Начиная с 01.04.2011 г. амортизация расходов, связанных с добычей полезных ископаемых, осуществляется в соответствии со ст. 148 Налогового кодекса, которая содержит нормы, аналогичные нормам Закона о прибыли, относительно включения любых расходов на разведку/доразведку, обустройство и разработку запасов (месторождений) полезных ископаемых (за исключением расходов, предусмотренных в пп. «з» пп. 138.10.1 п. 138.10 ст. 138 Налогового кодекса) в отдельный объект необоротных активов по добыче полезных ископаемых плательщиком налога, на балансе которого состоят такие запасы (месторождения), и их амортизации (п. 148.1 ст. 148 Налогового кодекса). Состав таких расходов определен в п. 148.2 этой статьи.

Нормы амортизации для скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, установлены п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса, и учет таких объектов необоротных активов ведется по каждому отдельному месторождению (карьеру, шахте, скважине) (п. 148.3 этой статьи).

В соответствии с п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса плательщики налога имеют право в течение отчетного налогового года включить в расходы любые расходы, связанные с проведением реконструкции, модернизации и другим улучшением скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, в сумме, не превышающей 10% первоначальной стоимости отдельной скважины.

Расходы, превышающие указанную сумму, включаются в состав соответствующей группы основных средств как отдельный объект скважины, амортизируемый по нормам, определенным этим пунктом.

При этом в соответствии с п. 148.6 ст. 148 Налогового кодекса в случае если деятельность, связанная с разведкой/доразведкой запасов (месторождений) полезных ископаемых, не привела к их открытию или плательщиком налога было принято решение о нецелесообразности проведения дальнейшей разведки или разработки таких запасов (месторождений) в связи с их экономической нецелесообразностью, разрешается отнести расходы по такой разведке/доразведке или разработке к составу расходов производства отчетного налогового периода такого плательщика налога за исключением расходов, отнесенных раньше к составу расходов в соответствии с п. 138.10 ст. 138 этого Кодекса. Балансовая стоимость такой группы расходов, связанная с добычей полезных ископаемых, приравнивается к нулю.

Следует отметить, что нормы амортизации для скважин, используемых для разработки нефтяных и газовых месторождений, и срок, в течение которого начисляется налоговая амортизация на такие объекты необоротных активов, установленные п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса, идентичны нормам амортизации и сроку амортизации, которые предусматривались п. 9.5 ст. 9 Закона о прибыли.

Таким образом, поскольку нормы амортизации и порядок ее начисления для скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, со вступлением в силу Налогового кодекса не изменились, налогоплательщик продолжает начисление амортизации на такие необоротные активы.

Если это новая скважина, то расходы на сооружение любых скважин, предусмотренные п. 148.2 ст. 148 Налогового кодекса, на этапе разведки/доразведки или разработки месторождения полезных ископаемых подлежат амортизации согласно ст. 148 этого Кодекса. Другие расходы, которые относятся к категории расходов, связанных с разведкой/доразведкой и обустройством месторождений полезных ископаемых, не подлежат амортизации и относятся к составу общепроизводственных расходов на основании пп. «з» пп. 138.10.1 п. 138.10 ст. 138 Налогового кодекса. Первоначальная стоимость скважин равна сумме, на которую была увеличена отдельная группа расходов плательщика налога на прибыль при вводе в эксплуатацию такой скважины в соответствии со ст. 148 Налогового кодекса.

Расходы, связанные с проведением реконструкции, модернизацией и другим улучшением скважин, используемых для разработки нефтяных и газовых месторождений, в сумме, которая не превышает 10% первоначальной стоимости отдельной скважины, плательщик налога имеет право отнести к составу расходов в течение отчетного периода, а превышение амортизируется по нормам, установленным п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса.

К какому сроку следует относить с 01.01.2009 (после изменений, внесенных постановлением Правительства РФ от 12.09.2008 № 676) скважину нефтяную эксплуатационную для целей исчисления налога на прибыль?

свыше 7 лет до 10 лет включительно. Согласно Общероссийскому Классификатору основных фондов «Скважина нефтяная эксплуатационная» код ОКОФ 12 4521161 относится к подклассу «Сооружения нефтеперерабатывающей промышленности» код ОКОФ 12 4521021. Согласно изменениям, внесенным Постановлением Правительства Российской Федерации от 12 сентября 2008 года № 676 , пятая амортизационная группа дополнена позицией 12 4521021 – «Сооружения нефтеперерабатывающей промышленности». Таким образом, согласно Классификации скважина нефтяная эксплуатационная (код 12 4521161) относится к пятой амортизационной группе со сроком полезного использования свыше 7 лет до 10 лет включительно.

Обоснование данной позиции приведено ниж е в материалах Системы Главбух

1. Рекомендация: Как определить срок, в течение которого имущество будет амортизироваться в налоговом учете

В налоговом учете имущество амортизируйте в течение его срока полезного использования .

Основные правила

Срок полезного использования основного средства определите самостоятельно по таким правилам:*

• в первую очередь руководствуйтесь Классификацией , утвержденной постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 г. № 1 . В этом документе основные средства в зависимости от срока их полезного использования объединены в 10 амортизационных групп и расположены в порядке возрастания срока полезного использования (п. 3 ст. 258 НК РФ). Чтобы определить срок полезного использования, найдите наименование основного средства в Классификации и посмотрите, к какой группе оно относится;
• если основное средство не указано в Классификации , то установите срок его полезного использования на основании рекомендаций изготовителя и (или) технических условий.

