных затрат для экономической оценки разработки газоконденсатных месторождений.
Структура капитальных вложений включает в себя отдельные направления, а именно: затраты на бурение скважин и промышленное обустройство месторождений.
Расчет капитальных вложений в разработку газоконденсатных месторождений производится в соответствии с удельными затратами в разрезе следующих расходов:
- бурение скважин(на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважины и скорости бурения, количества добывающих скважин);
- оборудование скважин для газодобычи;
- сбор и транспорт газа и конденсата;
- оборудование для подготовки газа к дальнейшему транспорту;
- строительство дожимных компрессорных станций (КС);
- промысловые дороги;
- прочие капитальные вложения, включая затраты на природоохранные объекты, объекты электроснабжения и связи.
Расчет эксплуатационных расходов по месторождению складывается из условно-постоянных и условно-переменных затрат
Условно-постоянные расходы включают в себя затраты:
- в ремонтный фонд;
- на оплату труда;
- прочие эксплуатационные затраты.
Условно-переменные расходы включают в себя затраты:
- на вспомогательные материалы;
- на электроэнергию для добычи углеводородов;
- на электроэнергию для подготовки, транспортировки углеводородов и общепромысловые нужды.
Капитальные и эксплуатационные расходы на освоение газоконден-сатных месторождений определяются на основании проектно-сметной документации газодобывающих предприятий.
На базе приведенной выше структуры капитальных и эксплуатационных затрат по газоконденсатным месторождениям представим экономическую оценку одного из вариантов разработки газоконденсатного месторождения Рурд-Нусс (Алжир) с применением различных налоговых механизмов, а также оценки рисков инвестиционных прогнозов (начиная с 2015 года) [1-10].
Месторождение Рурд Нусс открыто в 1963 году, характеризуется значительной газовой шапкой, с нефтяной оторочкой у основания площадью 196,2 км2. Продуктивные пласты представлены отложениями кембрийского, силурийского и триасового периодов и сложены песчаными, глинисто-песчаными пачками. Глубина залегания пластов 2100...2500 м. Основным коллектором месторождения Рурд-Нусс является верхний триасовый, глинисто-песчаный слой палеозойских отложений. Балансовые запасы газа, газовой шапки, составляют 297 млн м3.
Исходные технико-экономические данные представлены в табл. 1,2.
Таблица 1
Исходные данные по месторождению Рурд-Нусс для расчета
капитальных вложений
Наименование показателя Значение
1. Стоимость бурения газовой скважины, млн $/скв. 6,5
2. Стоимость бурения оценочной скважины, млн $/скв. 7
3. Норматив затрат в оборудование скважины под эксплуатацию, млн $/скв 0,745
4 Укрупненный норматив затрат в обустройство, млн $/скв 7,95
Таблица 2
Исходные данные по месторождению Рурд-Нусс для расчета эксплуатационных затрат и выручки
Наименование показателя Значение
1. Норма затрат в ремонтный фон, млн $/скв. 0,02
2. Норма оплаты труда персонала (основная и дополнительная), млн $/скв. 0,02
3. Норма расхода по прочим эксплуат. затратам, млн $/скв 0,06
4 Норма расхода на вспомогательные материалы, $/1000 м3 3
газа
5.Норма затрат на электроэнергию для подготовки и транс- 4,28
портировки газа , $/1000 м3 газа
6. НДПИ, $/1000 м3 газа 10
7.НДД, % 50
8. Цена реализации газа, $/1000 м3 125
9. Цена реализации конденсата, $/т 266
10. Цена реализации, $/т 220
Для сравнительного анализа технико-экономической эффективности разработки газоконденсатного месторождения проведем расчеты для различных налоговых режимов Алжира и России [1-3, 6-8].
В рамках Алжирского Законодательства оценка газоконденсатных месторождений осуществляется на условиях соглашений по разделу продукции (СРП) и предусматривает участие двух сторон - государства и инвестора. В состав инвесторов могут входить государственная нефтегазодобывающая компания СОНАТРАК и иностранный инвестор (контрактор). СОНАТРАК имеет лицензию на разработку и несет транспортные расходы.
