Language:  

Как устроена экономика добычи нефти в России и мире: инвестиционный обзор рынка

 
Метки: Россия | Инвестиционный обзор | Инвестиции | Нефть | Автомобили
 

Опубликованная ниже статья - это не обзор на конкретную дату и не анализ того, что с компаниями из анализируемой отрасли может произойти в ближайшем будущем. Мы постарались абстрагироваться от текущей конъюнктуры, и попробовали собрать самое главное о том, что влияет на рассматриваемую отрасль в долгосрочном периоде, включая закономерности, которым подчиняются основные составляющие денежного потока участников рынка. Как любая модель, данная статья представляет собой упрощение - сказанное ниже не обязательно будет в точности применимо к любой компании из отрасли. Тем не менее, мы надеемся, что статья будет полезна тем инвесторам и аналитикам, которым необходимо быстро познакомиться с отраслью, чтобы в дальнейшем выводы, сформулированные в статье, дополнить результатами собственного анализа на конкретную дату и для конкретной компании.

Детерминанты спроса

Продукты переработки нефти находят свое применение в широком спектре отраслей экономики. Среди основных направлений использования – в качестве моторных топлив для автомобилей и авиации (чуть меньше половины от общего потребления), в промышленном секторе (дизельное топливо для строительной и сельскохозяйственной технике), для производства нефтехимической продукции (пластики, резина) и выработки электроэнергии (электростанции на мазуте все ещё популярны в развивающихся странах). Как результат, сложно выделить какой-то единый физический показатель, от которого зависит спрос на нефть. Поэтому чаще всего для оценки потенциального спроса на нефть используют ожидаемые и фактические темпы экономического роста крупнейших стран – потребителей нефти и нефтепродуктов.

Детерминанты предложения

Основным фактором, который определяют предложение нефтяного сырья, является возможность и желание участников Организации стран – экспортеров нефти («ОПЕК+») устанавливать квоты на добычу в целях регулирования цен на нефть. Также на объем предложения влияет себестоимость добычи сланцевых производителей нефти – в случае, если цены на нефть выше себестоимости добычи, на рынок дополнительно выходят объемы сланцевой нефти.

Ценообразование

Отличительной особенностью нефти, в отличие от другого энергетического сырья (такого как уголь и газ), является низкая стоимость транспортировки по отношению к единице производимой энергии. Как результат, нефть можно доставить практически в любую точку мира, где на нее есть спрос, без существенных затрат. Это привело к тому, что сложившийся рынок нефти – полностью глобальный, цена в разных регионах мира практически не отличаются (в отличие от угля и газа, где разница в ценах в разных частях мира может доходить до двукратной). Мировая цена на нефть формируется под влиянием мирового спроса и предложения на этот продукт.

Начиная с 2013-2014 годов, цена на нефть колеблется в коридоре, определяемом, с одной стороны, себестоимостью ее добычи на традиционных месторождениях, а с другой стороны – себестоимостью добычи на сланцевых месторождениях.

Цены на нефть сильно зависят от ожиданий участников рынка, являются важным элементом международной политики, поэтому при их прогнозировании не всегда можно отталкиваться от средних исторических значений, а также от прогнозируемого соотношения спроса и предложения. Часто используемый способ прогнозирования цен на нефть – на основе фьючерсных котировок, так как они обладают достаточной ликвидностью и репрезентативно отражают ожидания участников рынка о будущих котировках. Для других товаров фьючерсы редко используются для прогнозирования.

Цены на нефть на конкретных рынках являются производными от мировых цен на нефть. При этом принцип ценообразования зависит от того, является ли страна нетто-экспортером или нетто-импортером нефти. Например, Россия добывает нефти намного больше, чем потребляет внутри страны (т.е. является нетто-экспортером), и поэтому часть производителей вынуждена продавать добываемую нефть на мировой рынок. При продаже на внешний рынок их доход будет равняться цене нефти на мировом базисе (таком, как Роттердам или Августа) за вычетом расходов на транспортировку. При продаже на внутреннем рынке они будут готовы предложить более низкую цену, чем на мировом базисе (так как не несут расходов на транспортировку). Так как производители конкурируют друг с другом за право продажи на внутреннем рынке, то в конечном счете равновесная цена на внутреннем рынке будет равна цене на мировом базисе за минусом расходов на транспортировку от месторождения до этого базиса – в этой ситуации продажи на внешний и внутренний рынок будут иметь для производителей одинаковую доходность. Такой вид ценообразования называется ценообразованием по принципу экспортного нетбэка – цена на внутреннем рынке будет ниже мировой на среднюю величину расходов на транспортировку добываемой нефти на мировой рынок. Для стран, являющихся нетто-импортерами нефти, цены на внутреннем рынке будут формироваться по принципу импортного нетбека, то есть равны сумме мировых цен на нефть и расходов на транспортировку нефти с мирового базиса на местный рынок. Местные производители установят свои цены на уровне импортного нетбека – при более высоких ценах они будут вытеснены поставщиками с мирового рынка, а более низкие цены им устанавливать просто не выгодно в условиях неудовлетворенного местного спроса. Важно понимать, что экспортный и импортный нетбек являются ориентиром для цен на нефть в конкретном рынке только в условиях отсутствия регулирования цен со стороны государства.