Такие правила установлены пунктами и статьи 258 Налогового кодекса РФ.

Если основное средство не упомянуто в Классификации , а техническая документация на него отсутствует, определить амортизационную группу и срок полезного использования можно, обратившись с соответствующим запросом в Минэкономразвития России. Такие рекомендации содержатся в письме Минфина России от 3 ноября 2011 г. № 03-03-06/1/711 .*

Кроме того, в подобных ситуациях допускается начисление амортизации по единым нормам , утвержденным постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 г. № 1072 . Однако правомерность использования этих норм, скорее всего, придется отстаивать в суде. В арбитражной практике есть примеры судебных решений, подтверждающих обоснованность такого подхода (см., например, определение ВАС РФ от 11 января 2009 г. № ВАС-14074/08 , постановления ФАС Западно-Сибирского округа от 5 мая 2012 г. № А27-10607/2011 , Дальневосточного округа от 19 мая 2010 г. № А16-1033/2009 и от 29 декабря 2009 г. № Ф03-5980/2009 , Северо-Западного округа от 15 сентября 2008 г. № А21-8224/2007).

Елена Попова,

государственный советник налоговой службы РФ I ранга

2. Постановление, Классификатор Госстандарта России от 26.12.1994 №№ 359, ОК 013-94 «Общероссийский классификатор основных фондов (ОКОФ). ОК 013-94 (коды 10 0000000 - 14 2949220) (с изменениями на 14 апреля 1998 года)»

3. Постановление Правительства РФ от 01.01.2002 № 1 «О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы (с изменениями на 10 декабря 2010 года)»

Пятая группа
(имущество со сроком полезного использования свыше 7 лет до 10 лет включительно)

Инновационная деятельность – это творческая деятельность, направленная на разработку, создание и распространение новых видов конкурентной продукции, новых видов технологий, внедрение организационных форм и методов управления, адекватных рыночным условиям.

Определяющим фактором инноваций являются научные исследования, развитие изобретательства и рационализации.

Результатом инноваций является интеллектуальная продукция – патенты, ноу-хау, информация, новая техника и технология.

Инновационная и научно-техническая деятельность предприятий ТЭК осуществляется по следующим направлениям:

1) создание, освоение новых и повышение качества выпускаемых видов продукции;

2) внедрение новой техники, прогрессивной технологии, механизации и автоматизации производства;

3) совершенствование управления, планирования и организации производства;

4) внедрение научной организации труда;

5) капитальный ремонт и модернизация основных фондов;

6) мероприятия по экономии материалов, топлива и энергии;

7) научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы;

8) основные показатели технико-экономического уровня производства и выпускаемой продукции;

9) результаты экономической и коммерческой эффективности внедрения научно-технических и организационных мероприятий.

По каждому мероприятию, включаемому в указанные направления инновационной и научно-технической деятельности предприятия, в соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования", планируются следующие показатели:

Ø объём внедрения мероприятия;

Ø капитальные вложения и единовременные затраты на проведение данного мероприятия;

Ø текущие издержки производства;

Ø чистый доход;

Ø дисконтированный чистый доход;

Ø чистый дисконтированный доход;

Ø прирост прибыли, остающийся в распоряжении предприятия;

Ø индекс доходности (прибыльности);

Ø внутренняя норма доходности;

Ø срок окупаемости капитальных вложений;

Ø экономия от снижения себестоимости;

Ø экономия материальных затрат;

Ø снижение трудоёмкости или рост производительности труда.

Инновационная деятельность и наличие инвестиций определяет развитие научно-технического прогресса (НТП). Развитие НТП определяет развитие государства и его место в развивающемся мире, лучшее использование материальных ресурсов, качество жизни, сохранение окружающей среды, улучшение жизнедеятельности человека.

НТП является специфическим экономическим ресурсом, воплощенном в научно-техническом потенциале, т.е. накопленных научных и технических знаниях во всех сферах деятельности человека. Специфическим потому, что состояние использования этого ресурса определяет эффективность использования других ресурсов – природных, энергетических, материальных, трудовых, финансовых.

Использование инновационного потенциала зависит от инвестиционных возможностей предприятий и государства.

Инвестиции в форме капитальных вложений – это денежные средства, выделяемые на научные исследования, на строительство и реконструкцию объектов, приобретение оборудования, внедрение научно-технических мероприятий.

Источниками финансирования технического развития предприятия формирования инвестиций являются:

Þ средства государственного бюджета, которые относятся к централизованным источникам;

Þ собственные средства предприятий, относящиеся к нецентрализованным источникам (чистая прибыль предприятий, амортизационные отчисления);

Þ кредиты банков, средства других инвесторов.

Инвестиции – это долгосрочные вложения капитала в экономику с целью извлечения прибыли.

По технологической структуре инвестиции включают затраты на проектно-изыскательские работы, строительно-монтажные работы, приобретение оборудования, прочие работы.

В Законе РФ "Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений" даётся следующее определение инвестиций: "… инвестиции – средства (денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе имущественные права, имеющие денежную оценку), вкладываемые в объекты предпринимательской и (или) иной деятельности с целью получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта"

Эта официальная трактовка понятия "инвестиции" даётся в чрезмерно общем плане. Инвестиции в широком смысле – это, прежде всего, денежные средства, имущественные и интеллектуальные ценности государства, юридических и физических лиц, направляемые на создание новых предприятий, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих, приобретение недвижимости, акций, облигаций и других ценных бумаг и активов с целью получения прибыли или иного положительного эффекта.