На основании этого соглашения инвестору предоставляются государством на определённый срок исключительные права на проведение работ по поиску, разведке и добыче минерального сырья на месторождениях. При этом инвестор возмещает понесённые затраты частью добытой продукции, называемой прибыльной, а получившийся остаток после возмещения затрат является потоком денежной наличности инвестора. Налоговая модель представлена на рис.1.
Технико-экономические показатели налоговой модели Алжира определяются следующим образом.
Выручка от реализации продукции рассчитывается на основе объемных показателей добычи природных углеводородов с учетом
распределения продукции на различных рынках сбыта по мировым и внутренним ценам.
В состав затрат входят капитальные и эксплуатационные расходы, а также налог «Роялти» и обязательные платежи (бонусы и транспортные расходы).
Отметим, что бонус это разовый платеж, который не служит значительным источником финансовых поступлений для государства и может уплачиваться еще до начала разработки месторождения.
Рис. 1. Модель налогового режима Алжира
Прибыльная продукция рассчитывается исходя из общей продукции, добытой на месторождении, которая соответствует разнице между выручкой от реализации углеводородов и двух обязательных платежей в пользу государства - платы за пользование недрами - налог «Роялти» и транспортных расходов. Это показано на рис. 1. Рассчитанная по вышеуказанной методике прибыльная продукция инвестора делится между участниками договора в следующем долевом соотношении: 75 % -контрактору, 25 % - государственной компании Алжира (модель и исходные данные предоставлены компанией ЛУКОЙЛ).
В рамках российского законодательства в недропользовании представим три модели налогообложения. При этом необходимо отметить, что все налоговые инструменты для нефтегазовой отрасли России можно разделить на два вида [1-3,6-8]:
1) общие налоги, которые действуют в отношении всех видов предпринимательской деятельности в стране. К ним относятся налог на прибыль, налог на добавленную стоимость, налоги вфонд оплаты труда, социальные отчисления и др.;
2) специальные налоги, которые отражают рентный характер доходов в отрасли. В мировой практике такими налогами являются бонусы, налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), таможенная пошлина и введенный в 2018 году налог на дополнительный доход (НДД) для пилотных проектов.
Рис. 2. Модель действующего налогового режима для российских нефтегазовых проектов с учетом НДПИ
Рис. 3. Модель действующего налогового режима для российских нефтегазовых проектов с учетом НДД
Модели действующих налоговых режимов для российских нефтегазовых проектов представлены на рис. 2 и 3. Отдельно дадим содержательное пояснение двух рентных платежей.
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) является налогом на добычу нефти, конденсата и природного газа. Налог введен с 1 января 2002 года вместо отчислений на геологоразведочные работы (6 %), налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы (8 %) и акциза на нефть (2,5 %). В соответствии с этим законом НДПИ должен взиматься по установленному нормативу, применяемому к объемным показателям добычи углеводородов.
Налог на дополнительный доход (НДД) является налогом на чистый денежный поток (выручка за вычетом капитальных и эксплуатационных затрат). Налоговая ставка НДД составляет 50 %. При этом налоге возможно понижение ставки или полная ее отмена. Также при уплате НДД возможны льготы по экспортным пошлинам.
Представленные налоги входят в алгоритмы затрат, на основе которых производится технико-экономическая оценка эффективности варианта разработки месторождения с целью определения чистого дисконтированного дохода (ЧДД), как основного критерия оценки.
Величина ЧДД определяется как разница между дисконтированной выручкой от реализации продукции и дисконтированными затратами и налогами, что показано на рис 2, 3.
Необходимо также отметить, что многие нефтегазодобывающие страны, в том числе и Россия, открывая доступ на свою территорию зарубежным компаниям-недропользователям для ведения поисково-разведочных работ, пришли к решению принять соглашение о разделе продукции (СРП).