Жизненный цикл

1. Геологоразведка (exploration & appraisal)

  • Изучение доступных геологических и геофизических данных (Geological studies) – первый этап, на котором обычно изучается вся доступная историческая информация по определенному региону (включая доступную сейсмографическую информацию), после чего принимаются решения о более детальном изучении конкретных месторождений.
  • Разведка (Exploration Seismic Surveys и Exploration Drilling) – сейсморазведка на месторождении с последующим бурением разведочных скважин. Сейсморазведка позволяет оценить географическую зону, в которой могут находиться перспективные запасы. Сейсморазведка является основным способом обнаружения запасов как на суше, так и на море. Результаты сейсморазведки потом необходимо будет подтвердить с помощью разведочного и оценочного бурения.
  • Оценка запасов (Appraisal / Evaluation Wells) – дополнительные скважины обычно необходимы, чтобы подтвердить результаты разведки и более точно определить физико-химические свойства полезного ископаемого. На этом этапе определяется количество запасов, извлечение которых будет экономически рентабельным в текущих условиях и принимается решение о разработке месторождения.

2. Строительство (development) – после оценки запасов составляется детальный проект, каким образом полезное ископаемое будет извлечено (detailed engineering), возводится вся необходимая инфраструктура для добычи нефти (строятся трубопроводы, административно-бытовые корпусы, подводится электричество). Капитальные расходы, которые несет компания на этом этапе, существенно превышают расходы на этапе геологоразведки, при этом нефть ещё не добывается, и компания не получает доходов.

3. Добыча (production) – на этом этапе компания начинает активно бурить скважины для добычи нефти, при этом также продолжая нести существенные капитальные расходы, но уже получая доход от реализации нефти. Основные процессы на этом этапе более детально разобраны в разделе «Профиль добычи».

4. Вывод из эксплуатации (decommissioning) – приведение месторождения в состояние, максимально близкое к тому, в котором оно находилось до начала промышленной эксплуатации.

Этап геологоразведки может занимать от 2 до 10 лет, при этом период добычи на средних и крупных месторождениях обычно длится от 20 до 50 лет.

Профиль добычи

Типичный профиль добычи нефтяного месторождения представлен на картинке ниже. Линией обозначены объемы добычи (в натуральном выражении, по годам), столбцами – сумма капитальных расходов (в денежном выражении, по годам).

Профиль добычи нефти на типичном нефтяном месторождении

Профиль добычи нефти на типичном нефтяном месторождении

Основные капитальные расходы добывающая компания несет в первые годы разработки месторождения. В первую очередь, данные расходы включают расходы на бурение новых скважин и обустройство инфраструктуры на месторождении (установки подготовки нефти, трубопроводная сеть между скважинами). После того, как все планируемые скважины пробурены, объем добытой нефти достигает своего максимума и некоторое время удерживается на этом уровне (так называемая «полка добычи», «plateau production»). В этот момент обычно выполняют работы по интенсификации добычи на скважинах (текущий и капитальный ремонт скважин), которые обеспечивают плавное постепенное снижение объемов добычи.

Краткое описание технологии добычи нефти

Нефть – это жидкая маслянистая субстанция, которая залегает на больших глубинах (свыше 1 километра) внутри земной породы. Земная кора представляет собой «слоеный пирог», в котором разные слои сменяют друг друга. Слои отличаются по своему происхождению, физическому и химическому составу (бывают очень плотные и герметичные, состоящие из твердых горных пород, а бывают – менее плотные, так называемые пористые, способные пропускать через себя жидкость и газ). Нефтяные месторождения обычно образуются в пористых слоях, ограниченных сверху и внизу слоями непроницаемой горной породы (так называемые нефтяные пласты).