В законе РФ понятие "капитальных вложений" трактуется следующим образом: "… капитальные вложения – инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательсткие работы (ПИР) и другие затраты".

Инновационный процесс включает следующие этапы:

· научные исследования,

· разработка идей и новшеств,

· разработка промышленного образца,

· лабораторные и рыночные исследования,

· подготовка и освоение производства,

· серийный выпуск продукции

· эксплуатации новой техники.

Планирование научно-технической деятельности включает следующие этапы:

Разработка научно-технических мероприятий по направлениям использования;

Расчет затрат на осуществление мероприятий и проектов;

Расчёт эффективности внедрения мероприятий и проектов.

Под новой техникой в нефтяной и газовой промышленности понимают:

o впервые реализуемые в отрасли результаты научных исследований и прикладных разработок, содержащих изобретения и другие научно-технические достижения;

o новые или усовершенствование методы и технологические процессы воздействия на пласт и призабойную зону скважин;

o новые или усовершенствованные способы и технику эксплуатации скважин;

o новые или усовершенствованные системы, методы и оборудование сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и пластовой воды;

o новые или усовершенствованные системы комплексной автоматизации и управления процессами добычи нефти и газа;

o новые или усовершенствованные средства и способы ремонта скважин и промысловых объектов и т.п.

Основные направления научно-технических мероприятий и научно-исследовательских работ в нефтегазодобывающей промышленности можно выделить в следующие основные группы:

1. Анализ разработки месторождений, прогноз показателей разработки, выбор вариантов разработки месторождений углеводородов.

2. Разработка мероприятий по увеличению эффективности эксплуатации скважин: борьба с асфальтосмолопарафиноотложениями (АСПО), обработка призабойной зоны с целью интенсификации притока флюида к скважине, глушение скважины в процессе капитального ремонта и т.д.

3. Исследования на основе математических и статистических моделей. Адаптация характеристик продуктивных пластов по данным математического моделирования процесса исследований скважин на стационарных и нестационарных режимах.

4. Анализ эксплуатации объектов разработки на основе эволюционной модели или другими вероятностно-статистическими методами.

5. Проектирование и анализ систем сбора, подготовки и переработки УВ продукции.

6. Исследования продуктивного коллектора и физико-химических свойств углеводородов

2. Оценка коммерческой эффективности мероприятий при разработке месторождений нефти и газа

2.1. Показатели коммерческой эффективности при выборе технологического варианта разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

Оценка экономической и коммерческой эффективности выполняется на основании принятых технологических решений, на основании которых определяется расчетный период, объёмы внедрения.

К основным показателям коммерческой эффективности относятся:

Ø капитальные затраты,

Ø эксплуатационные затраты,

Ø выручка и прибыль предприятия,

Ø доход государства,

Ø денежные потоки.

По результатам расчетов выбирается наиболее предпочтительный вариант как по технологическим так и по экономическим показателям.

Для выявления устойчивости проекта в условиях рыночной экономики необходимо проанализировать возможные риски или чувствительность основных показателей при изменении в ту или иную сторону исходных данных, принятых для расчетов.

2.1.1. Капитальные затраты

Расчет капитальных вложений выполняется на основе удельных затрат или по объектам обустройства месторождений углеводородов. Расчеты выполнятся на каждый год (i), когда запланирован ввод новых скважин или на год раньше в зависимости от их количества и назначения. Следует обратить внимание, что сначала объект строится, а затем вводится в эксплуатацию.

Затраты оцениваются по следующим направлениям.

· Бурение добывающих и нагнетательных скважин (вертикальных, горизонтальных и др.). Учитывается также строительство скважин специального назначения в соответствии с проектом разработки: контрольно-наблюдательных, геофизических, водозаборных, для утилизации промстоков и т.д.;

· Затраты на капитальный ремонт скважин;

· Промысловое обустройство (по удельным затратам на одну добывающую или нагнетательную скважину), которые предусматривает затраты на обвязку устьев, прокладку шлейфов, автодорог, электролиний теплопроводов, канализации, строительство пункта управления, УКПГ и прочих объектов промыслового назначения.

· Объекты не входящие в сметы строек (перевод на механизированную добычу, строительство ДКС и др.);

· Магистральные трубопроводы (газо-, нефте-, конденсатопроводы);

· Затраты на ликвидацию промысла по окончании разработки месторождения (залежи);

Затраты на капитальное строительство следует определять в зависимости от сроков строительства скважин и ввода их в эксплуатацию: затраты на бурение, обустройство и объекты не входящие в сметы строек относятся на предшествующий год или на год ввода скважины или оборудования; затраты на капитальный ремонт распределяются в соответствии с графиком ремонтов; затраты на магистральные трубопроводы полностью относятся на первый (или предшествующий) год начала разработки; затраты на ликвидацию промысла относятся на следующий год после выбытия скважин из эксплуатации или по окончании срока разработки.

Капитальный ремонт скважин – важный фактор рациональной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Он направлен на максимально возможное использование фонда скважин, восстановление их нормального состояния и производительности, на охрану недр.

Работы по капитальному ремонту скважин подразделяются на следующие категории: 1) изоляция эксплуатационных горизонтов от верхних вод; 2) изоляция эксплутационных горизонтов от нижних вод; 3) возвраты на верхние и нижние горизонты; 4) ликвидация скважин; 5) ликвидация аварий; 6) прочие ремонтно-исправительные работы; 7) зарезка второго ствола скважины; 8) консервация скважин; 9) восстановление из консервации или ликвидации скважин.

