Статья 1. Определение терминов, используемых в тексте СРП.Приказ Минтопэнерго России от 06.08.1999 № 265
Актуально на 11.11.2026.
Как цитировать: Статья 1. Определение терминов, используемых в тексте СРП.. Приказ Минтопэнерго России от 06.08.1999 N 265. 265. 06.08.1999. https://bukva.ai/docs/prikaz-265-1999-mintopenergo-rossii/statya-1
ПРИКАЗ
от 6 августа 1999 г. № 265
О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ ДОПОЛНЕНИЯ К РЕГЛАМЕНТУ СОСТАВЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (РД 153-39-007-96)
В соответствии с Приказами Минтопэнерго России от 5 ноября 1995 г. № 233 «О перечне основных нормативно-технических документов, подлежащих утверждению Минтопэнерго России» и от 31 января 1997 г. № 37 «О дополнении к Приказу Минтопэнерго России от 5 ноября 1995 г. № 233» Российским государственным университетом нефти и газа им. И.М. Губкина разработано Дополнение к Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96) «Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашений о разделе продукции» приказываю:
1. Ввести в действие сроком на 3 года прилагаемое Дополнение к Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96) «Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашений о разделе продукции».
2. Предприятиям и организациям, осуществляющим проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, обеспечить выполнение требований указанного руководящего документа.
3. Поручить (по согласованию) Государственному учреждению «Экспертнефтегаз» (тел. 192-71-45) обеспечение отраслевых предприятий и организаций, осуществляющих проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, указанным руководящим документом.
4. Контроль за исполнением настоящего Приказа возложить на Департамент разработки и лицензирования месторождений.
Утверждено Приказом Минтопэнерго России от 6 августа 1999 г. № 265
Согласовано Госгортехнадзором России 3 августа 1999 г. № 04-35/762
МПР России 10 июня 1999 г. № ВМ-27/2885
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПОИСКОВ, РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА УСЛОВИЯХ СОГЛАШЕНИЯ О РАЗДЕЛЕ ПРОДУКЦИИ (ТЭО СРП)
ДОПОЛНЕНИЕ К «РЕГЛАМЕНТУ СОСТАВЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ» (РД 153-39-007-96)
Зам. председателя: Дунаев В.Ф.
Члены: Аверкин А.Г., Америка Л.Д., Базив В.Ф., Баишев Б.Т., Васильев И.П., Векилов Э.Х., Гутман И.С., Лешенко В.Е., Лисовский Н.Н., Лубяницкий Г.В., Николаев Б.А., Николаев В.А., Сапожников П.С., Семикозова Е.Д., Устимов С.К., Халимов Э.М., Храмов П.Ф., Чоловский И.П., Яшин Ю.Н.
Дополнение к Регламенту выполнено коллективами Института проектирования и научной экспертизы РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ЗАО «Петраком», ИГ и РГИ и ООО «Центр научных исследований» по заданию Минтопэнерго России.
Руководители работы — заместитель Министра топлива и энергетики Российской Федерации Гарипов В.З., заведующий кафедрой экономики нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессор, д.э.н. Дунаев В.Ф., первый заместитель Председателя ЦКР Минтопэнерго России Лисовский Н.Н.
Андреев А.Ф. — д.э.н., профессор
Баринштейн Б.А. — ген. директор
Васильев Г.Г. — д.т.н., профессор
Гутман И.С. — к.г.-м.н., профессор
Дунаев В.Ф. — д.э.н., профессор
Зубарева В.Д. — к.э.н, профессор
Крылов В.И. — д.т.н., профессор
Лубяницкий Г.В. — зав. лабораторией
Миловидов К.И. — д.э.н., профессор
Палий А.О. — к.т.н., профессор
Сапожников П.С. — д.э.н., профессор
Саркисов А.С. — к.т.н., доцент
Халимов Э.М. — д.г.-м.н., профессор
Храмов П.Ф. — зам. начальника управления
Чоловский И.П. — д.г.-м.н., профессор
Разработка и принятие Закона РФ «О соглашениях о разделе продукции» направлено на его использование, в первую очередь, в нефтегазовой отрасли. Закон предусматривает создание более стабильных налоговых условий для Инвесторов, что должно способствовать привлечению как иностранного, так и национального капитала в поиски, разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений, и, как следствие, увеличению денежных поступлений в бюджет Государства. Его применение в отношении разрабатываемых месторождений должно создать более приемлемый для нефтяных компаний налоговый режим, индивидуально учитывающий сложившиеся на них технико-экономические условия добычи углеводородов (УВ).
Регламентация содержания технико-экономических обоснований (ТЭО) соглашений о разделе продукции (СРП) преследует достижение:
- полноты и обоснованности материалов всех частей (ТЭО);
- единообразия методов расчета экономических показателей, представляемых компаниями на конкурсы и аукционы;
- баланса интересов Государства и Инвестора при заключении СРП, выражающегося в справедливом разделе продукции как при разработке новых, так и при дальнейшей эксплуатации старых месторождений УВ.
При составлении Регламента использованы «Методические рекомендации по оценке инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», утвержденные в 1994 г. Госстроем, Минэкономики, Минфином и Госкомпромом Российской Федерации, а также «Регламент составления проектных и технологических документов по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений» (РД 153-39-007-96) и другие документы (см. Перечень).
В положениях Регламента нашли отражение результаты анализа материалов ТЭО технологических схем и проектов разработки месторождений УВ (в том числе ТЭО СРП) и их сопоставления.
Кроме вопросов, непосредственно связанных с реализацией проектов на условиях СРП, в настоящий Регламент включен целый ряд новых положений по оценке экономической эффективности разработки месторождений УВ: об оценке эффективности дополнительных капиталовложений в доразработку месторождений, о раздельном анализе денежных потоков, связанных с реальными и прошлыми инвестициями; о дефилировании денежных потоков, рассчитанных в прогнозных (текущих) ценах.
Применение принципа раздела продукции между Государством и Инвестором, в первую очередь, вносит особенности в определение и формы представления экономических показателей ТЭО. Наиболее ответственной задачей является разработка механизма раздела продукции, который должен удовлетворять владельца недр — Государство и пользователя недр — Инвестора.
Методы и схемы построения механизма раздела продукции не регламентируются: они должны предлагаться составителями ТЭО и корректироваться в процессе переговоров по заключению конкретного СРП. Разработка экономического механизма раздела продукции должна осуществляться в рамках Закона РФ «О соглашениях о разделе продукции» и других, связанных с ним законодательных актах. При этом составители ТЭО должны следовать принципам этого раздела, установленным в Регламенте и учитывающим интересы Государства.
Регламент ТЭО СРП состоит из следующих разделов:
1. Общие положения.
2. Стадийность в изучении природных объектов и ее связь с содержанием ТЭО СРП.
3. Требования к содержанию геологического раздела.
4. Требования к содержанию технологического раздела (разработка месторождений).
5. Требования к содержанию раздела «Строительство скважин».
6. Требования к содержанию раздела «Обустройство промысла и внешний транспорт добываемой продукции».
7. Требования к содержанию раздела «Экологическое обоснование намечаемой деятельности».
8. Требования к экономическому разделу.
В качестве приложений к данному документу включены:
Пример расчета экономических показателей оценки эффективности проекта для Государства и Инвестора при заключении СРП (Приложение 1).
Особенности раздела рентного дохода между Государством и Инвестором в рамках СРП (Приложение 2).
Методические рекомендации по разработке экономического механизма раздела продукции между Государством и Инвестором в случае освоения новых месторождений УВ (Приложение 3).
Методические рекомендации по разработке экономического механизма раздела продукции между Государством и Инвестором в случае разрабатываемых месторождений (Приложение 4).
Методические рекомендации по оценке рисков в проектах разработки месторождений УВ на условиях СРП (Приложение 5).
Методические рекомендации по определению размеров бонусов, выплачиваемых Инвестором Государству (Приложение 6).
Примерная структура содержания СРП при поисках, разведке и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (Приложение 7).
1. Общие положения
1.1. Настоящий документ предназначен для составления ТЭО проектов поисков, разведки, разработки и доразработки месторождений углеводородов (УВ), реализация которых предполагается на условиях СРП.
1.2. ТЭО СРП представляет собой документ, являющийся основой для ведения переговоров между Государством и Инвестором об условиях раздела продукции, юридически закрепляемых в СРП. Он рассматривается и утверждается Центральной комиссией по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений Министерства топлива и энергетики Российской Федерации.
1.3. Документ разработан в соответствии с Законами Российской Федерации «О недрах», «О соглашениях о разделе продукции», а также с другими нормативными и правовыми актами Российской Федерации, определяющими порядок подготовки, заключения и выполнения СРП.
1.4. Документ адресуется разработчикам ТЭО СРП, принимающим участие в подготовке проектов СРП, представителям Государства, участвующим в переговорном процессе с Инвесторами по выработке и согласованию условий СРП, а также членам комиссий, проводящим конкурсы и аукционы по предоставлению лицензий на недропользование на условиях СРП. Методические материалы, представленные в приложениях к Регламенту, носят не обязательный, а рекомендательный характер.
1.5. Документ используется для проведения экспертизы материалов, представляемых для включения месторождений в «Перечень участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции» или для утверждения условий СРП.
1.6. Требования к содержанию всех разделов ТЭО зависят от степени изученности объектов лицензионной территории, по которой предполагается заключение СРП. В соответствии с Законом «О СРП» соглашения между Государством и Инвестором могут заключаться в отношении нефтегазовых объектов, находящихся на разных стадиях изученности, а ТЭО выполняться на базе исходных геолого-технологических и технико-экономических данных, различающихся степенью достоверности и детальности.
2. Стадийность освоения природных объектов и ее связь с содержанием ТЭО СРП
2.1. При составлении ТЭО СРП геолого-технологические, экологические обоснования и технико-экономические расчеты проводятся индивидуально по каждому объекту с учетом того, на какой стадии освоения он находится. При наличии на лицензионном участке нескольких объектов в ТЭО СРП приводится обобщенный расчет по показателям разработки всей группы объектов, который и служит основанием для заключения СРП.
2.2. ТЭО СРП разрабатывается по одному или нескольким объектам лицензирования.
2.3. Геологическое изучение и промышленная разработка любого лицензионного объекта проходит в несколько последовательных стадий. Название стадий и их продолжительность определяются «Положением об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ» (1984 г.), а также «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96). Изученность ресурсов и запасов нефти и газа на каждой из стадий определяется «Классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (1983 г.) и Инструкцией по ее применению (1984 г.).
2.4. Степень риска Государства и Инвестора, а также содержание ТЭО, зависит от стадии, на которой заключается СРП.
С этой целью выделяются следующие пять основных стадий заключения СРП:
Первая стадия — стадия поисковых работ в пределах лицензионного участка, до того момента, когда поисковая скважина только вскрыла продуктивный пласт.
Вторая стадия — начинается с момента получения первого притока из поисковой скважины и включает стадию оценки месторождения или объекта (согласно «Положению об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ»);
Третья стадия — с момента начала пробной или опытно-промышленной эксплуатации до завершения процесса подготовки запасов к промышленной эксплуатации.
Четвертая стадия — включает основной период разработки, на котором отбирается большая часть извлекаемых запасов нефти;
Пятая стадия — стадия завершения разработки (доразработка) с целью выработки остаточных запасов УВ.
2.5. Геологоразведочные работы на лицензионных участках осуществляются на основе проектных документов — проекта поискового бурения, проекта разведочного бурения, проекта доразведки.
2.6. По итогам каждой стадии геологоразведочных работ (первая, вторая и третья стадии) предусматриваются, соответственно, оценка ресурсов нефти и газа (по завершении стадии подготовки ловушек к бурению), оперативные подсчеты запасов (по завершению стадии поисков месторождений), подсчеты запасов по завершению разведочных работ с проведением государственной экспертизы запасов на уровне ЦКЗ или ГКЗ Министерства природных ресурсов.
По итогам эксплуатационного разбуривания залежей (четвертая и пятая стадии) возможен пересчет запасов с прохождением Госэкспертизы.
2.7 Основными технологическими проектными документами на разработку являются:
- проект пробной эксплуатации;
- технологическая схема опытно-промышленной разработки;
- технологическая схема разработки;
- проект разработки;
- уточненный проект разработки (доразработки);
- анализ разработки.
2.8. Заключение СРП на первой стадии в силу слабой изученности объекта характеризуется наибольшим риском как для Государства, так и для Инвестора. На этой стадии, когда притоки УВ на подготовленной ловушке еще не получены, ресурсы перспективных объектов на лицензионном участке оценены по категории С3. Величина ресурсов категории С3 определена Проектом на поисковое бурение. На этой стадии на наиболее перспективных объектах может вестись поисковое бурение.
2.9. Вторая стадия начинается с момента получения промышленных притоков УВ. На основе этих данных на вновь выявленной залежи (объекте) месторождения около скважины, давшей приток, выделяется категория С1, а на остальной части объекта подсчитываются запасы категории С2.
В течение этой стадии на вновь выявленных месторождениях ведется разведочное бурение с целью установления промышленной ценности залежей (объектов), проводится детальная сейсморазведка (ЗД), на основе чего уточняются оперативно подсчитанные запасы категории С1 и С2. Перед составлением ТЭО СРП эти запасы должны пройти экспертизу на уровне ЦКЗ Министерства природных ресурсов и включены в государственный баланс запасов полезных ископаемых.
2.10. Третья стадия соответствует стадии начала освоения месторождения. Объект вводится в пробную эксплуатацию, а при необходимости и в опытно-промышленную разработку. Запасы объекта прошли государственную экспертизу и поставлены на государственный баланс.
Технологические решения ТЭО СРП должны предусматривать достижение конечного коэффициента нефтеизвлечения не ниже принятого при постановке запасов на государственный баланс.
2.11. Началом четвертой стадии следует считать составление и реализацию технологической схемы разработки. На этой же стадии может быть составлен и реализован проект разработки. Запасы нефти отнесены преимущественно к категориям А + В + С1 и прошли государственную экспертизу. Динамика добычи продукции принимается из последнего утвержденного проектного документа на разработку.
2.12. Завершающая, пятая стадия, на которой может заключаться СРП, начинается после выработки основных запасов УВ. Остаточные запасы числятся по высоким категориям А + В и прошли государственную экспертизу, а их величина соответствует данным последнего пересчета запасов с учетом добычи, накопленной после последнего пересчета. По объекту составляется или составлен уточненный проект разработки (доразработки), или выполнен анализ разработки, которые должны быть утверждены ЦКР Минтопэнерго. Эти документы должны служить основой для определения динамики добычи продукции в ТЭО СРП.
2.17. При составлении ТЭО СРП основными геолого-технологическими данными являются результаты расчетов технологических показателей разработки по годам эксплуатации объекта.
2.18. При наличии проектного документа на разработку объекта, прошедшего государственную экспертизу и утвержденного соответствующими органами, он должен закладываться в основу ТЭО СРП с использованием содержащихся в нем технологических показателей разработки.
2.19. При отсутствии документов с утвержденными запасами и (или) проектными технологическими показателями разработки они оцениваются в рамках ТЭО СРП, проходя государственную экспертизу и утверждение в порядке, установленном для обычных проектных документов на разработку.
2.20. В случае наличия на лицензионной территории нескольких объектов, находящихся на разной стадии изученности, стадия, на которой заключается СРП, определяется по объекту, с которым связывают основную часть добычи УВ.
3. Требования к содержанию геологического раздела ТЭО СРП
Эти требования должны соответствовать разделам 1, 2 «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (М., 1966) (РД 153-39-007-96).
4. Требования к технологической части ТЭО СРП
Эти требования соответствуют технологическим разделам «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (М., 1966) (РД 153-39-007-96).
5. Требования к разделу «Строительство скважин»
Эти требования соответствуют требованиям раздела 7 «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (М., 1966) (РД 153-39-007-96).
6. Требования к содержанию раздела «Обустройство месторождений, внешний транспорт добываемой продукции»
6.1. Обоснование схем обустройства месторождений, вариантов внешнего транспорта добываемой продукции, а также обоснование применения необходимого технологического оборудования в ТЭО СРП производится для оценки эффективности предлагаемых вариантов освоения месторождений УВ с технической, технологической, экологической и экономической точек зрения.
