Организация и планирование себестоимости газа на месторождении

Введение

Добыча газа на месторождении соединяет геологическую задачу отбора запасов с хозяйственной задачей удержания затрат в границах, при которых поставка остается экономически оправданной. Себестоимость тысячи кубических метров складывается не только из материалов, энергии и оплаты труда. В нее входят амортизация скважин и установок подготовки, содержание промысловых трубопроводов и дожимных компрессорных станций, вахтовая доставка персонала, платежи за пользование недрами и налог на добычу полезных ископаемых. По мере падения пластового давления и дебитов те же объекты обслуживают меньший объем газа, поэтому удельные условно-постоянные расходы растут даже при неизменной сумме затрат.

Актуальность темы определяется тремя связанными обстоятельствами. Во-первых, себестоимость добычи газа и газового конденсата есть совокупность затрат на содержание и эксплуатацию скважин, установок комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станций, внутрипромысловых газо-, водо- и конденсатопроводов, а также затрат на услуги сторонних организаций и отчисления по установленным нормативам [1]. Во-вторых, для бухгалтерского учета расходов по обычным видам деятельности обязательна группировка по экономическим элементам, а перечень калькуляционных статей организация устанавливает самостоятельно [2]. В-третьих, на действующих промыслах структура затрат зависит от стадии разработки: новые мощности снижают удельные постоянные расходы, а выработанные залежи и налоговая нагрузка их повышают [3].

Цель работы состоит в том, чтобы раскрыть организацию формирования себестоимости газа на месторождении и порядок ее планирования. Для достижения цели поставлены задачи: определить экономическое содержание себестоимости и калькуляционную единицу; классифицировать затраты; связать производственную структуру промысла с технологическими процессами; показать нормативный и пофакторный расчет плановых затрат; выделить влияние налога на добычу полезных ископаемых и горно-геологических условий; описать контроль плана через анализ отклонений и сравнение удельных показателей.

Объект исследования — организация работ по добыче газа на месторождении. Предмет — методы планирования и калькулирования себестоимости природного газа, газового конденсата и попутного газа. В работе использованы нормативный, процессный и сравнительный подходы, а также разложение затрат на условно-постоянные и условно-переменные.

Глава 1. Себестоимость добычи газа как объект организации и планирования

1.1. Экономическое содержание себестоимости газа на месторождении

Себестоимость добычи газа представляет собой стоимостную оценку ресурсов, потребленных для извлечения, сбора, подготовки и подачи газа в магистральный газопровод. В учебниках по экономике нефтегазовых предприятий она рассматривается как часть издержек производства наряду с себестоимостью строительства скважин, переработки и транспорта [4], [5]. Для газового промысла эта величина имеет отраслевую границу: в нее входят затраты до передачи сухого газа в магистраль и до отгрузки конденсата, но не входят тариф магистрального транспорта, если транспорт выполняет другая организация.

Калькуляционными единицами служат 1 000 кубических метров природного газа, 1 000 кубических метров попутного газа и 1 тонна газового конденсата. Единицы не смешивают, потому что продукты различаются по технологии получения и по направлению реализации. Калькулируют себестоимость валовой и товарной добычи. По валовой добыче определяют производственную себестоимость. По товарной добыче определяют производственную и полную себестоимость [6]. Товарный объем меньше валового на технологические нужды, технически неизбежные потери, газ, закачанный в пласт, и иные объемы, не переданные покупателю. Поэтому одинаковая сумма затрат дает разную удельную себестоимость в зависимости от того, какой объем принят в знаменателе.

Производственная себестоимость включает затраты процессов добычи, подготовки, промыслового транспорта и интенсификации, а также общехозяйственные расходы промысла. Полная себестоимость товарного газа дополнительно включает расходы на сбыт, если они возникают у газодобывающей организации. В вертикально интегрированной компании коммерческие расходы часто учитываются на стадии реализации, а промысел отвечает за производственную себестоимость. Это разграничение нужно фиксировать в учетной политике, иначе план промысла и план компании окажутся несопоставимы.

Особенность газодобычи состоит в отсутствии незавершенного производства и полуфабрикатов в том смысле, в каком они есть в машиностроении. Продукт либо извлечен и подготовлен, либо еще находится в пласте и не является активом незавершенного производства [6]. Затраты периода относятся на добычу этого периода. Исключение составляют расходы будущих периодов, связанные с подготовкой и освоением, если учетная политика предусматривает их распределение по сроку либо по объему добычи.

Себестоимость единицы товарного газа чувствительна к объему. Условно-переменные расходы на единицу в коротком периоде близки к постоянной величине, а условно-постоянные на единицу снижаются при росте добычи и резко растут при ее спаде [3]. На практике к переменной части добавляется налог, ставка которого задается законодательством и не управляется промыслом. Поэтому рост добычи снижает удельную себестоимость только в той части, которая связана с содержанием фонда скважин, установок и аппарата управления.