Российская модель СРП является логическим продолжением экономической методики комплексной оценки месторождений природных углеводородов. Модель представлена на рис. 4.
Рис. 4. Модель российского налогообложения на условиях СРП
Доход государства складывается из установленной договорным соглашением доли прибыльной продукциии налогов (НДПИ и налог на прибыль). Прибыльная продукция подлежит распределению между инвестором и государством в определенном долевом отношении, которое устанавливается на основании договорного соглашения.
На рис. 3 показано, что прибыльная продукция это разница между выручкой от реализации продукции на внутреннем и внешнем рынках, за вычетом той части, которая идет на уплату бонусов, НДПИ и величины компенсационной продукции. При этом компенсационная продукция берется долей из выручки (за вычетом обязательных платежей) и покрывает необходимые затраты, к которым относятся капитальные и эксплуатационные затраты, а также страховые социальные отчисления и затраты на транспорт продукции.
В данных моделях сохраняется многокритериальный подход, в котором основными критериями экономической оценки вариантов разработки месторождения являются поток денежной наличности, чистый дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма рентабельности и доход государства.
Представим экономическую оценку варианта разработки месторождения Рурд-Нусс с использованием представленных выше налоговых режимов.
Основные технико-экономические показатели эффективности были получены на основе экономической методики оценки нефтегазовых инвестиционных проектов [10].
Результаты экономических расчетов по варианту разработки месторождения Рурд-Нусс для 2015 г. с применением различных налоговых режимов представлены в табл. 3, 4.
Таблица 3
Основные технико-экономические и технологические показатели
по месторождению Рурд-Нусс
Наименование показателя Значение
Добыча товарного: газа, млрд куб. м конденсата, млн т Сжиженный нефтяной газ (СНГ), млн т 80,0 9.8 5.9
Количество скважин, шт. 55
Выручка от реализации, млн дол. 13310
Из представленных в табл. 4 расчетов видно, что все варианты экономически рентабельны, однако наименьший ЧДД получен при использовании налогового механизма Алжира. Следующим по значимости критерия ЧДД является российская модель с включением налога на дополнительный доход (НДД). Два последних варианта показывают прак-
тически одинаковые результаты, которые свидетельствуют о получении максимального дохода инвестора. Однако отметим, что применение модели СРП является спорной и дискуссионной, поскольку в России этот механизм недостаточно проработан.
Таким образом, оптимальным вариантом является третий вариант с применением российской налоговой модели с НДПИ.
Таблица 4
Экономические показатели по месторождению Рурд-Нусс
Налоги и отчисления (доход государства), млн $ Налоговая модель Алжира Налоговая модель России (НДД) Налоговая модель России (НДПИ) Налоговая модель России (СРП)
Суммарные затраты (капитальные и эксплуатационные), млн $ Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4
Поток денежной наличности, млн $ 9141 8604 5923 5916
Чистый дисконтированный доход, млн $ 1719 1719 1719 1719
Срок окупаемости, годы 2449 2986 5667 5675
Внутренняя норма рентабельности % 603 743 1583 1720
Индекс доходности инвестиционного проекта, ед. 8 7 5 3
Для дополнительного обоснования рекомендуемого варианта разработки месторождения Рурд-Нусс была проведена оценка экономической устойчивости этого варианта. С этой целью проведена оценка риска при условии отклонения регулирующих показателей по варианту (добычи газа, цены на добычу газа, капитальных и эксплуатационных затрат). При многовариантном расчете была определена функция принадлежности (а) нечеткого числа ЧДД [9].