6.2. Глубина проработки, детализации и обоснованности предлагаемых решений определяется в зависимости от стадии изученности объекта, являющегося предметом СРП (таблица 6.1).
| 1 стадия | 2 стадия | 3 стадия | 4 стадия | 5 стадия | |
|---|---|---|---|---|---|
| Глубина проработки | Прогноз | Прогноз | Прогноз | Проектные решения | Проектные и реализованные решения |
| Количество вариантов | Проработка по всем альтернативным вариантам | Проработка по всем альтернативным вариантам | Проработка по всем альтернативным вариантам | Утвержденный вариант | Утвержденный вариант |
| Обоснование и степень детализации предлагаемых решений | Исследования разработчиков ТЭО | Исследования разработчиков ТЭО | Утвержденные: ТЭО КИН; «Обоснования инвестиций» (СП 11-101-95) | Утвержденные: технологическая схема или проект промышленной разработки месторождения; ТЭО (Проект) обустройства месторождения (СНиП 11-01-95) | Утвержденные: уточненный проект разработки (доразработки) месторождения; ТЭО (Проект) обустройства месторождения (СНиП 11-01-95) |
6.3. Схема обустройства месторождений и вариантов внешнего транспорта добываемой продукции должна содержать следующие данные:
Условия строительства (климатические, гидрологические, инженерно-геологические, геокриологические) отдельно по площадкам обустройства месторождений и трассам внешнего транспорта добываемой продукции;
Сведения о согласовании отвода земель и использования местных ресурсов;
Ситуационный план размещения производственных объектов, зданий, сооружений, объектов внешнего транспорта добываемой продукции с указанием на нем существующих и проектируемых внешних коммуникаций, инженерных сетей, границ санитарно-защитной зон и особо охраняемых территорий.
Технологические и конструктивные решения по сбору и транспорту продукции скважин до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа, попутных компонентов и пластовой воды. Расчеты нормативов потерь при подготовке товарной нефти и при ее транспортировке.
Технологические и конструктивные решения по обеспечению сбора и подготовки углеводородов, попутных компонентов до товарной кондиции, снижению сверхнормативных потерь. Решения по подготовке пластовой воды до требований, определяемых ее закачкой в пласт.
Технологические и конструктивные решения по измерению добычи нефти, газа и воды, учету потерь при подготовке и транспортировке товарной продукции.
Варианты внешнего транспорта товарной продукции и передачи ее товаротранспортным организациям для реализации.
Технологические и конструктивные решения по объектам внешнего транспорта добываемой продукции.
Технологические и конструктивные решения по инженерному обеспечению производства (тепло-, водо- и электроснабжения, связи).
Технологические и конструктивные решения по объему и средствам автоматизации и телемеханизации производственных процессов.
Потребность в основном технологическом и инженерном оборудовании для проектируемых месторождений и объектов внешнего транспорта добываемой продукции.
Потребность в основном и вспомогательном оборудовании для производства строительно-монтажных и транспортных работ при обустройстве месторождений и сооружении объектов внешнего транспорта добываемой продукции.
Технологические и конструктивные решения по водозаборам из подземных источников, рекомендуемых технологической схемой разработки, и водозаборов из открытых источников (озер и рек), предварительно согласованных с региональными органами.
Технологические и конструктивные решения по утилизации промышленных и бытовых стоков и вод.
Концепции и программы по формированию и развитию трудовых ресурсов организации труда и быта рабочих, привлекаемых в период строительства и для эксплуатации месторождения.
Затраты и объемы работ, связанные с компенсацией вопросов социального урегулирования с местным населением.
Схемы генеральных планов основных производственных объектов.
Основные строительные решения.
Сроки и очередность строительства объектов обустройства месторождений и объектов внешнего транспорта добываемой продукции. Продолжительность строительства должна учитывать вариантность расчетов экономической эффективности инвестиционного проекта и его отдельных пусковых комплексов.
Внешняя и внутрипромысловая транспортная схема с описанием временных и постоянных дорог и площадок и их конструкций.
Описание вариантов согласованных карьеров грунта, песка, гравия и других местных строительных материалов и вариантов временного отвода земель под штабели и временные подъездные дороги.
Основные решения по организации подрядной деятельности по оказанию услуг в проектировании, строительстве и материально-техническом обеспечении.
Потребность в трудовых ресурсах и программа удовлетворения этой потребности.
Затраты и объемы работ, связанные с компенсацией вопросов социального урегулирования с местным населением.
Вопросы оценки техногенного воздействия процессов строительства и эксплуатации при обустройстве месторождений и сооружений объектов внешнего транспорта добываемой продукции в соответствии с действующими нормативами.
Страхование ответственности по возмещению ущерба природной среде при обустройстве месторождений и сооружений объектов внешнего транспорта добываемой продукции.
Страхование риска ответственности и за причинение вреда при эксплуатации опасного промышленного объекта.
6.4. Перечисленные выше решения по схеме обустройства месторождения и вариантам внешнего транспорта добываемой продукции в зависимости от стадии освоения объекта, являющегося предметом заключения СРП, должны быть представлены:
для первой и второй стадий — в объеме требований к «Обоснованию инвестиций» (при разработке «Обоснования инвестиций» необходимо руководствоваться Сводом Правил «О порядке разработки, согласования, утверждения и состава обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений» (СП 11-101-95), введенном в действие Минстроем России с 1 июля 1995 г.). «Обоснование инвестиций» должно дать полное подтверждение технической возможности, коммерческой, экологической и социальной целесообразности инвестиций в строительство объектов обустройства промыслов и сооружения объектов внешнего транспорта добываемой продукции;
для третьей стадии — в виде решений, принятых в утвержденных в установленном порядке «Обоснованиях инвестиций». На этапе «Обоснования инвестиций» определяется стоимость на полное развитие предприятия с учетом 20-летнего периода функционирования производства, с выделением стоимости строительства намечаемых очередей, отдельно по объектам производственного назначения (освоения, пробного бурения, обустройства и т.д.) и по объектам промышленно-гражданского назначения;
для четвертой и пятой стадии — в виде решений, принятых и утвержденных в установленном порядке в «Технико-экономическом обосновании строительства» ТЭО (Проект), согласно СНиП 11-01-95 «Инструкции о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений».
6.5. В качестве основного варианта при определении состава и размера затрат, необходимых для обустройства месторождений, обеспечения внешнего транспорта добываемой продукции, а также применения необходимого технологического оборудования используются:
для 1 — 2 стадий — вариант с минимальными затратами;
для 3 стадии — вариант, утвержденный в «Обоснованиях инвестиций» (согласно СП 11-101-95) в качестве основного;
для 4 — 5 стадий — вариант, утвержденный в ТЭО (Проект) (согласно СНиП 11-01-95) в качестве основного.
7. Экологическое обоснование намечаемой деятельности к ТЭО СРП
Этот раздел является дополнением к разделу 10 «Охрана окружающей среды и недр» «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (М., 1996) (РД 153-39-007-96). Все эти мероприятия также должны сопровождаться указанием ответственных организаций, а также периодичностью контроля за их выполнением с учетом требований Федерального горного и промышленного надзора России (РД 08-54-94).
7.1. Экологическое обоснование включается в состав материалов к проекту соглашения о разделе продукции в соответствии с Федеральными Законами «О соглашениях о разделе продукции» (Глава II. Заключение и исполнение соглашений, «Условия выполнения работ» по соглашению <*>), «Об охране окружающей природной среды».
<*> Ст. 7 Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции»
«2. Работы по соглашению выполняются при соблюдении требований Законодательства Российской Федерации, а также при соблюдении утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по безопасному ведению работ, охране недр, окружающей природной среды и здоровья населения. При этом соглашением предусматриваются обязательства Инвестора по:»
...осуществлению мер, направленных на предотвращение вредного влияния указанных на окружающую природную среду, а также по ликвидации последствий такого влияния.
3. При выполнении работ по соглашению на объектах, расположенных на территории традиционного проживания и хозяйственной деятельности малочисленных этнических общностей, инвестор обязан принимать все необходимые меры по защите исконной среды обитания и традиционного образа жизни малочисленных этнических общностей».
В Законе «О соглашениях о разделе продукции» указано, что «соглашением предусматриваются обязательства Инвестора по охране окружающей среды и защите исконной среды обитания малочисленных этнических общностей».
Федеральный закон «Об экологической экспертизе» относит материалы соглашения о разделе продукции к объектам государственной экологической экспертизы <*>, в связи с чем природоохранная часть ТЭО СРП должна содержать оценку воздействия намечаемой деятельности на окружающую природную среду.
<*> Ст. 11 Федерального закона «Об экологической экспертизе»
Обязательной государственной экологической экспертизе, проводимой на федеральном уровне, подлежат:
- ...документация, обосновывающая соглашения о разделе продукции и концессионные договоры, предусматривающие использование природных ресурсов и (или) отходов производства, находящихся в ведении Российской Федерации».
«Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности» (Минприроды России, Приказ № 539 от 29.12.95) в «Требованиях по экологическому обоснованию в предынвестиционной документации» указывает, что такая документация должна содержать информацию, достаточную для определения экологического риска намечаемой деятельности, оценки рациональности природопользования при различных вариантах этой деятельности <*>.
<*> П. 4. «Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности»
«4.4. Экологическое обоснование в предынвестиционных материалах должно содержать оценку возможности развития намечаемой деятельности в районе возможного размещения с учетом:»
нормативов качества природной среды;
существующей системы ограничений на природопользование;
прогнозируемого состояния окружающей среды при планируемых сборах, выбросах и отходах производства и других видов воздействия.
4.5 Прогноз экологической опасности намечаемой деятельности должен базироваться на:
анализе природно-ресурсного потенциала территорий, существующего использования природных, трудовых и других природных ресурсов, состояния среды, историко-культурного наследия;
потребности в важнейших ресурсах;
прогнозных изменениях экологической ситуации при реализации намечаемой деятельности и последствиях этих изменений для социально-экономического развития территории».
Настоящий документ предусматривает определенный (рекомендуемый) состав материалов обоснования проекта соглашения, что должно упростить в дальнейшем реализацию соглашения. В процессе подготовки природоохранной части ТЭО СРП Инвесторы получат достаточную информацию об условиях работ; о тех экологических ограничениях, которые предусмотрены законодательством Российской Федерации и которые распространяются на проекты, реализуемые по соглашению о разделе продукции. Состав этих материалов, представляемых в реферативной форме, должен быть достаточен для того, чтобы охватить весь комплекс природоохранных вопросов. Источниками информации для составления природоохранной части обоснования являются опубликованные сведения, официальные справки контролирующих органов, при необходимости — архивные данные.
В соответствии с нормативными указаниями уровень проработки материалов должен соответствовать предварительной разработке экологического обоснования. Здесь внимание уделяется прежде всего наиболее критическим позициям, поскольку последующие этапы развития проекта сопровождаются детализацией и уточнением сведений по охране окружающей среды.
7.2. На всех указанных выше стадиях материалы природоохранного раздела должны охватывать круг проблем, связанный с добычей углеводородного сырья, содержать описание полного комплекса объектов инфраструктуры месторождения в привязке к задачам экологического обоснования.
Должно быть предусмотрено создание геодинамических полигонов, как средство контроля за деформацией земли, поверхности и распространения пластовых видов флюидов на протяжении всего срока разработки нефтегазовых месторождений.
В зависимости от указанных выше стадий экологические обоснования намечаемой деятельности к ТЭО Соглашения о разделе продукции могут иметь определенные различия.
7.3. В том случае, когда хозяйственная деятельность предполагается в новом районе, где промышленные притоки УВ еще не получены (первая стадия), информация по разделам 7.6.3, 7.6.6, 7.6.8, 7.6.10 будет носить наименее детальный характер, поскольку она будет составляться преимущественно по данным, полученным в соседних районах.
7.4. Если заключение СРП предполагается на второй и третьей стадиях, то в разделе 7.6.7, 7.6.9, 7.6.10 приводится преимущественно информация по аналогичным обустроенным площадям. Если Соглашение заключается для условий освоенного месторождения, информация в разделах 7.6.7 — 7.6.10 должна соответствовать конкретной ситуации.
7.5. Если заключение СРП предусматривается на четвертой и пятой стадиях, то детальность информации разделов 7.6.3, 7.6.6, 7.6.7 возрастает, поскольку должен быть учтен комплекс данных, полученных при проектировании уже действующих объектов, мониторинга среды на освоенной территории, а также учтены особенности производства работ на конкретном месторождении.
Особого внимания требует описание существующего фона загрязнения среды и выявленных признаков техногенного воздействия на компоненты природной среды — растительность, земли, водные объекты, животный мир и др. (п. п. 7.6.3.5 - 7.6.3.9, 7.6.4).
Ниже приводится состав тех материалов, которые следует включить в соответствующий раздел.
7.6 Перечень вопросов, определяющих требования к экологическому разделу ТЭО СРП
7.6.1. Задачи и цели хозяйственной деятельности (производства) по соглашению о разделе продукции.
В этом вводном разделе приводятся сведения:
- о назначении намечаемой деятельности в целом;
- о преимуществах, которые при ее осуществлении будут получены обществом на локальном и региональном уровнях;
- о проблемах, которые могут проявиться при реализации соглашения в отношении воздействия на окружающую среду и на социальные условия жизни местного населения;
- о выполнении работ по экологическому обоснованию, в том числе о специалистах (организациях), выполнявших эту работу.
7.6.2 Общее описание хозяйственной деятельности (производства).
В разделе приводятся предварительные данные о последовательности (сроках), основных способах, технологиях и технических средствах, которые предполагается использовать, осуществляя хозяйственную деятельность при реализации соглашения о разделе продукции.
7.6.3. Природные условия территории, современная экологическая обстановка.
В разделе приводятся данные о существующем (фоновом) состоянии окружающей природной среды, в том числе о тех выявленных изменениях, которые в районе (регионе) предлагаемого развития проекта связываются с техногенным (антропогенным) воздействием на компоненты среды. Выделяются те характеристики, которые имеют отношения к экологическим ограничениям условий работ и природопользования.
7.6.3.1 Краткая физико-географическая характеристика:
- данные о местонахождении района (районов) осуществления предполагаемой хозяйственной деятельности, морфологические характеристики территории, сведения об участках акватории производства морских работ.
7.6.3.2 Климат:
- описание климатических характеристик региона по периодам года, в т.ч. значения средней, максимальной, минимальной температуры воздуха, продолжительность периода с положительными температурами;
- осадки, среднее количество осадков за год, их распределение в течение года;
- ветровой режим, в т.ч. повторяемость по направлениям, максимальная скорость ветра;
- повторяемость туманов;
- температурные инверсии.
7.6.3.3 Гидрологическая характеристика:
- описание гидрографической сети, в т.ч. размеры водотоков и водоемов, которые возможно придется пересекать при строительстве объектов, данные о режиме рек, болотах, прибрежной зоне моря, характеристики волнения;
- водопользование.
7.6.3.4 Гидрогеологическая характеристика:
- характеристики грунтовых вод, особенно, горизонтов с запасами пресных вод;
- использование гидрогеологических объектов.
7.6.3.5 Геологическая характеристика, сейсмичность района:
- общая геологическая характеристика (региональные, структурно-тектонические особенности);
- мерзлотные условия;
- характеристика опасных природных явлений, в т.ч. связанных с оползнями, каретами, просадками и др., данные сейсмического районирования предполагаемых участков работ.
7.6.3.6 Экологический фон воздушной среды:
7.6.3.7 Экологический фон водной среды:
- современное загрязнение поверхностных и подземных вод, водной толщи и донных грунтов моря (по литературным и официальным данным).
7.6.3.8 Состояние растительного мира:
- зональная и интразональная растительность, в том числе залесенность, типы леса, редкие, эндемичные, реликтовые, занесенные в Красную книгу виды растений и особо охраняемые в регионах;
- макрофиты к фитопланктон при морских работах;
- использование объектов растительного мира, в т.ч. особенности лесохозяйственной деятельности.
7.6.3.9 Состояние животного мира:
- состав наземной и водной фауны, морских гидробионтов, особенно промысловых видов рыб, крабов, морских млекопитающих;
- характеристика мест концентрации, размножения, путей миграции;
- состав редких, эндемичных, реликтовых, занесенных в Красную книгу видов фауны;
- значение объектов животного мира, особенно рыб, крабов и др. для организованного промысла и местного населения.
7.6.3.10 Радиационный фон:
7.6.4 Социальная обстановка в районе развития деятельности:
- данные о существующей инфраструктуре, населенных пунктах, характеристика населения, социально-бытовых условий, занятости, медико-биологических и иных особенностей, характеризующих социально-экономическую и демографическую обстановку в регионе, в т.ч. хозяйственное использование территории, особенно при национальном природопользовании в регионе, где может происходить развитие хозяйственной деятельности, в районах проживания малочисленных этнических общностей (коренных малочисленных народов).
