Вы можете открыть актуальную версию документа прямо сейчас.
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Вход
Приложение
ПРИЛОЖЕНИЕ
к приказу Минприроды России
от 25.07.2019 N 500
Методика экспресс-оценки запасов углеводородного сырья
I. Общие положения
1. Настоящая Методика экспресс-оценки запасов углеводородного сырья (далее - Методика) разработана в соответствии с пунктом 1 раздела I плана мероприятий ("Дорожной карты") по реализации мер по освоению нефтяных месторождений и увеличению объемов добычи нефти в Российской Федерации, утвержденным Председателем Правительства Российской Федерации Д.А. Медведевым 25.01.2019 N 598п-П9, с целью проведения анализа экономической эффективности разработки месторождений в текущих налоговых условиях и оценки сложившейся дифференциации налоговых условий геологического изучения, разведки и добычи нефтяного сырья для различных пользователей недр и предназначена для целей проведения инвентаризации запасов углеводородного сырья (далее - УВС) на предмет экономической эффективности разработки указанных месторождений в рамках действующего налогового и таможенно-тарифного законодательства (далее - инвентаризация запасов) в соответствии с вышеуказанным планом мероприятий.
2. Методика определяет порядок проведения экспресс-оценки запасов УВС месторождений с текущими извлекаемыми запасами нефти свыше 5 млн т и предназначена для использования Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами и подведомственными организациями. Методика может быть использована пользователями недр при экспресс-оценке запасов УВС и носит рекомендательный характер.
3. Настоящая Методика не может быть использована для составления и/или внесения изменений в ПТД и при проведении государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, предусмотренной статьей 29 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах".
4. Для целей настоящей Методики используются следующие основные понятия:
Рентабельно извлекаемые запасы - количество запасов УВС, извлекаемого из недр за рентабельный срок разработки.
Рентабельный срок разработки (месторождения, эксплуатационного объекта или добывающей скважины) - срок, начиная с года проведения оценки и заканчивая годом достижения максимального чистого дисконтированного дохода пользователя недр в действующих налоговых условиях.
Год проведения оценки - год проведения инвентаризации запасов. Для целей данной Методики год проведения оценки - 2019 г., т.е. оцениваются рентабельно извлекаемые запасы УВС по состоянию на 01.01.2019.
Месторождение - участок недр или группа участков недр, на которые составлен проектный технологический документ (далее - ПТД). При отсутствии ПТД месторождение определяется в соответствии с государственным балансом запасов полезных ископаемых на 1 января года проведения оценки.
Период оценки - временной интервал от года проведения оценки до окончания срока разработки месторождения.
5. Оценка рентабельно извлекаемых запасов нефти для месторождений с текущими извлекаемыми запасами нефти свыше 5 млн т не предполагает внесения каких-либо изменений в ПТД, действующий на 1 января года проведения оценки.
6. Результаты оценки рентабельно извлекаемых запасов и обосновывающая их информация могут быть представлены на рассмотрение Экспертно-технического совета в ФБУ "Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых России" (далее - ЭТС ГКЗ) в соответствии с приказом ФБУ "ГКЗ" "Об Экспертно-техническом совете Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при ФБУ "ГКЗ" от 13.02.2018 N 9107/1.
7. Окончательный объем и структура рентабельно извлекаемых запасов нефти для месторождений УВС с текущими извлекаемыми запасами нефти свыше 5 млн т определяются в итоговом отчете ЭТС ГКЗ, сформированном по результатам рассмотрения результатов оценки. Требования к содержанию итогового отчета приведены в главе VI настоящей Методики.
II. Формы предоставления информации для проведения инвентаризации запасов
2.1. Технологические показатели разработки
2.1.1. Оценка рентабельно извлекаемых запасов для целей инвентаризации производится на основе технологических показателей разработки, которые принимаются либо в соответствии с ПТД, утвержденными в соответствии с Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118, либо на основе актуализированных технико-экономических данных компании на весь период оценки. При выполнении оценки на основе актуализированных технико-экономических данных в итоговом отчете приводится обоснование выявленных отклонений технологических показателей разработки месторождения от действующего ПТД. Отклонения технологических показателей разработки месторождений, требующих обоснования, определяются в соответствии с приведенным в настоящей Методике уровнем допустимых отклонений (Таблица 15).
2.1.2. Вся необходимая информация для оценки рентабельно извлекаемых запасов по каждому месторождению приводится в соответствии с Приложением к настоящей Методике с необходимыми текстовыми пояснениями следующим образом:
2.1.3. Общие сведения о месторождении:
Пользователь(-и) недр, почтовый адрес, телефон, номер, дата выдачи и срок действия лицензии, район расположения месторождения.
2.1.4. Краткая геолого-физическая характеристика (Таблица 1).
2.1.5. Сведения о состоянии текущих запасов нефти, газа и конденсата (данные о геологических и извлекаемых запасах приводятся по эксплуатационным объектам (далее - ЭО), в целом по месторождению и (или) лицензионному участку по форме, приведенной в приложении к настоящей Методике. Если месторождение разрабатывается несколькими пользователями недр, то представляются данные по каждому пользователю недр:
- запасы нефти, учтенные государственным балансом по категориям запасов (номер протокола, дата утверждения, орган, утвердивший изменение запасов);
- в случае изменения запасов по ЭО (месторождению) за год, предшествующий году проведения оценки, представляются данные, не учтенные в государственном балансе запасов полезных ископаемых, и указываются номер и дата протокола по утверждению запасов.
2.1.6. Состояние разработки: состояние выработки запасов и сравнение проектных и фактических показателей разработки за последние 5 лет разработки по объектам и месторождению в целом по форме, приведенной в приложении к настоящей Методике (Таблица 3).
2.1.7. Прогноз количества геолого-технологических мероприятий (далее - ГТМ) и мероприятий по увеличению нефтеотдачи/газоотдачи/конденсатоотдачи (далее - МУН/МУГ/МУК) приводится на период оценки.
2.1.8. Приводится прогноз технологических показателей разработки на полное развитие по эксплуатационным объектам и в целом по месторождению по категориям запасов АВ1+В2, С1+С2 (Таблица 5). В случае применения льгот по налогу на добычу полезных ископаемых приводится прогноз добычи нефти по каждому виду льгот отдельно (с указанием применяемой льготы (Таблица 5), за исключением нефти добываемой с применением коэффициента со значением менее 1 в соответствии с п. 2-3 ст. 342.5 Налогового кодекса Российской Федерации (льгота по выработанности запасов нефти).
2.1.9. Приводится характеристика прогнозного фонда скважин (Таблица 6).
2.1.10. При проведении инвентаризации запасов нефти с детализацией по скважинам (п. 4.2.1.1 Методики) представляются фактические и прогнозные показатели работы и параметры эксплуатационного фонда скважин по формам, приведённым в приложении к настоящей Методике (Таблица 9).
