МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 11 апреля 2019 года N 228

Об утверждении Методики экспресс-оценки запасов углеводородного сырья

В соответствии с пунктом 1 раздела I плана мероприятий ("дорожной карты") по реализации мер по освоению нефтяных месторождений и увеличению объемов добычи нефти в Российской Федерации, утвержденным Председателем Правительства Российской Федерации Д.А.Медведевым 25.01 2019 N 598п-П9,

приказываю:

Утвердить прилагаемую Методику экспресс-оценки запасов углеводородного сырья.

Министр

Д.Н.Кобылкин

УТВЕРЖДЕНА

приказом Минприроды России

от 11 апреля 2019 года N 228

Методика экспресс-оценки запасов углеводородного сырья

I. Общие положения

1. Настоящая Методика экспресс-оценки запасов углеводородного сырья (далее -Методика) разработана в соответствии с пунктом 1 раздела I плана мероприятий ("дорожной карты") по реализации мер по освоению нефтяных месторождений и увеличению объемов добычи нефти в Российской Федерации, утвержденным Председателем Правительства Российской Федерации Д.А.Медведевым 25.01/2019 N 598п-П9, с целью проведения анализа экономической эффективности разработки месторождений в текущих налоговых условиях и оценки сложившейся дифференциации налоговых условий геологического изучения, разведки и добычи нефтяного сырья для различных пользователей недр и предназначена для целей проведения инвентаризации запасов углеводородного сырья на предмет экономической эффективности разработки указанных месторождений в рамках действующего законодательства о налогах и сборах и законодательства Российской Федерации о таможенном регулировании (далее - инвентаризация запасов) в соответствии с вышеуказанным планом мероприятий.

2. Методика определяет порядок проведения экспресс-оценки запасов углеводородного сырья месторождений с текущими извлекаемыми запасами нефти свыше 5 млн т и предназначена для использования Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами и подведомственными организациями. Методика может быть использована пользователями недр при экспресс-оценке запасов углеводородного сырья и носит рекомендательный характер.

3. Настоящая Методика не может быть использована для составления и/или внесения изменений в технические проекты разработки месторождений углеводородного сырья и иную проектную документацию на выполнение работ, связанных с пользованием недр (далее - проектную документацию), и при проведении государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, предусмотренной статьей 29 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах".

4. Для целей настоящей Методики используются следующие основные понятия:

Рентабельно извлекаемые запасы - объем запасов, извлечение которых экономически оправдано в действующих налоговых условиях.

Год проведения оценки - год проведения инвентаризации запасов.

Месторождение - участок недр или группа участков недр, на которые составлена проектная технологическая документация (далее - ПТД). При отсутствии ПТД месторождение определяется в соответствии с государственным балансом запасов полезных ископаемых на 1 января года оценки.

Период оценки - временной интервал от года проведения оценки до окончания срока разработки месторождения.

5. Оценка рентабельно извлекаемых запасов нефти для месторождений с текущими извлекаемыми запасами нефти свыше 5 млн т не предполагает внесения каких-либо изменений в проектную документацию, действующую на 1 января года проведения оценки.

6. Результаты оценки рентабельных запасов и обосновывающая их информация могут быть представлены на рассмотрение экспертно-технического совета в ФБУ "Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых России" (далее - ЭТС ГКЗ) в соответствии с приказом ФБУ "ГКЗ" "Об Экспертно-техническом совете Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при ФБУ "ГКЗ" от 13.02.2018 г. N 107/1.

7. Окончательный объем и структура рентабельно извлекаемых запасов нефти для месторождений углеводородного сырья с текущими извлекаемыми запасами нефти свыше 5 млн т определяются в итоговом отчете ЭТС ГКЗ, сформированном по результатам рассмотрения результатов оценки. Требования к содержанию итогового отчета приведены в главе VI настоящей Методики.

