ТЭО проекта по разделу добываемой нефти между государством и инвестором

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%.