Таблица 5
Оценка риска по рекомендуемому варианту разработки _месторождения Рурд-Нусс_
Колебания Чистый дисконтирован- Функция при- Функция
показателей ный надлежности риска
(+,-), (%) доход, млн $ а, дол. ед У&Ы, дол. ед
Изменение добычи газа
-20 1044,79 -0,29 0,00
-15 1179,43 0,03 0,00
-10 1313,97 0,35 0,05
0 1583,03 1,00 0,50
10 1852,09 0,50 0,92
15 1986,62 0,25 0,98
20 2121,15 0,00 0,00
Влияние изменения цен
0 1583,03 1,00 0,50
10 1768,49 0,66 0,86
15 1855,52 0,49 0,93
20 1938,74 0,34 0,97
Влияние изменения ка-
питальных затрат
-20 1848,56 0,51 0,92
-15 1788,05 0,62 0,87
-10 1723,62 0,74 0,81
0 1583,03 1,00 0,50
10 1426,78 0,62 0,15
15 1342,79 0,42 0,07
20 1253,71 0,21 0,02
Влияние изменения экс-
плуатационных затрат
-20 1664,23 0,85 0,72
-15 1643,93 0,89 0,68
-10 1623,63 0,92 0,64
0 1583,03 1,00 0,50
10 1542,43 0,90 0,35
15 1522,13 0,85 0,30
20 1501,83 0,81 0,26
На основании функции принадлежности было определено ее среднее арифметическое, что является количественной оценкой риска по рекомендуемому варианту. Расчеты показали, что среднее арифметическое
стремится к единице, что соответствует высокой экономической эффективности варианта 3. Функция принадлежности является основой для построения функции риска V&M по модели Недосекина [9]. Это показано в табл. 5.
На рис. 5 представлена логистическая кривая степени экономического риска (V&M), которая является качественным показателем изменения ЧДД в зависимости от изменения регулирующих показателей по варианту.
1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00
" V&M —»—
_ ЧЛЛ(мпн S>
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
Рис. 5. Логистическая кривая степени экономического риска (V&M) по варианту разработки месторождения Рурд-Нусс на основе модели
Недосекина
Анализ модели показал, что вариант разработки характеризуется низкой степенью экономического риска, так как не наблюдается отрицательных значений функции экономического риска. Это показано в табл. 5.
Таким образом, наилучшие показатели технико-экономической эффективности рекомендуемого варианта разработки газоконденсатного месторождения Рурд-Нусс достигаются при использовании действующего в России налогового режима с применением НДПИ. Оценка риска по модели Недосекина показывает высокую экономическую устойчивость варианта разработки месторождения.
Список литературы
1. Федеральный закон Российской Федерации от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах» (с изменениями на 3 августа 2018) [Электронный ресурс]. 2021. URL:
http://ivo.garant.ru/#/document/10104313/paragraph/675957:0 (дата обращения 2021-03-11)/
2. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) (с изменениями на 17 февраля 2021г.) [Электронный ресурс]. 2021. URL: http://docs.cntd.ru/document/901765862 (дата обращения 2021-03-11)/
3. Федеральный закон Российской Федерации от 30.12.1995 № 225 «О соглашении о разделе продукции». [Электронный ресурс]. 2021. URL:http://ivo.garant.ru/#/document/10105771/paragraph/21200:0 (дата обращения 2021-03-11).
4. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо-конденсатных месторождений. М.: «Струна», 1998. 628 с.
5. Методика и практический опыт стоимостной оценки запасов и ресурсов нефти и газа / А. А. Герт, К. Н. Волкова, О. Г. Немова, Н. А. Су-прунчик. Новосибирск: Наука, 2007. 384 с.
6. Налоговые системы зарубежных стран: учебно-методическое пособие / Л.В. Попова, И. А. Дрожжина, Б.Г. Маслов. М.: Дело и Сервис, 2008. 368 с.
7. Бобылев Ю.Н, Турунцева М.Ю. Налогообложение минерально-сырьевого сектора экономики. М.: Изд-во Института экономической политики им. Е.Т.Гайдара, 2010. С. 42.
8. Бобылев Ю.Н. Реформирование налогообложения минерально -сырьевого сектора М.: Изд-во Института экономики переходного периода, 2001. 127 с.