7.6.5 Особо охраняемые территории, объекты культуры, истории, архитектуры:
- государственные заповедники, заказники, природные и архитектурно-исторические памятники, территории, подпадающие под охранное действие международных конвенций.
7.6.6. Обзор российских и региональных законодательных и нормативных документов в области охраны окружающей природной среды:
- перечень актов, нормативно рекомендованных для учета при подготовке предпроектного экологического обоснования; федеральных, региональных, местных, ведомственных нормативных документов, в т.ч. вновь изданных; общий анализ основных требований законодательства, относящихся к регулированию данного вида деятельности;
- общий анализ установленного порядка согласования обосновывающих материалов на различных стадиях предполагаемого развития проекта, особенностей согласования условий природопользования.
7.6.7 Источники и виды воздействия на окружающую среду.
В разделе приводятся сведения о предполагаемом воздействии источников загрязнения на окружающую среду при осуществлении хозяйственной деятельности в порядке реализации Соглашения о разделе продукции. Эти сведения получаются в результате изучения доступной информации об аналогичной хозяйственной деятельности (сведения по объектам-аналогам). При отсутствии сведений по объектам-аналогам в связи с закрытым характером (конфиденциальностью) такого рода информации за основу принимаются известные данные по зарубежным объектам-аналогам.
При предварительном анализе (прогнозе) воздействия намечаемой хозяйственной деятельности на объекты окружающей природной среды даются качественные оценки уровня воздействия на эти объекты (воздух, земельные и водные ресурсы, растительный животный мир, социальную среду).
7.6.7.1 Воздействие на атмосферный воздух:
- характеристики и объемы вредных веществ, которые могут поступать в атмосферу, в т.ч. при предполагаемых авариях.
7.6.7.2 Воздействие на почвы (земельные ресурсы):
- объемы возможного изъятия площадей и загрязнения почвогрунтов;
- предварительная качественная оценка уровня воздействия на почвы (земельные ресурсы).
7.6.7.3 Воздействие на водные ресурсы (поверхностные и подземные):
- характеристики и объемы вредных веществ, которые могут поступать в водные объекты в значительных количествах, в т.ч. при предполагаемых авариях;
- ориентировочные объемы водопотребления и водоотведения;
- предварительная качественная оценка уровня воздействия на водные объекты (ресурсы).
7.6.7.4 Воздействие на геологическую среду:
- предварительная качественная оценка возможных техногенных воздействий на объекты геологической среды, в т.ч. на запасы пресных и минерализованных подземных вод, на основные и попутно добываемые минеральные ресурсы.
7.6.7.5 Воздействие на растительный и животный мир:
- изменения в растительном и животном мире, которые могут произойти под воздействием техногенных факторов, связанных с предполагаемой деятельностью;
- предварительная качественная оценка последствий этих изменений.
7.6.8 Воздействие на социальные условия:
7.6.9 Надежность работы технологических схем, риск:
- вероятность и масштабы аварийных ситуаций;
- уровень возможного изменения (ухудшения) радиационной обстановки в результате осуществления хозяйственной деятельности;
- предварительная (качественная) оценка вероятности аварийных ситуаций с учетом технического уровня объекта и учетом мирового опыта, при развитии интенсивных природных процессов;
- прогноз последствий аварийных ситуаций для окружающей природной среды и их опасности для населения;
- общее описание мероприятий по предупреждению аварийных ситуаций и по ликвидации их последствий.
7.6.10 Организационные и технико-технологические мероприятия в области охраны окружающей среды, мониторинг:
- общее описание и предварительный перечень, мероприятий в области охраны окружающей среды, в т.ч. по охране плодородных земель, водных ресурсов, воздушной среды, животного и растительного мира, по обращению с отходами, природоохранных мероприятий на стадии ликвидации объектов;
- общее описание мероприятий по производственному мониторингу объектов природной среды;
- общее описание организационной структуры служб по охране окружающей среды, ликвидации последствий загрязнения, профилактических мер.
7.6.11 Эколого-экономическая оценка хозяйственной деятельности по соглашению:
- предварительные сведения о составе и о предполагаемых затратах природоохранного направления (в относительных величинах к объемам предполагаемого финансирования проектов), в т.ч. на охрану и восстановление объектов природы, на платежи за природопользование, на компенсационные мероприятия;
- предварительные сведения о мероприятиях по экологическому страхованию.
7.6.12 Природоохранная концепция деятельности:
- общие положения экологической политики при реализации соглашения о разделе продукции и развитии проекта, в т.ч. по соблюдению требований российских и региональных законов и подзаконных актов;
- природоохранная концепция деятельности в условиях конкретного региона при реализации проекта, в т.ч. в отношении обязательств по решению вопросов восстановления ранее нарушенных объектов природной среды, по взаимодействию с общественностью и коренным населением, решению социальных вопросов;
- Заявление (декларация) о намерениях.
8. Требования к экономической части ТЭО СРП
8.1. Механизм раздела продукции между Государством и Инвестором: основные понятия и определения
8.1.1. В соответствии с Законом Российской Федерации «О СРП» текущий (квартальный или годовой) раздел продукции между Государством и Инвестором, определяющий их доходы в процессе разработки и эксплуатации месторождения УВ, осуществляется с помощью следующих видов налогов и параметров раздела продукции, устанавливаемых в долях или процентах:
- плата за пользование недрами (роялти);
- максимально допустимый объем (предельная доля) компенсационной продукции;
- пропорции раздела прибыльной продукции между Государством и Инвестором;
- налог на прибыльную продукцию Инвестора.
8.1.2. Роялти представляет собой налог, обеспечивающий владельцу недр — Государству, устойчивый доход, не зависящий от результатов коммерческой деятельности недропользователя. Он регулярно выплачивается недропользователем (Инвестором) как установленная часть от общего объема произведенной продукции за рассматриваемый период (квартал, год). В соответствии с СРП может вноситься как в натуральной, так и в денежной форме.
8.1.3. Произведенная продукция представляет собой общий объем УВ, добытых и доставленных в пункт раздела, фиксируемый в условиях СРП. Пункт раздела является пунктом транспортной системы, до которого затраты Инвестора относятся к возмещаемым.
8.1.4. Затраты, понесенные Инвестором, делятся на две категории — возмещаемые за счет компенсационной продукции и невозмещаемые. Состав возмещаемых затрат устанавливается в СРП.
К возмещаемым затратам относятся капитальные затраты (поиски, разведка и разработка месторождений), эксплуатационные затраты (добыча) и транспорт УВ до установленного пункта раздела, а также отчисления в ликвидационный фонд. При разработке новых месторождений в компенсационную продукцию включаются в согласованных с Инвестором размерах прошлые затраты Государства на геологоразведочные работы, если такие имели место. Отнесение других затрат к той или иной категории (различные виды бонусов и взносов в бюджеты разных уровней и др.) устанавливается в процессе переговоров и закрепляется в СРП.
8.1.5. Максимально допустимый объем (предельная доля) компенсационной продукции, т.е. продукции, выручка от продажи которой идет на погашение накопленных к концу рассматриваемого периода затрат, устанавливается в СРП в процентах от распределяемого объема УВ. Этот параметр выполняет функцию регулятора скорости возмещения затрат Инвестора и определяет объем прибыльных УВ.
8.1.6. Распределяемый объем УВ представляет собой часть произведенной продукции, уменьшенной на величину платы за пользование недрами (роялти).
8.1.7. Объем компенсационной продукции, соответствующий рассматриваемому периоду (квартал, год), может быть равен максимально допустимому ее объему, если накопленные затраты превышают его стоимость. Компенсационная продукция может быть равна накопленным затратам, если накопленные затраты оказываются меньше стоимости максимально допустимого ее объема.
8.1.8. Накопленные к рассматриваемому периоду (год, квартал) затраты представляют собой сумму не возмещенных к его началу возмещаемых затрат и возмещаемых затрат рассматриваемого периода. Они предъявляются Инвестором к погашению за счет компенсационной продукции.
8.1.9. Общая прибыльная продукция представляет собой разность между распределяемой продукцией и компенсационной продукцией.
8.1.10. Размеры прибыльной продукции Государства и Инвестора определяются делением общей прибыльной продукции соответственно установленным пропорциям.
8.1.11. Налог на прибыльную продукцию Инвестора устанавливается в соответствии с действующей на момент заключения СРП ставкой налога на прибыль.
8.1.12. Чистая прибыльная продукция Инвестора определяется как его прибыльная продукция, уменьшенная на объем выплат, в соответствии с установленной налоговой ставкой на прибыль.
8.1.13. Общий доход Государства представляет собой сумму платы за пользование недрами (роялти), стоимости его прибыльной продукции и налога на прибыльную продукцию Инвестора. Кроме этого, в доход Государства включаются величина налога на добавленную стоимость (НДС), обязательные платежи по социальному и медицинскому страхованию работников — граждан Российской Федерации, а также платежи и Государственный фонд занятости Российской Федерации и Пенсионный фонд Российской Федерации, различные виды выплат Инвестора в бюджеты всех уровней (бонусы, возмещение прошлых затрат Государства, арендные платежи и т.д.).
8.1.14. Последовательность определения общего дохода Государства к чистой прибыльной продукции Инвестора представлена на рис. 8.1.
┌────────────────────────────────────────────────────────────────┐
<pre class="legal-pre">│ СХЕМА РАЗДЕЛА ПРОДУКЦИИ МЕЖДУ ГОСУДАРСТВОМ И ИНВЕСТОРОМ │
│ │
│ ┌───────────────────────┐ │
│ │Произведенная продукция│ │
│ └───────────┬───────────┘ │
│ │ ┌───────────┐│
│ │ │ Плата за ││
│ ├─────────────────>│пользование││
│ │ │ недрами ││
│ │ │ ││
│ v │ (роялти) ││
│ ┌─────────────────┐ └───────┬───┘│
│ │ Произведенная │ │ │
│ │ продукция │ │ │
│ │за вычетом роялти│ │ │
│ └────────┬────────┘ │ │
│ v │ │
│ ┌──────────────────────────────────────┐ │ │
│ v v │ │
│ ┌───────────────┐ ┌──────────┐ │ │
│ ┌─┤Компенсационная│ │Прибыльная│ │ │
│ │ │ продукция │ │продукция │ │ │
│ │ └───────────────┘ └──┬───────┘ │ │
│ │ │ │ │
│ │ ┌───────────────────────────────────┴──┐ │ │
│ │ v v │ │
│ │ ┌───────────────┐ ┌───────────────┐ │ │
│ │ │Доля прибыльной│ │Доля прибыльной│ │ │
│ │ │ продукции │ │ продукции │ │ │
│ │ │ Инвестора │ │ Государства │ │ │
│ │ └─────────┬─────┘ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │
│ │ v └─────────┬─────┘ │ │
│ │ ┌─────────────────┐ │ │ │
│ │ v v │ │ │
│ │┌─────────┐ ┌────────┐ │ │ │
│ ││ Чистая │ │Налог на│ │ │ │
│ ││продукция│ │прибыль │ │ │ │
│ ││Инвестора│ │ │ │ │ │
│ │└────┬────┘ └────┬───┘ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │
│ │ │ └─────────────────┐ │ │ │
│ v v v v v │
│┌─────────────────────┐ ┌───────────────────────┐ │
││Общий доход Инвестора│ │Общий доход Государства│ │
│└─────────────────────┘ └───────────────────────┘ │</pre>
└────────────────────────────────────────────────────────────────┘
8.1.15. Ставки налогов и значения параметров раздела продукции (за исключением ставки налога на прибыль), а также различные выплаты Государству из компенсационной продукции могут оставаться постоянными в течение срока действия СРП и таким образом неизменными для всех периодов (годы, кварталы) раздела продукции. Они могут ставиться в зависимость от текущих значений различных количественных и качественных показателей, достигаемых в ходе реализации проекта (объемы добываемой продукции, внутренняя норма доходности, индексы доходности и т.д.), а также от календарного времени реализации СРП, формируя экономический механизм раздела продукции.
8.1.16. Предлагаемый в ТЭО СРП экономический механизм должен отвечать принципам раздела продукции между Государством и Инвестором.
8.2. Принципы раздела продукции между Государством и Инвестором
8.2.1. Раздел продукции между Инвестором и Государством адекватен разделу рентного дохода, формирующегося при разработке и эксплуатации месторождения УВ (см. Приложение 2).
Рентный доход, получаемый в результате разработки месторождения УВ, формируется как разность между выручкой от реализации УВ и совокупными затратами, включающими нормальное вознаграждение (стоимость) капитала, без учета сопутствующих данному проекту инвестиционных рисков. С известным приближением эквивалентом рентного дохода может считаться чистый дисконтированный (приведенный) доход (NPV — net present value).
8.2.2. Раздел рентного дохода осуществляется в рамках СРП с помощью экономического механизма, фиксируемого в его условиях.
Под экономическим механизмом СРП понимается состав и размеры всех возможных видов налогов и платежей Инвестора (арендная плата, различные виды бонусов и отчислений в бюджеты всех уровней, роялти, налог на прибыль), пропорции раздела прибыльной продукции, ограничение компенсационной (затратной) продукции и возмещаемых видов затрат, размеры и порядок возмещения прошлых затрат Государства, а также зависимость этих платежей от текущих экономических показателей реализации проекта.
8.2.3. Экономический механизм раздела продукции между Государством и Инвестором в случае освоения новых месторождений должен устанавливаться таким образом, чтобы возможно большая часть рентного дохода, остающаяся после нормального (с учетом риска) вознаграждения услуг Инвестора, принадлежал Государству (Приложение 3).
8.2.4. Экономический механизм раздела продукции, являющейся результатом прошлых инвестиций, т.е. действующих на месторождении на момент заключения СРП основных фондов, должен устанавливаться таким образом, чтобы рентный доход, остающийся после создания условий для нормальной (рентабельной) деятельности компании, принадлежал Государству (см. Приложение 4).
8.2.5. Экономический механизм раздела продукции между Государством и Инвестором в случае доразработки месторождений (существующие основные фонды и инвестиции), должен устанавливаться с соблюдением обоих вышеприведенных принципов.
8.2.6. Устанавливаемый в СРП экономический механизм раздела продукции должен предусматривать элемент защиты Государства от присвоения Инвестором части рентного дохода, превышающего его нормальное вознаграждение с учетом риска (повышение цен на углеводородное сырье, обнаружение запасов, значительно превышающих их оценки на момент заключения СРП, значительно лучшее качество запасов, значительно меньшие капиталовложения, чем они предусматривались, и т.д.).
8.2.7. При разработке механизма раздела продукции, который обусловливает в проекте соответствующие ему денежные потоки Государства и Инвестора, должны учитываться все нефтегазовые объекты лицензионного участка, освоение и эксплуатация которых предполагается в течение срока действия СРП.
8.2.8. ТЭО СРП должно включать, кроме основного предлагаемого варианта раздела продукции, и другие, часть из которых более предпочтительны, с точки зрения Государства, а часть — с точки зрения Инвестора.
8.3. Показатели экономической эффективности
8.3.1. Для оценки эффективности проектов поисков, разведки и разработки (доразработки) месторождений УВ на условиях СРП используются показатели эффективности инвестиционного проекта (ИП):
- чистый доход (ЧД) и чистый дисконтированный доход (ЧДД);
- внутренняя норма доходности (ВНД);
- срок окупаемости инвестиций (без дисконтирования денежного потока с дисконтированием);
- капитал риски или максимальный финансовый риск;
- индексы доходности.
8.3.2. В ТЭО СРП определяется коммерческая эффективность проекта, в которой учитываются финансовые последствия его осуществления для участника (Инвестора), реализующего ИП, в предположении, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами.
8.3.3. В случае крупных нефтегазовых проектов (суммарные капитальные вложения превышают 1,0 млрд. долларов США) желательно включение в ТЭО СРП экономического анализа для учета косвенных (т.е. наведенных) эффектов от их реализации. Анализ может проводиться двумя методами — с использованием мультипликатора и теневых цен.
8.3.4. В ТЭО СРП включаются расчеты эффективности проекта в целом (в условиях безналоговой среды) и коммерческой эффективности:
- с учетом действующей налоговой системы и возможными налоговыми льготами (для решения вопроса о включении нефтегазового объекта в Перечень участков недр, право пользования которыми может быть предусмотрено на условиях раздела продукции);
- с учетом предлагаемого механизма раздела продукции.
8.3.5. В ТЭО СРП определяется эффективность проекта для Государства (бюджетная эффективность), в которой учитываются доходы бюджетов всех уровней, а также приводятся социально-экономические последствия реализации проекта.
