ГоловнаФінансиПодатки та оподаткування → 
« Попередня Наступна »
Полякова Любов Єгорівна. Дисертація. ВДОСКОНАЛЕННЯ СИСТЕМИ ОПОДАТКУВАННЯ РОСІЙСЬКИХ МАЛИХ нафтовидобувних компаній, 2007 - перейти до змісту підручника

2.2.3. Досвід вирішення економічних проблем МНК з допомогою податкового механізму

Оскільки в Росії держава є власником надр, проблема їх раціонального використання носить державний характер. При вирішенні питання про необхідність підтримки і методах стимулювання (у тому числі у вигляді реформування системи

нало1Хюбложснія) діяльності МНК з боку держави необхідно враховувати, що ресурсна база нафтовидобутку в РОСІЇ В цілому знаходиться на пізній стадії освоєння (а в таких регіонах як Татарстан і Башкортостан - на затухаючої стадії). На цій стадії відпрацювання родовищ вже повністю не компенсується приростом запасів, а серед виявлених ресурсів наростає частка середніх і дрібних об'єктів. Оскільки залучення дрібних низькорентабельних родовищ в господарський оборот представляє прямий інтерес для держави як для власника надр, стає очевидною необхідність створення умов для розвитку малого та середнього нафтового бізнесу, так як саме розробка дрібних родовищ є сферою діяльності малого нафтового бізнесу.

У зв'язку з цими обставинами в Росії зараз склалася унікальна ситуація, коли інтереси держави в галузі нафтовидобутку, як з фіскальної точки зору, так і з точки зору власника природних ресурсів, зацікавленого в їх раціональному використанні, повністю збігаються з інтересами малого бізнесу в нафтовидобутку. Більш того, можна з упевненістю стверджувати, що в умовах природного виснаження сировинної бази країни без розвитку вітчизняного малого бізнесу у нафтовидобувній промисловості країни іст майбутнього на довгострокову перспективу.

В даний час доля МНК повністю в руках урядових органів і вирішення питання - бути чи не бути МНК в російській нафтовидобутку - залежить від вибору державою концептуальної моделі загального розвитку нафтовидобувної галузі в ближній і далекій перспективі. В принципі можливі дві стратегії розвитку галузі, які, якщо використовувати термінологію Г. В. Вигопа [21], можна назвати концепціями "раціональності '* і" ефективності ".

Відповідно до першої з них, політика держави по відношенню до галузі повинна будуватися виходячи не тільки з міркувань фінансової ефективності, а й з урахуванням дбайливого ставлення до витрачання невідновних природних ресурсів, а також питань зайнятості населення (збереження робочих місць в нафтовидобутку і пов'язаних з нею галузях). Теоретично подібний підхід закріплений на законодавчому рівні ( Закон "Про недрах4), а також в офіційних програмних документах (" Енергетична стратегія Росії на період до 2020 року "та ін), але на практиці позиція держави по відношенню до нафтовидобувної галузі швидше відповідає моделі" ефективності ". У цій моделі на чільне кута ставиться виключно рентабельність нафтовидобутку виходячи з тих міркувань, що в Росії запаси нафти досить великі, видобуток нафти зростає і без диференціювання податкових ставок (так що вже виникають проблеми з експортом за обмежених можливостей системи трубопроводів ВАТ АК «Транснефть»), ціни на нафту на світовому ринку високі і підтримувати розробку малорентабельних родовищ немає ніякого сенсу.

При цьому передбачається, що до кинутих сьогодні нз-за нерентабельності родовищам і свердловинах при необхідності можна буде з часом повернутися з більш досконалою технологією вилучення нафти. Якщо подібна точка зору на стратегію розвитку нафтовидобувної галузі візьме гору, то подальшу долю малих компаній можна вважати вирішеною - у найближчому майбутньому вони будуть витіснені з ринку великими нафтовими компаніями.

Справедливості заради необхідно відзначити, що держава робило спроби підтримки малих нафтових компаній [92, 105, 112]. У 2000 році держава підтримувала МНК, давши їм можливість експортувати до 70% видобутої нафти замість традиційних 30%, тоді як у ВІНК ця частка була встановлена ??на рівні 30%. Однак реально у 2000 році МНК в силу ряду причин мали можливість експортувати тільки 59% видобутої нафти. Крім того, Міненерго Росії за спеціально розробленою методикою здійснило розрахунок прибутковості експорту нафти і нафтопродуктів в перерахунку на одну тонну сирої нафти. Цей розрахунок показав, що за рахунок експорту нафтопродуктів ВІНК підвищили свою частку до 62 />%, а доходи від експорту у них склали 55,1 долара за тонну, в той час як у малих підприємств - 39,4 долара за тонну нафти. Але навіть цей малоефективний механізм підтримки малих нафтових компаній перестав діяти з прийняттям у вересні 2001 року поправок до Закону «Про природні монополії», які були засновані на принципі «рівного доступу до труби». В результаті частка експортованої малими компаніями нафти знизилася з 59% у 2000 році до 45% в 2001 і 36% в 2002 році.

