С. Ю. Борхович, О. М. Мирсаетов (стр. 9 из 12)
9.3.8. Налоговая система.
Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.
Ниже следует перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды РФ, и показан порядок их расчета:
- налог на добавленную стоимость исчисляется в размере 18% от цены нефти, включая акцизный сбор;
- акцизный сбор рассчитывается по ставкам, дифференцированным по нефтедобывающим предприятиям в руб/т;
- налог на имущество учитывается в расчетах в размере 2% (не более 2,2%) от среднегодовой стоимости основных фондов;
- налог на прибыль исчисляется в размере 24 % от балансовой прибыли, остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех налогов.
При расчете налогооблагаемой прибыли должна учитываться предоставляемая предприятиям по закону льгота в части освобождения от налога затрат на развитие производства в сумме, снижающей налогооблагаемую прибыль на 50%.
Налоги и платежи, учитываемые в составе эксплуатационных затрат:
- налог на добычу полезных ископаемых для нефти и газа 16,5% от стоимости добытых полезных ископаемых (с 2006 года);
от фонда оплаты труда исчисляются следующие платежи:
- единый социальный налог – 26%
- от эксплуатационных затрат на добычу нефти определяется фонд НИОКР - 1,5%;
- плата за землю рассчитывается в зависимости от размера площади месторождения в руб./га.
9.3.9. Источники финансирования.
При оценке вариантов разработки необходимо определять источники финансирования капитальных вложений. К их числу могут быть отнесены собственные средства предприятия (прибыль предприятия, реинвестированная в производство, амортизационные отчисления), а также заемные. Кроме того, на инвестирование могут быть направлены акции предприятия.
9.4. Выбор варианта, рекомендуемого к реализации.
Конечной целью экономической оценки вариантов разработки является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта и наибольшую эффективность нефтедобычи.
Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них рекомендуется проводить с использованием выше приведенной системы показателей.
Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной наличности (NPV). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный 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.
В проектах доразработки, которые, в основном, не требуют значительных капиталовложений, а также в проектах, предусматривающих применение методов повышения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях, связанных, в основном, с повышенными текущими затратами, показатель IRR играет вспомогательную роль и, как правило, не участвует в процессе выбора наилучшего варианта.
Показатель - индекс доходности (PI) так же, как и IRR, имеет "весомое" значение, если проектируется вновь вводимое месторождение с большими капитальными затратами. В этом случае его значение интерпретируется следующим образом: если PI > 1, вариант эффективен, если PI < 1- вариант разработки нерентабелен.
При проектировании месторождений уже обустроенных либо находящихся на поздних стадиях, этот показатель определяется с учетом уже существующих основных фондов.
Показатель - период окупаемости, устанавливаемый временем возмещения первоначальных затрат, так же, как и два предыдущих, характерен для вновь вводимых месторождений, требующих полного обустройства. Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.
Каждый из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для выбора варианта проектируемого объекта. Решение о принятии варианта к реализации должно приниматься с учетом значений всех интегральных показателей и интересов всех участников проекта.
9.5. Алгоритм расчета экономических показателей.
9.5.1. Капитальные вложения.
Бурение скважин:
Ксквi = Кскв ´ Nсквi ´ Сi,
где Кскв - стоимость бурения скважины (добывающей, нагнетательной, резервной и др.), млн. руб.; Nсквi - ввод скважин (добывающих, нагнетательных, резервных и др.) из бурения в году i, скв.; Сi - коэффициент инфляции года i; i - индекс текущего года.
Итого капитальных вложений в бурение скважин за период:
где Т - продолжительность периода расчета (5, 10, 15 и т.д. лет, весь срок), годы.
Промысловое обустройство:
Коi = (Кн + Кст + Кат + Кэс + Кпв + Кбо + Кад) ´ Nдобi ´ Сi,
где Кн - удельные капитальные вложения в оборудование предприятий нефтедобычи, не входящее в сметы строек, млн. руб./доб. скв.; Кст - удельные капитальные вложения в сбор и транспорт нефти и газа, млн. руб./доб. скв.; Кат - удельные капитальные вложения в автоматизацию и телемеханизацию, млн. руб./доб. скв.; Кэс - удельные капитальные вложения в электроснабжение и связь, млн. руб./доб. скв.; Кпв - удельные капитальные вложения в промводоснабжение, млн. руб./доб. скв.; Кбо - удельные капитальные вложения в базы производственного обслуживания млн. руб./доб. скв.; Кад - удельные капитальные вложения в строительство дорог, млн. руб/доб. скв.; Nдобi - ввод добывающих скважин из бурения в году i.