1.2. Классификация затрат газодобывающего производства

Планирование начинается с единой классификации. По экономическим элементам расходы обычных видов деятельности группируются как материальные затраты, затраты на оплату труда, отчисления на социальные нужды, амортизация и прочие затраты [2]. Отраслевые рекомендации по добыче газа детализируют материальные затраты до вспомогательных материалов, топлива и энергии и сохраняют оплату труда, социальные отчисления, амортизацию и прочие затраты [1]. Элементная группировка нужна для сметы затрат на производство и для сопоставления предприятий. Она не показывает, на каком объекте промысла возник расход.

По способу включения в себестоимость продукта затраты делят на прямые и косвенные. Прямыми для природного газа являются амортизация газовых скважин, если они эксплуатируются только на газ, заработная плата операторов, обслуживающих только газовый фонд, и реагенты, норма которых установлена на тысячу кубических метров газа. Косвенными являются общехозяйственные расходы, часть энергии общепромысловых объектов и затраты совместной добычи нефти и попутного газа. Косвенные расходы распределяют по базе, закрепленной в учетной политике: по валовой добыче в условных тоннах, по товарной добыче, по прямой заработной плате или по отдельной базе для каждого процесса.

По связи с объемом добычи выделяют условно-переменные и условно-постоянные расходы. К переменным относят налог на добычу газа, значительную часть реагентов, покупную технологическую энергию, затраты закачки агента в пласт. К постоянным относят аренду основных средств, существенную долю расходов на содержание оборудования, общепроизводственные и общехозяйственные расходы [3]. Деление условно, потому что при длительной остановке фонда часть «постоянных» договоров можно сократить, а при росте закачки метанола «переменный» расход зависит еще и от термобарических условий, а не только от объема.

По возможности воздействия выделяют управляемые и неуправляемые расходы. Нормы реагентов, график ремонтов, численность вахты и маршруты транспорта находятся в контуре газодобывающего общества. Ставка налога, арендная плата за основные средства собственника запасов и централизованные затраты на геологоразведочные работы задаются извне. В структуре эксплуатационных затрат дочернего общества ПАО «Газпром» именно неуправляемые статьи определяли рост общей суммы расходов при вводе новых мощностей [3]. План, в котором эти статьи смешаны с ремонтами и материалами, не позволяет оценить качество работы промысла.

По месту возникновения затрат учет ведут по месторождениям, залежам, кустам и скважинам, а также по цехам и бизнес-единицам. Цех объединяет однородные объекты и несет цеховые расходы. Бизнес-единица выпускает калькулируемый продукт или услугу: добычу, подготовку, транспорт, ремонт, энергоснабжение [6]. Для газа природная граница места возникновения затрат совпадает с технологическим процессом: добыча сырого газа, комплексная подготовка, промысловый транспорт, интенсификация.

По калькуляционным статьям номенклатура в нефтегазодобыче исторически включает оплату труда производственных рабочих, отчисления на социальные нужды, амортизацию скважин, подготовку и освоение производства, содержание и эксплуатацию оборудования, расходы цехов добычи, общепроизводственные и прочие производственные расходы [6]. Для газодобывающего предприятия статьи выстраивают по процессам, а внутри процесса расшифровывают по элементам. Перечень статей предприятие утверждает само [2], но отступать от процессной логики нецелесообразно: иначе план нельзя защитить перед производственными службами.

1.3. Нормативная основа учета и планирования себестоимости

Бухгалтерская себестоимость проданной продукции формируется из расходов по обычным видам деятельности, признанных в отчетном и предыдущих периодах, с учетом переходящих расходов [2]. Правила калькулирования в разрезе статей задаются отраслевыми методическими документами и учетной политикой. Для газодобычи таким документом остаются методические рекомендации, введенные в действие с 1 января 1995 года и заменившие инструкцию Министерства газовой промышленности 1973 года. Они требуют планировать и учитывать затраты по элементам, технологическим процессам и целевым направлениям [1].

Для совместной добычи нефти и газа применяется методика планирования, учета и калькулирования себестоимости добычи нефти и газа. Плановая калькуляция в ней составляется на год с разбивкой по кварталам и месяцам, а в составе калькуляции раздельно показываются производственная себестоимость валовой добычи, производственная и полная себестоимость товарной добычи нефти, попутного газа и природного газа [7]. Эта методика важна для нефтегазоконденсатных месторождений, где один фонд скважин дает несколько продуктов.

Налоговый учет расходов регулируется отдельно. В себестоимости для управленческих решений налог на добычу полезных ископаемых занимает место переменного расхода, хотя в бухгалтерском учете он может отражаться как прочий расход по обычным видам деятельности в зависимости от учетной политики. Ставка по газу горючему природному установлена Налоговым кодексом Российской Федерации и исчисляется по формуле, а не в виде единственного твердого тарифа на все месторождения [8]. Разъяснение состава формулы дано налоговым органом: произведение базовой ставки, единицы условного топлива и коэффициента сложности суммируется с показателем расходов на транспортировку газа и показателем, установленным для газа [9].