Пористые слои – не значит пустые, по сути внешне они напоминают собой губку, которая впитала в себя жидкость (включая нефть) и газы. В таких слоях нефть обычно скапливается совместно с водой и смесью углеводородных газов (так называемых алканов: метан, этан, пропан, бутан и т.д.), для которых в нефтедобыче используется термин «попутный газ». При этом такой слой горной породы не обязательно строго горизонтальный относительно поверхности, на определенных участках он чуть поднимается, чуть опускается. При этом нефть обычно поднимается выше воды, а газ ещё выше, в результате чего нефть скапливается в локальных подъемах пласта, так называемых «ловушках». Именно в этот район обычно бурится нефтяная скважина.

Геология типичного нефтегазового месторождения

Геология типичного нефтегазового месторождения

Единственным способом извлечения нефти из земной поверхности является бурение скважин. Глубина расположения нефтяного пласта (и соответственно расстояние бурения скважины) зависит от того, в какую геологическую эпоху произошло отмирание растительности, из которой впоследствии сформировался нефтяной пласт. Большинство нефтяных месторождений Западной Сибири сформировалось в меловом и юрском периодах (206-65 млн лет назад), что предполагает относительно неглубокое залегание нефти. Нефтяные месторождения Волго-Уральской нефтеносной провинции сформировались в девонском периоде (417-354 млн лет назад), поэтому и глубина залегания нефти там выше.

Нефтеносные пласты обычно имеют относительно небольшую толщину (т.е. по вертикали вглубь земли), однако по длине и ширине (т.е. по плоскости, параллельной поверхности земли) распространяются на десятки километров. Поэтому для эффективного извлечения нефти строят сеть из большого количества скважин на некотором удалении друг от друга. Очень часто скважины объединяют в кусты, т.е. когда несколько скважин начинают бурить в одной точке, а затем они расходятся в разные стороны. Более того, достигнув нефтеносного слоя, скважину могут пробурить горизонтально. Все эти действия нацелены на то, чтобы, сократив затраты на бурение, повысить процент извлечения полезного ископаемого из пласта. При этом, чем больше угол наклона скважины, тем технологически сложнее ее пробурить.

Схема расположения и бурения скважин на типичном нефтегазовом месторождении

Схема расположения и бурения скважин на типичном нефтегазовом месторождении

Процесс бурения осуществляется с помощью буровой установки, к которой прикрепляют трубу с насаженным на нее буровым долотом. В трубу подается буровой раствор, который создает давление на долото, а обратно по той же трубе возвращается выбуренная горная порода. В пробуренное в земле отверстие помещается обсадная труба (сделана из металла, ее задача – отделить пространство скважины от горной породы). Те части обсадной трубы, которые контактируют с нефтеносным слоем, перфорируются. Сама обсадная труба внутри земной поверхности цементируется для придания ей статичного положения (well completion).

В пробуренную скважину помещается металлическая труба с присоединенным к ней насосом (НКТ – насосно-компрессорная труба). Через данную трубу нефть будет подниматься на поверхность. Завершенная скважина соединяется с инфраструктурой транспортировки нефти на месторождении (сетью трубопроводов).

Далеко не всегда нефть сама потечет по трубам на поверхность, чаще всего ее необходимо будет поднимать. Существует три способа подъема нефти на поверхность (иногда эти способы применяются к одной и той же скважине на разных этапах ее жизненного цикла): фонтанный, механизированный и газлифтный. При фонтанном способе подъем нефти на поверхность обеспечивается за счет давления пласта – то есть нефть поднимается на поверхность самостоятельно («бьет фонтаном»). При механизированном способе подъем нефти на верх обеспечивается насосами (одна из всех известных разновидностей таких устройств, хотя и не самая эффективная на сегодняшний день – это так называемые «насосы-качалки»). При газлифтном способе в пространство между обсадной трубой и трубой НКТ закачивается сжатый воздух, обеспечивая приток нефти на поверхность по трубе НКТ. Внутри каждого из этих способов существует множество своих разновидностей.

