Разработка технико-экономических показателей (ТЭП)

 

Многие компании разрабатывают ТЭП по старинке, все силы затрачивая на доказательство того, в каких сложных условиях им придется работать, как это для них трудно и убыточно. Тем самым демонстрируется полное неумение составить бизнес-план. Так, одна компания представила материалы на заседание Думы ХМАО, в которых доказывала, что разработку действующего уже в течение 13 лет месторождения она будет осуществлять без прибыли. Весьма часты такие расчеты, когда предполагается 90-95% всей добытой нефти затрачивать на реализацию самого проекта. Все это и многие другие экономические несуразности утверждает Центральная комиссия по разработке (ЦКР), которая в лучшем случае просто не задумывается над тем, что же такое экономика нефтедобычи. После этого назначается Государственная комиссия по выработке условий СРП, которая оказывается в весьма щекотливой ситуации: все показатели, утвержденные ЦКР (а это структура, обслуживающая государственный орган Минтопэнерго) оказываются непригодными для любого варианта СРП. Из предыдущих статей читатель может понять, откуда возникает прибыль государства. В основном, это раздел прибыльной продукции, получившейся после изъятия от всей произведенной нефти компенсационных затрат и роялти. Но, если проект 13 лет реализуется без прибыли, то при любых пропорциях раздела государство ничего не получает, разделяя с компаниями нулевую прибыль. А это значит – изъятие из бюджета всех уровней значительных сумм, о которых ЦКР, возможно, и не задумывалась, утверждая показатели, и Государственная комиссия не имеет возможности с этим согласиться.

Такая же ситуация складывается с утвержденными ЦКР проектами, когда 90-95% добытой нефти расходуется на реализацию самого проекта, т.е. на закапывание в землю новых миллионов тонн стали.

Складывается парадоксальная ситуация, аналогичная той, как если бы сначала утвердили проект неизвестного типа самолета, неизвестно зачем предназначенного, а потом государственная комиссия пыталась бы определить основные требования к этому самолету: его грузоподъемность, дальность полета и т.д. Возникают проблемы, связанные с непониманием некоторых параметров СРП. Особенно с предельной долей нефти, идущей на компенсацию затрат. Из предшествующих статей, из самой сути Закона «Об СРП» нетрудно понять, что это предельно пиковые нагрузки на экономику, допустимые в какой-то краткосрочный период. Совсем по другому понимают составители проектов и утверждающие эти проекты ЦКР. Если, например, говорится, что предельная доля нефти, которую можно расходовать на компенсацию затрат (реализацию проекта) составляет 90%, то разработчики проектов на все 20-25 лет разработки, на каждый год в период разработки закладывают в расчеты показатели, при которых 90% добытой нефти будет отдаваться компании на покрытие ее расходов. Конечно, после утверждения ЦКР подобных расчетов никакая экономика не выдержит. Законодатель предусмотрел пиковые нагрузки для начальной стадии освоения месторождений. Мы же на практике имеем дело с месторождениями, уже давно находящимися в разработке.

Возникают странности и в последовательности предоставления и рассмотрения некоторых материалов. Обычно не в начале, а в самом конце переговорного процесса возникает вопрос о недоамортизированном имуществе компаний на месторождении, отягощенный еще и тем, что стремительная приватизация ко многим существенным имущественным вопросам отнеслась скоропалительно. Эта недоамортизированная часть имущества может быть столь велика, что ее компенсация, особенно с применением механизма аплифта разрушает все ранее выстроенные экономические схемы. Итак, мы можем определить три группы факторов, которые тормозят эффективную разработку Соглашения о разделе продукции:

 

· отсутствие бизнес-плана, согласованного сторонами, который бы предшествовал и служил основой для разработки проекта освоения месторождения;

· отсутствие проверенной, подтвержденной аудитом локальной базы данных проекта, содержащей сведения об имуществе, запасах, состоянии инфраструктуры, экологии, задолженностях и т.д.;

· отсутствие согласованных сторонами понятий о предельной доле компенсационной продукции, об органе, представляющем интересы государства и ведущем взаиморасчеты с компанией (прием построенных сооружений, оплата их стоимости компенсационной нефтью, согласование предстоящих затрат и т.д.).