Организация работ, от которой зависит и объем в знаменателе себестоимости, подчиняется Правилам разработки месторождений углеводородного сырья. Годовые уровни добычи свободного газа утверждаются в техническом проекте для запасов категорий A и B1. Для газовых и газоконденсатных месторождений отклонение фактической годовой добычи от проектной допускается в связи с изменением спроса на газ, и такое отклонение оценивают по фактически достигнутым уровням [10]. Следовательно, план себестоимости нельзя строить только от проектного профиля: его нужно пересчитывать при изменении газового баланса.

Отраслевая система управления затратами крупных газодобывающих компаний связывает себестоимость с целевыми показателями, бюджетированием, нормами и нормативами, мотивацией и классификацией технико-экономической информации [3]. Плановая калькуляция промысла является частью этой системы, а не изолированным расчетом бухгалтерии.

Глава 2. Организация работ по добыче газа и формирование затрат по процессам

2.1. Производственная структура промысла и связь с местами возникновения затрат

Добыча газа организована как непрерывный процесс. Газ из залежи поступает в скважину за счет пластовой энергии. На устье измеряют дебит, давление и температуру, вводят ингибитор гидратообразования и коррозии, направляют поток в шлейф. Куст или одиночная скважина является первичным местом возникновения затрат: здесь возникают амортизация скважины, обслуживание фонтанной арматуры, исследования, капитальный и текущий ремонт.

Шлейфы сходятся на установку комплексной подготовки газа. На ней выполняют сепарацию, осушку, очистку от сероводорода и углекислого газа, выделение конденсата, замер и передачу сухого газа в промысловый коллектор. Установка является самым материалоемким и энергоемким объектом промысла: здесь расходуют гликоли, силикагель, амины, метанол, хладагенты, тепловую и электрическую энергию.

Если давления на выходе установки недостаточно для подачи в магистральный газопровод, газ компримируют на дожимной компрессорной станции. Станция появляется или расширяется на стадии падающей добычи и резко увеличивает расход топливного газа, электроэнергии, запасных частей и услуг по ремонту газоперекачивающих агрегатов. Затраты станции относят на процесс промыслового транспорта либо на отдельный передел компримирования, если учетная политика выделяет его самостоятельно.

Вокруг основного производства работают вспомогательные подразделения: цех капитального и подземного ремонта скважин, энергоснабжение, автоматика и телемеханика, автотранспорт, ремонтно-механический цех, лаборатория, база материально-технического снабжения. Их услуги включают в себестоимость процессов по элементам либо по внутренним ценам. Выбор способа влияет на прозрачность плана. Поэлементное включение лучше показывает трудоемкость и фондоемкость. Включение по цене услуги удобно для хозрасчета вспомогательного цеха, но требует отдельной сметы, иначе внутренняя цена скрывает перерасход.

На северных и удаленных месторождениях организация работ строится вахтовым методом. В себестоимость входят доставка персонала от пункта сбора до промысла и от вахтового поселка до объектов, содержание поселка в некомпенсируемой части, районные коэффициенты и северные надбавки к оплате труда [1]. Эти расходы мало зависят от суточного дебита отдельной скважины и почти целиком относятся к условно-постоянным. При проектировании плана их нельзя «размазывать» равномерно на тонну условного топлива без привязки к численности вахты и схеме заездов.

Технический проект разработки задает фонд скважин, уровни отбора, схему подготовки и сроки ввода дожимных мощностей. Экономическая служба не вправе подменять проектный документ, но обязана перевести его решения на язык затрат. Ввод скважины увеличивает амортизацию и фонд оплаты обслуживания. Ввод дожимной станции увеличивает ремонты и энергию. Ограничение отбора из-за спроса снижает знаменатель калькуляции и повышает удельную себестоимость при почти той же сумме постоянных расходов. Пункт Правил о допустимом отклонении добычи газа от проекта при изменении спроса [10] поэтому является не только геологическим, но и планово-экономическим условием.

2.2. Технологические процессы как база планирования себестоимости

Рекомендации по добыче газа выделяют четыре технологических процесса по движению продукции от скважины до магистрали: добыча и первичная обработка сырого газа; комплексная подготовка газа и газового конденсата; промысловый и межпромысловый транспорт; интенсификация добычи, включая сайклинг-процесс [1]. Затраты, которые относятся ко всем процессам, планируют отдельно как общехозяйственные.

На процессе добычи и первичной обработки учитывают амортизацию эксплуатационных, наблюдательных и контрольных скважин, оплату труда операторов по добыче и исследованию скважин, электроэнергию привода насосов подачи реагентов, метанол и ингибиторы коррозии для ствола, устья и шлейфа, расходы на исследования и ремонты скважин. Нормы расхода вспомогательных материалов дифференцируют по сроку эксплуатации месторождения, составу газа и принятой технологии [1].