Данные виды капитального ремонта подлежат учету в составе капитальных затрат в случаях, когда это предусмотрено проектом разработки. Другие виды относятся к текущему подземному ремонту и должны быть учтены в составе эксплутационных затрат.

В данном разделе следует описать в соответствии с рассматриваемыми вариантами даты ввода скважин и оборудования, их количество и стоимость. В конкретных случаях указываются сроки, виды и объем работ по капитальному ремонту скважин и оборудования. В конце раздела указываются суммарные капитальные затраты за весь период разработки по вариантам и выполняется анализ, по какому из вариантов затраты наибольшие и наименьшие.

2.1.2. Эксплуатационные затраты

При оценке вариантов разработки эксплуатационные расходы могут быть определены по видам расходов – по статьям калькуляции или элементам затрат. В настоящих методических рекомендациях изложен способ расчета этих затрат, базирующийся на статьях калькуляции.

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей:

Сырьё, топливо (в том числе электро- и теплоэнергия), основные и вспомогательные материалы, которые рассчитываются по удельным затратам в зависимости от объема добываемой продукции. При оценке механизированной добычи нефти определяются затраты в зависимости от объема добываемой жидкости;

Все потребители электрической энергии подразделяются на девять тарифных групп.

К промышленным и приравненным к ним потребителям (II группа) относятся: объединения, промышленные предприятия (заводы, в том числе ремонтные, а также опытные заводы научно-исследовательских организа­ций, комбинаты, фабрики, шахты, рудники, карьеры, разрезы, нефтяные, газовые промыслы, буровые установки и др.);

К VII группе (непромышленные потребители) относятся: государственные учреждения, общественные организации; научно-исследовательские, проектные институты, вычислительные центры, лаборатории, конструкторские бюро и другие научно-исследовательские учреждения. По этому тарифу производится отпуск энергии непромышленным потребителям для производственных нужд, освещения и на все другие цели независимо от присоединенной мощности.

Заработная плата основная и дополнительная определяется в зависимости от фонда добываемых скважин в текущем году и удельной численности производственно промышленного персонала (ППП), который их обслуживает.

Затраты на экологию определяются как доля от суммы предыдущих затрат;

Прочие прямые затраты определяются либо как доля от суммы предыдущих затрат, либо через удельные затраты на одну добывающую скважину;

Амортизационные отчисления рассчитываются от балансовой стоимости основных производственных фондов (ОПФ) по норме амортизации;

Затраты на текущий ремонт скважин определяются в соответствии с планом ремонтных работ либо в виде ежегодных отчислений в ремонтный фонд как доля от стоимости скважин;

Затраты на закачку агентов в случае разработки в режиме поддержания пластового давления (ППД) или с целью увеличения извлечения УВ. Расчет выполняется по удельным затратам в зависимости от объема закачиваемых агентов (вода, газ и др.);

Транспортные расходы на перекачку (или перевозку автоцистернами нефти или конденсата) углеводородов (УВ) – ЭЗтр: рассчитываются в зависимости от объема транспортируемой продукции. Здесь учитывается разделение объема реализации в долях на внутреннем и внешнем рынке. Затраты оцениваются по удельным затратам на транспорт 1 т нефти или конденсата или 1000 м 3 газа в целом либо с учетом расстояния до точки сдачи продукции;

Налоги, включаемые в себестоимость.

В расчет эксплуатационных затрат могут быть включены и другие более конкретизированные статьи расходов, например, промысловый сбор и подготовка продукции.

Согласно классификации основных средств по срокам службы они подразделяются на следующие амортизационные группы:

I. от 1 до 2 лет включительно (машины и оборудование);

II. от 2 до 3 лет включительно (машины и оборудование);

III. от 3 до 5 лет включительно (горнодобывающее оборудование, буровое оборудование);

IV. от 5 до 7 лет включительно (трубопроводы технологические, оборудование наземное для освоения и ремонта скважин, оборудование для спускоподъемных работ, сбор, учет, первичная обработка и транспорт нефти - Спутник);

V. от 7 до 10 лет включительно (цистерны, резервуары, электролинии, теплосети, сооружения для ППД, нефтегазосборная сеть, газопроводы, скважины газовые для разведочного бурения, арматура трубопроводная, газовые турбины, газоперекачивающее оборудование, автоматика);

VI. от 10 до 15 лет включительно (воздушная линия электропередач для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, нефтеперерабатывающая промышленность, котельная и котлы, станки-качалки);

VII. от 15 до 20 лет включительно;

VIII. от 20 до 25 лет включительно;

IX. от 25 до 30 лет включительно;

X. свыше 30 лет.

В таблицах 2.1 и 2.2 приведены нормы амортизационных отчислений и сроки службы оборудования нефтегазовой отрасли.

Расчет выполняется на каждый год эксплуатации месторождения, после чего по вариантам определяются сумма эксплуатационных затрат в целом за год и за весь расчетный период, в том числе и по статьям затрат.

2.1.3 Выручка от реализации

Выручка от реализации продукции один из главных показателей при оценке экономической эффективности вариантов разработки.

Продукцией нефтегазодобывающей промышленности является газ, конденсат и нефть. Выручка от реализации определятся по ценам предприятия (без НДС) в зависимости от объемов реализации продукции. В данном разделе указываются цены и доли реализации УВ на внутреннем и вешнем рынках.