Інший експеримент з підтримання діяльності малих нафтових компаній проводився на регіональному рівні. Йдеться про реалізацію цілої системи податкового стимулювання розробки маргінальних родовищ в Республіці Татарстан в період з 1995 по 2001 рік. У середині 90-х років в РТ виникла ситуація, коли близько 30% фонду діючих свердловин виявилися збитковими при що існувала на ют момент системі оподаткування. Наслідки зупинки цих свердловин для республіки могли бути дуже важкими: втрата 5,8 млн.т. видобутку нафти на рік і поява 12-15 тис. безробітних, на створення робочих місць яким знадобилося б близько 700 млрд. рублів. Серйозних витрат - 350 млрд. рублів - зажадала б і консервація виробництва, не кажучи вже про негативні наслідки в суміжних галузях та сільському господарстві в умовах фінансової і паливного дефіциту Тому уряд Татарстану розробило ряд заході, що включають в себе податкові пільги для організацій, що експлуатують малорентабельні і обводнені свердловини, які застосовують методи підвищення нафтовіддачі і розробляють родовища з трудноізвлскасмимі запасами [40, 123]. У республіці було створено 25 незалежних нафтовидобувних компаній, яким були передані ли-цензні на 60 нафтових родовищ, більшість з яких в радянський час відносилося до категорії позабалансових. До їх створення республіка активно залучала німецьких і французьких інвесторів, за участю яких утворені, наприклад, «Ідельойл», «Татойлгаз», «Алойл» , «Татех». Ці компанії були звільнені від сплати багатьох нафтових податків, щоб стимулювати інвестиції в нафтовидобуток.

Малі нафтові компанії Татарії за1шмают особливе місце серед російських компаній. У середньому вони добувають більше, ніж малі компанії в інших регіонах, але їх складно назвати незалежними: вони знаходяться йод опікою "Татнафти", що контролює їх доступ до транспорту та експорту нафти. Татарстан - один з небагатьох регіонів РФ, де стабілізація щорічного обсягу видобутку в значній мірі досягається силами малих компаній. Завдяки пільгам , наданим нафтовидобувним підприємствам Кабінетом міністрів РТ, було видобуто додатково 45 млн. тонн нафти (28,7% від загального видобутку за цей період), у тому числі 25,8 млн. т з свердловин, які раніше вважалися нерентабельними, 15,6 млн . т отримано за рахунок нових методів збільшення нафтовіддачі пластів, 3,5 млн. т - за рахунок освоєння нових родовищ. Додаткові податкові надходження до бюджету склали 13,48 млрд. руб. Іншими позитивними наслідками такої політики стало поліпшення стану розробки родовищ, спокій в соціальній сфері за рахунок збереження наявних і створення 18 тис. нових робочих місць. [65].

За попередніми підсумками 2006 року видобуток нафти малими нафтовими компаніями в РТ склала 5,87 млн. тони, тобто майже 20% від загальнореспубліканської (у кілька разів більше, ніж частка МНК в російській видобутку). У червні 2006 року влада республіки анонсували плапи з будівництва окремого НПЗ для переробки високосірчаної нафти, що видобувається МНК. Його вартість оцінюється в S3 млрд. МНК зможуть залучити лише 10% від цієї суми. Тому уряд республіки розпочато попередні переговори про залучення проектного фінансування з Європейським банком реконструкції та розвитку.

Влада основних нафтовидобувних регіонів добре усвідомлюють необхідність підтримки діяльності малих компаній і не залишають і зараз спроб в тій чи іншій формі створити ятя МНК більш сприятливий режим функціонування. У Ханти-Мансійському АО зниження запасів великих родовищ, що знаходяться в розробці у ВІНК, і низькі темпи геологорозвідувальних робіт змусили регіональні влади звернути увагу на малі та середні підприємства, в перспективі здатні пом'якшити відхід з регіону холдингів [107]. Уряд ХМАО виходило із законодавчою ініціативою надання незалежним нафтовидобувним компаніям деяких привілеїв, зокрема пропонувалося встановити понижуючий коефіцієнт до ставки ПВКК для родовищ в ранній і пізній стадії експлуатації тільки для малих підприємств - з обмеженням запасів 5 млн. тонн нафти на кожна конкретна ділянка надр (і 50 млн. т. в цілому по підприємству). Влада ХМАО пропонували випробувати дану систему на території округу, але на федеральному рівні ідея не знайшла підтримки. Враховуючи, що в окрузі фонд простоюють свердловин, через низьку рентабельність нецікавих для ВІНК, близько 15 тисяч, влада ХМАО всіляко заохочують створення малих підприємств, орієнтованих на розконсервацію та експлуатацію таких малодебітних свердловин ("Югорськая нафтова компанія", "Бега" та ін.)

Однак наведені приклади стосуються швидше локальних, розрізнених спроб податкового стимулювання малих нафтовидобувних компаній і не є елементами єдиної системи заходів, спрямованих на планомірну підтримку МНК, оскільки такої системи на федеральному рівні не існує. Прийняті на федеральному рівні податкові нововведення продиктовані насамперед інтересами великих нафтовидобувних компаній. Саме на них робить ставку держава, не без підстави вважаючи їх основою експортнооріснтірованной економіки і підлаштовуючи систему оподаткування галузі під особливості бізнесу саме великих компаній, ніяк не враховуючи інтереси МНК. Одним з яскравих проявів цього підходу є і введення в 2002 році «плоскої» шкали ПВКК , про що докладно було сказано в попередньому розділі цієї роботи.