На процессе комплексной подготовки учитывают реагенты осушки и очистки, энергию технологических аппаратов, амортизацию и ремонт установки, оплату труда операторов подготовки, потери реагента и затраты на регенерацию гликоля. Здесь формируется качество газа, сдаваемого в магистраль: точка росы по влаге и углеводородам, содержание сернистых соединений. Отклонение от технологического режима, приводящее к повторной обработке или к штрафу за качество, относится на фактическую себестоимость и не должно заранее закладываться в план как нормальная величина.

На процессе транспорта учитывают содержание шлейфов, коллекторов, конденсатопроводов, узлов замера, а также дожимной компрессорной станции, если станция обеспечивает промысловую подачу. Топливо для автотранспорта, обслуживающего трассу, планируют по нормам на 100 километров, на тонно-километр или на час работы [1]. Амортизация линейной части зависит от протяженности и диаметра, а не от текущего дебита, поэтому при падении добычи удельные транспортные расходы растут быстрее, чем удельные расходы реагентов.

На процессе интенсификации учитывают затраты воздействия на пласт. Для газоконденсатных залежей с сайклинг-процессом затраты закачки сухого газа относят на конденсат, поскольку закачка предназначена для поддержания давления и увеличения извлечения конденсата [1]. Амортизацию нагнетательных скважин не смешивают с амортизацией добывающих газовых скважин: ее относят на процесс воздействия на пласт. Такое разделение сохраняет сопоставимость себестоимости товарного газа на месторождениях с закачкой и без нее.

Общехозяйственные расходы включают содержание административно-управленческого персонала, связь, командировки в пределах норм, охрану труда, противопожарную и сторожевую охрану, подготовку кадров, содержание технических средств управления [1]. Сверхнормативные представительские и командировочные расходы в логике этих рекомендаций не включаются в себестоимость. В действующей учетной политике границу проводят по правилам бухгалтерского учета и по главе Налогового кодекса о расходах, не принимаемых для налогообложения. Для управленческого плана промысла достаточно запретить включение в цеховую себестоимость расходов, не связанных с добычей и подготовкой.

Отдельного пояснения требует собственный газ. В элемент «Топливо» сметы по экономическим элементам не включают газ собственной добычи, израсходованный на технологические нужды и отопление, иначе стоимость уже добытого сырья будет удвоена [1]. В описании технологического процесса топливная составляющая показывает газ на продувку, опорожнение аппаратов и технически неизбежные потери. В плане эти объемы вычитают из валовой добычи при расчете товарного газа и одновременно контролируют как технологический расход. Двойного включения в сумму затрат не допускают.

Покупную электроэнергию планируют по нормам в киловатт-часах на 1 000 кубических метров и по тарифу. Для объектов с присоединенной мощностью свыше 100 киловольт-ампер исторически применялся двухставочный тариф: плата за энергию и плата за мощность. Для меньших присоединений и для ряда объектов связи и катодной защиты применялся одноставочный тариф [1]. В современном договоре энергоснабжения ставка может иметь иную конструкцию, но принцип сохраняется: план должен отдельно показывать плату, зависящую от потребления, и плату, зависящую от заявленной мощности. Вторую часть нельзя сократить одним снижением суточного отбора, если максимум нагрузки и договорная мощность сохранены.

2.3. Распределение затрат между газом, конденсатом и попутным газом

На газоконденсатном месторождении один технологический цикл дает сухой газ и нестабильный либо стабильный конденсат. Прямые затраты конденсатопроводов, налива и стабилизации относят на конденсат. Прямые затраты осушки и компримирования сухого газа относят на газ. Общие затраты сепарации распределяют по базе, установленной учетной политикой. База должна быть устойчивой в течение года, иначе помесячная калькуляция несравнима.

На нефтяном месторождении попутный газ возникает вместе с нефтью. Последовательность переделов включает воздействие на пласт, сбор и транспорт нефти, сбор и транспорт газа, технологическую подготовку нефти [6]. Значительная часть затрат скважин исторически распределялась между нефтью и попутным газом пропорционально валовой добыче в тоннах. Такой порядок завышает себестоимость попутного газа, если газ является побочным продуктом и не требует самостоятельных затрат до узла сбора. В литературе обоснована иная позиция: на попутный газ относить затраты его сбора и транспорта, а остальные совместные затраты оставлять на нефти [6]. Для плана это принципиально. Если попутный газ оценивают для проекта утилизации, завышенная себестоимость может показать убыточность полезного использования. Если ее занижают, промысел скрывает затраты компрессорных станций и газопроводов.

Калькулирование в нефтегазодобыче относят к попередельному методу: затраты собирают по стадиям, а себестоимость продукта получают суммированием переделов после распределения [6], [11]. Процессный подход для газа решает ту же задачу точнее, чем единая «котловая» калькуляция по месторождению. Комплексный расчет себестоимости требует определить места возникновения затрат и факторы, которые эти затраты образуют, а не усреднять все расходы на одну тонну углеводородов [12].