Объемы добычи и объемы реализации (транспорта) продукции отличаются на величину промысловых потерь, величина которых утверждается в соответствии с нормативными документами на основе предоставленных расчетов, в которых учитывается весь технологический процесс. В случае реализации сайклинг-процесса (для газоконденсатных залежей), утилизации газа другим способом (для нефтяных месторождений), а также использование продукции промысла на собственные нужды соответствующий объем углеводородов учитывается при расчете объемов реализации продукции промысла.

Таблица 2.1

Нормы амортизационных отчислений в нефтегазовой отрасли
(в процентах к балансовой стоимости)

Вид основных фондов	Норма амортизации
Скважины
Нефтяные, нагнетательные и контрольные скважины	6,7
Газовые и газоконденсатные скважины	8,3
Скважины подземных хранилищ газа	2,0
Машины и оборудование для добычи нефти и бурения
Оборудование для глубокого бурения на нефть и газ	13,8
Вышки, подъемники для вышек, емкости, приемные мосты, металлические основания и блоки, не входящие в состав комплектных буровых установок	11,2
Турбобуры, электробуры и турбодолота	32,7
Оборудование для механизации и автоматизации производственных процессов в бурении	19,6
Станки-качалки	9,1
Промывочные агрегаты	11,4
Арматура фонтанная, нагнетательная и оборудование устья скважин	11,4
Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (насос, двигатель, кабель)	22,8
Насосно-компрессорные трубы	9,2
Машины и оборудование газовой промышленности
Оборудование газоперерабатывающих заводов	9,6
Оборудование очистки газа от влаги и агрессивных компонентов	9,6
Оборудование очистки «жирных» (газоконденсатных месторождений) и попутных газов	9,6
Трубопроводный магистральный транспорт
Магистральные газопроводы и нефтепродуктопроводы и отводы от них, конденсатопроводы	3,0
Машины и оборудование для предприятий нефтеперерабатывающей промышленности
ЭЛОУ, АВТ-топливная, АВТ-масляная, каталитический риформинг с гидроочисткой, АГФУ производство изопропилбензола, этилена, полиэтилена низкого давления	9,1
Вторичная перегонка бензинов, каталитический крекинг, депарафинизация, парафиновая установка, производство параксилола, каталитический крекинг с неподвжным катальзатором, карбомидная депарафинизация	9,1
Вакуумная установка, производство полипропилена, полиэтилена высокого давления	10,0
Установка газоконденсатции; термический крекинг; ГФУ; комбинированная (АТ+ТК); дуасол; алкилирующая установка	8,3
Установка полунепрерывного коксования, производство кокса в кубах, сернокислотная очистка, установка контактного коксования	7,1

Расчет выполняется на каждый год эксплуатации месторождения, после чего определяются сумма выручки по вариантам за весь расчетный период.

2.1.4. Налогообложение

Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.

При определении показателей экономической эффективности проекта учитываются налоги и отчисления, которые характеризуют бюджетную эффективность проекта.

Все ставки налоговых платежей и отчислений приведены по состоянию на 01.01.2006 г. в соответствии с действующим Налоговым кодексом и другими нормативными актами.

Таблица 2.2

Классификация основных средств, включаемых в амортизационные группы в нефтегазовой отрасли

