USD/KZT 375.9  +1.7
EUR/KZT 423.56  +3.22
 KAZAKHSTAN №3, 2003 год
 Соглашение о разделе продукции: теория и практика
АРХИВ
Соглашение о разделе продукции: теория и практика
 
В июле 2003 года в Астане для представителей Министерства энергетики и минеральных ресурсов и других государственных органов Казахстана был организован семинар по инвестиционным соглашениям в нефтегазовой отрасли. В данной публикации были использованы материалы этого семинара, предоставленные Программой по совершенствованию управления природными ресурсами в Центральной Азии (NRMP), финансируемой Агентством США по международному развитию (ЮСАИД). Специалистами NRMP была также продемонстрирована компьютерная модель Соглашения о разделе продукции (СРП), в которой используются различные параметры, включая обязательства нефтяных компаний, бонусы, роялти, прибыльную нефть и др. Тема настоящей статьи представляется особенно актуальной в свете разработки и обсуждения в Казахстане проекта Закона о СРП.
 
В мировой практике используются три основных типа соглашений между государством и нефтяными компаниями:
• о разделе продукции;
• о концессиях;
• о совместной деятельности*.
*Соглашения о совместных предприятиях подразумевают долевое участие владельца ресурсов либо в форме соглашения о концессии, либо в более распространенной форме – СРП.
 
Сегодня все три соглашения схожи в одном – с их помощью владелец ресурсов за определенную плату передает право разработки и добычи этих ресурсов подрядчику.
 
Соглашения о концессиях применяются со времен начала добычи нефти, и представляют собой уступку права на разведку, добычу и эксплуатацию инвестору, который обязан возместить определенный процент от добытого сырья владельцу минеральных ресурсов. Ранее одной из отличительных характеристик некоторых соглашений о концессиях было предоставление права собственности на нефть в недрах, поэтому имели место споры о праве собственности на нефть. Однако в настоящее время современное законодательство многих стран включает статьи, которые четко и ясно определяют, что минеральные ресурсы являются собственностью государства. Частная собственность на недра признается только в США и Южной Африке.
 
В настоящее время соглашение о концессиях зачастую заменяется соглашением о разделе продукции. Основное отличие концессий от СРП состоит в том, что последнее подразумевает выплату доли государству после возмещения затрат на добычу, поэтому механизм оплаты является единственным различием между тремя видами соглашений.
 
Соглашения о разделе продукции, предполагающие наименьший риск для инвестора, приобрели особую популярность в нефтяном секторе. Как правило, их считают прогрессивными, так как СРП предусматривает сравнительно низкий уровень риска, в отличие от соглашений о концессиях, которые обычно характеризуются как регрессивные.
 
Привлечение инвестиций в нефтегазовый сектор
 
При заключении любых нефтегазовых соглашений основным предметом переговоров является распределение прибыли (или присвоение экономической ренты). Экономическая рента определяется как валовые поступления минус общие затраты. Общие затраты включают в себя затраты на разведку и разработку, эксплуатационные затраты и конкурентную прибыль.
 
При этом все нефтяные компании в первую очередь рассматривают фактор конкурентной прибыли, которая включает все виды рисков, в том числе значительные геологические риски, характерные для нефтяной промышленности.
 
Учитывая тот факт, что около 9 из 10 поисковых проектов являются неудачными, они должны покрываться прибылью, получаемой в результате успешной разведки и добычи. Соответственно для обнаружения одной скважины, имеющей потенциал промышленной добычи, в среднем необходимо пробурить 10 разведочных скважин. В таком случае сумма компенсации риска на разведку должна в 10 раз превышать сумму, потраченную на бурение одной поисково-разведочной скважины. Если бурение разведочной скважины стоит US$5 млн., то для того чтобы компенсировать остальные 9 неудачных попыток, скважина, при бурении которой обнаружены промышленные запасы, должна давать не менее US$50 млн. дисконтированной прибыли, не включая вознаграждения рисков на оценку, освоение и добычу.
 
Соответственно существует необходимость либо в обнаружении очень крупных месторождений, способных генерировать достаточные потоки денежных средств, либо в предоставлении государством фискальных уступок. Поэтому только очень крупные международные нефтяные компании или консорциумы могут принимать участие в разведке и разработке месторождений на рынках с высокими уровнями риска (включая морские операции).
 
Геологический риск – это лишь одна из сфер, где Казахстан вынужден конкурировать с другими странами для привлечения инвестиций, но есть и такие, как фискальная система, близость рынков сбыта и уровень затрат на транспортировку, восприятие инвесторами уровня политической стабильности в государстве и обеспечение целостности и неприкосновенности соглашений.
 
 Еще одним из рисков, учитываемых потенциальными инвесторами на протяжении последних нескольких лет, является уровень коррумпированности государственных органов. В этой связи немецкая некоммерческая организация “Transparency International” (www.transparency.org) ежегодно публикует так называемый индекс коррупции, по которому оцениваются 102 страны (в 2002 году список возглавляла Финляндия, являющаяся страной с наименьшим уровнем коррупции, а на последнем месте находился Бангладеш).
 