Набувши з з 1 січня 2007 року зміни до главу 26 НК РФ «Податок на видобуток корисних копалин», внесені Федеральним Законом від 27.07.2006 № 151-ФЗ (далі - Закон № 151-ФЗ), також були прийняті не в розрахунку на поліпшення становища малих нафтових компаній, але з орієнтацією на потреби великих компаній, також зацікавлених у диференціації податку (ЛУКОЙЛа, Газпромнафти, які ведуть видобуток на важкодоступних нових родовищах Східного Сибіру, ??Татнефти і Башнефти, чия ресурсна база знаходиться на завершальній стадії освоєння, а видобута нафта характеризується високою в'язкістю). В результаті з усіх обговорюваних можливих факторів диференціації ПВКК враховані тільки три, по яким надано пільги: -

для нових родовищ Східного Сибіру; -

для вироблених родовищ; -

для надв'язкою нафт.

Як заявив глава Мінекономрозвитку Герман Греф, під передбачувані податкові пільги за ПВКК для вироблених родовищ підпадає 54 млн. тонн добувається в країні нафти (всього обсяг нафтовидобутку в Росії в 2006 році міністерство оцінює в 482 млн. тони). За словами міністра, родовища з високим ступенем вироблення є практично у всіх нафтових компаній, проте найбільшу вигоду від новацій отримають 'ЧГат-нефттЛ 90% запасів якої знаходиться у вироблених родовищах, і "Башнефть", у якої цей показник перевищує 80%. За прогнозом МЕРТ, в 2007 році пільга позбавить бюджет 21 млрд. руб. В 2009} 'втрати зростуть до 27 млрд. руб., однак до цього часу, як вважає Герман Греф, пільговий режим дозволить додатково отримати з надр 15 млн. тонн нафти і не допустити загального зниження нафтовидобутку.

Для малих нафтових компаній і такий «усічений» варіант диференційованого ^ податку, безсумнівно, переважніше раніше існуючої плоскої шкали.

Причому найбільш затребуваною, на наш погляд, для них може бути пільга з виработанності . Пільга для нових родовищ Східного Сибіру носить регіональний характер; пільга для надв'язкою нафт також в основному регіональна, так як важка надв'язкою нафта видобувається переважно в Татарстані і Башкортостані.

У розділі 1 було сказано про проблеми, пов'язані з можливістю застосування пільг з ПВКК, і в першу чергу - неможливість для компаній забезпечити прямий роздільний облік нафти по кожному ліцензійним ділянці. Це в першу чергу стосується МНК, які в більшості своїй не мають власних ГЗУ (групових замірних установок), товарних парків нафти ( або УПН - вузлів підготовки нафти), а також вузлів обліку при здачі нафти в систему магістральних нафтопроводів системи АК «Транснсфть». У зв'язку з цим МНК змушені користуватися відповідними технологічними пристроями великих компаній, які з 1 січня 2007 року з метою дотримання умов для використання наданих пільг по ПВКК можуть відмовитися від спільного обліку власної нафти і нафти МНК на одному вузлі обліку. У цьому випадку малі нафтові компанії змушені будуть або будувати свої вузли обліку та товарні парки (на що потрібні значні інвестиційні ресурси, якими більшість МНК, що працюють на межі рентабельності, не мають), або згортати свою діяльність.

Слід зазначити, що питання про необхідність диференціації податку на видобуток корисних копалин у нафтовидобувній галузі стоїть вкрай гостро і обговорюється з середини дев'яностих років.

 Особливо болючою «плоска» шкала ПВКК є для матих і середніх нафтовидобувних компаній. Працюючи в основному на дрібних родовищах з важковидобувними-мимі запасами, практично не маючи в активі високодебітіих свердловин, такі компанії виявляються рівнянні зі сплати ПВКК з великими ВІНК, видобувними більшу частину своєї нафти з високодебітіих свердловин на великих родовищах з легкоізвлекаем им і запасами. У підсумку склалася в Росії система оподаткування призводить до скорочення податкової бази внаслідок ліквідації ряду дрібних і середніх компаній (94]. Зокрема, за невисокої якості своєї ресурсної бази малі нафтовидобувні ком- панії (МНК) вкрай зацікавлені в пільгах, які стимулювали б здобич з мало-дебетних і високообводненних свердловин. Крім того, залучаючи до розробку раніше законсервовані невеликі родовища з малими дебитами свердловин, з незадовільною структурою запасів, питома вага витрат на освоєння яких зіставимо з питомими витратами у Східному Сибіру, ??МНК також потребують податкові пільги, аналогічних пільгам для нових родовищ. 

 Завдання диференціації податку на видобуток корисних копалин (ПВКК), як відомо, була поставлепа Президентом Росії, після чого обговорювалася на численних форумах, конференціях, з'їздах, нарадах на найвищих рівнях. 

 Метою диференціації ПВКК є забезпечення стабільного та ефективного розвитку нафтової галузі Російської Федерації за рахунок вирішення наступних завдань: -

 створення умов для розвинувся конкурентного середовища та забезпечення рівних умови господарювання; -

 посилення зацікавленості нафтовидобувних організацій в раціональному освоєнні запасів нафти і створенні економічних умов для найбільш повного відпрацювання запасів; -

 забезпечення умов для розвитку інфраструктури нафтової промисловості, включаючи об'єкти соціальної сфери та магістрального транспорту нафти в нових регіонах; -

 поліпшення інвестиційного клімату в нафтовій галузі. 