8.3.6. Основой для определения всех показателей эффективности ИП является прогнозируемый денежный поток, непосредственно связанный с его реализацией. Денежный поток — это зависимость от времени денежных поступлений и затрат. Он представляет собой последовательность годовых (квартальных) значений разности между притоками и оттоками денежных средств (отрицательное или положительное сальдо) за расчетный период. В своей начальной части денежный поток, связанный с ИП, всегда имеет отрицательные годовые (квартальные) значения.
8.3.7. При составлении ТЭО СРП в денежный поток включаются притоки и оттоки денежных средств, связанные с инвестиционной и операционной деятельностью. Учет финансовой деятельности (вложение акционерного капитала и привлеченных средств, эмиссия долговых ценных бумаг, возврат к обслуживание займов, выплата дивидендов по акциям и т.д.) является для Инвестора предметом отдельного анализа и не входит в задачи ТЭО СРП. Результаты такого анализа в случае необходимости могут быть представлены в ТЭО СРП в качестве приложения.
8.3.8. В случае проектов доразработки месторождений УВ следует различать денежные потоки, связанные с ИП, и с дальнейшим использованием имеющихся основных фондов на месторождении (см. Приложение 4). Их сложение производится для определения общих (в рамках месторождения или лицензионной территории) поступлений Инвестору и Государству (в бюджеты всех уровней).
Для определения показателей эффективности ИП сложение этих потоков производится только с случае учета в качестве инвестиций (при соответствующей трактовке пункта 1 статьи 3 Закона «О СРП») остаточной стоимости основных фондов, имеющихся на месторождении.
8.3.9. Показатели эффективности ИП (с учетом дисконтирования) рассчитываются на основании дисконтированного денежного потока. Дисконтирование осуществляется путем умножения каждого значения денежного потока, соответствующего году t, на коэффициент дисконтирования (at), рассчитываемый по формуле:
Дисконтирование применяется к денежным потокам, выраженным в постоянных (т.е. существующих на момент составления ТЭО) или дефлированных (но не в прогнозных!) ценах.
8.3.10. Основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности ИП, является норма дисконта (Eн). Она выражается в долях единицы. При оценке коммерческой эффективности она отражает альтернативную, не связанную с данным ИП, эффективность использования капитала (т.е. минимально приемлемую для Инвестора). Дополнительно могут использоваться и те нормы дисконта, которые по мнению авторов ТЭО оказываются обоснованными.
Экономические показатели ИП и ТЭО СРП должны быть рассчитаны с нормой дисконта 0,10 и 0,15.
8.3.11. Чистый дисконтированный доход (ЧДД, Net Present Value, NPV) определяется как алгебраическая сумма годовых дисконтированных значений денежного потока. Он характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта с учетом их неравноценности из-за разновременности. Для признания ИП эффективным, с точки зрения Инвестора, необходимо, чтобы ЧДД был положительным. Он имеет положительные значения при внутренней норме доходности проекта, превышающей норму дисконта.
Основным критерием выбора наиболее эффективного технологического варианта реализации проекта на условиях СРП является максимум ЧДД, получаемого в безналоговой среде или до раздела продукции.
8.3.12. Внутренняя норма доходности (ВНД, Внутренняя норма рентабельности, Internal Rate of Return, IRR) называется такое значение (переменное) нормы дисконта, при котором алгебраическая сумма годовых значений денежного потока оказывается равной нулю. При оценке эффективности ИП внутренняя норма доходности отражает годовой процент на вкладываемый капитал, который может получить Инвестор. Разность между ВНД и нормой дисконта характеризует степень устойчивости ИП.
ВНД соответствует значению максимально допустимой годовой процентной ставки кредита для полного финансирования ИП, при которой прибыль компании-оператора равна нулю. Поэтому величина ВНД информирует о возможностях использования кредитных (заемных) средств для реализации проекта.
8.3.13. Срок окупаемости инвестиций соответствует периоду, по истечении которого накопленный чистый доход (дисконтированный или недисконтированный) становится неотрицательным. Он характеризует риск, связанный с длительностью возврата вложенного капитала.
Сроки окупаемости, рассчитанные без дисконтирования и с дисконтированием денежного потока, отличаются периодом времени, в течение которого Инвестор может получить процент на вложенный капитал, равный выбранной норме дисконта.
8.3.14. Капитал риска или максимальный финансовый риск определяется суммой отрицательных годовых значений денежного потока (дисконтированных и недисконтированных). Он отражает потребность во внешнем финансировании ИП (без учета реинвестиционного процесса). С другой стороны, он характеризует риск Инвестора, выражающийся в размере максимальных финансовых потерь при прекращении осуществления проекта в результате неблагоприятных обстоятельств.
8.3.15. Индексы доходности характеризуют размер дохода (в долях единицы), приходящегося на единицу денежных затрат за срок реализации ИП (без дисконтирования и с дисконтированием):
- индекс доходности затрат (иногда называемый R-фактором) определяется отношением суммы денежных притоков (накопленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным затратам);
- индекс доходности инвестиций определяется отношением чистого дохода к капитальным вложениям. В ряде случаев индекс доходности оценивается не по общему объему инвестиций, а только по объему начальных инвестиций (сумма отрицательных значений годовых денежных потоков, т.е. капитал риска).
Индексы доходности затрат и инвестиций превышают единицу, если для денежного потока ЧД положителен. Индексы доходности дисконтированных затрат и инвестиций превышают единицу, если для денежного потока ЧДД положителен.
8.4. Состав затрат на реализацию проекта и нормативная база для их оценки
8.4.1. Капитальные вложения в разработку месторождения определяются в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96). Они рассчитываются на основе технологических показателей и нормативов удельных капитальных вложений в бурение и по направлениям обустройства месторождения. В расчетах могут использоваться удельные показатели стоимости сооружения нефтепромысловых объектов на единицу мощности.
В случае предполагаемого заключения СРП на ранних стадиях изученности (первая и вторая стадии) для оценки капитальных вложений могут использоваться укрупненные нормативы, устанавливаемые на основании данных по регионам-аналогам (в том числе с использованием корреляционно-регрессионного анализа).
При использовании других способов определения капитальных затрат соответствующие подходы должны быть изложены в представляемых материалах.
8.4.2. Общие капитальные вложения в разработку месторождения, помимо расходов на разбуривание и обустройство месторождения, могут включать затраты:
- на создание производственной инфраструктуры;
- на строительство объектов внешнего транспорта продукции;
- на строительство межпромысловых коммуникаций;
- на утилизацию попутного газа;
- на выполнение программы реконструкции наземных объектов (при заключении СРП на пятой стадии изученности объектов — доразработка месторождений);
- на выполнение программы геолого-разведочных работ (как правило, при заключении СРП на первой, второй и третьей стадиях изученности объекта);
- на создание социальной инфраструктуры, необходимой для реализации проекта.
Кроме того, в состав затрат могут быть включены затраты, понесенные Инвестором до начала заключения СРП.
8.4.3. При заключении СРП по лицензионным участкам, объекты которых находятся на первой, второй и третьей стадиях изученности, а геолого-разведочные работы осуществлялись за счет государственных средств, в ТЭО СРП должны быть представлены данные, позволяющие оценить современную (восстановительную) стоимость объемов выполненных работ (см. Приложение 6). Она может быть включена (в согласованных Инвестором и Государством размерах) в состав возмещаемых затрат и в установленные периоды осуществления проекта выплачиваться Государства.
8.4.4. Эксплуатационные затраты определяются в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96). При этом из состава эксплуатационных затрат исключаются амортизационные отчисления, платежи за кредит, а также налоги и другие платежи, за исключением платы за землю и отчислений в социальные фонды.
Эксплуатационные затраты рассчитываются на основе технологических показателей и нормативов затрат (на единицу объема добываемой жидкости, на одну скважину действующего фонда и т.д.).
В пояснительной записке должны быть указаны источники используемых нормативов.
При использовании иных способов расчета эксплуатационных затрат должно быть представлено обоснование соответствующих подходов.
В случае предполагаемого заключения СРП на ранних стадиях изученности (первая и вторая стадии) для оценки эксплуатационных затрат могут использоваться укрупненные нормативы, устанавливаемые на основании данных по регионам-аналогам (в том числе с использованием корреляционно-регрессионного анализа).
8.4.5. Общие эксплуатационные затраты должны включать платежи по страхованию (в том числе по страхованию ответственности по возмещению ущерба в случае аварий, повлекших за собой вредное влияние на окружающую природную среду), арендные платежи, а также другие выплаты, предусматриваемые в СРП.
В случае заключения СРП на пятой стадии (доразработка месторождения) в эксплуатационные затраты должны быть включены расходы по ликвидации скважин, обводненность нефти по которым делает их дальнейшую эксплуатацию нерентабельной.
8.4.6. Капитальные вложения и эксплуатационные затраты рассчитываются без НДС, уплачиваемого подрядным организациям, кроме НДС, включаемого в капитальные затраты на строительно-монтажные работы. При обосновании капитальных вложений и эксплуатационных затрат должны быть приведены данные о фактических затратах на строительство объектов-аналогов (в том числе скважин аналогичной глубины и конструкции) и об эксплуатационных затратах по предприятиям, добывающим УВ в сходных условиях.
8.4.7. В эксплуатационные затраты включаются отчисления в ликвидационный фонд, предназначенный для финансирования работ по ликвидации всех сооружений, установок и иного имущества после завершения эксплуатации месторождения, а также по приведению территории (акватории) лицензионного участка в состояние, определяемое экологическими нормами.
В ТЭО СРП размер ежегодных отчислений в ликвидационный фонд может определяться с помощью норматива в расчете на одну тонну (нефть, конденсат) или на 1000 м3 газа, рассчитываемого по формуле:
\text{Н}_{\text{л}} = \frac{\text{Ф}_{\text{л}}}{\sum_{t = 1}^{T} Q_{t}(1 + \text{Е}_{\text{д}})^{T - t}} , (2)
Фл — предполагаемый размер ликвидационного фонда (руб. или доллары США), который потребуется в конце периода, равного T годам; при экономических расчетах в прогнозных (текущих ценах) его величина должна определяться в предполагаемых ценах конца периода T.
Qt — объем поставок в году t (тонны);
Ед — предполагаемая годовая депозитная ставка, в долях единицы.
Методы корректировки норматива отчислений в ликвидационный фонд в ходе реализации проекта устанавливается в СРП.
Если подготовленным СРП или действующим на период составления ТЭО СРП нормативно-правовыми актами предусмотрен иной метод формирования ликвидационного фонда, расчеты отчислений корректируются соответствующим образом.
8.4.8. Если на месторождении (лицензионном участке) предусматриваются значительные объемы добычи разных видов УВ (нефть, конденсат, природный газ и другие ценные компоненты продукции), нормативы отчислений в ликвидационный фонд могут устанавливаться отдельно по каждому их виду с выделением соответствующих частей ликвидационного фонда, пропорциональных дисконтированным стоимостям видов УВ, добываемых за расчетный период.
Часть ликвидационного фонда (Флч), относящаяся к рассматриваемому виду УВ, определяется по формуле:
Ач — часть дисконтированной стоимости данного вида УВ в общей дисконтированной стоимости продукции.
Дисконтированная стоимость вида УВ (Сдч), добываемых за расчетный период Т, определяется по формуле:
\text{С}_{\text{дч}} = \sum_{t = 1}^{T} \text{Ц}_{\text{ч}}Q_{t}(1 + \text{Е}_{\text{н}})^{T - 1},
где Цч — цена рассматриваемого вида УВ;
Eн — норма дисконта, доли единицы.
8.4.9. Характеристика предполагаемых экономических условий осуществления проекта должна включать следующие данные (таблица 8.1):
- используемые цены на нефть и другие виды УВ в пункте раздела продукции (для экономических расчетов в постоянных ценах);
- прогнозные (текущие) цены на виды УВ, а также на материально-технические и трудовые ресурсы (в случае проведения экономических расчетов в прогнозных (текущих) ценах);
- предполагаемый темп годовой инфляции валюты, используемой для расчетов в прогнозных ценах;
- доля произведенной продукции, реализуемой на внутреннем и внешнем рынках;
- ставка налога на прибыль;
- ставка налога на добавленную стоимость (НДС);
- используемые в расчетах нормы дисконта.
8.4.10. Условия раздела продукции между Государством и Инвестором должны содержать следующие данные (таблица 8.1):
- ставка роялти;
- размеры бонусов и других платежей, являющихся обязательствами Инвестора по проекту;
- предельная доля компенсационной продукции;
- доля Инвестора в прибыльной продукции.
Приводится зависимость этих параметров раздела продукции от устанавливаемых показателей, отражающих ход реализации проекта, или зависимость от календарного времени его реализации.
8.5. Анализ движения денежных средств по проекту, реализуемому на условиях СРП
8.5.1. Разработка экономического механизма раздела продукции, а также определение рентабельности и финансовой устойчивости проекта производится на основе анализа генерируемого им денежного потока, т.е. движения денежных средств за расчетный период.
8.5.2. Движение денежных средств по проекту рассчитывается в соответствии с предлагаемым экономическим механизмом раздела продукции или его вариантами с учетом действующих на момент составления ТЭО нормативно-правовых документов, определяющих особенности платежей при выполнении работ по СРП.
8.5.3. Расчеты движения денежных средств выполняются на двадцатилетний период или на другой экономически оправданный период, необходимый для обоснования условий СРП по проекту.
8.5.4. Расчеты осуществляются в национальной валюте (рублях) или в долларах США. При этом должен использоваться курс рубля, соответствующий периоду определения нормативной базы для расчета затрат, связанных с приобретением товаров и услуг на внутреннем рынке.
8.5.5. Объемы произведенных видов продукции (поставки нефти, конденсата, газа и других компонентов продукции) представляют собой планируемые объемы добычи за вычетом нормативных потерь и расходов на собственные технологические нужды. С учетом реализации видов произведенной продукции на внутреннем и внешнем рынках (как это предусмотрено соответствующими условиями) и цен в пункте раздела продукции рассчитывается ежегодная выручка (таблица 8.2).
8.5.6. Общая эффективность проекта (до налогообложения) определяется на основе динамики чистых денежных поступлений, рассчитываемых как выручка от реализации продукции, уменьшенная на величину капитальных и эксплуатационных затрат (таблица 8.3), определенных в соответствии с разделом 8.4 настоящего Регламента.
8.5.7. Стоимость произведенной продукции, реализуемой на внутреннем рынке, определяется как выручка от реализации продукции (в пункте ее раздела) за вычетом НДС. Стоимость произведенной продукции, реализуемой на внешнем рынке, определяется как выручка от ее реализации (в пункте ее раздела) по ценам мирового рынка (таблица 8.4).
8.5.8. Стоимость произведенной продукции за вычетом роялти (таблица 8.4) распределяется (в соответствии с Законом «О СРП», ст. 8) на компенсационную и прибыльную продукцию.
8.5.9. Компенсационная продукция является собственностью Инвестора и предназначена для возмещения его затрат на выполнение работ по СРП. Состав возмещаемых и невозмещаемых затрат Инвестору определяется СРП в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Величина компенсационной продукции Инвестора в соответствующем периоде определяется как наименьшее из двух величин: максимально допустимого объема компенсационной продукции и суммы затрат Инвестора, подлежащей возмещению в соответствующем периоде (таблица 8.5).
Максимально допустимый объем компенсационной продукции определяется умножением стоимости произведенной продукции за вычетом платежей за пользование недрами (роялти) на предельную долю компенсационной продукции, предлагаемую в СРП.
Затраты Инвестора, подлежащие возмещению в соответствующем периоде (году), определяются как сумма возмещаемых затрат, понесенных Инвестором в этом периоде, и накопленных возмещаемых затрат, не возмещенных Инвестору на начало этого периода, с учетом процентов (аплифт), начисленных на сумму на таких затрат (если предлагаемыми условиями СРП предусмотрено начисление таких процентов).
8.5.10. Прибыльная продукция представляет собой стоимость произведенной продукции за вычетом платежей за пользование недрами (роялти) и компенсационной продукции.
8.5.11. В соответствии с СРП прибыльная продукция подлежит разделу между Государством и Инвестором (таблица 8.6).
Доля прибыльной продукции, передаваемая Государству, заменяет взимание налогов, сборов, пошлин, акцизов и других обязательных платежей, предусмотренных действующим законодательством, за исключением налога на прибыль и платежей за право пользования недрами, роялти и платежей, предусмотренных Законом «О СРП».
