Дифференциация НДПИ: от месторождения к скважине (Л.Е. Полякова, "Налоговая политика и практика", N 3, март 2007 г.)

Дифференциация НДПИ: от месторождения к скважине

Как видно, набор факторов дифференциации НДПИ достаточно ограничен и применить поправочные коэффициенты смогут далеко не все нефтедобывающие компании. Сказанное в полной мере относится к малым и средним нефтедобывающим компаниям, для которых "плоская" шкала НДПИ является особенно невыгодной и которые в силу специфики своей деятельности нуждаются в государственной поддержке (в том числе и в виде ослабления налогового бремени). Такие компании, несмотря на то что работают в основном на мелких месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами и практически не имеют в активе высокодебитных скважин, фактически уравнены по уплате НДПИ с крупными вертикально-интегрированными компаниями, добывающими большую часть нефти из высокодебитных скважин на крупных месторождениях с легкоизвлекаемыми запасами. Чтобы не допустить ликвидации малых и средних компаний, работа по дифференциации НДПИ должна быть продолжена.

Возможные финансовые последствия дифференциации (льготирования) НДПИ, как для государства (бюджета), так и для налогоплательщика, были изучены посредством построения модельных сценариев деятельности для конкретной нефтедобывающей компании Татарстана, которая и по особенностям сырьевой базы, и по финансово-экономическим показателям является типичным представителем малых нефтедобывающих компаний. Низкий дебит скважин, достаточно высокие показатели обводненности нефтеносных пластов и вязкости нефти определяют высокий уровень эксплуатационных затрат компании, что вынуждает ее активно внедрять прогрессивные методы увеличения нефтеотдачи наряду с ускоренным вводом в эксплуатацию новых скважин. В рамках исследования были рассмотрены различные модельные сценарии для двух основных схем возможной дифференциации НДПИ: применительно к лицензионному участку (в данном случае - небольшому месторождению) и к отдельным скважинам.

В настоящее время учет количества добытой нефти, а также затрат на нефтедобычу ведется по месторождениям (лицензионным участкам). В то же время существует ряд методик (апробированных, в частности, на нефтедобывающих предприятиях Татарстана) определения индивидуальной рентабельности нефтедобычи путем распределения суммарных затрат компании между отдельными скважинами*(1). Результаты подобных расчетов, выполненные сотрудниками компании, были использованы при анализе ее деятельности по разным модельным сценариям.

Модельные сценарии льготирования нефтедобычи

Схема дифференциации НДПИ				Инвестирование за счет дохода от льготирования		Инвестирование за счет дохода от льготирования и прибыли от реализации нефти из новых скважин
				Нерентабельные скважины зак- рываются	Нерентабельные скважины не закрываются	Нерентабель- ные скважины закрываются	Нерентабельные скважины не закрываются
				1	2	3	4
По сква- жинам	Для нерен- табельных скважин	НДПИ = 0,5	А	А-1	А-2	А-3	А-4
		НДПИ = 0	Б	Б-1	Б-2	Б-3	Б-4
	Для мало- дебитных скважин	НДПИ = 0,5	В	В-1	В-2	В-3	В-4
		НДПИ = 0	Г	Г-1	Г-2	Г-3	Г-4
По мес- торожде- нию	Методика ТЭНИ	НДПИ = 0,75	Д	Д-1	Д-2	Д-3	Д-4
Примечание. Цветом выделены все рассмотренные в модели варианты сценариев, полужирным шрифтом - варианты, проанализированные при разных значениях доли доходов, направляемых на инвестиции в строительство новых скважин: 100% (под варианты А - 4.1, В - 4.1, Г - 4.1, Д - 2.1), 75% (под варианты А - 4.2, В - 4.2, Г - 4.2) и 50% (под варианты Г - 4.3, Д - 2.3).

Предварительный анализ возможных и желательных критериев дифференциации НДПИ показал, что наиболее важными из них применительно к рассматриваемой компании являются дебит скважины, обводненность нефтеносных пластов и вязкость нефти.

При этом первые два критерия на текущей стадии отработки месторождения не превышают "пороговых" значений, при которых добыча нефти становится нерентабельной: дебит скважин составляет 1,4 т в сутки (что, следует отметить, характерно для старопромысловых районов, каким, в частности, является Татарстан), обводненность нефтеносных пластов - не более 85%. В то же время вязкость более половины текущих извлекаемых запасов нефти на месторождении составляет 50 мПа·с, что выше выведенного специалистами порога для возможного льготирования НДПИ*(2).