2.2. Нормативы затрат и сводные показатели
2.2.1. Для целей применения Методики используются актуализированные нормативы капитальных и текущих затрат на основе фактических/плановых показателей по данному месторождению на год проведения оценки по форме, приведенной в приложении к настоящей Методике (Таблица 10). В случае, если в экономической оценке конкретного эксплуатационного объекта используются нормативы затрат, не указанные в приложении к настоящей Методике (Таблица 10), могут быть представлены дополнительные нормативы и их значения. В случае отсутствия необходимых фактических/плановых показателей затрат по эксплуатационному объекту или месторождению в целом, могут быть использованы фактические/плановые показатели капитальных и текущих затрат по месторождениям-аналогам.
III. Правила определения показателей для подсчета рентабельно извлекаемых запасов нефти
3.1. Макроэкономические и ценовые предпосылки
3.1.1. Технико-экономические расчеты для подсчета рентабельно извлекаемых запасов нефти выполняются в реальном выражении (без учета прогнозной инфляции).
3.1.2. Технико-экономическая оценка количества рентабельно извлекаемых запасов нефти выполняется для двух макроэкономических сценариев:
3.1.2.1. Сценарий уровня цен УВС и соответствующего курса рубля Российской Федерации к доллару США в соответствии с Временными методическими рекомендациями по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденными распоряжением Минприроды России от 18.05.2016 N 12-р (далее - BMP), на 01.01.2019 - сценарий BMP (Таблица 19).
3.1.2.2. Сценарий с использованием данных последнего опубликованного на момент проведения инвентаризации запасов полезных ископаемых прогноза социально-экономического развития Министерства экономического развития Российской Федерации (сценарий МЭР). Номинальные значения цен УВС и курса рубля Российской Федерации к доллару США переводятся в реальное выражение с использованием среднегодового индекса потребительских цен и прогнозных данных по инфляции США по данным Министерства экономического развития Российской Федерации. При отсутствии данных по прогнозу инфляции доллара США используются данные международных организаций (Международного валютного фонда - IMF). Значения показателей по годам после окончания прогнозного периода принимаются на уровне последнего года прогнозного периода (Таблица 19).
3.2. Налоговое и таможенно-тарифное регулирование
3.2.1. Оценка рентабельно извлекаемых запасов нефти для месторождений УВС с текущими извлекаемыми запасами нефти свыше 5 млн т производится в действующих налоговых условиях на 1 января года проведения оценки.
3.2.2. Оценка выполняется в соответствии с действующей налоговой системой с завершением налогового маневра: в формуле налога на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ) коэффициент Кк действует до 2021 г., Кабдт определяется в соответствии с пунктом 11 статьи 342.5 Налогового кодекса Российской Федерации в зависимости от прогноза цены нефти сорта Юралс.
3.2.3. При расчете показателей экономической эффективности используются регулируемые тарифы естественных монополий, устанавливаемые федеральным органом исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) на товары (услуги) на год проведения оценки.
3.2.4. Расчет дисконтированных показателей экономической эффективности выполняется при ставке дисконтирования 16,3% в реальном выражении. Справочно приводится дополнительный расчет при ставке дисконтирования 15%.
3.3. Капитальные затраты на разведку, разработку и обустройство месторождения УВС
3.3.1. Общие положения
3.3.1.1. Величина капитальных вложений по эксплуатационным объектам месторождения рассчитывается для календарного года отдельно для каждого ЭО с использованием нормативов затрат, либо принимается на основе фактических данных о капитальных вложениях по объектам по годам проекта (Таблица 11).
3.3.1.2. Капитальные затраты на строительство объектов промыслового обустройства или внешней инфраструктуры, совместно используемых различными ЭО, могут быть отнесены на самый крупный ЭО по величине извлекаемых запасов нефти, проектному фонду скважин или добычи нефти. Не допускается распределять капитальные затраты на ЭО, если отнесение таких затрат на ЭО приводит к отрицательной величине чистого дисконтированного дохода инвестора (ЧДД) при его разработке.
3.3.1.3. В случае если на месторождении предусмотрено строительство объектов инфраструктуры, которые будут использоваться при разработке группы из нескольких месторождений, то стоимость таких объектов следует относить на месторождения группы пропорционально одному из показателей: объему добычи, извлекаемым запасам нефти, проектному фонду скважин или другому показателю с соответствующим обоснованием. При этом, если отнесение таких капитальных затрат на какое-либо месторождение в группе приводит к отрицательному ЧДД его разработки, то затраты рекомендуется распределить на прочие месторождения.
3.3.1.4. Капитальные затраты на строительство объектов промыслового обустройства, нормативы для которых (Таблица 10, п/п 2.5) задаются на скважину, рассчитываются согласно данным о плановом количестве пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на каждый год реализации проекта.
3.3.1.5. Капитальные затраты на строительство объектов промыслового обустройства и внешней инфраструктуры, нормативы для которых (Таблица 10, п/п 2.5) заданы на штуку или единицу (по основному технологическому свойству: протяженности, мощности и прочее), рассчитываются по годам согласно графику строительства этих объектов.
3.3.1.6. Для расчета капитальных затрат на замену оборудования, не входящего в смету строек, используется норматив затрат на замену оборудования, не входящего в смету строек (Таблица 10, п/п 2.4), и данные о среднедействующем фонде добывающих и нагнетательных скважин (среднее значение между действующим фондом скважин на конец года расчета и конец предыдущего года).
3.3.1.7. Перечень вводимых на месторождении объектов промыслового обустройства и внешней инфраструктуры с указанием основных технологических характеристик (мощность, размер, протяженность и проч.) и их стоимости представляется по форме, приведенной в приложении настоящей Методики (Таблица 10). К таким объектам относятся:
- Объекты сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата. Например, выкидные линии, групповые замерные установки, нефтесборные и газосборные сети, напорные нефтепроводы и газопроводы, межпромысловые нефтепроводы и газопроводы, центральные пункты сбора, дожимные насосные станции, установки предварительного сброса воды, компрессорные станции, установки низкотемпературной сепарации, установки предварительной и комплексной подготовки газа, установки стабилизации и деэтанизации конденсата. В случае морских месторождений, рекомендуется включать также платформы, подводные добычные комплексы, морские трубопроводы, объекты береговой инфраструктуры и прочие подобные объекты обустройства, если строительство данных объектов предусматривается проектом.
- Объекты системы поддержания пластового давления (далее - ППД). Например, высоконапорные и низконапорные водоводы, кустовые насосные станции, водораспределительные батареи (блок гребенки), водозаборные скважины.
- Объекты электроснабжения. Например, трансформаторные подстанции и высоковольтные линии.
- Автомобильные дороги и мосты. Например, магистральные, грунтовые, с твердым покрытием и проч.