При условии равенства всех остальных параметров, лучшая альтернатива нефтяной компании предоставляется той страной, в которой проведение нефтегазовых операций обеспечивает наибольшую Внутреннюю норму прибыли (ВНП). Некоторые государства, обладающие нефтяными запасами, имеют преимущества, предоставленные самой природой – близость к рынку сбыта, общая перспективность нефтеносного региона и др.
 
Поэтому в целях создания конкурентоспособных инвестиционных условий для нефтяных компаний страна, не имеющая подобных преимуществ, должна быть в состоянии внедрить прогрессивный фискальный режим и обеспечить открытый, прозрачный и эффективный тендерный процесс, основывающийся на анализе, желательно, одного параметра.
 
Несмотря на тот факт, что в США фискальный режим передачи прав недропользования подрядчику считается регрессивным, процесс проведения тендеров на нефтяные операции в этой стране является очень эффективным. Он представляет собой подлинный аукцион, где нет места каким-либо переговорам. Все параметры торгов оглашаются заранее (в том числе фиксированная ставка роялти) и только один из них – арендный бонус, является переменной. Это дает возможность правительству публично и одновременно вскрыть конверты со всеми тендерными предложениями и объявить победителя (или отвергнуть все предложения как недопустимо низкие) без проведения дополнительного рассмотрения.
 
Бонусы
 
В случае, если в контракт будут включены бонусы, необходимо рассмотреть вопрос о возмещении бонусов после начала добычи. Обычно в контрактах СРП бонусы не возмещаются.
 
В то же время с точки зрения нефтяных компаний, арендные и подписные бонусы считаются спекулятивными по своей природе, в силу отсутствия достаточной информации о выставляемых на тендер нефтяных блоках. Так, во время арабского нефтяного эмбарго цены на нефть резко подскочили вверх. В 1974 году аналитики предполагали рост мировых цен до US$100 за баррель, что привело к самым высоким значениям арендных бонусов в истории нефтегазовой отрасли – до US$100 млн. за стандартный блок площадью 23 км2 (для сравнения, в 2002 году лучшие предложения составили US$10 млн.). Когда цены на нефть перестали расти (и даже упали четыре года спустя до US$10 за баррель), большинство спекулятивных арендных бонусов превратились в убыточные инвестиции. Таким образом, миллиарды долларов были потеряны из-за спекулятивных торгов, порожденных паникой.
 
По сравнению с другими способами получения ренты такие платежи не способствуют дальнейшему вложению инвестиций. Нефтяные компании предпочли бы осуществлять все выплаты государству, составляющие экономическую ренту после начала добычи, нежели чем в начальный период разведки и разработки, когда нет никакой уверенности в успехе проекта.
 
Роялти
 
Роялти также считается регрессивным инструментом не из-за величины выплат, а из-за высокого уровня риска, связанного с таким видом платежей. Кроме того, существует значительная чувствительность ВНП на изменения роялти. Следует учитывать тот факт, что со временем месторождение истощается, снижается добыча, затраты на его содержание увеличиваются, что приводит к повышению себестоимости нефти. В условиях регрессивного фискального режима месторождения преждевременно истощаются, а малорентабельные (высокозатратные месторождения) не разрабатываются вообще. Правительство США решило данную проблему при помощи снижения роялти для дорогостоящих морских глубоководных скважин.
 
Возмещение
 
Обычно составной частью СРП являются и положения по пределу возмещения затрат (ПВЗ). Главными вопросами, рассматриваемыми в них, являются следующие: какая часть и какой тип капиталовложений подлежит возмещению, каким будет процент возмещения и по отношению к какому экономическому параметру (валовой доход, чистый доход или прибыльная нефть) он будет рассчитываться. Предел возмещения затрат может варьироваться от 0 до 100%.
 
Во многих контрактах, в особенности в СРП, невозмещенные капиталовложения, отнесенные на прибыль будущих периодов, погашаются как с помощью механизма возмещения затрат, так и с помощью амортизационного режима. Такая схема применима в основном к затратам на разведочные работы, хотя есть вероятность, что данный механизм может полностью заменить существующий амортизационный режим.
 
Основная идея отдельной системы ПВЗ заключается в том, чтобы позволить инвестирующей нефтяной компании возместить свои капиталовложения, связанные с высокой степенью риска и последующие существенные затраты (например, строительство морских платформ) на ранней стадии функционирования месторождения.
 
При использовании 100% ПВЗ подразумевается немедленное и полное возмещение всех капиталовложений инвестора, что может привести к неполучению прибыли на ранней стадии проекта. В отсутствие роялти данный механизм будет лишать государство доходов до тех пор, пока не будут возмещены все капиталовложения. Не удивительно, что ВНП демонстрирует прямую зависимость от уровня предела возмещения затрат.
 
Учитывая значительный поток денежных средств на ранней стадии проектов по добыче нефти, возмещение затрат (в отличие от ВНП) не является особо чувствительным к широкому диапазону предела возмещения затрат. Как правило, при диапазоне ПВЗ от 50 до 100% затраты нефтяной компании будут возмещены в течение 4 лет.
 