 

Для решения этих проблем был бы эффективен следующий механизм разработки Соглашения о разделе продукции:

 

1. Локальная БД проекта. Компания и специализированные подразделения ХМАО формируют локальную БД проекта, выверяют ее и проводят первый этап переговоров, цель которого – утвердить БД и дать взаимное обязательство в последующих расчетах использовать только эти данные.

2. Бизнес-планы (основные параметры ТЭП). Компания создает и представляет Администрации округа бизнес-план СРП, содержащий основные технологические и экономические показатели освоения месторождения. Администрация округа на основании экспертизы представленных материалов, собственных расчетов формирует свой вариант бизнес-плана. После утверждения этого бизнес-плана Думой ХМАО как исходной позиции для переговоров начинается второй этап переговорного процесса, цель которого – согласовать все основные технико-экономические показатели: уровни добычи, роялти, предельный годовой и средний уровень компенсационных затрат на 5 лет, рентабельность, переход недоимок, экологических нарушений от недропользователя, работавшего до этого на условиях старого лицензионного соглашения и недропользователя, который будет работать в рамках СРП. Это должно быть отображено в переговорном Протоколе и в новом согласованном бизнес-плане, который должен быть приложением к Протоколу и утвержден сторонами.

3. ТЭП. На основании согласованного бизнес-плана и локальной БД проекта, компания создает ТЭП и передает Администрации для подтверждения параметров ТЭП, параметров Протокола и бизнес-плана. Разногласия устраняются в рабочем порядке, после чего Администрация ХМАО передает в Государственную комиссию по СРП ТЭП, бизнес-план, соответствующие протоколы. Государственная комиссия может направить ТЭП на любую экспертизу, в том числе и ЦКР, но главная цель будет достигнута – основные параметры СРП будут уже согласованы. Государственная комиссия утверждает (корректирует) ТЭП и бизнес-план, содержание СРП (вариант общепринятого в мире содержания СРП приведен выше) и поручает рабочей группе, состоящей из представителей Государственной комиссии, компании и администрации (поровну) разработать итоговый документ, не отступая при этом ни от одного из пунктов утвержденного бизнес-плана, ТЭПа, содержания.

 

Такой механизм позволил бы создавать и утверждать СРП в течение полугода и обеспечить эффективный экономический механизм освоения месторождения.

Мировая практика.

 

Источник: (перевод и реферативное изложение публикаций по соглашениям о разделе продукции в мире)

Контракт типа «раздел продукции» (СРП) предусматривает твердый принцип раздела добытой нефти, остающейся после покрытия издержек, размер которых ограничен определенными рамками.

Унифицированного контракта на основе раздела продукции в мире не существует, единым является только общий принцип. Так, например, вместо или параллельно с прямым разделом продукции используется участие государства (обычно через государственную компанию) в получении и разделении продукции. Это делает контракты более гибкими, позволяет приспособить СРП к любым типам месторождений, перенося основные экономические элементы контракта из сферы жестких законодательных ограничений в сферу договоренностей между государством и инвестором.

Первый контракт о разделе продукции был заключен национальной нефтяной компанией Индонезии ПЕРМИНА (сейчас ПЕРТАМИНА) в августе 1966 года. В этом контракте были отражены все базисные положения концепции раздела продукции, которые заключаются в следующем:

 

· Управление. ПЕРТАМИНА осуществляет управляющий контроль и подрядчик отвечает перед ПЕРТАМИНА за свою деятельность в соответствии с условиями контракта. От подрядчика требуется следовать ежегодной программе работ и смете текущих расходов, которые проверяются и утверждаются ПЕРТАМИНА.

· Финансирование. Подрядчик обеспечивает все финансирование и технологию, которые требуются для осуществления деятельности по контракту, и берет на себя риск, связанный с материальными затратами. Поэтому он экономически заинтересован в эффективной разработке месторождения на контрактной площади.

· Раздел добытой нефти. Оставшаяся после возмещения затрат часть добытой нефти делится между контрактором и ПЕРТАМИНА на оговоренных в контракте условиях. Подоходный налог с контрактора взимается после того, как ПЕРТАМИНА забирает свою долю прибыли. Она же возмещает остальные налоги, связанные с проведением контрактных работ. Особенностью индонезийского контракта является то, что контрактор не платит роялти.

