3) ставки налогов, предусмотренные законодательством Российской Федерации о налогах и сборах, действующим на дату проведения расчета показателя внутренней нормы доходности;

4) ставки вывозных таможенных пошлин на нефть сырую, рассчитываемые по формулам, установленным постановлением Правительства Российской Федерации от 29 марта 2013 года N 276 "О расчете ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую и отдельные категории товаров, выработанных из нефти, и признании утратившими силу некоторых решений Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 13, ст. 1577) (далее - постановление Правительства Российской Федерации от 29 марта 2013 г. N 276), на дату проведения расчета показателя внутренней нормы доходности проекта.

8. Для расчета показателя внутренней доходности при проведении ежегодного мониторинга используются следующие макроэкономические параметры:

1) прогнозная цена на нефть сырую марки "Юралс", определяемая в соответствии с подпунктом 1 пункта 6 настоящих Методических указаний;

2) прогнозный обменный курс рубля Российской Федерации к доллару США, определяемый в соответствии с подпунктом 2 пункта 6 настоящих Методических указаний;

3) значение дефлятора "Добыча сырой нефти и природного газа" за истекший год;

4) ставки налогов, предусмотренные законодательством Российской Федерации о налогах и сборах, действующим на дату проведения расчета показателя внутренней нормы доходности;

5) ставки вывозных таможенных пошлин на нефть сырую рассчитываемые по формулам, установленным постановлением Правительства Российской Федерации от 29 марта 2013 г. N 276 "О расчете ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую и отдельные категории товаров, выработанных из нефти, и признании утратившими силу некоторых решений Правительства Российской Федерации", на дату проведения расчета показателя внутренней нормы доходности проекта.

9. На основании результатов анализа экономической обоснованности фактических и прогнозных капитальных и операционных (эксплуатационных) затрат проводится расчет показателя внутренней нормы доходности проекта разработки месторождения за весь период разработки (включая этап проведения поисково-оценочных и геолого-разведочных работ, не превышающий 7 лет, предшествующих году подачи заявления), в рублевом выражении в ценах года подачи заявления.

Показатель внутренней нормы доходности (ВНД) определяется по следующей формуле:

270 × 58 пикс.     Открыть в новом окне ,

(1)

где:

- отрицательный денежный поток от реализации проекта разработки месторождения в периоде t. Денежный поток рассчитывается по формуле (2), приведенной ниже, в случае, если результат расчета по формуле (2) принимает отрицательное значение, такой денежный поток признается отрицательным денежным потоком для целей расчета ВНД;

- положительный денежный поток от реализации проекта разработки месторождения в периоде t. Денежный поток рассчитывается по формуле (2), приведенной ниже, в случае, если результат расчета по формуле (2) принимает положительное значение, такой денежный поток признается положительным денежным потоком для целей расчета ВНД;

ВНД - показатель внутренней нормы доходности;

N - количество лет (периодов) разработки месторождения (устанавливается как наименьшее из срока действия лицензии и 40 лет с момента начала представления данных в справке), по которым проводится анализ обоснованности;

t - номер периода (календарного года).

Значение денежного потока от реализации проекта разработки месторождения (далее - ДП), то есть последовательность значений разности между притоками и оттоками денежных средств за каждый календарный год, предусмотренный в справке, рассчитывается по каждому календарному году по следующей формуле:

ДП = ВРНГКЭ + ВРНГКВР + ВРПНГ +ВРПППНГ+ ВРПГ - ОПЗ - ПЗ - КР - НДПИ - НИ - НП - ЗЛР - КЗ,

(2)

где:

ВРНГКЭ - выручка от реализации нефти сырой и газового конденсата на экспорт;

ВРНГКВР - выручка от реализации нефти сырой и газового конденсата на внутреннем рынке;

ВРПНГ - выручка от реализации попутного нефтяного газа на внутреннем рынке;

ВРПППНГ - выручка от реализации продуктов переработки попутного нефтяного газа;

ВРПГ - выручка от реализации природного газа на внутреннем рынке;

ОПЗ - операционные (эксплуатационные) переменные затраты;

ПЗ - операционные (эксплуатационные) постоянные затраты;

КР - коммерческие расходы;

НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых по всем видам добываемых на участке недр полезных ископаемых;

НИ - расчетный налог на имущество организаций;

НП - расчетный налог на прибыль организаций;

ЗЛР - затраты на ликвидацию или консервацию объектов и рекультивацию земель;

КЗ - капитальные затраты соответствующего года.

10. К операционным (эксплуатационным) переменным затратам относятся:

расходы на энергию по извлечению нефтегазоводяной смеси;

расходы по искусственному воздействию на пласт;

расходы на оплату труда производственных рабочих;

расходы на отчисления на социальные нужды;

расходы по сбору нефти сырой и газа;

расходы по подготовке нефти сырой;

расходы на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования;

обязательные платежи.

11. К расходам на энергию по извлечению нефтегазоводяной смеси относятся энергетические затраты по механизированному (глубинными насосами, электроцентробежными погружными насосами), компрессорному и бескомпрессорному газлифтным способам извлечения нефти, состоящие из стоимости:

а) электрической энергии, расходуемой на приведение в движение станков-качалок, групповых приводов, электроцентробежных погружных насосов;

б) сжатого воздуха и газа, потребляемого при компрессорном способе извлечения нефти;

в) газа природного, используемого при бескомпрессорном газлифтном способе извлечения нефти.

12. В целях расчета показателя внутренней нормы доходности проекта разработки месторождения расход попутного нефтяного газа и газа природного на компрессорный и бескомпрессорный способы извлечения нефти считается потреблением этого газа на собственные производственно-технологические нужды, и его количество включается в валовую добычу указанного газа. Циркуляционный газ в валовую добычу газа повторно не включается.

13. К расходам по искусственному воздействию на пласт относятся затраты:

а) на работы по поддержанию пластового давления (работы по законтурному, внутриконтурному, очаговому и площадному нагнетанию воды, газа и воздуха, гидроразрыву пласта, обработке забоев поверхностно-активными веществами, соляной кислотой, торпедированию в нефтяных, нагнетательных и контрольных скважинах, термическому воздействию на пласт и другие методы по увеличению нефтеотдачи пластов);

б) на проведение методов вскрытия пласта (гидроразрыва пласта, кислотной обработки забоев, обработки забоев поверхностно-активными веществами, торпедирования в нефтяных, газовых, нагнетательных и контрольных скважинах, находящихся в эксплуатации), а также работ по переводу нефтяных скважин с одного способа добычи нефти на другой (в том числе установка числящихся в составе основных фондов станков-качалок или электроцентробежных погружных насосов взамен фонтанной арматуры), включаемых в целях повышения дебита этих скважин.