Насос-качалка для добычи нефти

Насос-качалка для добычи нефти

Добытая из скважины жидкость состоит из нефти, попутного газа, воды, а также целого ряда различных примесей. Чтобы подготовить ее к дальнейшей транспортировке, данная жидкость отправляется на установки подготовки нефти (УПН, raw fuel tank), которая располагается там же на месторождении. На данных установках отделяются растворенный в нефти попутный газ (транспортировать совместно с нефтью его по ряду технических причин нельзя). Попутный газ отправляется либо на дальнейшую переработку (где из него получают природный газ (метан), этан и так называемую широкую фракцию углеводородов – ШФЛУ, она же пропан-бутановая смесь – которая может быть использована в качестве автомобильного топлива), либо сжигается на факелах (обычно на небольших месторождениях, где его переработка экономически не рентабельна). Также на УПН происходит обезвоживание (отделение воды) и обессоливание (отделение некоторых примесей), после чего товарная нефть отправляется в трубопровод (и в конечном счете поступает на нефтеперерабатывающие заводы, где из нее производят моторные топлива и другие продукты нефтепереработки).

Технология добычи нефти из сланцевых месторождений (shale oil fields)

Месторождения сланцевой нефти (и газа) гораздо чаще встречаются в земной коре, нежели традиционные месторождения, объем имеющихся в них запасах выше. Однако проблема заключается в том, что они залегают в низкопроницаемых породах. Традиционное нефтяное месторождение напоминает бассейн внутри земной коры – пробурив к нему скважину, можно получить доступ к запасам всего бассейна, простирающегося на множество километров. В сланцевом месторождении запасы хранятся в множестве герметичных ячеек, не связанных друг с другом, как результат, добыть такую нефть долгое время не получалось.

Существующая сегодня технология добычи сланцевой нефти представляет собой комбинацию двух действий:

  1. Сначала бурится наклонно-направленная скважина. После достижения нефтеносного пласта данная скважина продлевается в горизонтальном направлении (так как сланцевые породы обычно залегают горизонтально).
  2. В данную скважину закачивается жидкость и химические реагенты под огромным давлением (около 500 атмосфер). Под действием жидкости и реагентов горная порода, содержащая нефть, разрушается, ранее отдельные ячейки с нефтью внутри горной породой соединяются между собой. Появляется возможность выкачать нефть наверх.
Добыча нефти по технологии гидроразрыва пласта

Добыча нефти по технологии гидроразрыва пласта

Технология гидравлического разрыва пласта (hydraulic fracturing) не является новой в нефтедобыче, ранее она активно использовалась для интенсификации добычи на истощенных традиционных месторождениях.

Технология добычи нефти на морских месторождениях (offshore oil fields)

Добыча нефти может осуществляться не только на суше, но и на морском дне (очень часто добыча ведется на континентальном шельфе, то есть тех частях материковых плит, которые скрыты под водой). Добыча ведется с морских добывающих платформ, где размещается оборудование и персонал. Платформа может быть размещена на морском дне, фиксироваться в заданном месте якорями, либо представлять собой плавучую платформу. Устье скважины может размещаться как на морском дне, так и на поверхности воды. Транспортировка нефти на материк осуществляется либо по подводной трубопроводной инфраструктуре, либо кораблями.

При этом общая технология добычи в целом похожа – добыча предполагает бурение скважин, подъем нефти насосами, транспортировку нефти по трубам. При морской добыче стараются обеспечить максимально продолжительную эксплуатацию одной буровой платформы и минимизировать количество пробуриваемых скважин – например, за счет активного применения горизонтального бурения. Важной особенностью морских месторождений является возможность повторного использования буровых платформ на других месторождениях (при добыче на суше основная часть инфраструктуры обычно остается на том же месте после истощения запасов).

Структура и основные драйверы себестоимости добычи нефти

Все денежные (без учета амортизации) затраты нефтедобывающего предприятия можно упрощенно разделить на две большие группы. Первая группа затрат зависит от количества добываемой жидкости (именно жидкости, т.к. вместе с нефтью добывается вода и растворенный попутный газ). В первую очередь, это затраты энергии на подъем жидкости, затраты по искусственному воздействию на пласт, затраты по первичной обработке добытой жидкости на установках УПН. Эти затраты далеко не всегда пропорциональны объему добываемой нефти. Например, по мере эксплуатации скважины ее обводненность обычно растет (то есть добывается все больший процент воды, нежели нефти). При газлифтном способе добычи затраты на добычу растут обычно быстрее, чем сама добыча, т.к. помимо затрат на подъем полезного ископают возникают дополнительные затраты по искусственному воздействию на пласт (по закачке сжатого воздуха в скважину). Наконец, при фонтанном способе нефть самотеком поднимается на поверхность, и затраты на подъем жидкости и вовсе минимальны. Напрямую от объема добываемой нефти обычно зависят только затраты на налоги (такие как налог на добычу полезных ископаемых) и затраты по транспортировке товарной (прошедшей очистку на УПН) нефти по трубопроводу до места потребления. Таким образом, описанные затраты по своему характеру являются переменными, однако нельзя сказать, что они напрямую зависят от объема добычи.