· Право собственности на оборудование и информацию. Все оборудование, которое покупается и завозится в Индонезию подрядчиком, становится собственностью ПЕРТАМИНА. Оборудование обслуживающих компаний и арендованное оборудование возвращается. Вся полученная при проведении контрактных работ информация является собственностью ПЕРТАМИНА.

· Обязательства по обеспечению внутреннего рынка. Контрактор обязан по контрактному обязательству поставлять определенное количество добытой нефти на внутренний рынок Индонезии.

 

К настоящему времени в Индонезии уже насчитывается три поколения контрактов СРП, которые отличались от базового контракта рядом особенностей и от поколения к поколению совершенствовались, приспосабливаясь к условиям внутреннего и внешнего рынка.

Так, в довольно простом контракте первого поколения (1966-1976 гг.) возмещение затрат ограничивалось 40% от объема добытой нефти. Остальные 60% делились между государством (государственной нефтяной компанией) и контрактором в соотношении 65-35% (при добыче, превышающей 75000 бар./день, - в соотношении 67.5-32.5%). Стоимость принадлежащей контрактору доли добытой нефти представляла из себя чистую прибыль компании, так как обязательство об уплате налогов брала на себя государственная нефтяная компания. В начале 70-х годов с ростом цен на нефть раздел добычи изменился в пользу государства в пропорции 70/30, а с дальнейшим ростом цен в 1973 г. – раздел продукции производился в отношении 85/15 в пользу государственной компании. Кроме того, контрактор брал на себя обязательство (Domestic Market Obligation) поставить на внутренний рынок Индонезии до 25% причитающейся ему доли добытой нефти, за что получал вознаграждение из расчета 0.2 долл. за баррель.

В этот период в контракты СРП было введено правило «Ring fence» – «сплошной ограды». Контракторы, имеющие более одного лицензионного участка, не могли объединить финансовые результаты при выполнении своих обязательств по контракту. Это правило сохранено в последующих поколениях контрактов.

В 1975 г. правилами налогообложения США были запрещены налоговые кредиты по корпоративным налогам, выплачиваемые контракторами в Индонезии в соответствии с условиями СРП. В связи с этим были изменены условия существующих контрактов и создана модель второго поколения (1976-1988 гг.). Принципиальные основы СРП остались прежними, но было введено 100%-ное возмещение затрат. Оставшаяся прибыль делилась в соотношении 85/15 в пользу государства, причем, 15% - это размер чистой прибыли компании после выплаты государству 56%-ного подоходного налога, раздел прибыльной нефти с учетом подоходного налога реально происходил в соотношении 65.9091/34.0909% в пользу государства.

Декларация о возмещении затрат без установленного верхнего предела привела к осложнениям в начале 80-х годов, когда цены на нефть стали падать. Для того, чтобы доход государства был гарантирован даже в случае открытия небольших месторождений, было выработано правило, по которому новое месторождение могло быть объявлено «промышленным объектом» только при положительном для государства потоке наличности .

В 1988 г. правительством Индонезии был принят ряд мер, стимулирующий развитие нефтяной промышленности, который привел к созданию новой модели СРП – третьего поколения. Была введена градация для доли государства при разделе прибыльной продукции: 80% - для отработки мелких месторождений на условно нефтеносных площадях и 75% - на пограничных площадях и на месторождениях с особыми условиями. Вознаграждение за выполнение контрактором обязательств по обеспечению внутреннего рынка увеличилось сначала до 10% от экспортной цены, а в 1992 году – до 15%. В течение первых 5 лет нефть, поставляемая контрактором на внутренний рынок, оплачивается по полной экспортной цене. В то же время ставка подоходного налога снизилась до 48%, что привело к снижению прибыли подрядчика (до уплаты подоходного налога с 34.0909 до 28.8462%).

Для установления нижнего предела прибыли государства и устранения недостатков декларации о превращении месторождения в промышленный объект в 1988 г. был введен механизм, получивший название «нефть первоочередной поставки», который, в сущности, дал начало четвертому поколению контрактов СРП (по Д.Джонстону). Еще до возмещения затрат контрактором по этому механизму отделяются 20% от общего объема добытой нефти и делятся между государством и компанией на условиях СРП (в соотношении 71.1538/28.8462). С помощью этого механизма государству гарантируется нижний предел прибыли от разработки каждого месторождения в размере 14.23% (своего рода роялти). Этот механизм не затрагивает уже действующие соглашения, но входит в пакет документов, принятый в 1992 г. Этот пакет либо используется контрактором в полном объеме, либо не применяется вовсе.