 При егом диференційовані ставки ПВКК повинні забезпе «Шват просте, прозоре адміністрування обчислення і сплати податку, яке мінімізує можливі маніпулювання; максимальну повноту обліку гірничо-геологічних, економіко-географнче-ських характеристик родовищ, а також фізичних і хімічних характеристик нафти, що видобувається; стимулювати підтримку і нарощування рівня видобутку нафти за рахунок застосування нових технологій і дотримання технологічних схем розробки родовищ; стимулювати введення в розробку нових нафтових родовищ і нових нафтовидобувних регіонів з нерозвиненою інфраструктурою; не провокувати зростання цін на внутрішньому ринку нафтопродуктів. 

 З двох можливих напрямків диференціації - витратного, в основу якого має бути покладена залежність оподаткування від витрат на освоєння родовища, і гірничотехнічного, що враховує геологічні особливості родовища і технологічні параметри видобутку, було віддано перевагу останньому способу. Однак це завдання дуже складна технічно, оскільки вимагає врахування інтересів багатьох сторін, притому що реформування податку не повинно: приводити до різкого зменшення податкових надходжень, викликати підвищення цін на нафтопродукти, накладати додаткове опо- ше тягар на нафтові компашш і при цьому податок повинен бути простим в адмініструванні, що досить складно забезпечити по причині великої кількості факторів, що впливають на рентабельність розробки родовищ. 

 Фахівцями нафтовидобувних компаній і державних відомств пропонувалися різні проекти та концепції - від украй складних схем диференціації податку до простої відміни прив'язки ПВКК до світових цін иа нафту [3, 6, 11, 29, 37, 68, 71, 78, 82, 98, 111 та ін]. Для цілей диференціації ПВКК пропонувалося використовувати до 20 різних факторів. Однак у Федеральному Законі від 27.07.2006 № 151-ФЗ «Про внесення змін до глави 26 частини другої Податкового кодексу РФ», направленому на вдосконалення механізму обчислення ПВКК, враховані тільки три in них (див. вище). 

 При цьому, як зазначено відносно проекту даного закону [91], він далеко не досконалий і зберігає «ідеологію плоскої шкали ПВКК» (ставка ПВКК не тільки не забезпечує врахування особливостей конкретних родовищ, але і як і раніше прив'язана до світової ціни на нафту) . Так що надалі список критеріїв диференціації має бути розширений [116]. 

 Висновки 

 Досвід провідних нафтовидобувних країн заходу свідчить про те, що малі компанії є необхідним елементом системи нафтового бізнесу, перетворюючись у все більш значимий сектор національної економіки у міру виснаження ресурсної бази нафтовидобувної галузі. Оскільки основними об'єктами розробки для таких компаній є малорентабельні родовища з важковидобувними запасами, а метою - максимальне вилучення залишкової нафти за рахунок прогресивних методів нафтовидобутку, їх діяльність дозволяє вирішувати питання раціонального надрокористування, а також соціальні проблеми. У зв'язку з цим малим компаніям забезпечується широка підтримка, як на загальнодержавному, так і на регіональному (місцевому) рівні за допомогою як адміністративних, так і податкових механізмів. 

 У Росії, де ресурсна база нафтовидобувної галузі також характеризується погіршенням структури розвіданих запасів внаслідок природної еволюції, малі нафтові компанії (МНК) займають дуже скромне місце в національній економіці. Хоча багато якісні економічні показники роботи МНК перевершують аналогічні показники ВІНК, ні кількість МНК (трохи більше 160), ні обсяги видобутку нафти (3,1 млн. т або близько 3% від загального обсягу видобутої в країні нафти) не дозволяють говорити про скільки- небудь значної ролі цього сектора в нафтовидобувній галузі. Розвитку сектора MI IK в Росії перешкоджає ряд причин, серед яких і відсутність внутрішнього ринку нафти, і диспаритет світових і внутрішніх цін в умовах обмежених можливостей експорту для МНК, та відсутність доступу до виробничо-технологічної інфраструктурі для транспортування і переробки нафти, що знаходиться у власності великих ВІНК, і проблема доступності для МНК ліцензій на розвідку і розробку родовищ, і структурна політики держави щодо нафтовидобувної галузі, що полягає в орієнтації на інтереси великих ВІНК при ігноруванні потреб малого сектора нафтовидобутку і - одна з головних - проблема оподаткування. 

 Чинна податкова система при формально рівному підході до всіх підприємств ставить у явно нерівне становище великі нафтовидобувні вертикально інтегровані компанії і компанії сеітора МНК. Головну роль в цьому відіграє «плоска» шкала ПВКК, прив'язана до світових цін на нафту. Прийняті з 1 січня 2007 року виправлення в гол. 26 НК РФ не усунули ідеологію «плоскої» шкали ПВКК, а дотримання передбачених для застосування нульової ставки і понижувальних коефіцієнтів до ПВКК умов (роздільний прямий облік видобутої нафти за ліцензійними ділянкам) може призвести для МНК до вельми негативних наслідків аж до припинення їх діяльності. 