Группа	Наименование
Машины и оборудование
от 1 до 2 лет	Замки и соединительные концы к бурильным трубам; элементы компоновки низа бурильной колонны; замки буровые для электробура;
	Двигатели забойные и инструмент породоразрушающий (для нефтяных скважин) (турбобуры, буры, турбодолота, долота, отклонители, электробуры, расширители, калибраторы и прочие)
	Оборудование для различных способов добычи нефти и газа прочее
	Ключи; инструмент ловильный для ликвидации аварий при бурении; инструмент и приспособления для зарезки вторых стволов; инструмент буровой (кроме породоразрушающего); инструмент для свинчивания – развинчивания и удержания на весу НКТ и штанг при ремонте эксплутационных скважин; инструмент ловильный для эксплуатационных скважин; инструмент для бурения геологоразведочных скважин; инструмент для нефтепромыслового и геологоразведочного бурения, прочий.
от 2 до 3 лет	насосы конденсатные, питательные и песковые, грунтовые, шламовые
	Машины сбоечно-буровые и гезенко-проходческие; установки бурильные (каретки буровые самоходные); перфораторы пневматические (молотки бурильные)
от 3 до 5 лет	Насосы артезианские погружные
	Машины и оборудование бурильное, сваебойное, копровое
	Подъемники и конвейеры для шахт; горнопроходческие машины и оборудование
	Оборудование для горнодобывающих производств, прочее (машины бурильные, пневмоударники, оборудование навесное бурильное; машин и оборудование для зарядки и забойки взрывных скважин; оборудование горноспасательное; аппаратура шахтной автоматизации, сигнализации и связи и другое оборудование)
	Оборудование буровое нефтепромысловое и геологоразведочное.
	Техника электронно-вычислительная (включая персональные компьютеры и печатающие устройства к ним; серверы различной производительности; сетевое оборудование локальных вычислительных сетей; системы хранения данных)
от 5 до 7 лет	Насосы центробежные, поршневые и роторные
	Оборудование компрессорное и вакуумное (установки воздухоразделительные, компрессоры воздушные газовые, насосы вакуумные, агрегаты откачные низкого вакуума, элементы вакуумных систем)
	Компрессоры передвижные и специальные
	Сепараторы конусные
	Оборудование наземное для освоения и ремонта скважин
	Оборудование для спуско-подъемных работ в эксплуатационных скважинах (кроме подъемного передвижного оборудования)
	Оборудование для сбора, учета, передвижной обработки и транспортировки нефти на промыслах
	Электродвигатели для электробуровых установок; электродвигатели крановые
	Приборы оптические общепромышленного и научного применения (приборы контрольно-измерительные оптико-механические; устройства оптические станков, приборы геодезические, маркшейдерские, приборы для спектрального анализа и прочие)
от 7 до 10 лет	Арматура для магистральных и промысловых трубопроводов
	Установки газотурбинные (турбины газовые)
	Оборудование энергетическое прочее (технологическое оборудование газоперекачивающих станций; специальные средства монтажа и ремонта оборудования энергетического и тепловых сетей)
	Машины специализированные, механизмы, оборудование и средства малой механизации для строительства и капитального ремонта магистральных трубопроводов
	продолжение таблицы 2.2
Группа	Наименование
от 7 до 10 лет	Приборы для научных исследований (приборы метеорологические и аэрологические, гидрогеологические, гидрометеорологические, для полевых геофизических исследований в скважинах, геологические и гидрогеологические, аппаратура системы контроля процесса бурения.)
	Аппаратура и устройства специализированные для автоматизации технологических процессов
от 10 до 15 лет	Станки-качалки
от 25 до 30 лет	Турбины паровые, газовые и гидравлические
	Генераторы к паровым, газовым и гидравлическим турбинам
Сооружения и передаточные устройства
от 5 до 7 лет	Трубопроводы технологические (внутрицеховые и наружные)
от 7 до 10 лет	Сооружения для поддержания пластового давления
	Скважина разведочная
	Сеть нефтесборная
	Газопровод
	Скважина газовая для разведочного бурения
от 10 до 15 лет	Скважина нефтяная эксплуатационная
	Скважина газовая для эксплуатационного бурения
	Сооружения нефтеперерабатывающей промышленности
от 20 до 25 лет	Газопровод магистральный
	Скважина водозаборная
от 25 до 30 лет	Емкости для сжатого или сжиженного газа из черного металла и алюминия
	Парк резервуарный (резервуары для хранения нефтепродуктов железобетонные)
	Сооружения для сжижения, хранения и регазификации газа
	База сжиженных газов
	Парк из металлических вертикальных цилиндрических резервуаров (для хранения нефтепродуктов)
Средства транспортные
от 5 до 7 лет	Автоцистерны для перевозки нефтепродуктов, топлива и масел; химических веществ
от 10 до 15 лет	Нефтемусоросборщики морские
от 15 до 20 лет	Суда буровые морские
	Станции насосные и очистные, нефтемусоросборщики и прочие речные станции
от 20 до 25 лет	Суда комбинированные морские (нефтегрузовозы и прочие)
от 25 до 30 лет	Вагоны-цистерны нефтебензиновые

В соответствии с Законом «О недрах» при пользовании недрами уплачиваются регулярные платежи за пользование недрами. Кроме того, пользователи недр уплачивают другие налоги и сборы, установленные в соответствии с законодательством Российской Федерации.

5. Амортизация скважин – включает только амортизационные от-числения на полное восстановление скважин.

6. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа – включает в себя расходы по сбору, перекачке и хранению нефти, технологические потери, т.е. затраты цеха в части перекачке нефти (относятся к нефти); а также затраты по сбору и транспортировке газа, т.е. затраты газового цеха (относятся на газ).

7.Расходы по технологической подготовке нефти – расходы по содержанию и эксплуатации установок по подготовке нефти цеха, сбору, подготовке пластовой воды в поглощающие скважины и ее подаче к нагнетательным скважинам, а также стоимость технологических потерь нефти при ее подготовке в пределах установленных норм.

8.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования – здесь пла-нируются расходы по содержанию и текущему ремонту подземного и наземного оборудования скважин. Расходы по текущему ремонту подземного оборудования включают затраты по смене и ремонту штанговых насосов, ликвидации обрыва штанг и насосно-компрессорных труб, изменению погружения насосов и подъемных труб, устранению песчаных и парафиновых пробок и другим работам. К расходам по текущему ремонту наземного оборудования относят расходы по ремонту станков-качалок, групповых приводов, вышек, арматуры, электродвигателей и автотрансформаторов, оборудования автоматики и телемеханизации.

9.Цеховые расходы – включают в себя затраты цехов добычи, рас-пределяются между нефтью и газом пропорционально добыче этих продуктов.

10.Общепроизводственные расходы – затраты по содержанию нефт-едобывающего управления содержание всех видов охраны, средств автоматизации, вахтовые перевозки и услуги транспорта и другие услуги, распределяется между нефтью и газом пропорционально добыче этих продуктов.

11.Прочие производственные расходы – в эту статью включаются отчисления на геологоразведочные, научно-исследовательские и опытные работы, расходы по оплате нефти полученной от буровых и геологоразведочных организаций.

12.Производственная себестоимость.

13Внепроизводственные расходы – расходы по транспорту нефти:

а) амортизационные отчисления нефтепроводов, нефтеналивных устройств, подъездных путей и т.д.

б) расходы по содержанию основных фондов, включающих в себя основную заработную плату рабочих с отчислениями на социальное страхование, затраты на материалы, электроэнергию, текущий ремонт, топливо и др.

14. Полная себестоимость товарной продукции.

Учет расходов на производство осуществляется с использованием отдельных элементов нормативного метода учета затрат на производство, имея в виду: организацию оперативного контроля за уровнем затрат материалов, реагентов, топлива и электроэнергии путем сопоставления фактических расходов с действующими нормами; ведение лимитирования отпуска в производство реагентов, материалов, топлива, запасных частей и других ценностей в соответствии с утвержденными нормами и производственной программой; проведение анализа и своевременное выявление причин отклонений фактических расходов против утвержденных смет затрат на производство и плановых калькуляций себестоимости единицы продукции.