II. Формы предоставления информации для проведения инвентаризации запасов

     2.1. Технологические показатели разработки

2.1.1. Оценка рентабельных запасов для целей инвентаризации производится на основе технологических показателей разработки, которые принимаются либо в соответствии с проектными документами, утвержденными в соответствии с Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118, либо на основе актуализированных бизнес-планов компании на весь срок до конца разработки. При выполнении оценки на основе актуализированных бизнес-планов в итоговом отчете приводится обоснование выявленных отклонений технологических показателей разработки месторождения от действующего ПТД. Отклонения технологических показателей разработки месторождений, требующих основания, могут определяться в соответствии с приведенным в настоящей Методике уровнем допустимых отклонений (Приложение 2, Таблица 15).

2.1.2. Вся необходимая информация для оценки рентабельных запасов по каждому месторождению приводится в соответствии с Приложением 1* к настоящей Методике с необходимыми текстовыми пояснениями следующим образом:

________________

* Приложение см. по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

2.1.3. Общие сведения о месторождении:

пользователь(-и) недр, почтовый адрес, телефон, номер, дата выдачи и срок действия лицензии, район расположения месторождения.

2.1.4. Краткая геолого-физическая характеристика (Приложение 1, Таблица 1).

2.1.5. Сведения о состоянии текущих запасов нефти (данные о геологических и извлекаемых запасах приводятся по эксплуатационным объектам (далее - ЭО), в целом по месторождению и (или) лицензионному участку по форме, приведенной в Таблице 2 Приложения 1 к настоящей Методике. Если месторождение разрабатывается несколькими пользователями недр, то представляются данные по каждому пользователю недр:

запасы нефти учтенные государственным балансом по категориям запасов (номер протокола, дата утверждения в ГКЗ);

в случае изменения запасов по ЭО (месторождению) за год, предшествующий проведению инвентаризации, представляются данные, не учтенные в государственном балансе запасов полезных ископаемых, и указываются номер и дата протокола по утверждению запасов.

2.1.6. Состояние разработки:

состояние выработки запасов и сравнение проектных и фактических показателей разработки за последние 5 лет разработки по объектам и месторождению в целом по форме, приведенной в Таблице 3 Приложения 1 к настоящей Методике.

2.1.7. Прогноз количества геолого-технологических мероприятий (ГТМ) и мероприятий по увеличению нефтеотдачи (МУН) до окончания срока разработки (Таблица 4).

2.1.8. Приводится прогноз добычи нефти и газа на полное развитие по эксплуатационным объектам и в целом по месторождению по категориям запасов АВ1+В2, С1+С2 (Таблица 5). В случае применения льгот по налогу на добычу полезных ископаемых приводится прогноз добычи нефти по каждому виду льгот отдельно (с указанием применяемой льготы, (Таблица 5), за исключением нефти добываемой с применением коэффициента со значением менее 1 в соответствии с п.2-3 ст.342.5 Налогового кодекса Российской Федерации (льгота по выработанности запасов нефти).

2.1.9. Приводится характеристика прогнозного фонда скважин (Таблица 6).

2.1.10. При проведении инвентаризации запасов нефти с детализацией по скважинам (п.4.2.1.1 Методики) представляются фактические и прогнозные показатели работы и параметры эксплуатационного фонда скважин по формам, приведенным в Таблице 7, Таблице 8, Таблице 9 Приложения 1 к настоящей Методике.

     2.2. Нормативы затрат и сводные показатели

2.2.1. Для целей экспресс-оценки используются актуализированные нормативы капитальных и текущих затрат на основе фактических/плановых показателей по данному месторождению на год проведения оценки по форме, приведенной в Таблице 10 Приложения 2* к настоящей Методике. В случае, если в экономической оценке конкретного эксплуатационного объекта используются нормативы затрат, не указанные в Приложении 2 (Таблица 10), могут быть представлены значения дополнительных нормативов. В случае отсутствия необходимых фактических/плановых показателей затрат по эксплуатационному объекту или месторождению в целом, могут быть использованы фактические/плановые показатели капитальных и текущих затрат по объектам-аналогам.