- Базы обслуживающего назначения и прочие объекты. Например, опорные базы промысла, распределенные системы управления, объекты по обеспечению пожарной безопасности, управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, площадные объекты (например, вертолетная площадка). Также необходимо учесть объекты, строительство которых входит в проекты по полезному использованию попутного нефтяного газа или по уменьшению количества выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, которые не перечислены в группах выше.
- Объекты внешней инфраструктуры. Например, линии электропередач, трубопроводы, внешние автомобильные дороги и т.д.
3.3.2. Нормативы капитальных затрат
3.3.2.1. Оценка нормативов капитальных затрат (Таблица 10) проводится на год проведения оценки на основе фактических показателей по конкретному месторождению. В случае отсутствия необходимых фактических показателей по ЭО или месторождению в целом, могут быть использованы фактические данные по объектам-аналогам, в качестве которых рекомендуется использовать объекты со схожим расположением, геолого-физическими характеристиками продуктивных пластов и т.п. Для нормативов капитальных вложений в объекты обустройства и внешней инфраструктуры также могут быть использованы фактические/плановые данные по соответствующим затратам в данном регионе. При отсутствии фактических данных могут использоваться плановые показатели.
3.3.2.2. В случае, если на месторождении предусматривается проведение операций гидроразрыва пласта (ГРП) при бурении скважин (до ввода скважин в промышленную эксплуатацию), рекомендуется использовать отдельные нормативы затрат на одну скважино-операцию для различных видов ГРП, а также при разных объемах закачиваемого состава (Таблица 10, п/п 2.3). Если помимо затрат на бурение скважин и проведение ГРП, предусмотрены прочие работы и операции при бурении скважин, которые предусматривают создание объектов основных средств, рекомендуется указывать расходы на них в виде отдельных нормативов на скважино-операцию или вводимую скважину из эксплуатационного бурения с указанием фонда, на который относится норматив (п/п 2.3).
3.3.2.3. Нормативы затрат на оборудование, не входящее в сметы строек (Таблица 10 п/п 2.4), рекомендуется устанавливать отдельно по типам скважин (добывающие, нагнетательные, водозаборные) и типу промысла (нефтяной, газовый, газоконденсатный). Затраты на оборудование для боковых стволов (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), не входящее в сметы строек, рекомендуется указывать в виде отдельных нормативов. Не рекомендуется включать данные затраты в затраты на бурение БС и БГС (Таблица 10, п/п 2.2). В случае замены оборудования, не входящего в сметы строек, норматив затрат рекомендуется рассчитывать на среднедействующий фонд скважин (среднее значение между действующим фондом скважин на начало и конец расчетного года).
3.3.2.4. Нормативы капитальных затрат на осуществление природоохранных мероприятий (строительство дренажных емкостей, шламовых амбаров, укрепление откосов насыпей, обвалование площадок и т.д.) рекомендуется указывать в виде капитальных затрат по природоохранным объектам, либо в виде процента от затрат на промысловое обустройство, либо на вводимую скважину.
3.3.2.5. Затраты на поддержание объектов основных средств и прочие капитальные вложения на промысловое обустройство, не вошедшие в указанные группы нормативов, рекомендуется задавать в виде процента от затрат на промысловое обустройство.
3.3.2.6. В случае, если на месторождении предусматриваются капитальные затраты на проведение операций МУН/МУГ/МУК, рекомендуется указывать стоимость в расчете на одну операцию по каждому типу операций, либо на величину капитальных затрат на создание объектов основных средств (Таблица 10, п/п 2.6).
3.4. Эксплуатационные затраты на разведку и разработку месторождений УВС
3.4.1. Общие положения
3.4.1.1. Эксплуатационные затраты на добычу УВС оцениваются в соответствии с BMP и включают в себя:
- текущие затраты;
- налог на добычу полезных ископаемых, налог на имущество, отчисления на социальное страхование, водный налог, земельный налог и транспортный налог;
- амортизационные отчисления;
Эксплуатационные затраты не включают в себя внереализационные расходы.
3.4.1.2. Величина текущих затрат рассчитывается для каждого года по каждому ЭО с использованием представленных нормативов затрат.
3.4.1.3. Величина текущих затрат для нефтяных месторождений определяется по статьям калькуляции (Таблица 12-а). При определении текущих затрат по статьям калькуляции учитываются расходы на энергию по извлечению УВС, расходы по искусственному воздействию на пласт, расходы по сбору и внутрипромысловому транспорту УВС, расходы по технологической подготовке, расходы на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования, затраты на ГТМ, затраты на МУН. При определении текущих затрат по элементам затрат учитываются материальные затраты, затраты на капитальный ремонт, заработную плату, расходы на социальные отчисления и страхование, общепроизводственные расходы.
3.4.1.4. Затраты по искусственному воздействию на пласт (Таблица 12-а, столбец 3), затраты по сбору и внутрипромысловому транспорту УВС (- а, столбец 4) и затраты на технологическую подготовку УВС (Таблица 12-а, столбец 5) рассчитываются отдельно для нефтяной и газовой частей месторождения с использованием соответствующих нормативов.
3.4.1.5. Текущие затраты на ГТМ (Таблица 12-а, столбец 14) и текущие затраты на МУН (Таблица 12-а, столбец 15) не включают затраты на ГТМ и МУН, осуществленные на этапе бурения и отражаемые в составе капитальных затрат.
3.4.1.6. Величина текущих затрат для месторождений, где основным полезным ископаемым является свободный газ, может определяться по элементам затрат (Таблица 12-б).
3.4.2. Нормативы текущих затрат
3.4.2.1. Оценку нормативов текущих затрат рекомендуется осуществлять на год проведения оценки на основе фактических/плановых показателей по данному месторождению. В случае отсутствия необходимых фактических/плановых показателей по данному месторождению, могут быть использованы фактические данные по объектам-аналогам.
3.4.2.2. Объектами-аналогами для оценки текущих затрат на добычу УВС, искусственное воздействие на пласт, содержание и эксплуатацию скважин и оборудования, операции ГТМ, вывод скважин из консервации, перевод добывающей скважины в нагнетательный фонд, перевод скважин на другой горизонт и прочее признаются ЭО со схожими особенностями расположения, геолого-физическими характеристиками продуктивных пластов, физико-химическими свойствами добываемого УВС.
3.4.2.3. Для оценки нормативов затрат на сбор и внутрипромысловый транспорт нефти и газа, содержание инфраструктуры внешнего транспорта, в качестве объектов-аналогов рекомендуется использовать объекты со схожей инфраструктурой и качеством сырья. Расчет нормативов затрат на оплату труда промышленно-производственного персонала (ППП), отчисления на социальное страхование ППП, общепроизводственных затрат, затрат на административно-управленческий персонал и прочих общехозяйственных затрат рекомендуется осуществлять на основе фактических/плановых показателей в данном регионе.