Приведенные исторические примеры показывают, насколько гибкой может быть система заключения контрактов на условиях раздела продукции, когда есть возможность изменения ее параметров в зависимости от тех целей, которые преследует государство стремясь гарантировать себе некоторую долю прибыли от разработки месторождений и в то же время привлечь иностранные инвестиции.

Многие страны используют наряду с контрактами подрядные или концессионные соглашения. Однако отправной точкой для всех этих систем является финансовый итог, который определяет, как возмещаются издержки и делятся доходы.

Выбор системы налогообложения всегда остается за государством.

Привлекательность продакшн-шеринговых систем именно для развивающихся стран с неустойчивой экономикой, нуждающихся в привлечении иностранных компаний для инвестирования национальной нефтяной и газовой промышленности, во многом объясняется тем, что согласие сторон (государства и компании) достигается путем переговоров, этим самым компенсируются недостатки существующей системы налогообложения.

Анализ нефтяных финансовых систем, сделанный Ван Майерсом и Ко на основании выбранных им нескольких экономических критериев, показал, что наиболее благоприятные финансовые условия наблюдаются в странах с наименее благоприятными геологическими условиями, самыми высокими затратами и самыми низкими ценами на нефть; обычно это страны, импортирующие нефть. И наоборот, регионы, лучшие в геологическом отношении, имея самые низкие затраты и высокие цены на нефть, могут выдвинуть самые жесткие финансовые условия, что обычно характерно для стран-экспортеров.

Так, условия контракта с разделом добытой нефти на VII раунде торгов в Индии в 1994 г. включали: отсутствие бонуса подписания и бонуса добычи, роялти и таможенных пошлин; на разведочной стадии доля участия государства предполагалась в размере 10%, на стадии открытия промышленного месторождения – 40%; после 100%-ного возмещения эксплуатационных затрат добытая нефть делится по скользящей шкале в зависимости от прибыльности месторождения в каждом квартале, доля подрядчика может составлять от 15% до 47.5% прибыльной нефти; подоходный налог выплачивается государством от имени подрядчика отдельно от распределяемой нефти.

Интересен еще один пример по России.

В конце 1994 г. был объявлен конкурс на пользование недрами прибрежной части Астраханского месторождения (блок I) и два поисковых блока. Условия конкурса предполагали заключение с победителем контракта СРП. Другие условия: результаты конкурса будут определены, основываясь на закрытых конкурсных предложениях по минимальным гарантированным расходам за первые 5 лет проекта. Они составляют: блок I - 60 млн.$, блок II – 15 млн.$, блок III - 15 млн.$. Другие условия: годовая плата за 1 км² лицензионной территории составляет 20 долл. - в первый год, 400 долл. - в пятый год. При условии выполнения работ ежегодно подлежат возврату 300 км² территории. Бонус за коммерческое открытие на блоках II и III составляет 1 млн. долл. Доля нефти государства определяется в зависимости от внутренней нормы рентабельности (IRR): IRR менее 24 - 30%, 24-26 - 40%, более 30 - 70%. Администрация Астраханской области передает часть своей квоты на пользование трубопроводом для экспорта газа из РФ победителю конкурса по первому блоку, начиная с 1997 г. (то есть через год-полтора после заключения соглашения). Стартовый размер роялти – 6%; стартовые бонусы подписания – 15 млн.$ - по блоку I, 3 млн.$ и по 1 млн.$ - по блокам II и III.

В процессе переговоров по заключению соглашений на добычу нефти правительство исходит из оптимистического сценария с высокими ценами на нефть и низкими издержками, чтобы избежать обвинений в обеспечении нефтяных компаний излишними доходами. Компании же обеспокоены вопросом выживания в условиях сценария, предполагающего низкие цены на нефть, высокие издержки производства и неудачные поисковые работы. Для сведения конфликта к минимуму необходимо, чтобы соглашения о добыче нефти обеспечивали “справедливую прибыль” в самых разных ситуациях. Именно этого стремится достичь соглашение о разделе продукции, где большая часть условий вырабатывается путем переговоров в процессе разработки контракта.