8.5.12 В соответствии с Законом «О СРП» налог на прибыль уплачивается Инвестором следующим образом:
налогооблагаемой базой является прибыльная продукция Инвестора, уменьшенная на сумму его платежей за пользование заемными средствами, его разовых платежей при пользовании недрами, а также на сумму других не возмещаемых ему в соответствии с условиями Соглашения затрат; применяется ставка налога на прибыль, действующая на момент подписания СРП;
льготы по налогу на прибыль, предусмотренные законодательством Российской Федерации, не применяются;
налог на прибыль в установленном размере вносится в бюджет субъекта Российской Федерации, на территории которого расположен предоставляемый в пользование участок недр, независимо от места регистрации плательщика.
8.5.13. Поступления Инвестору после уплаты налогов образуются уменьшением общих поступлений Инвестору, слагающихся из компенсационной продукции и прибыльной продукции Инвестора, на величину налога на прибыль (таблица 8.7).
8.5.14. Чистые денежные поступления Инвестора представляет собой поступления Инвестору после уплаты налогов, уменьшенные на величину капитальных, эксплуатационных (без амортизации) и других затрат и платежей (таблица 8.8). На основе динамики чистых денежных поступлений Инвестору рассчитываются показатели эффективности проекта.
8.5.15. К «другим затратам и платежам», упомянутым в пункте 8.5.14, могут относиться: разовые платежи (бонусы), выплачиваемые Инвестором, социальные взносы и другие не возмещаемые Инвестору по условиям СРП затраты, необходимые для реализации проекта.
Кроме того, в случае необходимости, годовая величина чистых денежных поступлений корректируется следующим образом:
- уменьшается на величину налогов, сборов и других платежей, которые должны уплачиваться в местные бюджеты и бюджеты субъектов Федерации, если Инвестор не освобожден от таких платежей (п. 1 статьи 13 Закона «О СРП»), а также на величину превышения сумм НДС, которые должны уплачиваться Инвестором поставщикам за приобретаемые товарно-материальные ценности, работы и услуги над суммами указанного налога, исчисленными при реализации углеводородов, являющихся собственностью Инвестора;
- увеличиваются на сумму возмещения, которая должна быть получена Инвестором в соответствии с законодательством РФ и п. 3 статьи 13 Закона «О СРП» за превышение уплаченных сумм налога над суммами, исчисленными при реализации собственной продукции Инвестора, а также на годовую величину компенсации за уплату местных налогов и налогов субъектов Федерации, от которых Инвестор не был освобожден (п. 1 статьи 13 Закона «О СРП»).
8.5.16. При оценке проекта в текущих прогнозных ценах эффективность проекта для Инвестора определяется по дефлированным денежным поступлениям (таблица 8.9).
8.5.17. Поступления Государству от реализации проекта включают в себя плату за недра, НДС, прибыльную продукцию Государства, отчисления с ФОТ, налог на прибыль и другие платежи, предусмотренные СРП (таблица 8.10).
8.5.18. Исходя из имеющейся на период составления ТЭО СРП информации производится оценка распределения общих поступлений Государству между федеральным и региональными бюджетами.
Фактическое распределение поступлений Государству по СРП между Российской Федерацией и субъектами Российской Федерации, на территории которого расположен участок недр, осуществляется на основе договора, заключаемого соответствующими органами исполнительной власти в соответствии со ст. 10 Закона «О СРП».
8.5.19. По результатам расчетов приводятся сводные показатели экономической оценки проекта (таблица 8.11). Пример экономической оценки эффективности разработки нефтяного месторождения на условиях СРП представлен в Приложении 1.
8.5.20. При наличии дополнительных специфических условий реализации проекта экономическая модель проекта корректируется соответствующим образом.
8.6. Анализ чувствительности экономических показателей
8.6.1. Оценка рентабельности инвестиционного проекта заканчивается анализом чувствительности показателей экономической эффективности к изменению значений различных факторов, принятых при расчетах. Анализ чувствительности является одним из наиболее распространенных методов оценки рисков при реализации нефтегазовых проектов. Методы, которые могут дополнительно использоваться в ТЭО СРП для оценки рисков Инвестора, представлены в Приложении 5.
8.6.2 К факторам, которые в обязательном порядке должны рассматриваться при анализе чувствительности, относятся:
- цены на УВ на мировом и внутреннем рынках;
- размер капитальных вложений для реализации проекта;
- размер эксплуатационных затрат на добычу УВ.
В дополнение к этому может исследоваться влияние таких факторов, как:
- размер извлекаемых запасов УВ и начальные дебиты, что находит отражение в изменениях профилей добычи;
- разница в темпах инфляции по затратной части проекта и ценам реализации продукции.
8.6.3. Количественно чувствительность оценивается показателем эластичности. Эластичность представляет собой процентное изменение анализируемого показателя при изменении значения фактора на один процент (при неизменности значений всех других факторов). В зависимости от характера влияния фактора на анализируемый показатель значение эластичности может быть как положительным, так и отрицательным. Чем больше значение эластичности анализируемого показателя, тем больше риск, связанный с изменением данного фактора.
8.6.4. Для оценки эластичности проводятся расчеты изменения величины анализируемого показателя (в процентах) от отклонений значения фактора (в процентах) в области его возможных изменений. Рекомендуемый шаг изменения значений фактора — 5%. Изменяющиеся значения анализируемых экономических показателей (ЧДД, ВНД, срок окупаемости, индекс доходности и капитал риска) при анализе чувствительности приводится не только в процентном, но и в абсолютном выражении. Результаты анализа чувствительности представляются в виде таблиц или графиков.
8.6.5. Область изменений значений рассматриваемого фактора должна соответствовать стадии изученности нефтегазового объекта, на которой заключается СРП.
Диапазон рекомендуемых отклонений капитальных и текущих затрат от их значений, принятых в проекте, составляет:
- на первой стадии — +/- 50%;
- на второй и третьей стадиях — +/- 30%;
- на четвертой стадии и пятой — +/- 20%;
- на пятой стадии — +/- 15%.
Диапазон отклонений цен на УВ от базовых составляет +/- 20%.
8.7. Требования к формированию предложений по основным условиям соглашения о разделе продукции
8.7.1. На основе оценки экономической эффективности разработки месторождения и анализа чувствительности экономических показателей проекта в ТЭО СРП обосновываются конкретные условия СРП.
8.7.2. Пропорции раздела произведенной продукции между Государством и Инвестором устанавливаются исходя из условия достижения определенного уровня рентабельности инвестиций, осуществляемых при выполнении СРП. При этом в СРП устанавливается, как правило, шкала значений, предусматривающая изменение доли Государства в добытой продукции в зависимости от фактически достигнутого уровня рентабельности инвестиций или другого показателя, характеризующего ход осуществления проекта.
8.7.3. Условия раздела продукции (включая процедуры изменения условий в зависимости от достигнутых показателей эффективности проекта) могут быть признаны удовлетворительными, если при ухудшении условий реализации проект остается экономически эффективным, а при увеличении большая часть дополнительных доходов изымается в пользу Государства.
8.7.4. Проектируемые при подготовке СРП пропорции раздела добытой продукции, а также ставки платежей за недра и другие условия СРП должны обеспечить максимальный уровень государственных доходов при сохранении реальной возможности привлечения инвестиций для выполнения СРП.
8.7.5. ТЭО СРП должно содержать предложения по важнейшим условиям Соглашения о разделе продукции: величине и порядку внесения разовых и регулярных платежей за право пользования недрами; предельный уровень возмещаемых затрат, пропорции распределения продукции между Государством и Инвестором; обязательства Инвестора по финансированию проекта и другие существенные обязательства Инвестора.
8.7.6. Основные экономические условия, обоснованные в соответствии с настоящим Регламентом, должны найти юридически адекватное отражение в СРП.
9. Особенности составления ТЭО необходимости освоения участка недр на условиях раздела продукции
9.1. При составлении ТЭО включения участка недр в перечень объектов, право пользования которыми может быть представлено на условиях раздела продукции (в дальнейшем ТЭО ВП), обязательными являются требования разделов 1 - 4, 7, 8 (кроме частей 8.6 и 8.7) Регламента с учетом особенностей, оговоренных в настоящем разделе.
9.2. ТЭО ВП должно содержать расчеты экономических показателей реализации проекта при действующей налоговой системе (ДНС) и на условиях раздела продукции.
9.3. Экономическая оценка проекта при ДНС проводится в соответствии с РД 153-39-007-96 с учетом требований раздела 8.4 настоящего Регламента. При проведении расчетов необходимо учесть изменения в налоговых законах, происшедших к моменту составления ТЭО.
9.4. Экономическая оценка проекта при ДНС должна содержать анализ возможностей применения налогового стимулирования, предусмотренного действующим законодательством, и учитывать практический опыт применения такого стимулирования.
9.5. Если основной технологический вариант освоения имеет низкие показатели эффективности, не позволяющие реализовать проект при ДНС, разработчики ТЭО могут сформировать дополнительный вариант (в частности, предусматривающий сокращение объемов бурения, отключение малодебитных участков), реализуемый в существующих налоговых условиях. Расчеты по дополнительному технологическому варианту должны сопровождаться анализом его соответствия принципам рационального недропользования и полноты извлекаемых запасов.
9.6. ТЭО ВП должно содержать сопоставление объемов добычи углеводородов, финансовых (бюджетных и внебюджетных) поступлений Государству (в том числе с учетом дисконтирования), а также показателей эффективности проекта, осуществленного при ДНС и на условиях СРП (таблица 9.1). Результаты сопоставления должны свидетельствовать о финансовой осуществимости проекта для Инвестора и подтверждать рост поступлений Государству, а также увеличение объемов добычи углеводородов при переводе участка недр на условия раздела продукции.
9.7. В ТЭО должна быть сделана оценка социальных последствий разработки участка недр на условиях СРП: увеличение числа рабочих мест в основном и смежном производствах, объем вложений в социальную инфраструктуру. В случае, когда в условиях ДНС необходима консервация месторождения и переселение людей, в ТЭО ВП показываются затраты на соответствующие мероприятия.
9.8. В ТЭО должна подтверждаться принципиальная возможность реализации проекта освоения участка недр на условиях СРП и неосуществимость (экономическая неэффективность) проекта в условиях ДНС. В задачи ТЭО ВП не входит обоснование условий СРП при освоении рассматриваемого участка недр.
ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ РЕГЛАМЕНТА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ СРП
1. Федеральный закон «О соглашении о разделе продукции (дата принятия Закона 19.12.95, Постановление № 753-1).»
2. Федеральный закон о внесении изменений и дополнений в Закон Российской Федерации «О недрах» (принят Государственной Думой 08.02.95).
3. Закон РФ «О недрах» от 04.05.92.
4. Федеральный закон «О недрах» № 2395-1 от 21 февраля 1992 г. С учетом Федерального закона «О внесении изменений и дополнений в Закон Российской Федерации „О недрах“ № 27-ФЗ от 3 марта 1995 г.»
5. Закон Российской Федерации «О внесении изменений и дополнений в Федеральный закон „О соглашениях о разделе продукции“. РНБ, 7 января 1999 г.»
6. СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений (принят Постановлением Минстроя России от 30.06.95 № 18-64).
7. СП 11-101-95. Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений (принят Постановлением Минстроя России от 30.06.95 № 18-63).
8. СП 81-01-94. Свод правил по определению стоимости строительства в составе предпроектной и проектно-сметной документации (введен в действие 01.04.95).
9. Свод Правил «Инженерные и экологические изыскания в строительстве» (СП 11-102-97).
10. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96), утвержденный Минтопэнерго 23.09.96.
11. Порядок проведения государственной экспертизы проектно-сметной документации и утверждения проектов строительства объектов топливно-энергетического комплекса в Российской Федерации (утвержден Приказом Минтопэнерго России от 01.06.94 № 112).
12. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., ГКЗ СССР, 1983.
13. Инструкция по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, М., КГЗ СССР, 1984.
14. Положение о проведении государственной экспертизы проектов строительства объектов топливно-энергетического комплекса Российской Федерации (введено в действие Приказом Минтопэнерго России от 30.09.95 № 201).
15. «Положение о проведении государственной экспертизы в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций» (введено Приказом МЧС России от 23.06.95 № 446).
16. «Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности». Минприроды России, Приказ № 539 от 29.12.95.
17. «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования». Госстрой РФ, Министерство экономики РФ, Министерство финансов РФ № 7-12/47 от 31 марта 1994 г.
18. «Положение о порядке лицензирования пользования недрами». Утверждено Постановлением Верховного Совета Российской Федерации № 3314-1 от 15 июля 1992 г.
19. Положение о государственном лицензировании строительной деятельности на территории России (Постановление СМ РСФСР от 08.11.91 № 593).
20. Положение об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ. М., ВНИГНИ, 1983.
21. Положение о формировании и использовании ликвидационного фонда при реализации соглашений о разделе продукции. Постановление Правительства РФ от 08.07.99 № 741.
22. Положение о составе и порядке возмещения затрат при реализации соглашений о разделе продукции. Постановление Правительства РФ от 03.07.99 № 740.
ПРИМЕР РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА ДЛЯ ГОСУДАРСТВА И ИНВЕСТОРА ПРИ ЗАКЛЮЧЕНИИ (СРП)
Пример расчета экономических показателей оценки эффективности осуществления проекта на условиях СРП выполнен на основании технологической схемы разработки нефтяного месторождения.
Экономическая оценка проекта выполнена исходя из следующих предположений (табл. П.1.1):
на внешнем рынке реализуется 30% нефти по цене 96 долл./т (пункт раздела продукции);
на внутреннем рынке реализуется 70% нефти по цене 504 руб./т (включая НДС);
весь газ реализуется на внутреннем рынке по цене 66 руб./1000 м3 (включая НДС);
ставка налога на добавленную стоимость — 20%;
ставка налога на прибыль — 35%;
предельная доля компенсационной продукции — 80%;
доля Инвестора в прибыльной продукции
при внутренней норме рентабельности
Поставки нефти, газа и оценка поступлений от их реализации показаны в таблице П.1.2. Суммарные поставки нефти за расчетный период составляют — 10,3 млн. т, газа — 1,96 млрд. м3. Поступления от реализации — 920,4 млн. долл.
Оценка проекта до налогообложения содержится в табл. П.1.3.
Общие поступления Инвестору составят 596,4 млн. долл., в том числе компенсационной продукции — 362,8 млн. долл., прибыльной продукции — 233,5 млн. долл. Подробные расчеты поступлений Инвестору содержатся в табл. П.1.4 - П.1.7.
Результаты оценки эффективности проекта для Инвестора представлены в табл. П.1.8. Сумма чистых денежных поступлений за период расчета составит 151,8 млн. долл., чистые дисконтированные поступления (норма дисконта 10%) — 30 млн. долл., внутренняя норма рентабельности — 16,3%, индекс доходности — 1,20.
Динамика накопленных потоков наличности показана на рис. П.1.1 <*>.
Общие поступления Государству за расчетный период составят 422,9 млн. долл., в том числе плата за недра 49 млн. долл., прибыльная продукция Государства 170,9 млн. долл., налог на прибыль Инвестора 81,7 млн. долл., НДС 104,1 млн. долл., отчисления с фонда оплаты труда 17,1 млн. долл. Поступления Государству по видам платежей показаны в табл. П.1.9.
Распределение выручки между Государством и Инвестором в процентном соотношении представлено на рис. П.1.2 <*>.
Реализация проекта в рамках Соглашения на условиях, изложенных выше, позволяет привлечь 202,3 млн. долл. для его осуществления, обеспечив существенные поступления Государству (422,9 млн. долл.) и приемлемый уровень рентабельности для Инвестора (16,3%).
Сводные показатели эффективности проекта представлены в таблице П.1.10.
ОСОБЕННОСТИ РАЗДЕЛА РЕНТНОГО ДОХОДА МЕЖДУ ГОСУДАРСТВОМ И ИНВЕСТОРОМ В РАМКАХ СРП
1. Раздел продукции между Инвестором и Государством адекватен разделу рентного дохода, получаемого при разработке и эксплуатации месторождений углеводородов (УВ). Рентный доход формируется как разность между выручкой от реализации УВ и совокупными затратами, включающими нормальное вознаграждение Инвестора.
В качестве величины рентного дохода, который ожидается получить в результате разработки и эксплуатации месторождения УВ, с известным приближением можно рассматривать чистый дисконтированный доход (NPV при 10-процентной ставке дисконта), рассчитываемый до налогов или до раздела продукции.
Как известно, при экономической оценке разработки и эксплуатации месторождения 10-процентная ставка дисконта является наиболее распространенной, так как в ней отражаются темп инфляции, необходимость привлечения заемного капитала и соблюдение интересов акционеров, т.е. факторы, которые оказываются относительно определенными и отражающими нормальное вознаграждение Инвестора.