3.4.2.4. Нормативы условно-переменных затрат на добычу УВС определяются в рублях на тонну жидкости (нефтяной промысел) или в рублях на 1000 м3 (газовый и газоконденсатный промыслы). Затраты на добычу УВС включают затраты на энергию по извлечению УВС и прочие вспомогательные материалы, и не включают в себя затраты на обслуживание добывающих скважин.
3.4.2.5. Нормативы затрат по искусственному воздействию на пласт (Таблица 10, п/п 3.2) рассчитываются на 1 м3 закачиваемого реагента и не включают в себя затраты на обслуживание нагнетательных скважин.
3.4.2.6. Нормативы затрат на сбор и внутрипромысловый транспорт (Таблица 10, п/п 3.3) рассчитываются отдельно по каждому промыслу (нефтяной, газовый, газоконденсатный) с разделением на сбор и транспорт газа, конденсата и нефтесодержащей жидкости. Рекомендуется выделять затраты на технологическую подготовку УВС в отдельные нормативы. Затраты на сбор и транспорт газа рекомендуется рассчитывать на 1000 м3, нефти - на тонну нефти, конденсата - на тонну конденсата, нефтесодержащей жидкости - на тонну жидкости.
3.4.2.7. Норматив переменных затрат на содержание инфраструктуры внешнего транспорта (Таблица 10, п/п 3.8) указывается в расчете на единицу УВС (тонны нефти для - нефти, 1000 м3 - для газа, тонны конденсата - для конденсата) в зависимости от типа транспортируемого УВС.
3.4.2.8. Нормативы затрат на внесение платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа (ПНГ) рассчитываются для нормативного (<5%) и сверхнормативного (>5%) сжигания (рассеивания) ПНГ с использованием данных о фактических платежах, исчисленных исходя из установленных действующими нормативными правовыми актами ставок платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух стационарными источниками и коэффициентов, применяемых при расчете платы по годам проекта.
3.4.2.9. Нормативы затрат на обслуживание скважин и на капитальный ремонт (Таблица 10, п/п 3.4) рекомендуется определять отдельно для добывающих и нагнетательных скважин в расчете на 1 скважину среднедействующего фонда.
3.4.2.10. Удельная численность ППП (Таблица 10, п/п 3.5) рассчитывается на 1 скважину среднедействующего фонда. Среднемесячную заработную плату 1 работающего (Таблица 10., п/п 3.6) рекомендуется рассчитывать среднем за год на 1 человека.
3.4.2.11. Нормативы общехозяйственных и общепроизводственных затрат (Таблица 10, п/п 3.7) рекомендуется рассчитывать на 1 скважину среднедействующего фонда.
3.4.2.12. Нормативы постоянных затрат на содержание инфраструктуры внешнего транспорта (Таблица 10, п/п 3.8) указываются в расчете на год. В случае, если внешняя инфраструктура используется совместно на нескольких месторождениях, рекомендуется разделять постоянные затраты между пользователями инфраструктуры внешнего транспорта пропорционально объему добычи, величине извлекаемых запасов или другому показателю.
3.4.3. Амортизационные отчисления
3.4.3.1. Остаточную стоимость имущества на год проведения оценки (Таблица 10, п/п 4) рекомендуется определять отдельно для каждой основной амортизационной группы имущества согласно фактическим данным по месторождению.
3.4.3.2. Остаточную стоимость имущества в каждый проектный год по каждой основной амортизационной группе рекомендуется определять, как сумму капитальных затрат в этот год и остаточной стоимости имущества на конец прошлого года за вычетом амортизационных отчислений в этот год. Если налоговая база по налогу на прибыль единовременно уменьшена на часть стоимости осуществленных капитальных вложений, то остаточная стоимость имущества соответствующих амортизационных групп уменьшается на величину такого уменьшения.
3.4.3.3. Метод расчета амортизационных начислений выбирается в соответствии с учетной политикой пользователя недр на 1 января года составления отчета.
3.4.3.4. В случае использования нелинейного метода, амортизационные отчисления определяются для основных амортизационных групп как произведение годовой нормы амортизации и остаточной стоимости имущества на конец предыдущего года.
3.4.3.5. В случае использования линейного метода, амортизационные отчисления определяются по каждому объекту амортизируемого имущества как частное от деления первоначальной стоимости объекта на срок полезного использования данного объекта амортизируемого имущества.
3.5. Затраты на ликвидацию и консервацию
3.5.1. В целях инвентаризации запасов полезных ископаемых затраты на ликвидацию нефтяного промысла по отдельным эксплуатационным объектам, лицензионным участкам и/или по месторождению в целом, а также затраты на рекультивацию земель, связанную с завершением разработки ЭО, не учитываются.
3.5.2. Учет затрат, связанных с текущей консервацией оборудования и скважин, числящихся в составе основных фондов, в том числе на оборудование устьев и стволов разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации учитываются в составе внереализационных расходов.
IV. Методика подсчета рентабельно извлекаемых запасов нефти
4.1. Расчет показателей экономической эффективности
Расчет показателей экономической эффективности разработки месторождения, ЭО проводится в российских рублях в реальном денежном выражении (без учета инфляции), в условиях действующего налогового и таможенно-тарифного законодательства Российской Федерации на год проведения оценки.
4.1.1. Показателями экономической эффективности разработки являются:
чистый доход пользователя недр;
чистый дисконтированный доход пользователя недр (ЧДД или NPV);
доход государства;
дисконтированный доход государства.
4.1.2. Для подсчета рентабельно извлекаемых запасов нефти показатели экономической эффективности разработки рассчитываются, начиная с года проведения оценки.
4.1.3. Дополнительно может быть выполнен расчет ЧДЦ и других экономических показателей эффективности разработки месторождения в реальном выражении с учетом денежных потоков предыдущих лет, но не более 16 лет предшествующих году проведения оценки для месторождений, расположенных полностью в границах внутренних морских вод и (или) территориального моря Российской Федерации и (или) на континентальном шельфе Российской Федерации либо в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря). Данный расчет проводится при наличии документального подтверждения ежегодных исторических денежных потоков.
4.2. Оценка рентабельно извлекаемых запасов нефти
4.2.1. Основные положения
4.2.1.1. Оценка рентабельно извлекаемых запасов нефти месторождения может проводиться на следующих уровнях детализации:
- на уровне ЭО;
- на уровне скважин (групп скважин, кустов и групп ГТМ).
4.2.1.2. Оценка рентабельно извлекаемых запасов месторождения с детализацией на уровне ЭО проводится в два этапа:
а. Оценка рентабельно извлекаемых запасов по каждому ЭО (п. 4.2.3 Методики).