Однако, если бы все сводилось только к «справедливой прибыли», то при заключении контрактов эта цель могла бы быть достигнута. Но правительство при заключении соглашений на добычу нефти преследует и многие другие цели, такие как получение максимальной ренты, минимизация рискованных инвестиций, четко установленный график рентных поступлений, эффективное извлечение нефти, решение исследовательских задач, получение информации о запасах, защита окружающей среды, проблемы безопасности и другие.

Важнейшая цель независимой нефтяной компании – найти и добыть углеводородное сырье более эффективно, чем это делают ее конкуренты, чтобы обеспечить максимальную прибыль. Независимые компании специализируются на управлении геологическими и инженерными рисками, тем самым оказывая услугу любому правительству. Чтобы компания могла достичь успеха, ей необходима прибыль, надежное и быстрое получение дохода, минимальный риск, соответствие между уровнем риска и размерами вознаграждения, четкие налоговые условия последующей разработки месторождения, возможность выбирать условия разработки, доступ к имеющейся информации.

Как уже упоминалось, в мире не существует унифицированного контракта на основе раздела продукции. Однако все контракты имеют некоторые общие элементы, некоторую общую структуру.

Ниже приводятся типичные,стандартные разделы, которые присутствуют в СРП между государством и иностранной нефтяной компанией, приведенные в книге Д.Джонстона (D.Johnston. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. PennWell Publ. Comp., Tulsa, Oklahoma) с его комментариями.

Приложение A. Описание контрактной территории.

Здесь описаны точные координаты и физические границы контрактной территории.

Приложение B. Карта контрактной площади.

Она включается в контракт и является стандартной его частью. На нее выносятся границы участка.

Приложение C. Процедура расчета.

В этом приложении обычно определяется, какая используется валюта в бухгалтерских книгах и записях, какой язык. Большее предпочтение отдается английскому так же, как и долларам США. Определяются такие категории, как эксплуатационные затраты. Указываются статьи, которые исключаются из перечня возмещаемых затрат.

Приложение D. Процедуры управления.

Описываются действия, за которые несет ответственность контрактор при осуществлении рабочей программы. Определена деятельность управляющего комитета, его функции и представительство, процедура собраний.

* Примечание: более подробное описание приведено ниже.

Государственные нефтяные компании

Во многих странах, где объявлена государственная собственность на ресурсы нефти и газа, государственным компаниям или одной компании предоставляется исключительное право на разведку и добычу нефти и газа и право заключения контрактов с иностранными инвесторами.

В Индонезии это - “Пертамина” (ПЕРТАМИНА), в Китае - Cnooc (Китайская национальная нефтяная корпорация по шельфу), Cnpc Group и Sinopec Group (Китайские национальные нефтяные корпорации по суше); в Сирии - “Сириан Петролеум Компани”; в Бангладеш - “Петробангла” (Bangladesh Oil, Gas, Mineral Corp.); “Петровьетнам” - во Вьетнаме; “Петронас” (Петролеум Насиональ Бхд) - в Малайзии; “Петроэквадор” - в Эквадоре; “Ойл Индия” - в Индии; “Петроси” - Берег Слоновой Кости и т.д. В Перу исключительное право проводить переговоры и управлять сделками по нефти и газу с частными компаниями принадлежит “Петроперу СА”, специально созданному государственному управлению.

В последнее время стали распространенными формы объединения нескольких компаний - консорциумы - для осуществления инвестиционных проектов на участках шельфа, в которых принимает участие и национальная нефтяная компания, получая затем свою долю прибыли в общей прибыли контрактора, независимо от доли прибыльной нефти государства.

Нефтяные компании-инвесторы

Обычно по соглашениям о разделе продукции финансирование поисково-разведочных работ полностью или большей частью производит иностранная компания (или группа компаний, особенно при заключении контрактов СРП на шельфе). Иногда она же берет на себя инвестирование и эксплуатационных работ.

В Индонезии иностранный подрядчик берет на себя все расходы по разведке и разработке месторождений, а также риск, связанный с материальными затратами при их выполнении. В Китае в контрактах по шельфу и суше (Таримский бассейн) иностранный инвестор финансирует поисково-разведочные работы; в случае открытия коммерческой залежи (Таримский бассейн) государство становится совладельцем лицензии, выплачивая 51% затрат на добычу. На 7 раунде торгов в Индии были оглашены условия СРП, по которым на разведочной стадии контракта участие государства составляет 10%, после промышленного открытия его доля участия увеличивается до 40%.