________________

* Приложение см. по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

III. Правила определения показателей для подсчета рентабельно извлекаемых запасов нефти

     3.1. Макроэкономические и ценовые предпосылки

3.1.1. Прогноз уровня цен на углеводородное сырье (УВС) и соответствующего курса рубля Российской Федерации к доллару США.

3.1.2. Технико-экономическая оценка рентабельных извлекаемых запасов проводится с использованием данных последнего опубликованного на момент проведения инвентаризации запасов полезных ископаемых прогноза социально-экономического развития Министерства экономического развития Российской Федерации. Номинальные значения цен УВС и курса рубля Российской Федерации к доллару США переводятся в реальное выражение с использованием среднегодового индекса потребительских цен и прогнозных данных по инфляции США по данным Министерства экономического развития Российской Федерации. При отсутствии данных по прогнозу инфляции доллара США используются данные международных организаций (Международного валютного фонда - IMF). Значения показателей по годам после окончания прогнозного периода принимаются на уровне последнего года прогнозного периода.

3.1.3. Налоговое и таможенно-тарифное регулирование

3.1.4. Оценка рентабельно извлекаемых запасов нефти для месторождений углеводородного сырья с текущими извлекаемыми запасами нефти свыше 5 млн т производится в действующих налоговых условиях и при текущих макроэкономических показателях на 1 января года проведения оценки.

3.1.5. Определение параметров регулирования тарифов

При расчете показателей экономической эффективности вариантов разработки используются регулируемые тарифы естественных монополий, устанавливаемые федеральным органом исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) на товары (услуги) на год проведения оценки.

3.1.6. Ставка дисконтирования

Расчет дисконтированных показателей экономической эффективности выполняется при ставке дисконтирования 16,3% в реальном выражении. Справочно приводится дополнительный расчет при ставке дисконтирования 15%.

     3.2. Капитальные затраты на разведку, разработку и обустройство месторождения УВС

3.2.1. Общие положения

3.2.1.1. Величина капитальных вложений по эксплуатационным объектам месторождения рассчитывается для календарного года отдельно для каждого ЭО с использованием нормативов затрат, либо принимается на основе фактических данных о капитальных вложениях по объектам по годам проекта (Таблица 11).

3.2.1.2. Капитальные затраты на строительство объектов промыслового обустройства или внешней инфраструктуры, совместно используемых различными ЭО, могут быть отнесены на самый крупный ЭО по величине извлекаемых запасов нефти, добычи нефти или другому показателю с соответствующим обоснованием. Не допускается распределять капитальные затраты на ЭО, если отнесение таких затрат на ЭО приводит к отрицательной величине чистого дисконтированного дохода инвестора (ЧДД) при его разработке.

3.2.1.3. В случае если на месторождении предусмотрено строительство объектов инфраструктуры, которые будут использоваться при разработке группы из нескольких месторождений, то стоимость таких объектов следует относить на месторождения группы пропорционально объему извлекаемых запасов нефти или добычи нефти, или другому показателю с соответствующим обоснованием. При этом, если отнесение таких капитальных затрат на какое-либо месторождение в группе приводит к отрицательному ЧДД его разработки, то затраты рекомендуется распределить на прочие месторождения.

3.2.1.4. Капитальные затраты на строительство объектов промыслового обустройства, нормативы для которых (Приложение 2, Таблица 10, п/п 2.5) задаются на скважину, рассчитываются согласно данным о плановом количестве пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на каждый год реализации проекта.

3.2.1.5. Капитальные затраты на строительство объектов промыслового обустройства и внешней инфраструктуры, нормативы для которых (Приложение 2, Таблица 10, п/п 2.5) заданы на штуку или единицу (по основному технологическому свойству: протяженности, мощности и прочее), рассчитываются по годам согласно графику строительства этих объектов.