б. Оценка рентабельно извлекаемых запасов по месторождению в целом (п. 4.2.4 Методики).
4.2.1.3. Оценка рентабельно извлекаемых запасов месторождения с детализацией на уровне скважин проводится в три этапа:
1. Оценка рентабельно извлекаемых запасов по скважинам (п. 4.2.2 Методики).
2. Оценка рентабельно извлекаемых запасов по ЭО (п. 4.2.3 Методики).
3. Оценка рентабельно извлекаемых запасов по месторождению в целом (п. 4.2.4 Методики).
4.2.2. Оценка рентабельно извлекаемых запасов на уровне скважин
4.2.2.1. Оценка рентабельно извлекаемых запасов скважины проводится на основе технико-экономической оценки работы добывающей скважины (далее - скважина).
4.2.2.2. Рентабельно извлекаемые запасы нефти на скважине определяются как накопленная добыча нефти на скважине с первого года оценки до окончания рентабельного срока работы скважины.
4.2.2.3. Рентабельный срок работы скважины определяется как часть периода оценки (начиная с первого года оценки), в течение которого достигается максимальное положительное значение ЧДД.
4.2.2.4. Оценка рентабельно извлекаемых запасов по скважинам - базового фонда скважин, т.е. по скважинам, на которых капитальные затраты были понесены до года проведения оценки, по группам новых скважин и группам ГТМ может быть проведена без детализации по отдельным скважинам.
4.2.3 Оценка рентабельно извлекаемых запасов по эксплуатационным объектам
4.2.3.1. Оценка рентабельно извлекаемых запасов ЭО проводится на основе технико-экономической оценки разработки ЭО.
4.2.3.2. В случае если для конкретного ЭО оценка производится с детализацией на уровне скважины, то показатели разработки ЭО (добыча УВС, эксплуатационные и капитальные затраты) по годам определяются суммированием соответствующих показателей разработки каждой скважины ЭО за рентабельный период с добавлением части капитальных и эксплуатационных затрат, не учтенных при оценке рентабельно извлекаемых запасов по скважинам.
4.2.3.3. Рентабельно извлекаемые запасы нефти по ЭО определяются как накопленная добыча нефти ЭО за рентабельный срок работы ЭО.
4.2.3.4. Рентабельный срок работы ЭО определяется как часть периода оценки (начиная с первого года оценки) ЭО, в течение которого достигается максимальное положительное значение ЧДД.
4.2.4. Оценка рентабельно извлекаемых запасов месторождения в целом
4.2.4.1. Показатели разработки месторождения (добыча УВС, эксплуатационные и капитальные затраты) по годам определяются суммированием соответствующих показателей разработки каждого ЭО за рентабельный срок с добавлением части капитальных и эксплуатационных затрат, не учтенных при оценке рентабельно извлекаемых запасов по ЭО.
4.2.4.2. При оценке на уровне скважин рентабельно извлекаемые запасы нефти для нефтегазового месторождения в целом определяются как накопленная добыча нефти за рентабельный срок разработки скважин, добывающих природный газ.
4.2.4.3. При оценке на уровне ЭО рентабельно извлекаемые запасы нефти для нефтегазового месторождения в целом определяются как накопленная добыча нефти за рентабельный срок разработки газовых ЭО.
4.2.4.4. Нерентабельные запасы могут быть выделены из величины технологически извлекаемых запасов (Таблица 16).
V. Порядок экспресс-оценки запасов УВС
5.1. Общие положения
5.1.1. Отчет об экспресс-оценке, таблицы 1-6, 10-14, 16 и 18 рассматриваются на ЭТС ГКЗ. При оценке запасов при детализации по скважинам дополнительно предоставляются Таблицы 7-9. Таблица 17 предоставляется при необходимости.
5.1.2. Заключение ЭТС ГКЗ о корректности технологических и экономических показателей и обоснованности оценки рентабельно извлекаемых запасов УВС отражается в протоколе ЭТС ГКЗ.
5.1.3. Итоговые результаты рассмотрения на ЭТС ГКЗ оформляются в виде Итогового отчета и должны быть предоставлены в Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации и Федеральное агентство по недропользованию (Роснедра).
5.2. Технологические показатели разработки
5.2.1. Представленные пользователями недр материалы по прогнозу технологических показателей разработки рассматриваются ЭТС ГКЗ с использованием гидродинамических моделей и/или аналитических и статистических методик. При представлении прогнозных показателей разработки с использованием гидродинамических моделей проводится сопоставление представленных моделей с использованными ранее при составлении действующего ПТД и прогнозных показателей с результатами моделирования.
При представлении прогнозных показателей разработки на основе аналитических методик анализируются правомерность применяемой методики, расчеты базового варианта, эффективность планируемых ГТМ и методов увеличения нефтеотдачи пластов.
5.3. Оценка рентабельно извлекаемых запасов
5.3.1. Оценка рентабельно извлекаемых запасов производится в соответствии с положениями и в порядке, установленным главами IV и V настоящей Методики.
5.3.2. Для оценки экономической эффективности разработки месторождений применяются показатели, определенные в соответствии с главой III настоящей Методики.
5.3.3. Для обоснования применяемых нормативов текущих затрат должна быть представлена справка-калькуляция себестоимости, заверенная пользователем недр.
5.3.4. На основе представленной справки-калькуляции (п. 5.3.3), пользователь недр должен представить расчет удельных текущих затрат в формате Microsoft Excel.
5.3.5. Для обоснования принятых стоимостей бурения скважин, ЗБС, ГТМ и прочих операций должна быть представлена справка о стоимости бурения скважин, ЗБС, ГТМ и прочих операций, заверенная пользователем недр.
5.3.6. Для обоснования принятых стоимостей объектов наземной инфраструктуры подготовки и транспорта нефти и газа должна быть представлена справка о стоимости данных объектов, заверенная пользователем недр.
5.3.7. При экспертизе нормативов капитальных или текущих затрат могут быть запрошены дополнительные материалы по калькуляции затрат или стоимости операций в случае отклонении нормативов, представленных в рамках инвентаризации, более чем на 20% от нормативов, представленных в действующем ПТД. Также при экспертизе может быть запрошен факторный анализ отклонений затрат, представленных в рамках инвентаризации, от затрат, представленных в действующем ПТД.
5.3.8. При экспертизе результатов оценки количества рентабельно извлекаемых запасов нефти конкретного месторождения пользователь должен представить сравнение (факторный анализ различий) рентабельно извлекаемых запасов данного месторождения, оцененных в рамках инвентаризации (в сценарии BMP), с указанными в утвержденном ПТД.
5.3.9. При экспертизе оценки количества рентабельно извлекаемых запасов нефти конкретного месторождения пользователем недр может быть представлена величина доказанных запасов нефти данного месторождения, выполненная по стандарту PRMS по состоянию на начало года проведения оценки, подтверждающая достоверность проведенных расчетов в рамках данной Методики.