9. Недосекин А.О. Методологические основы моделирования финансовой деятельности с использованием нечетко-множественных описаний: дис. ... д-ра эконом. наук. Санкт-Петербург, 2003. 280с.
10. Желтов Ю.П., Золотухин А.Б., Пономарева И.А. Методы прогнозирования развития нефтегазового комплекса. М.: Наука, 1991. 230с.
Богаткина Юлия Геннадьевна, канд. техн. наук, вед. науч. сотр., сubgt@,mail.ru Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии Наук (ИПНГ РАН),
Сарданашвили Ольга Николаевна, канд. техн. наук, ^ар. науч. сотр., o.sardan@mail.ru, Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук (ИПНГ РАН)
COMPARATIVE ANALYSIS OF TECHNICAL AND ECONOMIC EFFICIENCY OF DEVELOPMENT OF GAS-CONDENSA TE DEPOSITS (ON THE EXAMPLE
OF THE RURD-NUSSDEPOSIT)
J. G. Bogatkina, O.N. Sardanashvili
A methodology is presented for conducting an economic assessment of the development of gas condensate fields using the example of the Ruhr-Nuss field. A feasibility study of the development option for this field is presented, taking into account various tax mechanisms for making an optimal decision. An assessment of the risks of investment forecasts was carried out for the option with the use of a tax on the extraction of minerals. It is shown that the
developed economic methodology is easy to use and is a useful tool for conducting a comprehensive economic assessment of options for the development of gas condensate fields.
Key words: gas condensate fields, technical and economic assessment of efficiency, tax regimes, production sharing, assessment of economic sustainability.
Bogatkina Yulia Gennadievna, candidate of technical sciences, led. scientific researcher, cubgt@mail.ru, Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Science, (IPOG RAS),
Sardanashvili Olga Nikolaevna, candidate of technical sciences, senior researcher, o.sardan@mail.ru, Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Science (IOG RAS)
Reference
1. Federal Law of the Russian Federation No. 2395-1 "On Mineral Resources" of 21.02.1992 (as amended on 3 August 2018) [Electronic resource]. 2021. URL: http://ivo.garant.ru/#/document/10104313/paragraph/675957:0 (accessed 2021-03-11)/
2. The Tax Code of the Russian Federation (part two) (as amended on February 17, 2021) [Electronic resource]. 2021. URL: http://docs.cntd.ru/document/901765862 (accessed 2021-03-11)/
3. Federal Law of the Russian Federation No. 225 of 30.12.1995 "On the Production Sharing Agreement". [Electronic resource]. 2021. URL:http:// ivo.garant.ru// document/ 10105771/paragraph/21200:0 (accessed 2021-03-11).
4. Zakirov S. N. Development of gas, gas-condensate and oil-and-gas-condensate fields. Moscow: "Struna", 1998. 628 p.
5. Methodology and practical experience of cost estimation of oil and gas reserves and resources / A. A. Gert, K. N. Volkova, O. G. Nemova, N. A. Su-prunchik. Novosibirsk: Nauka, 2007. 384 p.
6. Tax systems of foreign countries: an educational and methodological manual / L. V. Popova, I. A. Drozhzhina, B. G. Maslov. M.: Delo i Service, 2008. 368 p.
7. Bobylev Yu.N, Turuntseva M. Yu. Taxation of the mineral resource sector of the economy. M.: Publishing house of the Gaidar Institute of Economic Policy, 2010. p. 42.
8. Bobylev Yu. N. Reforming the taxation of the mineral resource sector M.: Publishing house of the Institute of Transition Economics, 2001. 127 p.
9. Nedosekin A. O. Methodological foundations of financial activity modeling using fuzzy-multiple descriptions: dis. ... Dr. economy. sciences'. Saint-Petersburg, 2003. 280s.
10. Zheltov Yu. P., Zolotukhin A. B., Ponomareva I. A. Methods of forecasting the development of the oil and gas complex. Moscow: Nauka, 1991. 230s.