Поэтому в качестве критериев льготирования по отдельным скважинам были выбраны рентабельность нефтедобычи и дебит скважин. При моделировании сценария дифференциации НДПИ в расчетах по месторождению в целом использован интегральный коэффициент к НДПИ, равный 0,75, определенный по комплексу параметров: начальной плотности, выработанности и крупности извлекаемых запасов, глубине залегания текущих извлекаемых запасов и вязкости нефти в пластовых условиях*(3).

Для сравнительного анализа модельных ситуаций был принят базисный сценарий, включающий в себя прогнозные параметры нефтедобычи до 2025 года (объемы добычи в целом по месторождению; доля добычи из нерентабельных и малодебитных скважин; число действующих скважин, включая нерентабельные и малодебитные; численность персонала; доход компании; налоговые отчисления в бюджет) без применения каких-либо налоговых льгот. Динамика нефтедобычи прогнозировалась с учетом фактического тренда снижения среднего по месторождению дебита скважин при одновременном росте обводненности пластов и эксплуатационных затрат на 1 т товарной нефти по мере увеличения выработанности месторождения за последние годы эксплуатации.

Моделирование ситуаций производилось по пяти схемам (А-Д), предусматривающим льготирование отдельно по нерентабельным и малодебитным (с дебитом 1,4 т в сутки и менее) скважинам и месторождению в целом (см. таблицу). При этом рассматривалось несколько вариантов, учитывающих структуру инвестиций в строительство дополнительных эксплуатационных скважин (инвестирование только за счет дохода от льготирования или указанного дохода и прибыли от реализации нефти, добытой из новых скважин) и политику компании в отношении нерентабельных скважин (продолжение их только за счет дохода от льготирования или указанного дохода и прибыли от реализации нефти, добытой из новых скважин) и политику компании в отношении нерентабельных скважин (продолжение их эксплуатации или закрытие (варианты 1-4)).

В вариантах "с закрытием нерентабельных скважин" предполагается, что вывод из эксплуатации нерентабельных скважин определяется только экономическими причинами. Поскольку такое решение не может приниматься без учета необходимости соблюдения технологической схемы разработки месторождения и политики компании по сохранению рабочих мест в узкоспециализированных населенных пунктах района нефтедобычи, при моделировании рассмотрены также варианты без перевода таких скважин в бездействующий фонд. Кроме того, для некоторых вариантов проанализированы случаи с инвестированием в бурение новых скважин только части (75 и 50%) дополнительно полученных (как от льготирования НДПИ, так и от и реализации нефти из вновь построенных скважин) доходов.

Различное сочетание использованных параметров нефтедобычи, инвестирования и льготного налогообложения позволило получить большое число возможных сценариев, из которых для анализа было отобрано 19 (включая варианты по доле доходов, направляемых на инвестиции), наиболее реальных и интересных в отношении их социально-экономической эффективности (как с точки зрения государства (бюджета), так и с точки зрения компании).

Экономическая эффективность применения различных сценариев льготного налогообложения оценивалась по нескольким критическим параметрам. Первый из них - величина удельных доходов/убытков (для бюджета для компании) на 1 т прольготированной (по рентабельности добычи или по дебиту - в сценариях с льготированием по скважинам; по комплексу параметров - в сценарии льготированием по месторождению) добытой нефти, рассчитанной по данным отчетности компании. При сравнении результатов расчетов основное внимание было обращено на возможность стабилизации или роста добычи нефти и увеличения доходов бюджета. Второй важной характеристикой модельных сценариев нефтедобычи является динамика изменения выработанности месторождения. Учитывая социальную значимость уровня занятости населения в нефтепромысловых районах, сценарии, предполагающие досрочное (до конца прогнозного периода) исчерпание запасов месторождения, следует считать неперспективными. Поэтому из дальнейшего анализа были исключены те варианты, по которым полная выработанность месторождения вследствие форсированной добычи нефти достигается ранее 2025 года (рис. 1), в том числе все варианты сценариев А и Б, а также вариант Д - 2.1, предусматривающий льготирование по месторождению в целом при условии инвестирования в строительство новых скважин 100% доходов компании от льготирования.