VI. Содержание итогового отчета по оценке рентабельно извлекаемых запасов нефти
6.1. Итоговый отчет должен включать в себя текстовую часть и табличные материалы, необходимые для дальнейшего использования результатов при рассмотрении на ЭТС ГКЗ.
6.2. В состав отчета должны включаться следующие данные:
6.2.1. Общие сведения о месторождении.
6.2.2. Наименование пользователя недр, почтовый адрес, телефон, номер факса, номер, дата выдачи и срок действия лицензии на право пользования недрами.
6.2.3. Сведения о геологических, извлекаемых и рентабельно извлекаемых запасах нефти по категориям ( и
), эксплуатационным объектам (Таблица 18).
6.2.4. Табличные приложения согласно приложениям к настоящей Методике, применимые для конкретного месторождения.
6.2.5. Обоснование отклонений (при наличии отклонений сверх допустимых, установленных настоящей Методикой) технико-экономических показателей разработки месторождения (КИН, КИГ, количество скважин для бурения, годовые уровни добычи, нормативы текущих и капитальных затрат, суммарные затраты на проектный срок разработки), представленных в рамках инвентаризации запасов УВС, от показателей, утверждённых в действующем ПТД.
ПРИЛОЖЕНИЕ
к Методике экспресс-оценки запасов
углеводородного сырья
Таблица 1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения
Таблица 2-а. Состояние текущих запасов нефти ________________________ месторождения
|
Продуктивные пласты, ЭО, месторождение в целом |
Утвержденные в установленном порядке на 01.01._____* |
Накопленная добыча на 01.01.____*, тыс. т |
|||||
|
геологические, тыс. т |
извлекаемые, тыс. т |
КИН доли ед. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Лицензионный участок N 1 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 2 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 3 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по распределенному фонду |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нераспределенный фонд
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по нераспределенному фонду |
|
|
|
|
|
|
|
|
Месторождение в целом
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по месторождению, в т.ч. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 1 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 2 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 3 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по недропользователю 1 (Недропользователь) |
|
|
|
|
|
|
' |
|
Всего по недропользователю 2 (Недропользователь) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Распределенный фонд |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нераспределенный фонд |
|
|
|
|
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 2-б. Состояние текущих запасов свободного газа _____________________ месторождения
|
Продуктивные пласты, ЭО, месторождение в целом |
Утвержденные в установленном порядке на 01.01._____* |
Накопленная добыча на 01.01._____*, |
|||||
|
геологические, |
извлекаемые, |
КИГ доли ед. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Лицензионный участок N 1 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 2 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 3 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по распределенному фонду |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нераспределенный фонд
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по нераспределенному фонду |
|
|
|
|
|
|
|
|
Месторождение в целом
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по месторождению, в т.ч. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 1 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 2 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 3 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по недропользователю 1 (Недропользователь) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по недропользователю 2 (Недропользователь) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Распределенный фонд |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нераспределенный фонд |
|
|
|
|
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 2-в. Состояние текущих запасов газа газовых шапок _____________________ месторождения
|
Продуктивные пласты, ЭО, месторождение в целом |
Утвержденные в установленном порядке на 01.01._____* |
Накопленная добыча на 01.01._____*, |
|||||
|
геологические, |
извлекаемые, |
КИК газовых шапок доли ед. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Лицензионный участок N 1 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 2 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 3 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по распределенному фонду |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нераспределенный фонд
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по нераспределенному фонду |
|
|
|
|
|
|
|
|
Месторождение в целом
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по месторождению, в т.ч. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 1 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 2 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 3 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по недропользователю 1 (Недропользователь) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по недропользователю 2 (Недропользователь) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Распределенный фонд |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нераспределенный фонд |
|
|
|
|
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 2-г. Состояние текущих запасов конденсата ______________________ месторождения
|
Продуктивные пласты, ЭО, месторождение в целом |
Утвержденные в установленном порядке на 01.01.______* |
Накопленная 01.01._____*, тыс. т |
|||||
|
геологические, тыс. т |
извлекаемые, тыс. т |
КИК доли ед. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Лицензионный участок N 1 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 2 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 3 (Наименование участка, номер лицензии)
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по ЛУ (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по распределенному фонду |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нераспределенный фонд
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по нераспределенному фонду |
|
|
|
|
|
|
|
|
Месторождение в целом
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по месторождению, в т.ч. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 1 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 2 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Лицензионный участок N 3 (Наименование участка, номер лицензии) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по недропользователю 1 (Недропользователь) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего но недропользователю 2 (Недропользователь) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Распределенный фонд |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нераспределенный фонд |
|
|
|
|
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 3-а. Сравнение проектных и фактических показателей разработки _____________________ месторождения (нефть)
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 3-б. Сравнение проектных и фактических показателей разработки ____________________ месторождения (газ)
ГАРАНТ:
Здесь и далее по тексту нумерация приводится в соответствии с источником