Длительность, отказ и возврат

Первоначально поисково-разведочный этап устанавливается от двух до шести лет без учета его продления. В конце этого этапа контрактор обычно должен вернуть или отказаться от части лицензионной территории. Это обязательство может быть исключено, если получено разрешение на продление поисково-разведочного периода. Специальные условия соглашения, где оговаривается продление, могут включать уплату бонусов, технические причины, дополнительные работы. Продление возможно от 1 до 3 лет в зависимости от обстоятельств.

Этот раздел уделяет особое внимание природным условиям, в частности, климатическим , таким, как на широтах выше 50?, где погода ежегодно лимитирует время, в течение которого компания может проводить работы: сезон дождей, зимние холода, весенняя распутица, сезон айсбергов и другие. В это время становится критической и возможность координации работ .

Некоторые контракты устанавливают специальный период от 1 до 2 лет для «осмысления», является ли коммерческим или некоммерческим сделанное открытие. За это время затраты контрактора на произведенные сверх оговоренных по программе работ не возмещаются государством, тем самым государство стимулирует более раннее начало разработки месторождения или возврат участка. В этих случаях значение определения достаточности информации или результатов опробования становится очень важным для доказательности коммерческой значимости открытия.

Государство, как собственник недр, заинтересовано в возврате участков пользователями после проведения на них каких-либо поисково-разведочных работ. В статье об отказе от участка может содержаться условие, что после трех лет поисково-разведочных работ контрактор должен вернуть 25% площади участка. Иногда при неубедительном поисково-разведочном бурении может быть дано разрешение на продление периода доизучения и осуществления обустройства. Статья об уменьшении площади - стандартная и в большинстве случаев уменьшение площади определяется в процентах от первоначальной.

В Китае в соглашениях по участкам шельфа предписывается недропользователю возвращение 25% площади участков в конце третьего года поискового этапа, еще 25% площади участков, исключая территорию, занятую под эксплуатационное бурение и добычу, в конце пятого года поискового этапа, и всю оставшуюся площадь, не занятую под эксплуатационное бурение и добычу и исключая площади перспективных ловушек, ожидающих оценок, в конце седьмого года поисков. Аналогичные условия возвращения участков присутствуют в контрактах, заключенных в государстве Берег Слоновой Кости: по четверти территории участков должно быть возвращено государству в конце первого и второго этапов разведки.

По контрактам в Южной Австралии недропользователь должен возвращать 25% контрактной территории в конце каждого периода действия лицензии вдобавок к той площади, от которой лицензиант откажется добровольно.

Рабочая программа и расходы

Рабочая программа обычно включает количество километров сейсмических профилей, которые должны быть освоены, и количество скважин, которые должны быть пробурены.

Могут быть также введены параметры обработки сейсмики, минимальная глубина в обязательствах по бурению. Иногда оговаривается уровень минимальных расходов, не учитывающий количества скважин. К примеру, контрактор может согласиться на рабочее обязательство по крайней мере в 20 млн.долл. или три скважины любой глубины. В контрактах могут также оговариваться сроки бурения скважины, например, в пределах 12- 24 месяцев со дня подписания контракта.

Бонусы подписания и добычи

Бонус подписания берется до начала добычи на месторождении. Распределение участков производится на основании конкурсов и прямых переговоров. Для новых участков бонус является важным элементом создания конкурентной среды и определения победителя.

В условиях Ханты-Мансийского автономного округа максимальный бонус был объявлен на I конкурсе лицензирования на Приобское месторождение и достигал нескольких сотен млн. долларов. Максимальный бонус подписания на аукционе VI раунда – 10 млн.долл. (Верхненадымский участок). Если говорить о заключении контрактов СРП на таких месторождениях, где уже выданы лицензии (Самотлорское, Федоровское, Красноленинское), то никакого бонуса за оформление контракта не предполагается.

Некоторые контракты СРП за рубежом устанавливают добавочные бонусы на определенных этапах, таких как достижение некоторого уровня суточной или накопленной добычи. Такой бонус добычи обусловливает определенный период - месяц или 120 дней, в течение которого суточная добыча должна превышать заданный уровень.