Таблица 1 — Отнесение затрат газодобычи на процессы и продукты

Источник: [1].

Глава 3. Планирование себестоимости газа и контроль исполнения плана

3.1. Нормативный и пофакторный методы плановых расчетов

Плановая себестоимость является расчетом допустимых затрат при заданной добыче, а не прогнозом фактического перерасхода. Основными методами остаются нормативный и пофакторный. Нормативный метод исходит из научно обоснованных норм расхода, планового объема и цены ресурса. Пофакторный метод берет себестоимость базисного года и корректирует ее на изменение техники, организации, объема, структуры продукции и природных условий.

Нормы вспомогательных материалов, топлива и энергии различаются по месторождениям в зависимости от срока эксплуатации, состава газа и технологии [1]. На планируемый год нормы уточняют с учетом задания по их снижению и организационно-технических мероприятий. По ресурсам, на которые нормы не установлены, потребность определяют от фактического удельного расхода базисного года с заложенным снижением. Такой остаточный способ допустим только для номенклатуры с малой долей в затратах. Метанол, гликоль, электроэнергия компримирования и фонд оплаты вахты планируют по нормам.

Затраты на технологические реагенты определяют как сумму произведений нормы расхода, объема добычи и цены приобретения по каждому виду реагента. Норма задается в граммах на тысячу кубических метров, объем в тысячах кубических метров, цена в рублях за единицу массы, принятую в договоре. Перед умножением единицы приводят к одному масштабу. К цене добавляют транспортно-заготовительные расходы. Их планируют от уровня базисного года на один рубль материала с поправкой на дальность, сезон завоза и долю авиационных и водных перевозок [1]. Для арктического промысла эта поправка сопоставима с ценой реагента на складе поставщика.

Затраты на покупную энергию равны произведению нормы в киловатт-часах или гигакалориях на тысячу кубических метров, объема добычи и тарифа. Тепло на отопление зданий планируют отдельно: по норме на кубический метр отапливаемого объема, а не на тысячу кубических метров газа. Иначе в теплый год или при сокращении вахтового поселка план тепла ошибочно следует за добычей.

Оплату труда планируют по численности, системам оплаты и режиму работы. Предприятие самостоятельно выбирает повременную, сдельную или смешанную систему для операторов, ремонтников и персонала установки подготовки. В расчет включают районный коэффициент, северную надбавку, доплату за вахту и ночные часы [1]. Численность определяют от фонда скважин, числа установок и регламента обслуживания, а не пропорционально добыче. При падении дебита фонд скважин часто сохраняется, поэтому фонд оплаты не снижается в той же пропорции, что и выпуск.

Амортизацию планируют по видам основных средств и распределяют по технологическим процессам. В план включают ввод скважин и объектов по графику обустройства и выбытие ликвидированных скважин. Равномерное начисление от стоимости на начало года занижает амортизацию года, в котором вводят крупную установку, и завышает удельную себестоимость следующего года, если объем добычи отстает от ввода мощностей.

Пофакторный пересчет объясняет отклонение плановой себестоимости от базисной. Выделяют повышение технического уровня, улучшение организации производства и труда, изменение объема и структуры продукции, изменение природных условий и способов эксплуатации, прочие факторы, включая цены и налоги. По природным условиям для газа учитывают падение пластового давления, рост удельного расхода реагентов, ввод дожимной компрессорной станции, обводнение и изменение состава газа. Положительный эффект новой технологии показывают отдельно от отрицательного эффекта истощения, иначе экономия от мероприятия будет поглощена геологией и признана несостоявшейся.

Удельные нормы в инвестиционных расчетах строят иначе, чем годовой план действующего промысла. Условно-постоянные расходы относят на действующий фонд скважин, условно-переменные на единицу добычи. В переменную часть включают топливо, энергию, поддержание пластового давления, сбор и внутрипромысловый транспорт, амортизацию и налоги [13]. Для действующего месторождения амортизация уже определена принятыми к учету объектами. Для проекта освоения ее считают от сметной стоимости скважин и обустройства. Смешивать эти два расчета в одной калькуляции нельзя: проектная себестоимость обосновывает инвестицию, а плановая себестоимость года управляет бюджетом.

3.2. Смета затрат и плановая калькуляция

Смета затрат на производство составляется по экономическим элементам в целом по газодобывающему предприятию. Калькуляция раскрывает ту же сумму по процессам и продуктам. Сходимость итога сметы и итога калькуляции является обязательной проверкой. Расхождение означает двойной счет внутренних услуг или пропуск налога, амортизации либо общехозяйственных расходов.

Плановую калькуляцию природного газа, попутного газа и конденсата составляют на год. Внутри года ее разбивают по кварталам и месяцам [7]. Месячное распределение не является делением годовой суммы на двенадцать. Амортизацию новых скважин ставят в месяцы после ввода. Расходы по сбору и транспорту газа распределяют пропорционально месячной добыче. Общецеховые и общепроизводственные расходы распределяют по принятой для них базе, чаще по календарю или по численности, если они не зависят от сезонного отбора. Добыча газа зимой обычно выше, поэтому удельная себестоимость зимних месяцев ниже при той же сумме постоянных расходов.