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 4-а. Прогноз количества операций ГТМ и мероприятий МУН при разработке нефтяных месторождений
Месторождение _____________________, ЭО _____________________
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 4-б. Прогноз количества операций ГТМ и мероприятий МУГ/МУК при разработке нефтегазовых и газонефтяных месторождений
Месторождение ______________________, ЭО _________________________
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 5-а. Прогноз технологических показателей разработки (нефть)
Месторождение _______________________, ЭО __________________________
Лицензионный участок _________________________________
Категория запасов
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 5-б. Прогноз технологических показателей разработки (газ)
Месторождение ______________________, ЭО _________________________
Лицензионный участок ___________________________
Категория запасов
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 6 - Характеристика прогнозного фонда эксплуатационных скважин по месторождению, ЭО
|
Фонд скважин |
ед. изм. |
20..* |
20.. |
20.. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
... |
|
Действующий фонд добывающих скважин, всего |
скв. |
|
|
|
|
из них нагнетательные в отработке на нефть |
скв. |
|
|
|
|
из них одновременно-раздельная добыча (ОРД) |
скв. |
|
|
|
|
Действующий фонд нагнетательных скважин, всего |
скв. |
|
|
|
|
из них одновременно-раздельная закачка (ОРЗ) |
скв. |
|
|
|
|
Ввод добывающих скважин из эксплуатационного бурения, всего |
скв. |
|
|
|
|
из них горизонтальных |
скв. |
|
|
|
|
Проходка бурением добывающих скважин, всего |
м |
|
|
|
|
из них горизонтальных |
м |
|
|
|
|
Ввод нагнетательных скважин из бурения, всего |
скв. |
|
|
|
|
из них горизонтальных |
скв. |
|
|
|
|
Проходка бурением нагнетательных скважин, всего |
м |
|
|
|
|
из них горизонтальных |
м |
|
|
|
|
Бурение боковых стволов, всего |
скв. |
|
|
|
|
из них горизонтальных |
скв. |
|
|
|
|
Проходка бурением боковых стволов, всего |
м |
|
|
|
|
из них горизонтальных |
м |
|
|
|
|
Ввод скважин из других категорий |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. перевод скважин под добычу |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. перевод скважин под нагнетание |
скв. |
|
|
|
|
Перевод скважин с других объектов, всего |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. добывающих |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. нагнетательных |
скв. |
|
|
|
|
Ввод скважин с технологией ОРЭ, ОРЗ, всего |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. добывающих |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. нагнетательных |
скв. |
|
|
|
|
Вывод скважин из консервации, всего |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. добывающих |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. нагнетательных |
скв. |
|
|
|
|
Вывод скважин из бездействия, всего |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. добывающих |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. нагнетательных |
скв. |
|
|
|
|
Фонд скважин в консервации |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. добывающих |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. нагнетательных |
скв. |
|
|
|
|
Фонд скважин в бездействии |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. добывающих |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. нагнетательных |
скв. |
|
|
|
|
Ликвидация скважин |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. добывающих |
скв. |
|
|
|
|
в т.ч. нагнетательных |
скв. |
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 7 - Параметры фактического эксплуатационного фонда скважин (заполняется при оценке запасов на уровне скважин)
|
Название ЭО/Продуктивного пласта |
Название скважины |
Тип (ННС, ГС, БС, БГС и пр.) |
Характеристика скважины (добывающая/нагнетательная/в бездействии) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 8 - Параметры прогнозного эксплуатационного фонда скважин (заполняется при оценке запасов на уровне скважин)
|
Название ЭО/Продуктивного пласта |
Название скважины |
Тип (ННС, ГС, БС, БГС и пр.) |
Координаты пластопересечения на кровле |
Длина ствола вдоль траектории бурения, м |
Название скважины основного ствола (для БС, БГС) |
|
|
X |
Y |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 9 - Прогнозные технологические показатели работы эксплуатационного фонда скважин (заполняется при оценке запасов на уровне скважин)
|
Название ЭО/Продуктивного пласта |
Название скважины |
Дата, год |
Добыча |
Закачка рабочего агента |
Коэффициент эксплуатации, д. ед. |
|||
|
нефть, тыс. т |
вода, тыс. т |
газ тыс. м3 |
вода (жидкость), тыс. м3 |
газ, тыс. м3 |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
|
20..* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20.. |
|
|
|
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 10 - Экономические показатели, удельные затраты по годам
______________________________
*(1) При расчете чистой цены реализации нефти вычитаются таможенная пошлина на нефть и затраты на транспорт до пункта реализации.
*(2) Для расчета чистой цены реализации газа на экспорт из экспортной цены вычитаются таможенная пошлина на газ и стоимость транспортировки до пункта реализации.
*(3) Чистая цена газа для производства СПГ рассчитывается исходя из экспортной цены СПГ, затрат на сжижение, регазификацию, транспорт и удельной теплоты сгорания.
*(4) Норматив включает все затраты, необходимые для ввода скважин в эксплуатацию, кроме затрат при бурении скважин, нормативы для которых приведены в п. 2.2.
*(5) С описанием состава.
*(6) Отдельно по каждому ГТМ.
*(7) Остаточная стоимость ОФ разносится по ЭО пропорционально ДФС на первый проектный год.
*(8) Нормы и процедуры расчета амортизационных отчислений принимаются с учетом положений главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации и учетной политики.
Таблица 11 - Капитальные затраты в разработку месторождения, ЭО
|
Месторождение |
|
, ЭО |
|
млн руб. |
ГАРАНТ:
Нумерация сносок в таблице приводится в соответствии с источником
______________________________
* указывается год проведения оценки
*(1) По видам скважин. Если затраты на бурение БС (БГС) учитываются как текущие, то они приводятся в таблице 12. В случае значительных затрат на мобилизацию (демобилизацию) БУ такие затраты показываются в отдельной колонке.
*(2) Колонки 5-15 заполняются по месторождению в целом, или распределяются по ЭО и включают, в т.ч. затраты пользователя недр и затраты на поддержание ОС.
Таблица 12-а. Эксплуатационные затраты (текущие затраты по статьям калькуляции)
|
Месторождение |
|
, ЭО |
|
млн руб. |
______________________________
*(1) Отдельно по каждому виду УВС.
*(2) Отдельно по каждому виду ГТМ.
*(3) Отдельно по каждому мероприятию МУН.
*(4) Для основных фондов, введенных до начала первого года оценки.
*(5) Для основных фондов, вводимых с первого года оценки.
*(6) указывается год проведения оценки
Таблица 12-б. Эксплуатационные затраты (текущие затраты по элементам затрат)
|
Месторождение |
|
, ЭО |
|
млн руб. |
|
Годы |
Материальные затраты |
Капитальный ремонт |
Численность ППП |
Расходы на оплату труда ППП |
Расходы на отчисления на социальное страхование ППП |
Общехозяйственные и общепроизводственные |
Прочие |
Итого текущие затраты |
НДПИ |
Налог на имущество |
Прочие налоги |
Амортизационные отчисления (ранее введенные ОФ) |
Амортизационные отчисления (новые ОФ) |