Вторая группа затрат зависит от общего фонда эксплуатационных (в некоторых случаях действующих) скважин. Это большая часть затрат на оплату труда производственного персонала, на ремонт и эксплуатацию всей инфраструктуры на месторождении. Такие затраты являются постоянными по своей сути.

Упрощенно можно принять допущение, что примерно половина расходов на добычу нефти – постоянные, а половина – переменные (говорим только о прямых денежных расходах на добычу – без учета НДПИ, транспортных расходов и амортизации; рассматриваем наиболее популярный способ добычи - механизированный). Деление на переменные и переменные расходы в нефтедобыче очень важно с точки зрения прогнозирования будущих затрат. Профиль добычи нефти напоминает параболу, и очень важно понимать, на какой стадии находится месторождение на текущий момент – если добыча будет расти, то удельная себестоимость добычи тонны нефти будет снижаться за счет высокой доли постоянных расходов, и наоборот, при падении добычи удельная себестоимость будет расти, а рентабельность добычи будет снижаться вплоть до отрицательных значений. По этой причине линейное прогнозирование будущей EBITDA на основе текущего значения для этого бизнеса неприемлемо.

В том числе по этой причине сложно сравнивать затраты на добычу нефти на разных месторождениях – месторождения могут просто находиться на разных стадиях своего жизненного цикла. Кроме того, себестоимость добычи на тонну может отличаться из-за глубины залегания нефти (в девонских или пермско-меловых горизонтах), способа подъема самой жидкости на поверхность (механизированный, фонтанный или газлифтный способ), свойств самой нефти (для подъема более вязкой нефти требуется больше энергии, т.к. из-за своей густоты она хуже течет по трубам) и ещё целого ряда факторов. Впрочем, сложности с прогнозированием себестоимости добычи нефти обычно нивелируются ее относительно небольшой значимостью на денежный поток нефтедобывающего предприятия – очень часто величина НДПИ и стоимость транспортировки в расчете на тонну добываемой нефти оказываются выше, чем денежная себестоимость добычи, и в большей степени влияют на финансовый результат предприятия.

Капитальные расходы

Ключевой составляющей капитальных расходов на нефтедобычу является величина затрат на обустройство инфраструктуры месторождения. В первую очередь речь идет о трубопроводной инфраструктуре, так как отсутствие доступа к трубопроводу или необходимость его создания с нуля сильно ухудшает экономику нефтегазодобывающего проекта. Осваивать нефть в традиционных районах добычи проще и дешевле, чем работать в новых регионах.

Среди остальных капитальных расходах выделяются затраты на бурение – при наличии мощностей для транспортировки нефти это обычно больше половины всех капитальных расходов. Для бурения скважин очень часто привлекают специализированные нефтесервисные компании (либо собственное нефтесервисное подразделение добывающей компании). Затраты на бурение зависят от расстояния проходки (определяется в метрах) и сложности бурения (горизонтальное бурение обычно стоит дороже, чем традиционное наклонно-направленное). Расходы на бурение включают зарплату буровой команды, стоимость буровых растворов, долот, обсадных и насосно-компрессорных труб, стоимость цемента для закрепления скважины, а также амортизацию бурового станка и энергетические затраты для обеспечения его работы. В России бурение чаще всего производится в условиях неустойчивой болотной местности, что дополнительно требует бетонирования площадки вокруг скважины для обеспечения дальнейшего доступа к ней персонала и технологического оборудования.

К поддерживающим капитальным затратам можно отнести затраты на текущий и капитальный ремонт скважин, работы по интенсификации дебита скважины при достижении «полки добычи» (зарезка боковых стволов и т.д.). Прочие поддерживающие затраты обычно не существенны.