Учет затрат на производство и калькулирование себестоимости продукции осуществляется централизованно бухгалтерией нефтегазодобы-вающего управления.

Таблица 2.9

Калькуляция себестоимости добычи нефти и газа

Показатель		В том числе
		нефть	газ
1. Расходы на энергию по извлечению нефти	248881	248881	0
2.Расходы по искусствен-ному воздействию на пласт	795708	795708	0
3.Заработная плата произ-водственных рабочих	51594	49471	2121
4.Отчисления на социаль-ное страхование	20741	19878	863
5.Амортизация скважин	125732	121533	4199
6.Расходы по сбору и транспортировке нефти	407196	360369	46827
7.Расходы по технологи-ческой подготовке нефти	191983	191983	0
8.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудова-ния	1231484	1202355	29129
9.Цеховые расходы	205274	198307	6967
10.Общепроизводственные расходы	989348	952570	36778
11.Отчисления на воспро-изводство ВМСБ	309279	307131	2148
12.Отчисления на недра	464134	462135	1999
13.Производственная се-бестоимость товарной про-дукции	5041354	4910321	131033
14.Внутренний оборот	65221	35921	29300
15.Производственная се-бестоимость товарной про-дукции	4976133	4874400	101733
16.Внепроизводственные расходы	4220	4220	0
17.Полная себестоимость товарной продукции	4980353	4878620	101733

В ТПП «Урайнефтегаз» расчет затрат на производство и калькуляцию статей расходов осуществляется исходя из формул:

1. Расходы на энергию по извлечению нефти. Сумму затрат на энергию по извлечению нефти считают по формуле:

Зэ = Нэ*Q*Сэ, (2.1)

где Нэ – удельная норма расхода энергии;

Q – добыча жидкости по плану, т;

Сэ – плановая себестоимость единицы энергии.

Расценка за 1 кВт*ч электроэнергии складывается из расходов по оплате за потребление киловатт-часы активной энергии, за установленную мощность и за содержание и обслуживание электросети и подстанций. В большинстве случаев энергия является покупной.

2. Расходы по искусственному воздействию на пласт – они состоят из расходов на энергию, плату за воду, амортизацию нагнетательных скважин, заработную плату рабочих по обслуживанию скважин, электроэнергию и т.д.

3. Основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих – эту статью рассчитывают в полном соответствии с планом по труду в части фонда заработной платы:

Зосн = ΣТi*ΣЧi*Вэф*k + (ΣТi*ΣЧi*Вэф*k*П/100), (2.2)

где Тi – дневная тарифная ставка рабочих соответствующего разряда;

Чi – численность рабочих соответствующего разряда;

Вэф – эффективный фонд времени, сут;

k – территориальный коэффициент;

П – премия за 100%-ное выполнение плана, % к основной заработной плате.

t – время работы единицы оборудования.

Коэффициент интенсивного использования оборудования

где Q ф - фактическая производительность оборудования в единицу времени;

Q пл - максимально возможная или пла­новая производительность.

Этот показатель дает представление о фактическом съеме про­дукции при данном оборудовании.

Поскольку буро­вые установки не имеют установленной номинальной мощности, то степень интенсивности их использования определяется:

Где V - фактический объем проходки (коммерческая скорость бурения);

V r - максимально-возможный объем проходки при достигнутой на аналогичных скважинах средней технической скорости бурения.

Данный коэффициент на предприятиях нефтепереработки определяется отношением объема фактически переработанного сырья в единицу времени к максимально возможному объему за этот же период.

На транспорте нефти и газа в качестве показателя интенсивности используется показатель использования производительности трубопроводов:

где Q ф - фактическая производи­тельность;

Q пр – проектная производительность.

Интегральный коэффициент использования основ­ных фондов характеризует одновременно исполь­зование основных фондов во времени и по мощности.

1. Оценка основных фондов

Учет основных фондов производится в натуральной и денеж­ной формах. По натуральным показателям учет раздельный для каждой группы фондов. Это позволяет опреде­лить структуру фондов, составить баланс оборудования, мощность.

Каждый объект основных средств имеет свой инвентарный номер и технический паспорт. Поэтому исходными данными для учета основных фондов служат данные инвентаризации (проверка остатков основных фондов путем их подсчета в натуре).

Учет в денежной форме проводится для определения общей величины основных фондов, их динамики, расчета амортизационных отчислений и эффективности использования фондов.

Есть три вида денежной оценки:

По первоначальной стоимости – это сумма стоимости приобретения оборудования, его доставки и монтажа (не учитывается НДС и иные возмещаемые налоги).

По остаточной стоимости – это разница между первоначальной стоимостью оборудования и его износом за определенный период.

По восстановительной стоимости - это денежная сумма необходимая для приобретения аналогичного оборудования в текущем периоде по рыночным ценам. Также могут применяться коэффициенты пересчета стоимости, разработанные госкомстатом.

1. Износ основного капитала и амортизация

Основные фонды совершают кругооборот: износ основных фондов, их амортизация, использование амортизационного фонда для замены изношенного оборудования на новое.

Амортизация - это возмещение основ­ных фондов путем включения части их стоимости в затраты на выпуск продукции (себестоимость) или на выполненную работу.

Амортизационные отчисления начисляются ежемесячно.

амортизация не начисляется с основных фондов, находящихся на консервации.

Различают физический и моральный износ.