 Мелочнік: АссоНефть 

 Рис. 2. 10. Оподаткування в нафтовидобутку MI ПС 

 В окремі періоди 2002-2003 рр.. виручки від реалізації нафти на внутрішньому ринку ледь вистачало тільки на один ресурсний податок (рис. 2.11). Так, в грудні 2002 р. і січні 2003 р. податок перевищив 90% усієї виручки. З одного боку, для МНК ціна на нафту знижувалася до 1000 руб. 'Т. або в 4 рази в порівнянні з літнім періодом, з іншого - з тгой ж мізерною виручки віднімався ПВКК (до 911 руб .. 'т) за рахунок високої експортної ціни, ніяк не корелює з ціною внутрішнього ринку [51]. 

 Джерело АссоНефть 

 Рис. 2.11. Натогообложеніс нафтовидобутку: зліва - до прийняття ПВКК, праворуч - після введення ПВКК 

 У резу льтати фінансове становище МНК різко погіршився, у той час як Виру чка ВІНК за рахунок реалізації нафтопродуктів, навпаки, росла. Таким чином, «порушники» цінову режиму на нафту не тільки не постраждали, але і придбали нові найбільш привабливі нафтові активи за рахунок витіснення з ринку законослухняних платників податків. 

 І за особливостями своєї сировинної бази (трудноізвлскасмис запаси), і за гірничо-геологічними характеристикам розроблюваного родовища, і з фінансово-економічними показниками, і по загальній стратегії діяльності Компанія є досить типовим представником групи малих нафтовидобувних компаній (табл. 3.1). 

 Таблиця 3.1. 

 «Компанія» як типовий представник сектора російських МНК Середнє по сектору МНК «Компанія» Запаси нафти, які добуваються, млн. т 2-4 2,75 

 (На 01.01.2006р.) Щорічний видобуток нафти (2005г./2006г), млн. т 0,11 / 0,09 0,1 / 0,1 Вироблений ність родовищ нафти,%% до 16 15,35 (2005р) Якість нафти (щільність, т/м3/серністость.%%) 0,86-0,91 / 2,4-3,88 (МНК РТ) 0,866 / 3,41 Чисельність персоналу (на 1 свердловину), чсд'скв 2-4 1,74 (2005гг.) Собівартість видобутку т. нафти (2005р). руб. 3293 (МНК РТ) 3556 Ісючнік: Г.ДЛвалішвілі «Нафта, газ і бізнес». № 6,2002, Accoffa > Ть (http://www.assoneft.nj). Все це дозволяє говорити про можливість використання основних висновків, отриманих в результаті аналізу прогнозних моделей з даної конкретної Компанії, наведених у цій главі, при розробці питань диференціації ПВКК стосовно російських малим нафтовидобувним компаніям в цілому. 

 3.1.2. Основні фактори (критерії) диференціації ПВКК (стосовно конкретної МНК) 

 З числа найбільш значущих чинників рентної природи фахівцями Робочої групи з питань розробки пропозицій щодо вдосконалення нормативно-правової бази ПЕК на чолі із співробітниками Паливно-енсргстічсского незалежного інституту [3, 19, 37] були виділені з урахуванням вимоги простота адміністрування 6 найбільш перспективних факторів диференціації ПВКК : -

 початкова щільність видобутих запасів, -

 величина (крупність) запасів, -

 глибина залягання нафтоносних пластів, -

 виработанность запасів, -

 дебіт свердловин, -

 обводненность нафтоносних пластів, -

 в'язкість нафти в пластових умовах. 

 З точки зору розглянуто)! малої нафтовидобувної Компанії, особливий «вага» мають три останніх фактори: дебіт свердловин, обводненість і в'язкість нафти. Отже, загальна тенденція зростання витрат при зниженні дебіту простежується як на рівні всього родовища, так і на рівні окремих свердловин.

 20Q3 2001 2 ООВ 

т

 II Н 

 4 w я 

я

z

 Рис. 3.3. Падіння середнього дебіту йде паралельно із зростанням величини ПВКК на 1 т видобутої нафти (для Родовища в цілому) 

 1Яві> Е 1МЙМ 

 X * 

 С4 

 - J 4 квітня IW 12 М Н It ЕВ 22 24 34 21 JD 12 Дс6 »1 тЧутк * 

  Рис. 3.4. Різке зростання витрат на видобуток 1 т. нафти починається зі зниженням дебіга свердловини до величини 2-3 т / сугкі 

 З аналізу також випливає, що для Компанії видобуток нафти оказиваегся нерентабельною при дсбітах свердловини близько 1,5-2 т. добу. Цікаво порівняти це «порогове» значення дебіту з прийнятими в інших нафтовидобувних районах характеристиками «ма-лодебітіих» свердловин, до яких застосовується пільгове оподаткування по роялті. 

 Рис. 3.5. Видобуток нафти стає нерентабельною при дебіте свердловин менше 1,5-2 т / сугкі 

 У США до малодебнтним відносяться свердловини з дебітом менше 10 барелів на добу, тобто порядку 1,37 т / добу і загальна кількість таких малодсбітних свердловин становить кілька сотень тисяч при середньому дебіте л> ш цієї категорії свердловин приблизно 0.27 т. 'суткн. Дтя порівняння: у Росії та останні 15 років з експлуатації було виведено більше 300 тис. малодсбітних свердловин, що опинилися нерентабельними при сформованій системі оподаткування, в результаті чого в надрах залишилися мільярди тонн потенційно видобутої нафти. У старих нафтовидобувних районах США і Канади (Техасі, Луїзіані, Альберті) більшість діяли або чинних програм пільгового оподаткування низ-кодсбітних свердловин поширюється на свердловини з дебітом 10-15 і менш барелів на добу [107]. У Татарстані, який можна порівняти за стадії «зрілості» нафтовидобутку зі старими районами нафтовидобутку США і Канади, «пороговий» у ровень дебіту, нижче якого видобуток стає нерентабельною, близький до такого в цих країнах. Згідно з розрахунками фахівців «Татнефти» [41], нерентабельною (навіть при нульовій обводнення свердловин і при досить високих цінах на нафту) є видобуток нафти з свердловин з дебітом менше 1,4 т сугкі, що дуже близько до прийнятого в багатьох програмах пільгового іаютообложенія CILIA рівню 10 барелів на добу (1,37 т. 'суткн). 