Последовательность расчета на промысле следующая. Геологическая служба задает помесячный профиль отбора по залежам в границах технического проекта и ожидаемого спроса. Производственный отдел задает фонд действующих скважин, график ремонтов, режим установок подготовки и загрузку дожимных агрегатов. Служба главного энергетика считает расход электроэнергии и топлива по нормам. Служба материального обеспечения применяет цены договоров и стоимость завоза. Экономическая служба собирает смету, распределяет косвенные расходы, исчисляет себестоимость тысячи кубических метров и защищает расчет вместе с производственной программой.

Условный пример показывает только нормативную арифметику и не описывает конкретное месторождение. Плановая товарная добыча равна 2 000 миллионов кубических метров, то есть 2 000 000 тысяч кубических метров. Норма метанола равна 150 граммам на тысячу кубических метров, цена с завозом равна 40 рублям за килограмм. Годовая потребность составляет 300 тонн, затраты составляют 12 миллионов рублей, на тысячу кубических метров приходится 6 рублей. Норма электроэнергии равна 15 киловатт-часам на тысячу кубических метров, тариф равен 6 рублям за киловатт-час. Затраты составляют 180 миллионов рублей, на тысячу кубических метров приходится 90 рублей. Если при том же фонде постоянные расходы равны 1 400 миллионам рублей, их удельная величина равна 700 рублям на тысячу кубических метров. Снижение товарной добычи до 1 000 миллионов кубических метров при сохранении постоянных расходов поднимает их удельную величину до 1 400 рублей, тогда как метанол и электроэнергия на тысячу кубических метров остаются 6 и 90 рублей, если нормы не изменились. Пример показывает, почему план себестоимости пересчитывают при каждом устойчивом изменении газового баланса.

В калькуляционном листе по каждому продукту показывают сумму и удельную величину по статьям, итог производственной себестоимости валовой добычи, производственную и полную себестоимость товарной добычи, а также полную себестоимость единицы за предыдущий год [7]. Сопоставление с предыдущим годом без разложения на объем, нормы, цены и налоги не является анализом. Оно только фиксирует отклонение.

3.3. Налоговая и горно-геологическая составляющие плановой себестоимости

Налог на добычу полезных ископаемых по газу горючему природному исчисляют от количества добытого газа и налоговой ставки. Базовая величина ставки равна 35 рублям за 1 000 кубических метров. Ее умножают на базовое значение единицы условного топлива и на коэффициент сложности добычи. К произведению прибавляют показатель расходов на транспортировку газа и отдельный показатель, установленный кодексом для газа. Если результат отрицательный, ставка принимается равной нулю. Итог округляют до полного рубля [8], [9]. Коэффициенты различаются по залежам, поэтому одна и та же тысяча кубических метров на соседних объектах может иметь разную налоговую себестоимость. План налога строят по залежи, а не одной средней ставкой на все месторождение.

Нулевая ставка применяется в случаях, прямо названных кодексом. К ним относится газ горючий природный, за исключением попутного, закачанный в пласт для поддержания пластового давления в пределах участков недр пользователя и в соответствии с техническим проектом [8]. Для плана сайклинг-процесса это означает: объем закачки не формирует налог так же, как товарный газ, но формирует затраты компримирования, которые относятся на конденсат. Отдельные основания нулевой ставки связаны с использованием газа для производства сжиженного природного газа и иной продукции на определенных территориях и в пределах накопленного объема. Их учитывают только при наличии у предприятия соответствующего режима, а не как общую льготу промысла.

Горно-геологические условия изменяют и числитель, и знаменатель. Падение дебита увеличивает число скважин на миллион кубических метров суточной добычи и тем самым увеличивает удельные затраты обслуживания. Снижение давления приближает срок ввода дожимной станции. Рост содержания влаги и тяжелых углеводородов увеличивает нормы гликоля и метанола. Обводнение увеличивает затраты на сбор и утилизацию воды. Эти факторы планируют по профилю добычи, а не по среднегодовому проценту «усложнения условий».

Практика ООО «Газпром добыча Надым» показывает масштаб структурного сдвига. По состоянию на конец 2017 года группа «Газпром» разрабатывала в России 154 месторождения углеводородов; в публикации 2019 года на компанию отнесены 68 процентов российской и 12 процентов мировой добычи газа. Ямальский центр, включающий Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское месторождения, оценен в 217 миллиардов кубических метров газа и 4 миллиона тонн стабильного конденсата в год с перспективой до 360 миллиардов кубических метров [3]. Бованенковское месторождение имеет потенциал 115 миллиардов кубических метров газа и около 100 тысяч тонн конденсата в год, а с неоком-юрскими залежами проектная мощность по газу увеличивается до 140 миллиардов.