Другие факторы, оказывающие влияние на минимально приемлемую для Инвестора внутреннюю норму доходности (IRR), такие как инвестиционные риски, владение передовыми технологиями и возможности использования капитала в других нефтегазоносных провинциях мира, проявляются в ходе переговоров по установлению условий раздела продукции.
В результате общий рентный доход, «генерируемый» месторождением в соответствии с условиями СРП, подвергается разделу между Инвестором и Государством: Инвестор ориентируется на получение той части рентного дохода, которая приносит ему устраивающий его процент на вложенный капитал, а Государство получает оставшуюся часть общего рентного дохода, которая представляет рентный доход Государства.
Возможные варианты раздела ЧДД от реализации проекта представлены графически на рис. П.2.1 — П.2.9 <*>: ось абсцисс отражает время разработки и эксплуатации месторождения УВ (То — Тк), а ось ординат — дисконтированные величины затрат (капиталовложения в разработку, К) и денежных поступлений (разность между выручкой от реализации УВ и эксплуатационными затратами без амортизации, Э).
2. На рис. П.2.1 и П.2.2 показано, как формируется дисконтированный денежный поток (до раздела продукции) — отрицательный в начальной части за счет преобладания оттоков денежных средств, а затем положительный, — за счет изменения этой тенденции. Площади фигур, образованные кривой потока наличности и осью абсцисс, соответствуют суммам годовых результирующих оттоков денежных средств в левой части графика и их притоков в правой. Точка Т1 на оси абсцисс отражает момент времени возмещения инвестиций с получением нормального вознаграждения Инвестора: площадь фигуры А равна площади фигуры В. Заштрихованная площадь соответствует величине ЧДД от реализации проекта, который и подлежит разделу между Инвестором и Государством путем того или иного деления добываемой продукции.
Денежные величины, формирующие эту площадь, равноценны только с точки зрения выбранной нормы дисконта. Деление этой площади (т.е. денежной величины) между Инвестором и Государством, допустим, вертикальным сечением ее на две равные части в точке Т2 не приводит к полной экономической равнозначности этих частей (рис. П.2.3). Как Инвестор, так и Государство отдали бы предпочтение той части ЧДД, которая соответствует меньшим временным значениям, т.е. левую половину.
Во-первых, это связано с тем, что инвестиционные риски, сопутствующие получению «левой» половины ЧДД, значительно меньше, чем «правой».
Во-вторых, внутренняя норма доходности (ВНД) Инвестора при получении им «левой» половины ЧДД окажется значительно выше.
4. Экономически равноценный раздел ЧДД пополам представлен на рис. П.2.4: он сделан делением пополам всех годовых денежных величин, формирующих площадь, отражающую ЧДД; здесь «верхняя» и «нижняя» части ЧДД полностью равноценны: ВНД Инвестора будет одинаковой при присвоении им любой половины ЧДД, как и величина рисков, сопутствующих ее получению.
5. Можно найти вариант раздела ЧДД при неизменном значении ВНД Инвестора, максимизируя часть ЧДД, получаемую Государством. Если Инвестор считает, что порогом рентабельности его инвестиций является некоторое значение ВНД, то можно найти «крайний» вариант раздела ЧДД от реализации проекта, при котором ЧДД Государства будет максимальным.
Например, если условно считать, что ВНД, удовлетворяющая Инвестора, достигается при разделе ЧДД от реализации проекта пополам (как на рис. П.2.4), то для максимизации ЧДД Государства (рис. П.2.5) надо последовательно частями (R1, R2, R3) «обменивать» его ЧДД на ЧДД Инвестора (r1, r2, r3): R1 на r3; R2 на r2; R3 на r1. В процессе такого обмена значение ВНД Инвестора может сохраняться только условии: r3 > R1; r2 > R2; r1 > R3.
Это условие вытекает из разновременности получения обмениваемых частей ЧДД: чем больше эта разновременность (R1 и r3), тем значительнее различие в величинах (площадях) этих частей. После «последнего обмена» (R3 на r1) достигается максимум ЧДД Государства и раздел ЧДД от реализации проекта будет выглядеть, как это представлено на рис. П.2.6 — до момента Т3 ЧДД получает Инвестор, после этого момента оставшийся ЧДД получает Государство.
Можно сделать аналогичные графические построения для ситуаций, когда для достижения требуемой Инвестором ВИД ему необходимо не половина, а большая или меньшая часть ЧДД от реализации проекта.
6. Вышеприведенные графические построения можно проиллюстрировать условным числовым примером раздела ЧДД от реализации проекта между Инвестором и Государством (табл. П.2.1). В целях его компактности в денежном потоке, генерируемом инвестициями, выделено четыре момента времени, соответствующих:
- его отрицательной части (нулевой год, т.е. начало первого года);
- положительной части — момент возмещения инвестиций с нормальным вознаграждением Инвестора (конец шестого года);
- положительной части — момент получения половины ЧДД от реализации проекта (конец двенадцатого года);
- положительной части — момент получения всей величины ЧДД (конец восемнадцатого года).
Таким образом, числовой пример примерно соответствует временной структуре денежного потока, изображенного на рис. П.2.1-9.
Как видно из таблицы, исходный денежный поток по проекту (в безналоговой среде или до раздела продукции) характеризуется величинами ВНД, равной 13,92%, и ЧДД, равного 31,86 млрд. руб.
В случае деления ЧДД между Инвестором и Государством пополам с присвоением Государством «ранней» ее половины, а Инвестором — «поздней» (вариант 1) их ЧДД равны, а ВНД Инвестора оказывается равной 12,19%. При этом средневзвешенные по величине ЧДД времена его получения Государством и Инвестором соответственно равны 12 и 18 годам.
Если считать, что минимально приемлемая для Инвестора величина ВНД равна 12,19%, а время получения ЧДД для него безразлично, то Государство может предложить ему «обмен» (вариант 2), разрешив ему присвоить большую часть ранней половины (14,18 млрд. руб.), оставив себе остаток (1,75 млрд. руб.) и всю позднюю половину ЧДД (15,93 млрд. руб.). При этом обмене ВНД Инвестора остается неизменной, а средневзвешенное по величине ЧДД время его получения Государством увеличивается с 12 до 17,4 года, а для Инвестора уменьшается с 18 до 12 лет.
Несмотря на множественность параметров, влияющих на раздел продукции (ставка роялти, предельная доля компенсационной продукции, доля Инвестора в прибыльной продукции), задача максимизации ЧДД Государства является двумерной, так как изменение значения любого из них влияет только на перераспределение во времени ЧДД, получаемого двумя сторонами.
Любое увеличение ЧДД Государства в результате изменений сочетаний параметров раздела продукции с условием неизменности величины ВНД Инвестора всегда будет сопровождаться увеличением средневзвешенного по доходу времени его получения Государством.
Подобный раздел продукции, когда Инвестор, достигая оговоренную в СРП величину текущей ВНД инвестиций, затем начинает отдавать всю оставшуюся часть ЧДД владельцу недр, практически неосуществим: в этом случае Инвестор будет лишен стимула для дальнейшей эксплуатации месторождения, а Государство не пойдет на отсрочку получения экономического эффекта эксплуатации его недр.
ДВА ВАРИАНТА РАЗДЕЛА ЧДД (МЛРД. РУБ.) МЕЖДУ ИНВЕСТОРОМ И ГОСУДАРСТВОМ ПРИ ЗАДАННОЙ ВНД ИНВЕСТОРА (условный числовой пример)
Условные обозначения: ДП — денежный поток (движение денежных средств); ДДП — дисконтированный денежный поток; г — индекс принадлежности Государству; и — индекс принадлежности Инвестору; индекс принадлежности проекту в целом; ВНД — внутренняя норма доходности; ЧДД — чистый дисконтированный доход; (1) и (2) — первый и второй варианты раздела ЧДД между Инвестором и Государством; Е — норма дисконта, 0,1.
7. В мировой практике реализации соглашений о разделе продукции раздел рентного дохода осуществляется иначе, так как Государство уже с момента появления УВ на поверхности начинает, как минимум, изъятие рентного дохода в виде получения (роялти). Кроме этого, если в соответствии с условиями СРП компенсационная продукция с начала добычи менее 100%, Государство получает рентный доход в виде части прибыльной продукции и налога на прибыльную продукцию Инвестора. Поэтому денежный поток Инвестора изменяется по сравнению с той формой, которую он имел на рис. П.2.2: начиная с момента появления первых углеводородов Тн, кривая дисконтированного денежного потока (рис. П.2.7) оказывается ниже первоначальной кривой (до раздела). Срок возмещения инвестиций (Т1) смещается в область больших времен (Т4), так как изъятая Государством до этого момента часть рентного дохода (площадь фигуры akn) адекватно уменьшает ее часть, остающуюся Инвестору (площадь фигуры Ibkm). Площади фигур abc и Icnm оказываются равными.
Таким образом, в окончательном виде раздел рентного дохода принимает форму, представленную на рис. П.2.8: Государство начинает получать рентный доход значительно раньше Инвестора, а соотношение частей рентного дохода, присваиваемых Инвестором и Государством, зависит от установленного в СРП экономического механизма раздела продукции.
8. Исходя из вышеприведенных методов максимизации ЧДД Государства (рис. П.2.5 и П.2.6), его увеличение при неизменном значении ВНД Инвестора, вообще говоря, может достигаться путем предложений уменьшить ставку роялти и увеличить максимально допустимую долю компенсационной продукции в начальный период, «в обмен» на увеличение доли прибыльной продукции Государства в более поздний период. Результаты такого «обмена» иллюстрируются на рис. П.2.9 по сравнению с разделом, представленным на рис. П.2.8.
9. Отдаление времени получения рентного дохода не соответствует потребностям российской экономики и бюджета страны. Учитывая последнее, вполне возможно, что, наоборот, оказывается целесообразным предлагать Инвестору получать значительно большую часть рентного дохода в будущем «в обмен» на увеличение роялти и части прибыльной продукции Государства в начальный период осуществления разработки месторождения (с адекватным уменьшением ЧДД Государства).
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО МЕХАНИЗМА РАЗДЕЛА ПРОДУКЦИИ МЕЖДУ ГОСУДАРСТВОМ И ИНВЕСТОРОМ В СЛУЧАЕ ОСВОЕНИЯ НОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ
1. Наиболее предпочтительной моделью раздела продукции в случае освоения новых месторождений в настоящее время считается ее раздел в зависимости от значений текущей ВНД Инвестора, исходя из принципа — чем больше это значение, тем большая часть добываемых УВ должна отходить Государству. Из всех экономических показателей инвестиционного проекта ВНД является единственным позволяющим «прослеживать» по ходу реализации СРП рост эффективности капиталовложений Инвестора с учетом фактически имевшей место инфляции, т.е. тот процент, который он реально получает на вложенный капитал.
Построение соответствующей схемы такого раздела продукции в принципе может создать механизм защиты Государства от присвоения Инвестором сверхдохода, обусловленного факторами, не связанными с его производственно-хозяйственной деятельностью (повышение цен на УВ, недооценка запасов УВ и добывных возможностей месторождений, переоценка капитальных и эксплуатационных затрат и т.д.).
2. Основой построения такой модели является ориентация ее на минимально приемлемое для Инвестора вознаграждение, которое зависит от степени рисков при осуществлении СРП и ряда других факторов.
3. Минимально приемлемое вознаграждение Инвестора окончательно может быть выявлено и установлено только в процессе переговоров о заключении конкретного СРП. Ориентиром в этом случае, как известно, может служить интервал от 15 до 25 процентов годовых на вкладываемый Инвестором капитал.
Если задаться некоторым значением минимально приемлемой ВНД Инвестора, то параметры раздела продукции (роялти, максимально допустимый процент компенсационной продукции, пропорции раздела прибыльной продукции) в каждом интервале роста ВНД должны быть выбраны таким образом, чтобы:
- к концу срока действия СРП Инвестор достигал величину ВНД, равную минимально приемлемой для него норме плюс некоторый процент (от одного до трех — предмет переговоров) для создания стимула продолжения эксплуатации месторождения;
- раздел продукции по мере роста ВИД должен осуществляться таким образом, чтобы все большая ее часть отходила Государству;
- срок окупаемости капиталовложений (с учетом нормы дисконта 10%) должен находиться в пределах 5 — 8 лет, что соответствует обычным условиям предоставления долгосрочных кредитов для финансирования нефтегазовых проектов.
4. Обычно Инвестор настаивает на том, чтобы до момента достижения этого уровня основная часть добываемых УВ уходила на возмещение его затрат. Для достижения приемлемых сроков окупаемости капиталовложений следует варьировать таким параметром, как максимально допустимый уровень компенсационной продукции.
5. Количество моментов изменений параметров раздела в течение периода действия СРП (роялти, максимально допустимый уровень компенсационной продукции, пропорции раздела прибыльной продукции и т.д.), а также размер самих изменений определяются необходимостью достижения к концу срока СРП (обычно 20 лет) ВНД Инвестора, которая на 1 — 3% выше минимально приемлемой для него.
6. При использовании такой модели в интересах Государства настаивать на установлении плавной шкалы изменений пропорций раздела в пользу Государства, т.е. включающей 4 — 5 точек изменений. Оценка «доброкачественности» шкалы может проводиться в процессе анализа чувствительности экономических показателей проекта по отношению к возможному изменению уровня затрат.
7. Необходимо иметь в виду, что реализация такой модели СРП предусматривает четко установленную методику расчета текущего значения ВНД Инвестора, что должно находить отражение в соответствующем ТЭО СРП или в соответствующей статье СРП.
8. Одним из существенных недостатков рассматриваемой модели СРП, с точки зрения Государства, оказывается большой риск потери им значительной части ренты в случае реализации оптимистических вариантов разработки и эксплуатации месторождения, когда добывные возможности оказываются значительно выше, а затраты ниже ожидавшихся величин. В этом случае динамическая шкала раздела продукции только частично защищает Государство от этих потерь, так как получение Инвестором даже минимальной доли прибыльной продукции, установленной для заключительного периода действия СРП, будет представлять серьезный ущерб для Государства.
9. Сравнение рисков Инвестора и Государства в ТЭО СРП может давать полезную информацию для ведения переговоров с потенциальными Инвесторами. Количественно риск Государства может быть выражен разностью его чистых дисконтированных доходов, рассчитанных для оптимистического и ожидаемого вариантов реализации проекта, по которым должны быть установлены свои механизмы раздела продукции, приводящие к получению Инвестором к концу срока действия СРП одинаковую ВНД (Приложение 4).
10. Другим существенным недостатком данной модели СРП следует считать постановку раздела продукции в зависимость от роста ВНД в заключительный период реализации проекта (после возмещения затрат и получения Инвестором достаточно высокого процента на капитал, например, 15%). В силу известных свойств степенной функции (формула сложных процентов), используемой для оценки эффективности инвестиций, рост во времени ВНД Инвестора при получении им даже одинаковой по годам ренты, т.е. чистой прибыльной продукции (после срока окупаемости инвестиций), сильно замедляется. Соответственно, периоды очередных изменений раздела продукции становятся все длительнее, что не соответствует интересам Государства.
11. Государство может предлагать комбинированный вариант раздела продукции, когда его механизм предусматривает после достижения Инвестором минимально приемлемого для него уровня ВНД раздела прибыльной продукции в пропорциях, приводящих к оговариваемому в СРП годовому (квартальному) уровню рентабельности добычи УВ. Под последним имеется в виду отношение чистой прибыльной продукции Инвестора (чистой прибыли) к компенсационной нефти (эксплуатационным затратам). Исходя из обычных представлений о рентабельности производства, это отношение должно устанавливаться в пределах 0,1 — 0,3 (10 — 30%). Такая модель может в большей степени устраивать Государство, так как она значительно уменьшает его риск, связанный с реализацией оптимистического варианта. Она сохраняет для Инвестора стимул к дальнейшей эксплуатации месторождения, но вместе с тем требует от Государства строго контроля обоснованности затрат, производимых в этот период эксплуатации месторождения.