 Таким чином, можна зробити висновок, що для розглянутої малої нафтовидобувної Компанії по-перше, дебіт досить жорстко пов'язаний з економічними показниками нафтовидобутку і, тим самим, може бути використаний як фактор диференціації НДІІ, і. по друге, «пороговим» значенням дебіту, нижче якого видобуток стає нерентабельною, є величина в 1,4 т / сулка. що узгоджується з прийнятими для старих нафтовидобувних провінцій значеннями дебіту пільговуваних свердловин. 

 - Обводненість 

 Обводненість являє собою фактор, в значній мірі впливає на витрати при видобутку нафти; висока обводненість в поєднанні з низькими дебитами визначає віднесення родовищ до «маргінальним», що вимагає, як показує досвід усіх нафтовидобувних країн, застосування пільгового оподаткування. Підвищена обводненность на родовища компанії може мати двояку природу: як обумовлену технологією відпрацювання (закачуванням води в нафтоносні пласти), так і природну, пов'язану із спочатку малими розмірами нафтових покладів Родовища. Слід очікувати, що в першому випадку обводненность (і її частка у витратах на видобуток нафти) буде рости в міру відпрацювання родовища, тоді як у другому випадку динаміка впливу обводнення на витрати може мати більш складний характер (рис. 3.6. - 3.8) . 

 При розгляді даних по всьому родовищу в цілому можна помітити, що загальна тенденція зростання обводнення по мірі відпрацювання (тобто із зростанням виробився-сти), так само як і кореляція з дебітом свердловин, проявлена ??досить ясно (рис. 3.2. Та 3.6. ): 

 Рис. 3.6. Зростання обводнення по мірі відпрацювання Родовища 

 Але вже на рівні окремих горизонтів і ділянок Родовища (Прілож.4) кореляційний зв'язок обводнення з іншими геолого-техноло! ическими параметрами - ступенем вироблений ниє і (в один рік) і середньодобовим дебітом (для трьох років експлуатації) - стає вельми нечіткої (рис. 3.7. та 3.8.): 

 ttip + fciTINMCXTV ItfMMMTOe%% 

 Рис. 3.7. Кореляційна залежність обводнення і вироблений носгі окремих горизонтів (Л - Е) на різних ділянках (1-6) Родовища Компанії відсутній (дані за 2005 р.) 

 i> м 

 I 2Mb. 'Тара * 

\

 \ к »З I 

 і-ТВ 

 Ю-ТГ j Ч 

ч

\

 ? ж М 7 / 7м) г ^ - Mtli «Г»:. дм. ^ 1Mb \ \ \ \ | М1г i 40 М М IM 

 Срслншй по гортіпаі. г'сутгв 

 Рис. 3.8. Корре.тяціонная залежність обводнених! І та середнього дебіту свердловин (для чотирьох горизонтів) Родовища Компанії відсутній (дані 2001 2003 рр..) 

 Якщо ж спуститися на рівень окремих свердловин (дані за 2004 р.), то зв'язку обводнення з дебітом майже зовсім не відчувається (показник визначеності R2 ~ 0,414) (рис. 3.9.). а зв'язок обводнення з витратами на видобуток 1 т. нафти носить досить складний характер (рис. 3.10). 

 14 »> м * м пл л * 

 гіс. .>. V. гчорре.тяціоннам знизь ооводненностн і деіі ia окремих свердловин Родовища Компанії вельми слабка (дані за 2004 р.) 

 Діаграма для всіх свердловин (рис. 3.10. А) демонструє слабку зв'язок цих параметрів (R * менше 0.5). причому більша частина точок для нерентабельних (витрати на видобуток I

 т нафти більше 4 тис. руб.) свердловин лежать далеко від лінії тренда. Виключивши з вибірки II

 нерентабельних і малорентабельних (з рентабельністю менше 5%) свердловин (рис. 3.1О.Ь), отримуємо більш ясну зв'язок витрат і обводнення (R2 = 0.6). Л f нам - «J» » ми ? w "ii '- НЛ11? тм t'-мп i-inj - * - / - - v - - - 

 у - Wit'-- ZXFM - 241M 

 Г-OjM & l 

1

 : J м 

I

 i " 

 . «Vе - - Ь «I» i) M 

 Рис. 3.10. Залежність витрат на видобуток 1 т. нафти від обводнення по свердловинах в 2004 р.: Л-всі 45 свердловин (№ 17 номери свердловин, згаданих у тексті). Ь-34 рентабельні свердловини. В-31 свердловина 

 При виключення з вибірки ще трьох свердловин, що дають значні «відскоки» від лінії тренда (рис. 10В), бачимо досить чітку кореляцію (R2 більш 0.9) витрат і обводнення. Дтя порівняння на цій же діаграмі наведено трафік залежності (з гранично високою кореляцією) витрат від обводнення для найбільшого в Татарстані Ро-машкінского родовища. Можлива інтерпретація наведених графіків наступна. 