Медвежье месторождение введено в мае 1972 года и достигло максимума в 1983 году; с 1998 года сокращение добычи стало устойчивым. Юбилейное и Ямсовейское месторождения, введенные в 1992 и 1997 годах, компенсировали это падение лишь частично. В 2009 году добыча общества снизилась на 13,7 процента и составила 51,8 миллиарда кубических метров, минимум с 1977 года. За шесть лет после начала освоения Бованенковского месторождения добыча выросла в 2,2 раза, доля ямальского газа достигла 73,4 процента. Эксплуатационные затраты выросли в 2,9 раза, прежде всего за счет налога на добычу и аренды основных средств. Удельные операционные затраты к 2012 году выросли на 38,1 процента. В 2013–2016 годах масштаб Бованенковского месторождения и налоговая льгота дали краткосрочное снижение себестоимости. С 2016 года темп роста налога превышал темп роста валовой добычи [3].

Таблица 2 — Структура эксплуатационных затрат ООО «Газпром добыча Надым», процент

Источник: [3].

Доли условно-постоянных и условно-переменных расходов в каждом приведенном году составляют 100 процентов. В 2013 году условно-постоянные расходы составляли 58,0 процента, аренда 31,1 процента, условно-переменные 42,0 процента, налог 41,0 процента. В 2017 году соответствующие величины составляли 57,5; 35,8; 42,5 и 42,2 процента. В 2014 году доля условно-постоянных расходов достигала 65,6 процента, доля аренды 35,5 процента, доля условно-переменных 34,4 процента [3]. При добыче 94 миллиарда кубических метров и выше удельные условно-постоянные расходы сокращались; по итогам 2018 года они оказались на 3,2 процента ниже удельных условно-переменных. Для планирования вывод прямой. На старом фонде Надым-Пур-Тазовского района резерв удельной себестоимости связан с объемом добычи и с составом фонда, а не с урезанием налога. На новом фонде в план заранее закладывают рост аренды и налога, иначе ввод мощностей будет выглядеть как нарушение лимита затрат.

3.4. Анализ отклонений и внутренний бенчмаркинг

Исполнение плана проверяют ежемесячно по процессам, элементам и продуктам. Отклонение разделяют на отклонение объема, нормы, цены и структуры. Перерасход метанола оценивают отдельно по норме на тысячу кубических метров и по цене завоза. Перерасход энергии дожимной станции оценивают по удельному расходу на тысячу кубических метров и по тарифу. Экономия фонда оплаты за счет вакансий не признается достижением, если из-за нее сорван регламент обслуживания скважин.

Внутренний бенчмаркинг сравнивает удельные показатели залежей одного общества. В ООО «Газпром добыча Надым» такой анализ с 2016 года встроен в трехлетнее планирование, корректировку бюджета и план-фактный контроль. Удельный показатель считают по управляемым расходам на единицу товарной добычи и на одного работника основного производства. Из сравнения исключают химические реагенты, по которым утверждена технологическая норма, расчетные расходы по страхованию, централизованно планируемые геологоразведочные работы и статьи менее 0,01 процента общих затрат [3]. Исключение реагентов не отменяет контроля нормы: его выполняют технологи, а не через рейтинг залежей.

Таблица 3 — Удельные затраты Бованенковского месторождения за девять месяцев, руб. на 1 тыс. куб. м

Источник: [3].

По вспомогательным материалам и капитальному ремонту Бованенковское месторождение в оба периода находилось на минимальном уровне выборки. Рост удельных услуг капитального ремонта с 1,45 до 3,19 рубля и собственных услуг текущего ремонта с 18,71 до 21,07 рубля на тысячу кубических метров связан с объемом работ на газоперекачивающих агрегатах дожимной станции, а не с ухудшением нормы материалов. Максимальные значения по автоуслугам и текущему ремонту, 76,72 и 183,92 рубля в 2017 году, относятся к другим объектам общества и показывают, насколько выработанность фонда и схема транспорта дороже нового промысла. Эти различия нельзя переносить в план одной средней нормой на всю компанию.

Результаты сравнения используют при формировании плановой структуры себестоимости: залежь с устойчиво худшим удельным показателем обязана объяснить отклонение износом, географией, стадий разработки или объемом. Если объяснения нет, в план закладывают мероприятие, а не повторение факта. Так бенчмаркинг становится частью планирования, а не отчетом после перерасхода.

Организационные резервы, которые реально влияют на плановую себестоимость, сводятся к следующему. Поддерживают фонд скважин в соответствии с проектным отбором, выводя из действующего фонда объекты, которые увеличивают постоянные расходы сильнее, чем добавляют добычу. Планируют дожимные мощности по сроку падения давления, а не после аварийного ограничения подачи. Нормируют реагенты по залежам и проверяют фактический расход приборами учета, а не по списанию со склада. Разделяют в бюджете налог, аренду и управляемые ремонты. Пересчитывают удельную себестоимость при изменении спроса на газ в том же месяце, когда изменяют профиль отбора. Закрепляют базу распределения между газом и конденсатом на год.