Физический износ зависит от загрузки и интенсивности использования оборудования.

Моральный износ вызван появлением более производительного или экономичного оборудования.

Моральный износ - это главный фактором, определяющий не­обходимость замены средств.

Одним из способов быстрой замены старого оборудования является его приобретение по договору лизинга в рассрочку, что значительно снижает еди­новременные капиталовложения.

Слишком высокая доля отчислений увеличивает издержки производства, а следовательно, снижает конкурентоспособность продукции. Однако заниженная доля отчислений удлиняет срок использования оборудования, что ведет к их старению и снижению конкурентоспособности предприятия.

Согласно ПБУ 6/01 «Учет основных средств», утвержденному приказом Минфина от 03.09.97г., предприятие получило право использовать следующие способы начисления амортизации:

Линейный;

Уменьшаемого остатка;

Списание стоимости по сумме чисел лет срока полезного ис­пользования;

Списание стоимости пропорционально объему продукции (работ, услуг).

Предприятие может одновременно применять разные спо­собы начисления амортизации применительно к разным груп­пам основных средств, например, по рабочим маши­нам - линейный способ, по вычислительной технике - способ уменьшаемого остатка и т.п. Способ начис­ления нельзя менять в течение всего срока использования объекта. Способы амортизации утверждаются руководством предприятия в приказе по учетной политике предприятия.

Способы амортизации

Линейный - годовая сумма амортизации опреде­ляется по первоначальной стоимости объекта и норме амортизации, исчисленной исходя из срока его использования.

A = (Ф п * Н а) / 100,

где Фп - первоначальная стоимость основных фондов, руб.;

Н - Норма амортизации - это размер амортизационных отчислений за год по каждому виду основных фон­дов, в процентах.

Норма амортизации (Н) определяется по формуле

где Т - нормативный срок службы данного вида основных фондов, лет.

Если первоначальная стоимость двигателя 40 тыс. руб., срок его полезного использования 5 лет, то годовая норма амортиза­ции составит:

Н=1/5 *100= 20%.

Годовая сумма амортизационных отчислений составит:

Фп = (40*20)/100 = 8 тыс. руб.

2. Уменьшаемого остатка - годовая сумма аморти­зации определяется на основе остаточной сто­имости объекта на начало отчетного года и нормы амор­тизации исчисленной исходя из срока его использо­вания. В первый год эксплуатации списывается большая часть стоимости, далее темп списания замедляется.

Первоначальная стоимость объекта 100 тыс. руб. Норма амортизации 40%.

	Годовая сумма износа	Начисленный износ, руб	Остаточная стоимость, руб.
	100000*0,4=40000

Ликвидационная стоимость объекта 5 тыс. руб.

Ликвидационная стоимость - денежные средства от ликвидации оборудования (стоимость материалов реализованных за минусом затрат по ликвидации оборудования).

3. Списания стоимости по сумме чисел лет срока полезного использования - годовая сумма от­числений определяется исходя из первоначальной стоимости объекта и годового соотношения: остаток лет до конца срока службы объекта / сумму лет срока службы объекта.

Так, при первоначальной стоимости станка 40 тыс. руб. и сро­ке его полезного использования 5 лет сумма чисел лет срока служ­бы составляет:

5 + 4 + 3 + 2+1 = 15 лет.

Начисление амортизации по годам использования объекта составило:

1-й год: 5/15 = 0,333; 40 тыс. руб. 0,333 = 13,32 тыс. руб.;

2-й год: 4/15 = 0,267; 40 тыс. руб. 0,267 = 10,68 тыс. руб.;

3-й год: 3/15 = 0,2 ; 40 тыс.руб. 0,2 = 8 тыс. руб.;

4-й год: 2/15 = 0,133; 40 тыс. руб. 0,133 = 5,33 тыс. руб.;

5-й год: 1/15 = 0,067; 40 тыс. руб. 0,067 = 2,68 тыс. руб.

4. Списание пропорционально объему про­дукции - исходят из натурального показателя производства объема продукции в отчетном периоде и соотношения первоначальной стоимости объекта и предполагаемого объема продукции за весь срок ис­пользования объекта.

5. По отдельным видам основных средств отраслевые органы и министерства могут разрешить ускоренную амортизацию, по нормам, превышающим линейную не более, чем в 2 раза, а также замедленную, т.е. начисление амортизации по заниженным нормам.

Коэффициент 3 применяется для основных средств полученых по договору лизинга.

Определение срока полезного использования объекта немате­риальных активов производится исходя из срока действия патента.

Если срок не­возможно определить, то он устанавливается в рас­чете на десять лет (не более срока деятельности предприятия).

Нормы амортизации основных фондов нефтегазовой промышленности

Вид оборудования	Норма амортизации в год, %
Нефтяные скважины
Газовые скважины
Подземные хранилища газа
Буровое оборудование
Трубопроводы
Магистральные нефтегазопроводы
Нефтегазоперекачивающие агрегаты
Установки предприятий нефтепеработки и нефтехимии
Устанвоки нефтехимической промышленности

Пути повышения эффективности использования основных фондов

Увеличение времени работы машин за счет ввода в эксплуатацию нового оборудования и сокращения времени ремонта.

Ускорение сроков достижения производительности техники.

Модернизация оборудования.

Использование прогрессивных технологических процессов.

Повышение уровня автоматизации основных и вспомогательных процессов.

Структура оборотного капитала предприятия нефтегазовой

промышленности

Оборотный капитал подразде­ляется на капитал в производстве и капитал в обращении (табл. 4.1).