ИТОГО эксплуатационные затраты |
|||||
|
Вспомогательные материалы |
топливо |
электроэнергия |
капитальный ремонт скважин |
капитальный ремонт прочих ОФ |
Общепроизводственные |
АУП |
Прочие |
||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
|
20..* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 13-а. Расчет НДПИ при добыче нефти
Месторождение ___________________, ЭО _______________________
|
Годы |
Добыча нефти |
Базовая ставка |
|
Расчет показателя, характеризующего особенности добычи, Дм |
Расчет Кз |
Расчет Кв (Кдв) |
Ставка НДПИ |
ИТОГО, сумма налога |
||||||||||||
|
Кндпи |
Кц |
Кв (Кдв) |
Кз |
Кд |
Кдв |
Ккан |
Кк |
Дм |
Кман |
Кабдт |
Уз |
Кз |
N |
V |
Кв |
|||||
|
тыс. т |
руб./т |
руб./т |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
руб./т |
руб./т |
руб./т |
руб./т |
млн т |
д.е. |
тыс. т |
тыс. т |
д.е. |
руб./т |
млн руб. |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
|
20..* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
... |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 13-б. Расчет НДПИ при добыче газа и/или конденсата
Месторождение ___________________, ЭО _______________________
|
Годы |
Добыча природного газа |
Добыча газового конденсата тонны |
Расчет базового значения единицы условного топлива, Еут |
Расчет Цк |
Расчет Цг |
Расчет Цэ |
Расчет Кгпн |
Расчет Кс |
Расчет Тг |
Ставка НДПИ на природный газ |
Ставка НДПИ на газовый конденсат |
ИТОГО, сумма НДПИ |
||||||||||||||||||||||||
|
Дг |
Цк |
Цг |
Еут |
Цена Юралс |
Пн |
Цк |
Цв |
Ов |
Цэ |
Цг |
Цдз |
Стп |
Рдз |
Цэ |
Гсо |
Гп |
Но |
Ксо |
Кгпн |
Свг |
Квг |
Кр |
Кгз |
Кас |
Корз |
Кс |
Тр |
Рг |
Ог |
Тг |
||||||
|
тыс. м3 |
тонны |
д.е. |
руб./т |
руб./тыс. м3 |
руб./сут |
долл./барр. |
долл./т |
руб./т |
долл./барр. |
руб./долл. |
руб./тыс. м3 |
руб./тыс. м3 |
руб./тыс. м3 |
% |
руб./тыс. м3 |
руб./тыс. м3 |
тыс. м3 |
тыс. м3 |
тонны |
тонны |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
д.е. |
руб./тыс. м3/100 км |
км |
д.е. |
руб./тыс. м3 |
руб./т |
руб./тыс. м3 |
млн руб. |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
31 |
32 |
33 |
34 |
35 |
36 |
37 |
|
20..* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
... |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 14 - Расчет прибыли от реализации продукции и ЧДД пользователя недр
|
Месторождение |
|
, ЭО |
|
млн руб. |
|
Годы |
Товарный объем УВС |
Выручка от реализации продукции |
в том числе |
Эксплуатационные затраты |
Внереализационные расходы** |
Прочие налоги и платежи |
Прибыль к налогообложению |
Налог на прибыль |
Прочие налоги с прибыли |
Чистая прибыль |
Капитальные затраты |
Амортизация |
Чистый доход |
ЧДД (ставка дисконтирования 15%) |
ЧДД (ставка дисконтирования 16,3%) |
|||||||||
|
нефть, тыс. т |
ПНГ, млн м3 |
Свободный газ, |
Конденсат, тыс. т |
нефть |
ПНГ |
Свободный газ |
Конденсат |
годовой |
накопленный |
годовой |
накопленный |
годовой |
накопленный |
|||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
|
20..* 20.. ... ... |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минус |
минус |
минус |
|
минус |
минус |
|
минус |
плюс |
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
______________________________
* указывается год проведения оценки
** затраты, связанные с консервацией оборудования, скважин, числящихся в составе основных фондов, производимые, в том числе по оборудованию устьев и стволов разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации.
Таблица 15 - Допустимые уровни отклонения добычи нефти и КИН от утвержденных в действующем ПТД
1. Уровень существенных отклонений годовой добычи нефти месторождения в целом (для первых трех лет, начиная с года проведения оценки)
|
Годовая добыча нефти, млн т |
Допустимый уровень отклонения, % |
|
до 0,01 |
не регламентируется |
|
0,01-0,025 |
50,0 |
|
0,025-0,05 |
40,0 |
|
0,05-0,10 |
30,0 |
|
0,10-1,0 |
25,0 |
|
1,0-5,0 |
20,0 |
|
5,0-10,0 |
15,0 |
|
10,0-15,0 |
12,0 |
|
15,0-20,0 |
10,0 |
|
20,0-25,0 |
8,5 |
|
более 25,0 |
7,5 |
2. Если в представленных для инвентаризации материалах КИН отличается от утвержденного в действующем ПТД, пользователь недр должен представить обоснование причин отклонения.
Таблица 16 - Сводные технико-экономические показатели по ЭО и месторождению в целом
Примечание: Все показатели экономической эффективности (и их расчет) трактуются согласно BMP.
Таблица 17 - Технико-экономические показатели по _______________ месторождению (заполняются при выделении рентабельной и нерентабельной добычи)
______________________________
* указывается год проведения оценки
Таблица 18 - Объем геологических, извлекаемых и рентабельно извлекаемых запасов нефти на 01.01.____*
|
Месторождение ________________ |
|
|
||||||
|
Недропользователь_____________ |
геологические, тыс. т |
извлекаемые, тыс. т |
рентабельные, тыс. т (при дисконте) |
геологические, тыс. т |
извлекаемые, тыс. т |
рентабельные, тыс. т (при дисконте) |
||
|
Лицензия(-ии) __________________ |
15% |
16,3% |
15% |
16,3% |
||||
|
ЭО N 1 (Наименование ЭО) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЭО N 2 (Наименование ЭО) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
... |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Месторождение в целом |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
______________________________
* 01 января года проведения оценки
Таблица 19 - Макроэкономический сценарий МЭР и BMP
|
|
Ед. изм. |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Сценарий BMP |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Цена на нефть Юралс |
долл./барр. |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
|
Курс рубля к доллару США |
руб./долл. |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
|
Сценарий МЭР (расчетов в реальных долл.) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Цена на нефть Юралс в ценах 2019 года |
долл./барр. |
63,38 |
58,35 |
55,36 |
52,74 |
50,41 |
47,94 |
46,47 |
45,04 |
43,65 |
|
Курс рубля к доллару США (реальные) |
руб./долл. |
63,92 |
63,14 |
62,18 |
61,81 |
62,27 |
62,70 |
62,42 |
62,06 |
61,71 |
(продолжение)
|
|
Ед. изм. |
2028 |
2029 |
2030 |
2031 |
2032 |
2033 |
2034 |
2035 |
2036+ |
|
Сценарий BMP |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Цена на нефть Юралс |
долл./барр. |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
69,11 |
|
Курс рубля к доллару |
руб./долл. |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
62,85 |
|
Сценарий МЭР (расчетно в реальных долл.) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Цена на нефть Юралс в ценах 2019 года |
долл./барр. |
42,71 |
41,79 |
40,69 |
40,61 |
40,53 |
40,45 |
40,37 |
40,29 |
40,20 |
|
Курс рубля к доллару США (реальные) |
руб./долл. |
61,26 |
60,81 |
60,43 |
59,77 |
59,10 |
58,43 |
57,76 |
57,08 |
56,41 |
Таблица 20 - Коэффициент приведения исторических денежных потоков 2003-2018 гг. к 01.01.2019 г.
|
|
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
Коэффициент* |
3,584 |
3,254 |
2,862 |
2,625 |
2,420 |
2,102 |
1,879 |
1,777 |
(продолжение)
|
|
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
|
Коэффициент* |
1,624 |
1,557 |
1,457 |
1,351 |
1,172 |
1,090 |
1,045 |
1,021 |
______________________________
* рассчитан на основе официальных статистических данных об инфляции в Российской Федерации
|
<< Назад |
||
|
Содержание Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 25 июля 2019 г. N 500 "О внесении изменений в Методику экспресс-оценки... |