Транспортные расходы

Добываемую нефть стараются транспортировать через систему трубопроводов – трубопроводный транспорт является самым дешевым способом транспортировки. В этом случае затраты на транспортировку обычно зависят от объема транспортируемого полезного ископаемого и расстояния транспортировки (от месторождения до места перехода права собственности к покупателю, в случае реализации на экспорт это обычно порт погрузки или порт выгрузки).

При отсутствии доступа к трубопроводу нефть обычно стараются транспортировать железнодорожным транспортом. При наличии доступа у месторождения к глубоководному порту возможна транспортировка нефти напрямую на танкерах. Такой вариант может быть также выбран в том случае, если речь идет о добыче нефти премиального качества (в случае отправки нефти через трубопровод её качество усредняется с нефтью с других месторождений, и качественную премию производителю не удастся реализовать).

В России большая часть добываемой нефти транспортируется через систему Транснефти. Транснефть является естественной монополией, и тариф на транспортировку регулируется государством. Обычно он ежегодно увеличивается на уровень потребительской инфляции.

Налоги

Нефть – исключительный пример полезного ископаемого, добыча которого гарантирует (за исключением добычи из сланцевых месторождений) устойчивые и высокие уровни рентабельности. Это привело к тому, что помимо стандартного налогообложения прибыли, для нефтедобывающих предприятий во многих странах устанавливают дополнительные налоги. В России таким налогом является налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Объектом налогообложения является объем добытого полезного ископаемого, при этом формула устроена таким образом, что она учитывает колебания цены на нефть. Фактически это означает, что НДПИ составляет постоянный процент от выручки предприятия – при росте цен на нефть сумма уплаченного налога растет, а при снижении – падает. Величина НДПИ может доходить до 60% от выручки нефтедобывающей компании.

Так как себестоимость добычи нефти на разных месторождениях сильно отличается (при этом НДПИ считается от выручки и никак не учитывает себестоимость), эти различия компенсируются налогоплательщикам через систему льгот и поправочных коэффициентов в формуле НДПИ. Эта формула со временем стала очень сложной, а порядок предоставления льгот не всегда прозрачен и подвержен влиянию со стороны лоббистов крупных компаний. Чтобы решить эти проблемы, государство предлагает некоторым месторождением перейти на уплату налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (НДД). Компании, перешедшие на НДД, продолжают платить НДПИ, но по сниженной ставке (механизм НДПИ останется в целом тем же самым). Дополнительно они платят НДД, который будет начисляться по ставке 50% и считаться от прибыли. Прибыль считается как выручка от продажи нефти за минусом всех понесенных в данном периоде текущих (включая НДПИ, денежные расходов на добычу и на транспортировку нефти) и капитальных расходов. Как правило, совокупная сумма уплаченного налога для компаний будет чуть ниже, а государство избавляется от администрирования системы многочисленных льгот. Кроме того, возможность быстрого принятия к вычету капитальных расходов (а не через амортизацию, как при традиционной системе обложения налога на прибыль), по задумке государства, должно стимулировать нефтедобывающие компании расширить программы бурения новых скважин, а значит – нарастить объемы добычи нефти, тем самым скомпенсировав для государства выпадающие доходы.

До 2024 года нефтегазодобывающие компании также уплачивают экспортную пошлину. Упрощенно, экспортная пошлина также представляет собой процент от выручки нефтедобывающих компаний, только уплачивается не со всей выручки, а с тех объемов, которые реализуются на экспорт. Экспортная пошлина была задумана, чтобы обеспечить более низкую цену моторных топлив на внутреннем рынке, нежели на мировом. Однако за годы своего существования по сути защищала отечественные нефтеперерабатывающие заводы от конкуренции. Отечественные НПЗ, в отличие от иностранных производителей, закупали нефтяное сырье по сниженным ценам и могли годами не вкладываться в модернизацию своих производств, в то время как зарубежные НПЗ постоянно повышали долю высокомаржинальных продуктов (в первую очередь, светлых моторных топлив) в структуре выпускаемой ими продукции и снижали долю мазута и потерь. Чтобы решить эти проблемы, был придуман так называемый «налоговый маневр», который постепенно повышал ставки НДПИ и при этом постепенно понижал ставку таможенной пошлины до ее полного обнуления в 2024 г.