 Чітка залежність витрат від обводнення по 31 свердловині, мабуть, відображає звичайну тенденцію зростання обводнення в результаті закачування рідини в процесі видобутку нафти. Екстраполяція цього тренда вказує на досягнення порогу рентабельності (але даними Компанії в 2004 р цей поріг досягався при витратах 4000 руб на т. нафти) при обводнення близько 80-85%. 

 З 11 нерентабельних і малорентабельних свердловин тільки 2 нерентабельні свердловини (№ № 17 і 25) характеризуються обводненностью вище 80% і їх точки на діаграмі лягають точно на лінію трепло, так що тільки для цих двох свердловин можна допустити, що причиною їх нерентабельність є саме обумовлена технологією видобутку обводненность (правда, і дебіт цих свердловин вкрай мат - 1,1 і 1.4 т. на добу). Одна свердловина (\  Для решти 9 нерентабельних і малорентабельних свердловин обводненность нижче 80%. гак що обводненість врял чи можна вважати основною причиною підвищених витрат на видобуток, через які чи свердловини виявляються нерентабельними або малорентабельними. 

 В цілому апаліз зв'язку обводнення з гсолого-технолошчсскімн та економічними показниками приводить до висновку, що на даній стадії відпрацювання Родовища обводненность не грає критичної ролі у витратах на видобуток нафти. Однак при досягненні рівня 85% обводненість робить видобуток нерентабельною. -

 В'язкість нафти в пластових умовах 

 З параметрів, що відносяться до якості нафти, можливим фактором диференціації ПВКК зазвичай виступає в'язкість нафти в пластових умовах. В, що вступила в силу з 1 січня 2007 р. нової редакції гл. 26 НК РФ передбачена нульова ставка ПВКК для надв'язкою нафт (з в'язкістю в пластових умовах, що перевищує 200 мПа * с). За розрахунками фахівців Тені [3], помітний вплив в'язкості на витрати проявляється при перевищенні значень 50 мПа * с. 

 На родовищі Компанії величина в'язкості сильно коливається від дільниці до дільниці і від горизонту до горизонту в діапазоні 4,09 - 72,08 мПа * с, причому більша частина видобутку (86% у 2005 р.) здійснюється з горизонтів з високов'язкої (більше 50 мПа * с) нафтою. У структурі поточних видобутих запасів Родовища (станом на 01.01. 2006) частка нафти з в'язкістю більше 50 м11а * с становить 57%, а 43% запасів відносяться до менш в'язкою нафти. Таким чином, приймаючи порогове значення в'язкості для пільгування в 50 мПа * с, можна бачити, що більш, ніж ятя половини запасів Родовища фактор в'язкості необхідно враховувати при диференціації ПВКК. -

 Інші фактори 

 Крім дебіту, обводнення і в'язкості нафти з перерахованих вище - преятагае-екпортувати Тені - факторів диференціації ПВКК щодо розглянутої нафтовидобувної Компанії жоден не грає істотної ролі. 

 Початкова щільність видобутих запасів Родовища становить порядку 70 тис. т/км2, що перевищує порогове (за розрахунками Тені) значення в 50 тис. т/км2. 

 Запаси Родовища також перевищують порогове значення в 2 млн. т, нижче якого пропонується застосовувати понижуючий коефіцієнт до ставки ПВКК. 

 Глибини залягання нафтоносних горизонтів на родовищах становлять 1,1 - 1,7 км, що значно менше порогового (по Тені) значення в 3 км. 

 І, нарешті, оскільки до відпрацювання Родовища Компанія приступила відносно недавно, виработанность Родовища на 01.01.2006 р. становила трохи більше 15% початкових видобутих запасів, що також не дозволяє Компанії претендувати на пільгування ПВКК за даним критерієм. 

 Висновки 

 Аналіз факторів диференціації ПВКК, пов'язаних з гірничо-геологічними умовами родовища, по конкретній малої іефтяпой компанії Республіки Татарстан дозволяє зробити висновок, що: -

 використання розрахункових показників рентабельності та дебіту окремих свердловин для аналізу економічних показників МНК є цілком обгрунтованою і ефективною методикою, результати якої добре корелюють між собою і доповнюють дані аналізу по родовищу (чи компанії) в цілому; -

 з усього різноманіття запропонованих для диференціації ПВКК гірничо-геологічних факторів з точки зору конкретної (досить типовий) малої нафтовидобувної компанії Татарстану найбільш важливими представляються дебіт свердловин, обводненість пластів і в'язкість нафти; -

 «Порогове» значення дебіту свердловин, нижче якого видобуток нафти стає для розглянутої Компанії нерентабельною, - величина 1,4 т / добу, що досить близько до оцінок аналогічного порога рентабельності видобутку в «старих» нафтовидобувних провінціях, до яких належить і Татарстан; -

 обводненность нафтоносних пластів не грає критичної ролі у витратах на видобуток нафти на поточній стадії відпрацювання Родовища; однак, при досягненні «порогового» рівня 85% обводненість робить видобуток нафти нерентабельною; -

 більше половини поточних видобутих запасів нафти на родовищі має в'язкість понад виведеного фахівцями порога 50 мПа * с, так що з точки зору даної МНК фактор в'язкості нафти вельми важливий для можливої ??диференціації ПВКК. 