"Рис. 1"

Третий критический параметр - величина накопленных к концу прогнозного периода доходов/убытков бюджета от применения льгот по НДПИ. В 2 вариантах сценариев из 11 оставшихся после исключения вариантов с досрочным исчерпанием запасов к 2025 году доходы бюджета оказываются ниже уровня базисного сценария (рис. 2).

"Рис. 2"

Сравнивая оставшиеся 9 вариантов по трем ключевым параметрам (выработанность месторождения, накопленные доходы бюджета и численность персонала) на конец прогнозного периода, можно заключить, что оптимальное сочетание этих параметров достигается в вариантах В - 4.1, В - 4.2, Г - 4.1 и Г - 4.2 (рис. 3).

"Рис. 3"

Эти варианты соответствуют условиям льготирования добычи нефти из малодебитных скважин при сохранении нерентабельных скважин в эксплуатационном фонде и инвестировании в строительство новых скважин, помимо доходов от льготирования, прибыли от реализации дополнительно добытой из новых скважин нефти. Причем полная отмена НДПИ для малодебитных скважин позволяет в большей степени повысить как добычу нефти (рис. 4), так и накопленные доходы бюджета, чем применение к НДПИ понижающего коэффициента 0,5; существенно выше при этом (варианты Г - 4.1 и Г - 4.2) и численность персонала (рис. 5).

"Рис. 4"

"Рис. 5"

Результаты исследования позволяют также отметить следующие моменты.

1. Льготирование нерентабельных скважин (сценарии А и Б) ведет к значительному росту доходов компании. Однако при инвестировании этих доходов (как вместе с прибылью от реализации дополнительно добытой нефти, так и без таковой) в строительство новых скважин значительно возрастает добыча нефти, что ведет к досрочному (по сравнению с базисным сценарием) исчерпанию запасов месторождения.

2. При льготировании малодебитных скважин (сценарии В и Г) добыча нефти в целом по месторождению растет, но динамика изменения выработанности месторождения существенно не отличается от таковой по базисному сценарию. При этом в большинстве вариантов сценариев В и Г к концу прогнозного периода накопленные доходы бюджета превышают уровень базисного сценария. В целом, очевидно, что с точки зрения государства льготирование добычи из малодебитных скважин предпочтительней льготирования добычи из нерентабельных скважин. При этом льготное налогообложение добычи из малодебитных скважин в "перспективных" вариантах позволяет либо замедлить падение ежегодной добычи (варианты В - 4.1 и В - 4.2), либо изменить тренд добычи с падающего (по базисному сценарию) на растущий (варианты Г - 4.1 и Г - 4.2) (рис. 6).

"Рис. 6"

3. Применение понижающего коэффициента к НДПИ для лицензионного участка в целом (сценарий Д) недостаточно эффективно с точки зрения государства: легкость администрирования налогообложения в этом сценарии оборачивается в среднесрочной перспективе падением уровня занятости населения из-за досрочного (по сравнению с вариантами, предполагающими льготирование добычи из малодебитных скважин, а также с базисным сценарием) вывода месторождения из эксплуатации. Тем не менее в настоящее время именно такой подход наиболее реализуем из-за отсутствия в большинстве российских нефтедобывающих компаний поскважинного учета добычи нефти и затрат на добычу. Однако необходимость наиболее полной отработки нефтяных месторождений в условиях истощающихся запасов неизбежно приведет государство к разработке механизма дифференциации НДПИ на уровне скважин как наиболее полно обеспечивающего точечное льготирование нефтедобычи, что подтверждается опытом развитых нефтедобывающих стран. Помимо стимулирования более полной отработки запасов такое "адресное" льготирование, как показывают результаты модельных расчетов, может обеспечить рост доходов бюджета от нефтедобычи и поддержание высокого уровня занятости в нефтедобывающих регионах.

Л.Е. Полякова,

начальник отдела внутреннего консалтинга

ОАО "Татнефть", аспирант ВЗФЭИ

"Налоговая политика и практика", N 3, март 2007 г.

-------------------------------------------------------------------------

*(1) Мотина Л.И. Совершенствование системы налогового стимулирования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации. На примере ОАО "Татнефть": Автореф. Дис. : канд. (каких) наук. Уфа, 1999; Ибрагимов И.З., Закирова Ч.С. Налоговое стимулирование добычи нефти из малодебитных скважин // Нефть, газ и бизнес. 2001. N 2.

*(2) Анализ мирового опыта дифференциации налогов и платежей при добыче нефти с позиций применимости в российских условиях // ТЭНИ. М., 2005.

*(3) Там же.