Примеры использования шкалы бонусов добычи.

Бонус на добычу при заключении стандартной модели контракта СРП в Египте в 1986 г. предусматривает бонус 3 млн.долл. при достижении добычи 30000 бар/сут (4770 м³/сут), 5 млн.долл. – при достижении суточной добычи 50000 бар.(7950 м³/сут), 7 млн. долл. – при достижении суточной добычи 100000 бар (15900 м³/сут).

Контракт СРП во Вьетнаме, кроме скользящей шкалы бонусов на суточную добычу предусматривает бонус в 2.5 млн.долл. – на открытие месторождения.

Соглашения о разделе продукции в Габоне, заключенные в 1989 году, предусматривают бонус подписания от 0.5 до 2 млн.долл. и трехэтапный бонус добычи: начало добычи – 1 млн. долл., при достижении 10000 бар/сут (1590 м³/сут) – 1 млн. долл., при достижении суточной добычи 20000 бар.(3180 м³/сут) – 2 млн.долл.

Налоги

В некоторых контрактах (когда налоги - предмет переговоров) специально оговаривается уровень налогов. Если налоги устанавливаются законом, который имеет больший приоритет, чем национальная нефтяная компания, ведущая переговоры, то действующая ставка налогов может специально не упоминаться , и соглашение просто обязывает контрактора уплатить все налоги.

Роялти

Роялти взимается по праву первого из общего дохода. Некоторые системы разрешают выплачивать роялти из чистых доходов - за вычетом расходов на транспортировку. Это происходит там, где существует различие между точкой оценки рассчитанного роялти и точкой продажи. Транспортные расходы от точки расчета до точки продажи вычитаются (netted back).

Многие продакшн-шеринговые контракты не имеют роялти, некоторые ограничивают его в 15%.

В Новой Зеландии был предложен гибрид роялти. Либо взимается 20% с суммарной прибыли (Accounting Profit Royalty - APR), либо 5% - Ad Valorem Royalty (AVR) - налог с общей стоимости, что еще выше. AVR подобно основному роялти с добычи, взимаемому с общего дохода. APR же не является типичным роялти, это, скорее, подоходный налог.

Специальный вид роялти - это фиксированная величина, которая взимается за баррель или за тонну. Этот вид роялти относительно редок, но он может идти также под другим именем, таким как “экспортный тариф” (акциз), в этой форме он известен в России. Другой тип специфического уровня роялти - $1.00/бар (900 песо) военного налога, взимаемого в Колумбии. Этот дополнительный налог был установлен в 1990 году и предназначался для покрытия расходов первых шести лет добычи. Эти типы роялти даже более регрессивны, чем обычное роялти.

Шкала роялти изменяется от 0 до 20%. При слишком больших роялти (выше 15%) становится неэффективным вести разработку небольшого месторождения. Поэтому все чаще в мире стала использоваться скользящая шкала роялти, где его значение зависит либо от уровня достигнутой добычи (накопленной или суточной), либо от глубины воды для морских месторождений, либо от соотношения затрат и прибыли (фактора R) и др.

Возмещение эксплуатационных затрат и распределение чистого дохода

Примеры уровней возмещения затрат по некоторым контрактам.

Доля государства и доля контрактора может быть жестко закреплена в контракте, так как это делается в Индонезии (65.9091/34.0909 – в пользу государства в соглашениях до 1984 г. или 71.1574/28.8462 – в соглашениях 1984-1988 гг.), Филиппинах (60/40% в пользу государства), в Северном Йемене (85/15% в пользу государства), может зависеть от накопленной добычи (Ангола, где при добыче до 25 млн.бар. раздел может производиться в отношении 60/40 или 45/55 в пользу государства, а при накопленной добыче свыше 100 млн.бар. или 175 млн.бар. – в отношении 90/10) или суточной добычи, что встречается чаще (например, контракты в Китае предусматривают распределение нефти в отношении 10/90 в пользу контрактора при суточной добыче до 10000 бар. и в отношении 60/40 уже в пользу государства, если суточная добыча превышает 100000 бар.; более жесткая система раздела – в Бангладеш и Египте: при суточной добыче нефти до 5000 бар. в пользу государства отчисляется 70% нефти, в Египте - 70% (80% на континентальном шельфе) отчисляется государству при суточной добыче менее 20000 бар.