12. Последовательность процесса формирования экономического механизма СРП для новых месторождений представлена на рис. П.3.1.
| Определение основных показателей инвестиционного проекта (до раздела продукции) | ||||||
| v | ||||||
| Установление «нормальной» годовой рентабельности добычи в заключительный период СРП (15 — 30%) | ||||||
<pre class="legal-pre">┌────────────────┐ ┌────────────────────┐ ┌────────────────────┐
│Установление │ │Подбор параметров │ │Установление пара- │
│"минимально │ │раздела (роялти, │ │метров раздела про- │
│приемлемого" для│ │прибыльная продукция│ │дукции в заключи- │
│Инвестора уровня│ │инвестора, компенса-│ │тельный период дейс-│
│доходности с │ │ционная продукция) │ │твия СРП, соответст-│
│учетом риска │ │для достижения за │ │вующих "нормальной" │
│рассматриваемого│ │период от 5 до 8 лет│ │годовой рентабель- │
│проекта │ │окупаемости инвести-│ │ности добычи │
│(<sub>15</sub> - 25%) │ │ций (с учетом нормы │ │ │
│ │ │дисконта 10%) │ │ │
└────┬─────┬─────┘ └───┬─────────────┬──┘ └─────┬─────┬────────┘
│ └─────────────┼─────────────┼──────┐ │ │
│ ┌───────┼─────────────┼──────┼───┘ │</pre>
| Подбор параметров раздела, плавно изменяющихся в пользу Государства от значений, соответствующих периоду окупаемости, до значений, соответствующих «нормальной» годовой рентабельности добычи в заключительный период действия СРП, с достижением к его концу «минимально приемлемой» ВНД + (маржа от 1 до 3%) | Подбор параметров раздела, плавно изменяющихся в пользу Государства, от знаний, соответствующих периоду окупаемости, до значений, соответствующих «нормальной» годовой рентабельности добычи, с достижением «минимально приемлемой» ВНД Инвестора за период от 10 до 15 лет и с установлением дальнейшего раздела, исходя из «нормальной» рентабельности добычи |
|---|
Рис. П.3.1. Схема формирования экономического механизма СРП (новые месторождения)
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО МЕХАНИЗМА РАЗДЕЛА ПРОДУКЦИИ МЕЖДУ ГОСУДАРСТВОМ И ИНВЕСТОРОМ В СЛУЧАЕ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1. Модель СРП для новых месторождений в неизменном виде не может быть использована для месторождений, находящихся в разработке, а также на лицензионных участках, включающих разные площади — требующие и не требующие инвестиций для их дальнейшей эксплуатации. Значительная, а иногда и основная часть добычи УВ на разрабатываемых месторождениях оказывается результатом прошлых инвестиций и связана с функционированием уже имеющихся на месторождениях основных фондов (скважины, промысловое оборудование, трубопроводы и т.д.).
2. Включение в состав капиталовложений остаточной стоимости основных фондов, имеющихся на месторождении на момент начала реализации СРП, и построение раздела продукции в зависимости от текущей ВНД Инвестора на практике не могут приводить к удовлетворительным результатам. Выполненные расчеты по нескольким крупным месторождениям показывают, что ВНД Инвестора, даже при самом благоприятном для него разделе продукции, не может достигнуть используемой нормы дисконта (обычно — 10%). Другими словами, остаточная стоимость основных фондов, определяемая на основе их линейной амортизации, оказывается существенно завышенной по сравнению с той, которая должна была бы сформироваться при их амортизации, учитывающей динамику добычи нефти на месторождении и ее падения по скважинам.
3. Основные трудности, возникающие при разработке механизма раздела для таких месторождений, связаны с точным определением объема добычи УВ, являющихся результатом инвестиций. Если в период проектных решений для оценки эффективности инвестиций можно с той или иной степенью точности предусматривать объем дополнительно добываемых УВ, то по очевидным причинам в ходе реализации проекта точно определять их текущие объемы невозможно.
4. Объектом СРП является все разрабатываемое месторождение в целом или его отдельная крупная часть, и механизм раздела продукции должен строиться таким образом, чтобы нерентабельные в условиях действующей налоговой системы скважины старого фонда, не охватываемые мероприятиями по интенсификации добычи, стали рентабельными.
5. Объемы дополнительно добываемой нефти (как и инвестиции, предусматриваемые компанией) на таких месторождениях могут быть как крайне незначительными по отношению к объему общей добычи, так и наоборот.
6. На рис. П.4.1 — П.4.3 <*> приведены денежные потоки (до раздела продукции), возникающие при оценках проектов доразработки месторождений и генерируемые как функционированием ранее созданных основных фондов, так и реальными инвестициями, требующими финансирования.
7. Денежный поток, связанный с действующими фондами, представлен разностью между выручкой от реализации УВ и эксплуатационными затратами: он оказывается полностью положительным (до достижения предела рентабельной разработки). Поток, связанный с реальными инвестициями, имеет присущую ему форму (классическую) — сначала он отрицательный, а затем положительный. Их совмещение может приводить к формам общего денежного потока по месторождению, показанным на графиках.
8. Денежный поток может быть полностью положительным: доход от реализации УВ, связанных с действием старых фондов, превышает дефицит наличности, связанный с необходимостью финансирования реальных инвестиций (рис. П.4.1).
9. Поток может принимать классическую форму, присущую потоку от реальных инвестиций: в начальный период доходов от добычи УВ, связанной с действием старых фондов, недостаточно для покрытия дефицита, определяемого необходимостью финансирования реальных инвестиций (рис. П.4.2).
10. Денежный поток может быть сначала положительным, затем отрицательным, а впоследствии — снова положительным (рис. П.4.3): в начальный период дохода достаточно для покрытия дефицита, затем дефицит появляется в связи с ростом объемов реальных инвестиций и уменьшением дохода по мере падения дебитов скважин старого фонда; в заключительной стадии доход от добычи УВ, вызванный реальными инвестициями, делает его снова положительным.
11. После раздела продукции на основании предлагаемого механизма, т.е. при расчете денежного потока Инвестора (компании) в целом по месторождению эти основные формы также могут иметь место.
12. В связи с этими особенностями «экономики» старых месторождений и возникает проблема построения для них механизма раздела продукции: в силу известных причин раздел продукции должен быть установлен в целом для месторождения или лицензионного участка.
13. В денежном потоке, представленном на рис. П.4.2, его отрицательная часть не отражает размер инвестиций: это дефицит наличности, формирующийся как разность между реальными инвестициями и доходом от добычи УВ, связанной с действием ранее созданных основных фондов (по крайней мере в начальной части потока).
14. В зависимости от специфики конкретного месторождения этот дефицит может быть очень большим и очень незначительным. В соответствии с этим все показатели могут быть очень «хорошими» или очень «плохими». Положительная часть денежного потока также не является результатом реальных инвестиций — здесь также присутствует доход от УВ, добываемых из старого фонда скважин. Формально вычисляемые на основании этого потока показатели ВНД, ЧДД, срока окупаемости и др. не являются показателями эффективности инвестиций. Здесь нет никаких оснований для ранее использовавшейся аргументации построения раздела продукции для новых месторождений.
По данному денежному потоку невозможно судить об эффективности реальных инвестиций: они могут оказываться неэффективными при положительном значении ЧДД и ВНД, превышающей норму дисконта.
Возникают трудности и при расчете формально вычисляемого текущего значения ВНД, особенно если в начальный период действия СРП капитальные вложения окажутся ниже, чем это предусматривалось, и фактически денежный поток наличности в начальной части будет положительным, что соответствует ситуации, представленной на рис. П.4.3. Обычные алгоритмы вычисления ВНД будут приводить к ее значениям, не отражающим годовой процент, получаемый на вкладываемый капитал.
15. Когда дохода от добычи УВ за счет ранее созданных основных фондов достаточно для финансирования реальных инвестиций (рис. 1), вопрос об использовании модели раздела продукции для новых месторождений снимается сам собой, так как для целиком положительного потока наличности ВНД не существует.
16. В качестве «нормальных» для компании экономических условий, создающихся в результате раздела УВ, добываемых за счет функционирования старых основных фондов, можно считать формирование такого денежного потока (положительного), годовые значения которого равны сумме амортизационных отчислений и некоторой маржи, составляющей от 15 до 30 процентов от эксплуатационных затрат, условно включающим и амортизационные отчисления.
Условность состоит в том, что для раздела продукции расчет величины амортизационных отчислений, соответствующих установленным нормам, не нужен, так как возмещение всех затрат регулируется максимально допустимой величиной компенсационной продукции. Она должна устанавливаться таким образом, чтобы формирование заданного денежного потока было возможно.
17. Разработка и доразработка месторождения предусматривают использование существующих основных фондов и реальные инвестиции. Поэтому можно построить модель раздела продукции, объединяющую оба вышеприведенных механизма — для «новых» и для «старых» объектов УВ.
Модель раздела продукции для месторождений, находящихся в разработке, может быть следующей:
- на основании известных принципов разрабатывается и предлагается механизм раздела продукции, являющейся результатом реальных, т.е. дополнительных инвестиций; рассчитывается соответствующий денежный поток (отрицательный в начальной части и затем положительный); определяются все показатели инвестиционного проекта, подтверждающие его эффективность при данном механизме раздела продукции, а также чистый дисконтированный доход (ЧДД) Государства;
- на основании вышеизложенных принципов строится денежный поток, отражающий «нормальность» условий для добычи, связанной с функционированием ранее созданных основных фондов, а также определяется соответствующий ЧДД Государства;
- совмещением (сложением) этих двух денежных потоков формируется общий денежный поток по месторождению в целом: он обеспечивает нормальность условий добычи УВ из старого фонда и эффективность реальных инвестиций; при этом ЧДД Государства формируется как сумма двух предыдущих ЧДД.
18. Далее можно предложить два пути. Первый состоит в том, что:
- методом подбора параметров раздела продукции для каждого года по всему месторождению достигается формирование ранее полученного общего денежного потока, который предусматривает как создание нормальных условий хозяйствования компании в отношении использования старых основных фондов, так и нормальное вознаграждение капитала, привлекаемого для финансирования реальных инвестиций;
- производится осреднение параметров раздела продукции по периодам действия СРП; следует стремиться установить в рамках срока СРП возможно меньшее количество таких периодов, где каждый должен обосновываться очередной стадией падения добычи УВ на месторождении.
В основе устанавливаемого таким образом экономического механизма СРП лежит зависимость параметров раздела продукции от календарного времени эксплуатации месторождения. При установлении этой зависимости учитывается как процесс истощения месторождения (создание нормальных условий хозяйствования), так и необходимость нормального (с учетом риска) вознаграждения инвестируемого капитала и его возмещение в приемлемые для Инвестора сроки в результате использования механизма раздела продукции, изменяющегося в зависимости от текущей ВНД Инвестора.
19. Для того чтобы добиться связи механизма раздела продукции в целом по месторождению не с календарным временем, а с достигаемой ВНД Инвестора, можно пойти другим путем — подбором динамической шкалы раздела продукции, зависящей от ВНД Инвестора, и части остаточной стоимости основных фондов, добавляемой к реальным инвестициям, достигается получение Государством за период действия соглашения ранее определенного, т.е. заданного ЧДД Государства. При этом в известном смысле решается задача оценки рыночной стоимости существующих на месторождении основных фондов. В итоге строится механизм раздела продукции, который должен удовлетворять как Государство (при реализации соглашения оно получает экономически обоснованный ЧДД), так и Инвестора (он получает часть ренты, его удовлетворяющую). В то же время все зависит от успешности реализации проекта (динамика роста ВНД Инвестора).
Принципиальная схема формирования экономического механизма СРП для эксплуатируемых месторождений приведена на рис. П.4.4.
<pre class="legal-pre">┌─────────────────────────────┐ ┌──────────────────────────┐
│Базовый вариант (действующие │ │Расчет показателей │
│основные фонды). Расчет ЧДД │ │эффективности инвестиций в│
│до раздела продукции. Оценка │ │доразработку (до раздела) │
│остаточной стоимости основных│ │ │
│фондов │ │ │
└─────────────┬───────────────┘ └─────────────┬────────────┘
v v
┌─────────────────────────────┐ ┌────────────────────────┐
│Установление "нормальной" │ │Формирование механизма │
│годовой рентабельности │ │раздела дополнительной │
│добычи (старый фонд скважин) │ │продукции (как для новых│
│на период действия СРП │ │ месторождений) │
│(<sub>15</sub> - 30%) │ │ │
└─────────────┬───────────────┘ └───────────┬────────────┘
v v
┌──────────────────────────┐ ┌──────────────────────────┐
│Расчет потока наличности │ │Расчет потока наличности │
│Инвестора и государства. │ │Инвестора и государства. │
│Расчет ЧДД Инвестора и ЧДД│ │Расчет ЧДД Инвестора и ЧДД│
│Государства │ │Государства │
└─────────────┬────────────┘ └─────────────┬────────────┘
│ │
│ ┌──────────────────────────┐ │
│ │Определение общего потока │ │
└─────>┤ наличности Инвестора и ├<──┘</pre>
│Государства. Расчет общего│
│ЧДД Инвестора и общего ЧДД│
│ Государства │
└─────┬──────────┬─────────┘
<pre class="legal-pre"> │ │
┌─────────────────────┐ │ │ ┌─────────────────────┐
│Дополнительная добыча│ │ │ │Дополнительная добыча│
│ < 30% ├<───┘ └───>┤ > 30% │
└────────────┬────────┘ └─────────┬───────────┘
v v
┌───────────────────────────┐ ┌──────────────────────────────┐
│Подбор по годам раздела │ │Подбор остаточной стоимости │
│продукции, приводящего к │ │имевшихся основных фондов, │
│формированию общего потока │ │приводящей к формированию │
│наличности Инвестора │ │общего ЧДД Государства на базе│
│ │ │механизма раздела продукции от│
│ │ │дополнительных инвестиций │
└────────────┬──────────────┘ └──────────────────┬───────────┘
v v
┌──────────────────────────────┐ ┌───────────────────────────┐
│Осреднение раздела по периодам│ │Установление экономического│
│действия СРП и установление │ │механизма СРП в зависимости│
│экономического механизма СРП │ │от текущей ВНД Инвестора │
│в зависимости от календарного │ │ │
│времени или от объемов годовой│ │ │
│добычи │ │ │
└──────────────────────────────┘ └───────────────────────────┘</pre>
Рис. П.4.4. Схема формирования экономического механизма СРП (разрабатываемые месторождения)
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОЦЕНКЕ РИСКОВ В ПРОЕКТАХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ НА УСЛОВИЯХ СРП
1. Общие положения
1.1. Риск в общем случае определяется как опасность, возможность убытка или ущерба. Под риском понимаются возможные потери части ресурсов, недополучение доходов или появление дополнительных расходов по сравнению с вариантом, предусмотренным проектом.
1.2 Рисками, общими для инвестиционных проектов, реализуемых в различных отраслях экономики, являются следующие:
- политический;
- социальный;
- экономический, включающий производственный, финансовый (кредитный), рыночный, инвестиционный и др.;
- экологический;
- юридический.
1.3. Нефтегазодобывающая промышленность отличается большой зависимостью показателей и критериев оценки эффективности проектных решений от природных условий, от уровня использования разведанных и извлекаемых ресурсов углеводородов, изменчивостью во времени природных факторов, вероятностным характером большинства технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений, особенностями формирования структуры капиталовложений, большой продолжительностью реализации проектов, их высокой капиталоемкостью, достаточно продолжительным сроком возмещения начального капитала и т.д.
1.4. Эти и другие особенности отрасли формируют систему рисков, присущих только данному производству, включая поиски, разведку, разработку и добычу нефти и газа. К основным из них относятся:
- риск потерь, вызываемых неточным определением объема геологических запасов и коэффициента нефтеизвлечения;
- риск строительства и ввода в эксплуатацию объектов (скважин) с низкими качественными характеристиками;
- риск, вызываемый изменениями условий рынка сбыта нефти и нефтяного газа;
- риск возникновения форс-мажорных ситуаций.
1.5. По стадиям проявления риск делится на предоперационный и операционный; по причинам возникновения — на функциональный, денежный, информационный, риск ликвидности и т.д.; по последствиям проявления — риск прекращения деятельности, вариационный риск и т.д.
1.6 Основными причинами рисков, возникающих при реализации нефтегазовых проектов, являются:
- распределение отдачи от проекта во времени;
- разброс значений каждой переменной (капитальных вложений, валового дохода, эксплуатационных затрат и т.д.), влияющей на величину критериев эффективности;
- значительные расходы, связанные со сбором дополнительной информации, уменьшающей неопределенность относительно возможных исходов реализации проекта.
1.7. Все участники проекта (Государство, Инвестор, кредитные учреждения и другие организации) заинтересованы в снижении вероятности принятия малоэффективного проекта с высокой степенью риска, для чего им необходимо учитывать все возможные последствия реализации проекта в быстро меняющейся рыночной среде. Назначение анализа риска заключается в том, чтобы дать потенциальным партнерам (в первую очередь Государству и Инвестору) необходимую информацию для принятия решений о целесообразности участия в проекте и предусмотреть меры по снижению возможных финансовых потерь.