Ещё одним налогом (пусть и не настолько значительным) на нефтяников является налог на имущество. Основными составляющими основных средств нефтедобывающих организаций являются скважины и трубопроводы. Данные объекты подпадают под обложение налогом на имущество, т.к. являются недвижимым имуществом. Доля объектов движимого имущества (которое не облагается налогом) у нефтедобывающих компаний обычно не велика (сюда входит например переносное оборудование внутри скважин). Поэтому обычно полная стоимость основных фондов компании облагается налогом. Т.к. налог на имущество является региональным налогом, то отдельные льготы (пониженные ставки и пр.) могут быть установлены региональным законом. У Консультант Плюс есть Справочная информация «Ставки налога на имущество организаций в субъектах Российской Федерации» (обновляемый документ в платной версии). Также на уровне НК РФ (ст. 380 п. 3.1 НК РФ) для ряда регионов (Якутия, Амурская и Иркутская область) установлено освобождение от налога на имущество для объектов, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений.

Вывод актива из эксплуатации (decommissioning)

Порядок вывода актива из эксплуатации после завершения добычи определяется законодательством конкретной страны. Для постоянной герметизации скважин в ней обычно размещают несколько цементных пробок длиной 100 метров с различными интервалами. Ствол скважины перекрывается на глубине нескольких метров от поверхности земли, оставшиеся ниже обсадные трубы остаются в земной коре, обсадные трубы выше точки герметизации - извлекаются. Схема вывода из эксплуатации скважин на морских месторождениях в целом похожа. Необходимость удаления трубопроводной инфраструктуры на месторождении определяется соглашением с владельцем земельного участка – в некоторых случаях может потребоваться демонтировать всю транспортную инфраструктуру и привести участок к первоначальному виду. На морских месторождениях трубопровод обычно требуется очистить от углеводородов, промыть морской водой и захоронить таким образом, чтобы он не мешал морским обитателям. Добывающая платформа обычно разбирается или перевозится на новое месторождение. Упрощенно, сумма расходов на вывод нефтедобывающего актива из эксплуатации обычно прямо пропорциональна имеющемуся фонду скважин. Так как на этапе геологоразведки количество пробуренных скважин обычно минимально, то и стоимость рекультивации месторождения на этом этапе разработки обычно несущественна. После завершения строительства инфраструктуры она существенно возрастает, а дальше растет линейно по мере увеличения эксплуатационного фонда скважин.

Основные участники нефтедобывающего рынка

Крупнейшие мировые нефтегазовые компании - Shell, Total и BP. Также внимание следует уделить крупным государственным нефтедобывающим корпорациям конкретных стран - норвежская Equinor (бывшая Statoil), саудовская Saudi Aramco.

Дополнительные источники информации и статистики по добыче нефти

EIA - сайт статистического департамента Министерства энергетики США. Сайт содержит информацию о производстве, потреблении и запасам по нефти, газу и основным продуктам нефтепереработки. Приводится как историческая информация, так и информация прогнозного характера. Причем многие данные приводятся не только по США, но и по миру в целом. Также на ежегодной основе департамент публикует Annual Energy Outlook, в котором описывает обоснованный прогноз развития нефтяного рынка на ближайшие десятителетия. Сайт содержит обширный справочный раздел, где в доступной форме объясняются базовые вещи, связанные с экономикой нефтяного рынка.

Почему одни страны, города или компании добиваются экономического успеха, а другие - вынуждены влачить жалкое существование? Почему экономический рост такой слабый, а неравенство доходов все выше? Как новые технологии могут изменить глобальный экономический ландшафт? Присоединяйтесь к нашей группе ВКонтакте, чтобы получать больше информации о долгосрочных трендах в экономике и бизнесе.

Комментарии:
Авторизация через:
Здесь пока нет комментариев. Чтобы их оставить, авторизуйтесь вверху страницы или с помощью аккаунта ВКонтакте либо зарегистрируйтесь .
1
Анекдоты про экономику

Советский директор завода показывает свои \"владения\" японскому коллеге, работающему в той же отрасли. Проводит его по цехам, обсуждают технологические процессы. Японец говорит, что у него шесть инженеров работает, а русский стесняется сказать, что 200, и говорит, что семь. На следующий день японец приходит сильно помятый. Русский его спрашивает:

- Что случилось? Выглядишь уставшим.

Японец:

- Можно спрошу один вопрос? Я всю ночь не спал и думал над этим. А за что у вас отвечает седьмой инженер?

Нравится Не нравится Все анекдоты