Некоторые системы предусматривают систему распределения нефти в зависимости от нормы прибыли (Экваториальная Гвинея) или соотношения общих затрат на реализацию проекта и затрат, произведенных на поисковые и разведочные работы и обустройство месторождения (Индия).

 

III.ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА ВЕДЕНИЯ ПЕРЕГОВОРОВ ПО УСЛОВИЯМ СОГЛАШЕНИЯ О РАЗДЕЛЕ ПРОДУКЦИИ МЕЖДУ ГОСУДАРСТВОМ И ПОТЕНЦИАЛЬНЫМ ИНВЕСТОРОМ

 

 

Минтопэнерго РФ утверждено дополнение к действующему регламенту , в котором изложены методические основы обоснования условий Соглашения о разделе продукции (СРП) . В этой части выделено пять стадий заключения СРП по степени освоения месторождений. Для организаций МПР России наибольший интерес представляют первые три стадии: от проведения поисковых работ до момента завершения процесса подготовки запасов к промышленной эксплуатации.

 

К сожалению, недостаточно ясно изложены методические вопросы обоснования начальных условий СРП, а из приведенных расчетов непонятно, каким образом следует проводить обоснование основных характеристик проекта СРП: величины роялти, максимальной доли компенсационной продукции и доли раздела прибыльной продукции между государством и инвестором. Особенно остро встает вопрос изменения начальных условий в процессе переговоров. Иными словами, в какой последовательности стороны, ведущие переговоры, должны делать уступки по тем или иным показателям соглашения (величине роялти, доле компенсационной и прибыльной продукции).

 

Здесь описана возможность разработки алгоритма, обеспечивающего прозрачность и ясность при обосновании стратегии ведения переговоров по условиям СРП с точки зрения достижения наибольшей доходности государства от проекта при приемлемых условиях для инвестора. Построение алгоритма проведено на численных данных примера расчетов эффективности СРП работы .

 

Следует отметить, что в примере расчета нет учета выплаты процентов по заемным средствам, предусмотренных п. 2 ст. 13 Закона "О СРП". Между тем этот вопрос является не просто важным, а принципиально определяющим ряд характеристик проекта на условиях СРП. Показатель ставки банковского кредита влияет на характеристики эффективности проекта СРП через:

 

выбор и обоснование размера доли компенсационной продукции;

 

размер льгот при определении налога на прибыль;

 

учет доли участия российских производителей товаров и услуг в проекте СРП.

 

Отсутствие учета процентов по кредитам в данном примере может заметно повлиять на обоснование целесообразности перехода к работе по проекту на условиях СРП. Для наглядности были промоделированы варианты сравнения ожидаемой эффективности проекта по действующей налоговой системе (ДНС). Были рассмотрены две схемы расчетов – коммерческая без учета кредита и коммерческая кредитная. Во всех случаях учитывались разрешенные законом РФ реинвестиции в объеме не более 50 % валовой прибыли после использования средств амортизационного фонда. В коммерческом расчете кредит планировалось отдавать по схеме равными долями за 8 лет. Льготный период возврата процентов не рассматривался.

 

В табл. 1 показаны результаты расчетов экономической эффективности рассматриваемого примера на условиях ДНС. Как видно из табл. 1, в случае коммерческой схемы без учета процентов по кредитам проект не требует перехода к условиям СРП, так как является рентабельным.

 

В любом проекте СРП имеются три участника: государство, потенциальный инвестор и банк, предоставляющий кредиты на определенных условиях. И только в частном случае, когда инвестор сам себя кредитует (либо отсутствует выплата процентов за использование заемных средств, как в примере ), число участников может сократиться до двух.

 

В ряде исследований ВНИГНИ предложен способ выбора стратегии переговоров между государством и инвестором по условиям СРП, который дает критерии для обоснования начальных (стартовых) условий проекта и подразумевает (Богданов С.Д., Халимов А.Э., 1998; Богданов С.Д., 1998; Богданов С.Д., Богданов Д.С., Черникова З.Н., 1999):

 

а – условия СРП являются предметом переговоров между государством и инвестором;

 

б–в ходе переговоров государство может идти на компромиссы по <