Заключение

Организация себестоимости газа на месторождении следует за движением продукции. Скважина, установка комплексной подготовки, промысловый трубопровод и дожимная станция являются местами возникновения затрат. Четыре технологических процесса, выделенные отраслевыми рекомендациями, добыча и первичная обработка, комплексная подготовка, промысловый транспорт и интенсификация, вместе с общехозяйственными расходами образуют каркас плана. Калькуляционная единица природного и попутного газа равна 1 000 кубических метров, конденсата равна 1 тонне. В знаменателе товарной себестоимости стоит товарная добыча, уменьшенная на технологические нужды и потери.

Планирование опирается на нормы расхода, цены, тарифы, график ввода объектов и профиль отбора из технического проекта. Смета по элементам и калькуляция по процессам должны сходиться. Месячный план не получают делением года на двенадцать: амортизацию ввода, транспорт газа и постоянные расходы распределяют по разным базам. Пофакторный пересчет отделяет истощение залежи от результата организационных мероприятий.

Наибольший структурный риск создают налог на добычу и иные неуправляемые платежи. Ставка налога по природному газу индивидуальна для условий добычи и может занимать около половины эксплуатационных затрат, как это показано по ООО «Газпром добыча Надым» в 2012 и 2018 годах. Рост добычи на новом месторождении снижает удельные постоянные расходы, но не отменяет налог. На выработанном фонде падение отбора повышает удельную себестоимость даже при жесткой экономии материалов.

Контроль плана эффективен тогда, когда отклонение разбирают по норме, цене и объему, а залежи сравнивают по управляемым удельным показателям. Внутренний бенчмаркинг Бованенковского месторождения подтверждает, что новый промысел может иметь кратно меньшие удельные затраты по материалам и капитальному ремонту, чем старые объекты того же общества. Единая средняя норма на все месторождения такой разницы не отражает и ухудшает качество плана.

Список источников

1. Методические рекомендации по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на предприятиях по добыче газа [Электронный ресурс]. URL: https://nkrfkod.ru/zakonodatelstvo/metodicheskie-rekomendatsii-po-planirovaniiu-uchetu-i-kalkulirovaniiu-sebestoimosti-produktsii_4/ (дата обращения: 13.10.2026).
2. Положение по бухгалтерскому учету «Расходы организации» (ПБУ 10/99) [Электронный ресурс]. URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_12508/ (дата обращения: 13.10.2026).
3. Меньшиков С. Н., Мельников И. В., Слугин П. П., Лукьянчикова Т. А., Резванова З. С., Ермилов О. М. Анализ себестоимости добычи газа с применением внутреннего бенчмаркинга // Газовая промышленность. — 2019. — № 11. — С. 50–57.
4. Дунаев В. Ф., Шпаков В. А., Епифанова Н. П. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. — М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2010.
5. Гуреева М. А. Экономика нефтяной и газовой промышленности. — Москва: Инфра-Инженерия, 2025.
6. Новоселова Т. Н. Особенности формирования затрат на предприятиях нефтедобывающей промышленности // Финансовый менеджмент. — 2007. — № 2. — С. 19–27.
7. Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа [Электронный ресурс]. URL: https://xn--h1adgdebxi5g.su/uchet-i-planirovanie/upravlencheskij-uchet-i-byudzhetirovanie/metodika-po-planirovaniyu-uchetu-i-kalkulirovaniyu-sebestoimosti-dobychi-nefti-i-gaza-chast-3?start=12 (дата обращения: 13.10.2026).
8. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая). Статья 342. Налоговая ставка [Электронный ресурс]. URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_28165/b0945496f341b2d7e1f79e0bc9dd4e4522a466b1/ (дата обращения: 13.10.2026).
9. Налог на добычу полезных ископаемых [Электронный ресурс]. URL: https://www.nalog.gov.ru/rn77/taxation/taxes/ndpi/ (дата обращения: 13.10.2026).
10. Приказ Минприроды России № 110, Роснедр № 02 от 17.03.2025 «Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья» [Электронный ресурс]. URL: https://pravo.ppt.ru/prikaz/minprirody/n-110-312256 (дата обращения: 13.10.2026).
11. Халидов И. А., Миловидов К. Н. Методика калькулирования себестоимости добычи нефти по процессам // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2014. — № 8. — С. 6.
12. Кали М. Е., Мырзагалина А. М. Комплексный подход по расчету себестоимости добычи нефти и газа // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2014. — № 7. — С. 20.
13. Богаткина Ю. Г. Методика формирования удельных норм затрат по добыче нефти и расчет себестоимости в нефтегазовых проектах [Электронный ресурс]. URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/ekonomika/743056-metodika-formirovaniya-udelnykh-norm-zatrat-po-dobyche-nefti-i-raschet-sebestoimosti-v-neftegazovykh/ (дата обращения: 13.10.2026).