 « Попередня  Наступна »
 = Перейти до змісту підручника =
 Інформація, релевантна "2.2.3. Досвід вирішення економічних проблем МНК за допомогою податкового механізму"
  1.  1.2. Світові тенденції розвитку малого підприємництва
      дослідно-конструкторських робіт, виходячи з пріоритетних напрямів державної науково-технічної політики, визначених Національним планом розвитку науки і техніки. Центр надає фінансову підтримку не науковим організаціям, а безпосередньо підприємствам, які, в свою чергу, виступають замовниками необхідних їм НДДКР в наукових організаціях і фінансують їх на договірній основі або
  2.  2.8. Політичний вплив (лобі)
      опиткамі їх переглянути? У будь-якому суспільстві прийняття законів, їх трактування, діяльність влади, політичні рішення завжди здійснюються в чиїхось інтересах. Немає і не може бути політичного життя, політики, стерильною від економічних та інших інтересів. Політика поза грою інтересів - щось на зразок "круглого квадрата", тобто річ неможлива. Визначення і ідеї Тому кожна фірма, велика і
  3.  Благодійність: проблеми та організація
      досвіду і ментальності. У цьому контексті благодійність є соціальний борг (соромно бути багатим) і потреба замолити гріхи. По-друге, як свідчення соціальної надійності фірми, яка створена не з метою вилучення надприбутки з подальшою самоліквідацією. Думки і досвід, За кордоном, особливо в США і Японії, благодійність спрямована на сфери, що мають особливо явно виражену
  4.  Питання 10.5. Оперативне планування.
      досвід співпраці; - нормативні акти; - можливі проблеми при реалізації продукції, варіанти їх вирішення або попередження; - перелік ризиків та їх імовірність; - можливі заходи з профілактики та нейтралізації ризику. Фінансовий план-оцінка фінансового потенціалу фірми і планування досягнення життєздатності компанії, а також ефективності використання грошових коштів.
  5.  5.1. Обгрунтування концепції управління розвитком організаційної культури споживчої кооперації та її основні положення
      опитка можливо більш повного охоплення існуючих взаємозв'язків і взаємозалежностей окремих проблем її розвитку. Наша точка зору грунтується на загальновідомих базисних концепціях теорії економіки, повністю прийнятних для системи споживчої кооперації - соціальної та економічної. Основним змістом соціальної концепції, як відомо, є задоволення потреб людини, що
  6.  3.4 Проблеми функціонування СЕЗ в РФ
      досвіду, для нормального облаштування 1 квадратного кілометра експорто-що виробляє зони потрібні вкладення близько 40-45 млн. доларів США, митно-торговельної - 10-15. Де візьме ці кошти адміністрація, наприклад, Читинської області, яка заявила про намір створити ВЕЗ на всій території - 432 тис. кв. км, або Алтайський край - 262 тис. кв. км (А загальна площа тільки перших 11 заснованих СЕЗ
  7.  1.1 СУТНІСТЬ, ЦІЛІ, ЗАВДАННЯ ТА УМОВИ ОСВІТИ ВІЛЬНИХ ЕКОНОМІЧНИХ ЗОН
      досвіду, дана характеристика зони вільного підприємництва як загального поняття вільних економічних зон (52). Під зоною вільного підприємництва розуміються окремі регіони суверенних країн (або спільноти), де створюються сприятливі умови для національного та іноземного підприємництва та (або) руху товарів і капіталів на міжнародному ринку. Основними типами зон
  8.  2.2 ПРОЦЕС СТАНОВЛЕННЯ СЕЗ ВО ВЬЕТНАМЕ Як вже зазначалося, в
      досвіду управління, на основі якого впроваджуються методи господарювання і виробляються ефективні форми діяльності, що відповідають умовам ринкової економіки; - стимулювання виробництва та експорту товарів, що користуються попитом на світовому ринку для поліпшення використання ресурсів і збільшення валютних надходжень; - інтеграція національної економіки в світогосподарські зв'язки.
  9.  3.2 НАПРЯМКИ COBEPLIiEf 1СТВОВ Анія ДІЯЛЬНОСТІ СЕЗ ВО ВЬЕТНАМЕ
      досвіду і контроль за підвідділами управління у виконанні функцій державного управління, які їм були надані. Підвідділ управління повинно надаватися державними та галузевими міністерствами повноваження в здійсненні відповідних їх спеціалізації функцій: право на видачу дозволу підприємницької діяльності та ведення статичної та бухгалтерської системи
  10.  2.1.1. Місце і роль МНК у сформованій системі нафтового бізнесу за кордоном і застосовувані методи податкового стимулювання їх діяльності
      досвіду функціонування невеликих підприємств в нафтовидобутку розглянемо такі промислово розвинені країни з різним ступенем ви-работаіності сировинної бази як США, Канада і Великобританія. За даними Мінпаливенерго РФ на 1999 рік у цих трьох країнах середні витрати нафтовидобутку за повний термін розробки сировинної бази максимальні порівняно з усіма іншими нафтовидобувними країнами. У Канаді вони
енциклопедія  млинці  глінтвейн  кабачки  медовуха