Оборудование для прочих организаций, не входящее в сметы строек:
Кпрi = Кн ´ Nдобi ´ al,
где a1 - доля затрат для прочих организаций, доли ед.
Заводнение нефтяных пластов:
Кзавi = Кзав ´ Nнi ´ Сi,
где Кзав - удельные капитальные вложения в заполнение нефтяных пластов, млн. руб/нагн. скв.; Nнi - ввод нагнетательных скважин в году i, скв.
Технологическая подготовка нефти:
Ктпi = Ктп ´ Qi ´ Сi,
где Ктп - удельные капитальные вложения в технологическую подготовку нефти (обезвоживание и обессоливание), тыс. руб./т;Qi - прирост добычи нефти в году i, тыс. т.
Очистные сооружения:
Кочi = Коч ´ Qвi ´ Сi,
где Коч - удельные капитальные вложения в очистные сооружения, тыс. руб./м3 вводимой суточной мощности; Qвi - вводимая мощность по очистке в году i, тыс. м3/сут.
Оборудование для методов увеличения нефтеизвлечения:
Кмунi = Кмун ´ Nмунi ´ Сi,
где Кмун - стоимость спецоборудования для закачки рабочего агента, млн. руб.; Nмунi - ввод специальных установок для закачки рабочего агента в году i, шт.
Прочие объекты и затраты:
Кпi = (Коi + Кзавi + Ктпi + Кочi + Кмунi + Кбо - Кн ´ Nдобi) ´ а2,
где а2 - доля затрат в прочие объекты и промысловое обустройство, доли ед.
Итого капитальных вложений в промысловое обустройство:
Кпоi = Коi + Кпрi + Кзавi + Ктпi + Кочi + Кмунi + Кпi.
Капитальные вложения в природоохранные мероприятия:
Кохрi = (Кбурi + Кпоi ) ´ а3,
где а3 - доля затрат в природоохранные мероприятия в суммарных капиталовложениях, доли ед.
Всего капитальных вложений:
Ксумi = Кбурi + Кпоi + Кохрi.
Всего капитальных вложений за период:
9.5.2. Эксплуатационные затраты.
Текущие затраты (без амортизации на реновацию):
Обслуживание нефтяных скважин (включая общепроизводственные затраты):
Тобi = Тоб ´ Nдi ´ Сi,
где Тоб - затраты по обслуживанию действующего фонда нефтяных скважин, млн. руб/скв-год; Nдi - действующий фонд нефтяных скважин в году i, скв.
Обслуживание нагнетательных скважин:
Тнагi = Тнаг ´ Nнагi ´ Сi,
где Тнаг - затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн. руб/скв-год; Nнагi - действующий фонд нагнетательных скважин в году i, скв.
Сбор и транспорт нефти и газа:
Тсбтi = Тсбт ´ Qжi ´ Сi,
где Тсбт - затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс. руб/т жид.; Qжi - добыча жидкости из пласта в году i, тыс. т.
Технологическая подготовка нефти:
Ттпi = Ттп ´ Qжпi ´ Сi,
где Ттп - затраты по технологической подготовке нефти, тыс. руб/т жид.; Ожнi - объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс. т.
Энергетические затраты на извлечение жидкости:
Тэниi = Вмех ´ СкВт × ч ´ Qмехi ´ Сi,
где Вмех - удельный расход электроэнергии при добыче жидкости мехспособом, кВт × ч/т жид.; СкВт × ч - стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс. руб.; Qмехi - добыча жидкости мехспособом в году i, тыс. т.
Энергетические затраты на закачку воды:
Тэнзi = (Взак ´ СкВт × ч + Св) ´ Qзакi ´ Сi,
где Взак - удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт × ч/м3; Св - стоимость воды, тыс. руб/м3; Qзакi - объем закачиваемой воды в году i, тыс. м3.