При проведении переговоров уполномоченный государственный орган и представители нефтяной компании также рассматривают перечень видов возмещаемых затрат, который формируется отдельным приложением к контракту.
 
Что же касается самого модельного контракта СРП, то он должен учитывать все факторы, которые могут повлиять на денежные потоки. Теоретическая экономическая модель СРП, подготовленная специалистами проекта, дает полное представление о доходах государства и нефтяной компании в случае изменений некоторых основных параметров контракта, например, изменения роялти, ставки корпоративного налога, доли в разделе продукции и других экономических показателей.
 
Разработанная модель наглядно иллюстрирует, что максимизация государственных доходов от нефтяных операций может быть достигнута с помощью простых манипуляций с корпоративным налогом и долей в разделе продукции без создания сложных налоговых схем. Подобная прозрачная и понятная система модельного соглашения позволит также внедрить эффективный механизм государственного контроля процесса переговоров и исполнения СРП.
 
Кроме того, специалистами проекта на теоретическом примере были показаны недостатки соглашений СРП, например, низкие доходы государства в первоначальный период добычи нефти в сравнении с концессией.
 
Защита государственных доходов в СРП   c использованием заранее установленных “триггеров”
 
Соглашения также могут включать положения, предполагающие изменение соответствующей доли прибыли, только в случае возникновения определенных заранее оговоренных обстоятельств (“триггеров”) в ходе реализации проекта.
 
При подписании любых соглашений, включая СРП, существенное влияние на доходы как страны-экспортера нефти, так и нефтяной компании оказывают мировые цены на сырую нефть. Поэтому предполагаемая модель, имеющая по настоящему гибкий режим извлечения экономической ренты, должна обеспечить интересы государства в получении непредвиденных доходов при высоких ценах и защитить позиции нефтяной компании при значительном понижении цен на нефть.
 
 В различных СРП предусматриваются различные варианты защиты от влияния внешних факторов. Один из них – использование R-фактора. Данный метод предусматривает гибкий подход как при увеличении, так и при понижении цен. Например, в Эквадоре при расчете сервисного вознаграждения учитывается ставка процента для первоклассных заемщиков, изменения цен на нефть, а также пятиступенчатое увеличение уровня добычи нефти.
 
Другой тип ROR-контракта (основанный на ставке прибыли) оценивает ВНП компании и применяет добавочный подоходный налог (например, налог на сверхприбыль в размере 50%) в дополнение к основному налогу, когда ВНП компании достигает заранее установленного уровня. Такие контракты предусматривают практически любые обстоятельства, но в то же время позволяют ВНП расти значительно выше уровня, оговоренного в контракте.
 
В случае открытия неожиданно крупного месторождения соглашение может быть изменено при помощи корректировки нормы добычи или накопленной добычи. Довольно часто применяется практика использования серии механизмов, где, например, применяется налог на сверхприбыль на объем добычи, превышающей определенные нормы, а также еще более высокий налог на сверхприбыль при достижении последующих объемов добычи. Но даже в этом случае при повышении цен на нефть специальные положения соглашения не приносят дополнительной прибыли государству. Более того, налог на сверхприбыль, вызванный увеличением объема добычи, приводит к преждевременному истощению месторождения, тогда как в случае с увеличением нормы добычи этого не происходит.
 
Стабилизация
 
Соглашения о разделе продукции имеют одну общую характеристику – в них предусмотрены жесткие условия по разделу прибыли между государством и нефтяными компаниями. Ранее после подписания таких соглашений не допускался пересмотр условий: ни в случае непредвиденной прибыли (например, при обнаружении нефтяного месторождения с запасами в несколько миллиардов баррелей), ни в случае неожиданного повышения цен на сырую нефть, ни в случае открытия запасов нефти меньше ожидаемых, ни при снижении цен на нефть.
 
Современные СРП содержат специальные положения, в которых допускается возможность пересмотра условий, но только в случае появления осложнений или отклонений от ожидаемого развития ситуации. Такие гибкие нефтяные контракты получают все большее распространение в мире.
 
Должны ли положения по стабилизации включаться в контракт, и если да, то как они должны определяться? Более того, возникает вопрос о предмете стабилизации: будет ли это общая прибыль нефтяной компании, ВНП или текущий годовой доход?
 
Полную версию материалов семинара можно получить в офисе NRMP www.nrmp.uz
 


Список статей
Большой день Карачаганака  Борис Зильберминц 
· 2017 MMG
· 2016 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2015 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2014 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2013 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2012 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2011 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2010 №1  №2  №3  №4  №5/6
· 2009 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2008 №1  №2  №3  №4  №5/6
· 2007 №1  №2  №3  №4
· 2006 №1  №2  №3  №4
· 2005 №1  №2  №3  №4
· 2004 №1  №2  №3  №4
· 2003 №1  №2  №3  №4
· 2002 №1  №2  №3  №4
· 2001 №1/2  №3/4  №5/6
· 2000 №1  №2  №3





Rambler's
Top100
Rambler's Top100

  WMC     Baurzhan   Oil_Gas_ITE   Mediasystem