3.2.1.6. Для расчета капитальных затрат на замену оборудования, не входящего в смету строек, используется норматив затрат на замену оборудования, не входящего в смету строек (Приложение 2, Таблица 10, п/п 2.4), и данные о среднедействующем фонде добывающих и нагнетательных скважин (среднее значение между действующим фондом скважин на конец года расчета и конец предыдущего года).

3.2.1.7. Перечень вводимых на месторождении объектов промыслового обустройства и внешней инфраструктуры с указанием основных технологических характеристик (мощности, размера, протяженности и проч.) и их стоимости представляется по форме, приведенной в Таблице 10 Приложения 2 настоящей Методики. К таким объектам относятся:

Объекты сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата. Например, выкидные линии, групповые замерные установки, нефтесборные и газосборные сети, напорные нефтепроводы и газопроводы, межпромысловые нефтепроводы и газопроводы, центральные пункты сбора, дожимные насосные станции, установки предварительного сброса воды, компрессорные станции, установки низкотемпературной сепарации, установки предварительной и комплексной подготовки газа, установки стабилизации и деэтанизации конденсата. В случае морских месторождений, рекомендуется включать также платформы, подводные добычные комплексы, морские трубопроводы, объекты береговой инфраструктуры и прочие подобные объекты обустройства, если строительство данных объектов предусматривается проектом.

Объекты системы поддержания пластового давления (далее - ППД). Например, высоконапорные и низконапорные водоводы, кустовые насосные станции, водораспределительные батареи (блок гребенки), водозаборные скважины.

Объекты электроснабжения. Например, трансформаторные подстанции и высоковольтные линии.

Автомобильные дороги и мосты. Например, магистральные, грунтовые, с твердым покрытием и проч.

Базы обслуживающего назначения и прочие объекты. Например, опорные базы промысла, распределенные системы управления, объекты по обеспечению пожарной безопасности, управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, площадные объекты (например, вертолетная площадка). Также необходимо учесть объекты, строительство которых входит в проекты по полезному использованию попутного нефтяного газа или по уменьшению количества выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, которые не перечислены в группах выше.

Объекты внешней инфраструктуры. Например, линии электропередач, трубопроводы, внешние автомобильные дороги и т.д.

3.2.1.8. При расчете экономических показателей эффективности могут учитываться фактические капитальные затраты прошлых лет, приведенные на дату оценки. Период учета затрат предыдущих лет не должен превышать 7 лет, предшествующих году проведения оценки.

     3.3. Нормативы капитальных затрат

3.3.1. Оценку нормативов капитальных затрат (Приложение 2, Таблица 10) рекомендуется осуществлять на год проведения оценки на основе фактических/плановых показателей по данному месторождению. В случае отсутствия необходимых фактических/плановых показателей по ЭО или месторождению в целом, могут быть использованы фактические данные по объектам-аналогам, в качестве которых рекомендуется использовать объекты со схожим расположением, геолого-физическими характеристиками продуктивных пластов и т.п. Для нормативов капитальных вложений для объектов обустройства и внешней инфраструктуры могут быть также использованы фактические/плановые данные по соответствующим затратам в данном регионе. При отсутствии фактических данных могут использоваться плановые показатели.

3.3.2. В случае, если на месторождении предусматривается проведение операций гидроразрыва пласта (ГРП) при бурении скважин (до ввода скважин в промышленную эксплуатацию), рекомендуется использовать отдельные нормативы затрат на одну скважино-операцию для различных видов ГРП, а также при разных объемах закачиваемого состава (Приложение 2, Таблица 10, п/п 2.3). Если помимо затрат на бурение скважин и проведение ГРП, предусмотрены прочие работы и операции при бурении скважин, которые предусматривают создание объектов основных средств, рекомендуется указывать расходы на них в виде отдельных нормативов на скважино-операцию или вводимую скважину из эксплуатационного бурения с указанием фонда (Приложение 2, Таблица 10, п/п 2.3).