1.8. Большинство нефтегазовых проектов характеризуется повышенной степенью риска. С целью ее уменьшения на предынвестиционной стадии можно предусматривать такие способы, как распределение риска между участниками проекта, диверсификацию деятельности предприятия, страхование риска, приобретение дополнительной информации, создание резерва на покрытие непредвиденных расходов и др.
1.9. Количественный анализ проектных рисков может производиться с использованием различных методов: метода аналогий (при оценке риска часто повторяющихся проектов), метода экспертных оценок, статистического метода (построение кривой риска), группы аналитических методов (вычисление и анализ критериев эффективности; построение диаграммы чувствительности и определение точки безубыточности; использование аппарата математической статистики; построение сценариев развития проекта; применение метода Монте-Карло и т.д.).
2. Оценка рисков в проектах разработки, использующих механизм СРП
2.1. Риск, возникающий при реализации проектов разработки новых месторождений или доразработки старых, несут как минимум два участника — недровладелец (Государство) и недропользователь (Инвестор). Следует отметить, что при проектировании процесса доразработки объекта вероятность возникновения рисковых ситуаций, как правило, ниже, чем при проектировании разработки новых, в особенности слабоизученных объектов. Это вызвано наличием на момент начала проектирования значительно большего объема необходимой исходной информации, отличающейся более высокой надежностью и достоверностью.
2.2. Недропользователь (Инвестор) имеет в своем распоряжении для оценки рисков весь арсенал перечисленных выше средств, приемов и методов, которые рекомендуется использовать комплексно, с тем чтобы рассмотреть возможные проектные риски с различных точек зрения.
2.3. Общим видом риска, который принимает на себя как недропользователь, так и недровладелец, является риск, связанный с неточным определением объема геологических запасов, коэффициента нефтеизвлечения и, следовательно, объема извлекаемых запасов и динамики добычи нефти по годам расчетного периода. В случае уменьшения добычи товарной нефти общая масса поступлений (при принятой шкале раздела продукции) как Инвестору, так и Государству будет ниже, чем это было предусмотрено в проекте.
2.4. В том случае, если накопленная добыча (извлекаемая часть запасов) будет превышать принятую в проекте, то при утвержденной шкале раздела прибыльной продукции Государство может понести потери, вызванные тем обстоятельством, что проект был ориентирован на худшие условия реализации, чем это может оказаться в действительности.
2.5. Поскольку риск можно трактовать как «сожаление» между тем, что желательно получить и что будет получено реально, следует построить как минимум (в дополнение к имеющемуся) еще два сценария развития проекта.
Первый сценарий носит умеренно пессимистический характер и ориентирует участников проекта на худшие условия его реализации.
Второй сценарий является оптимистическим и отражает благоприятные условия реализации проекта.
При построении сценариев должны использоваться те же методы проектирования технологических и экономических параметров, используемых для расчета критериев эффективности (ЧДД, ВНД, ИД и др.), что и для базового (реалистического) сценария. Это требование является необходимым условием для обеспечения сопоставимости получаемых результатов.
2.6 Пессимистический и оптимистический сценарии развития проекта строятся следующим образом:
а) на основе анализа информации, имеющейся на момент составления проекта разработки на условиях СРП, определяются минимально и максимально допустимые значения параметров, необходимых для подсчета запасов объемным методом (площади нефтегазоносности, эффективной нефтенасыщенной толщины и т.д.);
б) разрабатываются две модели объекта и определяются минимально и максимально возможный объем геологических запасов («состояние природы»);
в) моделируется процесс разработки объекта по годам расчетного периода: размещение добывающих и нагнетательных скважин по площади, их ввод в эксплуатацию, объемы добычи жидкости, нефти, нефтяного газа, закачки воды и т.д.;
г) нормативы капитальных вложений в строительство скважин и объектов промыслового обустройства месторождений увеличиваются (пессимистический сценарий) или уменьшаются (оптимистический сценарий) на реальную приемлемую величину; на основании скорректированных нормативов и технологических показателей по годам расчетного периода определяются капитальные вложения;
д) нормативы эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа увеличиваются (пессимистический сценарий) или уменьшаются (оптимистический сценарий) на реальную приемлемую величину; на основании скорректированных нормативов и технологических показателей по годам расчетного периода определяются капитальные вложения;
е) цена 1 т нефти и 1000 м3 нефтяного газа уменьшается (пессимистический сценарий) или увеличивается (оптимистический сценарий) на реальную приемлемую величину; на основании скорректированных цен и объемов добычи нефти и газа по годам расчетного периода определяется выручка от реализации продукции;
ж) при построении сценариев следует использовать всю имеющуюся информацию геолого-геофизического, технологического, экономического характера по находящимся в эксплуатации месторождениям данного региона, прогнозы цен на оборудование, материалы, энергию, нефть, газ, строительно-монтажные работы и т.д.;
з) полученные сценарные значения выгод и затрат используются для определения чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы доходности и других критериев оценки проекта в целом; если при построении сценариев возникает необходимость использования многовариантного технологического проектирования, то выбор наилучшего пессимистического или оптимистического варианта осуществляется аналогично выбору наилучшего реального варианта;
и) после построения сценариев развития проекта в целом строятся пессимистический и оптимистический сценарии для Инвестора и Государства, определяются ЧДД, ВНД и значения других критериев;
к) при реализации пессимистического сценария риск (Ргп) с точки зрения Государства будет заключаться в недополучении платы за пользование недрами (\Delta\text{П}_{\text{н}}), налога на прибыль (\Delta\text{Н}_{\text{п}}) и прибыльной продукции или дохода (\Delta\text{П}_{\text{п}}) при принятой шкале раздела продукции:
где Дгр, Дгп — дисконтированный доход Государства при реализации реалистического и пессимистического сценариев;
л) при реализации оптимистического сценария риск Государства (Рго) будет проявляться в том, что ВНД Инвестора станет значительно превышать его ВНД при реалистическом варианте, а принятая динамическая шкала раздела прибыльной продукции этот факт не учитывает. Государство в этом случае будет нести значительные потери (упускать выгоду). Поэтому сравнение рисков Государства и Инвестора в процессе переговоров может привести в итоге к пересмотру некоторых условий соглашения о разделе продукции. На рис. П.5.1 представлена схема проведения анализа риска проекта разработки месторождения с использованием механизма СРП.
В этом случае риск Государства (Рго) можно определить как разность между ЧДД Государства, который мог бы быть получен при реализации оптимистического сценария с учетом пересмотренной шкалы раздела прибыльной продукции, и ЧДД, по этому сценарию при принятой в реалистическом сценарии шкале раздела продукции:
где ЧДДго, ЧДДгр — чистый дисконтированный доход Государства при реализации оптимистического сценария с учетом пересмотренной и базовой шкалы раздела продукции, млн. руб.
2.7. Проект считается устойчивым, если при реализации каждого из трех сценариев он оказывается эффективным и финансово реализуемым, а возможные неблагоприятные последствия устраняются мерами, предусмотренными организационно-экономическим механизмом СРП.
2.8 В качестве реально приемлемой величины изменения нормативов капитальных вложений можно принять:
- при выполнении работ по разбуриванию и обустройству месторождения российскими подрядчиками и поставок оборудования отечественными производителями — 20% по сравнению с базовым вариантом;
- при поставках оборудования зарубежными фирмами — 10% по сравнению с базовым вариантом.
2.9. В качестве реально приемлемой величины изменения нормативов эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа (обслуживание скважин, закачка рабочего агента, энергия по извлечению жидкости, сбор и технологическая подготовка нефти и газа, внутрипромысловый транспорт и т.д.) можно принять 20% по сравнению с базовым вариантом.
2.10. Величину изменения цены реализации единицы продукции можно определить исходя из прогнозных оценок динамики цен на внутреннем и внешних рынках и принять ее на уровне 15 — 20% от цены, предусмотренной базовым вариантом.
2.11. После определения значений критериев оценки эффективности проекта в целом, Инвестора и Государства требуется найти среднее значение (математическое ожидание) этих критериев.
Для этого необходимо задаться вероятностями реализации пессимистического, реалистического (базового) и оптимистического вариантов. Здесь можно использовать либо объективную вероятность, определяемую на основе частоты реализации сценариев по месторождениям данного района, находящимся в эксплуатации, либо субъективную вероятность, подсчитанную на основе мнений специалистов-экспертов.
2.12. В результате строится матрица выигрышей от реализации проекта разработки нефтяного месторождения с учетом трех возможных сценариев его развития (табл. П.5.1).
МАТРИЦА ВЫИГРЫШЕЙ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА УСЛОВИЯХ СРП
Рис. П.5.1. Схема проведения анализа риска проекта
М(ЧДДп) = ЧДДпп x Рп + ЧДДпр x Рр + ЧДДпо x Ро
М(ЧДДи) = ЧДДип x Рп + ЧДДир x Рр + ЧДДио x Ро
М(ЧДДг) = ЧДДгп x Рп + ЧДДгр x Рр + ЧДДго x Ро
М(ВНДп) = ВНДпп x Рп + ВНДпр x Рр + ВНДпо x Ро
М(ВНДи) = ВНДип x Рп + ВНДир x Рр + ВНДио x Ро
Математическое ожидание индекса доходности (ИД):
М(ИДп) = ИДпп x Рп + ИДпр x Рр + ИДпо x Ро
М(ИДи) = ИДип x Рп + ИДир x Рр + ИДио x Ро
Дисперсию, характеризующую степень рассеянности случайной величины (например, ЧДД) вокруг своего среднего значения (математического ожидания), для дискретного случая можно определить по формуле:
\text{Д}(\text{ЧДД }) = \sum_{j = 1}^{n} (\text{ЧДД}_{j} - \text{М }(\text{ЧДД }))^{2} \times \text{Р}_{j},
где ЧДДj — значение ЧДД при j-м исходе (сценарии), млн. руб.;
М(ЧДД) — математическое ожидание ЧДД, млн. руб.;
Рj - вероятность осуществления j-го сценария, доли единицы.
Таким образом определяются Д(ЧДДп), Д(ЧДДи), Д(ЧДДг), Д(ВНДп), Д(ВНДи), Д(ИДп) и Д(ИДн).
Среднее квадратическое отклонение от случайной величины (например, ЧДД) определяется по формуле:
\sigma(\text{Ч}DD) = \sqrt{\text{Ч}D(DD)} .
Чем выше дисперсия и, естественно, среднеквадратическое отклонение, тем выше риск проекта для его участников. Сравнивая значения дисперсии и среднеквадратического отклонения для ЧДД Инвестора и Государства, можно оценить тот ожидаемый риск, который несет каждый из участников, и в необходимых случаях скорректировать условия СРП.
В том случае, если вероятности реализации сценариев отсутствуют, что характерно для среды принятия решений в условиях неопределенности, ожидаемый выигрыш (например, ЧДД) определяется следующим образом:
\text{ЧДД}_{\text{ож}} = \alpha \times \text{ЧДД}_{max} + (1 - \alpha)\text{ЧДД}_{min},
где ЧДДож, ЧДДmax, ЧДДmin — чистый дисконтированный доход проекта в целом, Инвестора или Государства, соответственно ожидаемый, максимальный и минимальный, млн. руб.
альфа — коэффициент учета неопределенности эффекта (выигрыша), отражающий систему предпочтений участника проекта и изменяющийся в пределах от 0 до 1.
С точки зрения Государства, этот коэффициент можно принять на уровне 0,3 — 0,35, что говорит об осторожном подходе к возможности получения максимального эффекта.
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ РАЗМЕРОВ БОНУСОВ, ВЫПЛАЧИВАЕМЫХ ИНВЕСТОРОМ ГОСУДАРСТВУ
1. Из мировой практики СРП известно, что в определенные периоды их реализации Инвестор обязуется выплачивать Государству бонусы, т.е. денежные премии.
Их обычно рассматривают как премию Государству, которое в ответ на это позволяет Инвестору начать поиски, или разведку, или добычу УВ. Однако по своему экономическому содержанию бонусы являются авансовыми выплатами части будущего рентного дохода Государства. Эти выплаты, по-существу, можно рассматривать как выдачу Государством своеобразного векселя, в соответствии с которым оно обязуется отдать в будущем часть своего рентного дохода Инвестору. Вексель же «учитывается» НК по некоторой процентной ставке, исходя из периода времени между моментом выплаты бонуса и временем получения Инвестором этой части рентного дохода Государства.
Фактически этот «учет» осуществляется в ходе переговорного процесса: Инвестор предлагает раздел продукции, который должен привести к достижению минимально приемлемой для него нормы доходности, а государственная сторона настаивает на выплате бонуса; если Инвестор соглашается на устраивающий его размер бонуса, то он корректирует будущий раздел в свою пользу для учета этой выплаты.
Таким образом, за этими денежными премиями не стоят бескорыстные намерения НК помочь Государству в решении его финансовых проблем.
2. Размеры и время выплаты бонусов определяются в процессе переговоров по установлению условий СРП, где каждая сторона приводит свои аргументы по этому поводу.
Инвестор крайне неохотно соглашается на такие выплаты, так как они существенным образом увеличивают его финансовый риск. С целью уменьшения этого риска общая сумма бонусовых выплат обычно распределяется во времени и ставится в зависимость от наступления событий, отражающих успешность реализации проекта. Обычно авансовые платежи приурочиваются в СРП к времени начала его важных этапов:
- к началу реализации СРП (бонус подписания);
- к моменту получения достоверной информации о разведанных запасах, т.е. после так называемой декларации об открытии (бонус открытия);
- к моменту начала добычи УВ или достижения того или иного ее уровня (бонус добычи).
3. Наиболее важным для Государства является бонус подписания, так как денежные средства поступают в его распоряжение еще до начала реализации инвестиционного проекта и в случае его неудачи, как правило, не возвращаются Инвестору.
Его минимально допустимая величина может устанавливаться Государством (в лице конкурсной комиссии), а фактический размер определяется пакетом финансовых предложений НК, признанной победителем конкурса.
В случае проведения аукционов по предоставлению лицензий на недропользование на условиях СРП размер бонуса подписания соответствует последнему предложению победившей НК. На таких аукционах каждая из участвующих в них НК вынуждена «работать» на пределе финансовых возможностей с учетом своих представлений о перспективности аукционного объекта, которые определяются имеющейся в их распоряжении соответствующей геолого-геофизической и промысловой информацией.
4. Авансовые платежи Инвестора представляют для Государства большой интерес, и важно знать, насколько обоснованными могут быть предложения государственной стороны о той или иной величине этих бонусов.
Теоретически сумма бонуса подписания может достигать ожидаемой дисконтированной величины рентного дохода Государства, т.е. той части общего рентного дохода, которая остается после нормального (с учетом риска и других факторов) вознаграждения Инвестора.
В этом случае не может идти речи о будущем разделе продукции, т.е. о будущих выплатах роялти, налогов и прибыльной продукции Государства. Если ограничиться одним бонусом подписания, то формула взаимоотношений Государства и Инвестора могла бы принять следующий вид: Инвестор после заключения СРП выплачивает в виде бонуса подписания всю предполагаемую дисконтированную величину рентного дохода Государства, а вся добыча УВ в период действия СРП, осуществляемая под контролем Государства, принадлежит Инвестору.
Такие взаимоотношения могли бы иметь место только в случае неограниченных финансовых возможностей НК и полной определенности основных параметров проекта, обусловливающих общий рентный доход по проекту, что практически невозможно. Поэтому общая сумма выплачиваемых бонусов обычно составляет гораздо меньшую величину, чем предполагаемый дисконтированный рентный доход Государства.
5. Чем выше по проекту ожидаемая величина дохода Государства, тем большую величину могут иметь оговариваемые в СРП бонусы. Чем ниже определенность в отношении его получения, тем меньше размер бонусов. Поэтому величина бонусов зависит от степени изученности лицензионного участка и его перспективности.
Величина авансовых платежей в случае проведения конкурсов редко превышает 5% ожидаемого дисконтированного рентного дохода Государства. В случае аукционов их величина может оказываться значительно выше.
Из этих положений следует, что на переговорах о заключении СРП государственная сторона должна иметь свою информацию о величине ожидаемого дисконтированного дохода Государства, получаемого в результате освоения нефтегазовых ресурсов в пределах лицензионной территории. Для этого должны быть выполнены соответствующие геолого-технические и экономические расчеты.
6. Авансовые платежи могут быть возмещаемыми и не возмещаемыми за счет компенсационной продукции. Однако от этого их экономическое содержание не меняется — если государственная сторона на переговорах настаивает на невозмещаемости бонусов, Инвестор будет вынужден настаивать на корректировке условий раздела продукции в его пользу для достижения минимально приемлемой для него нормы доходности проекта.
7. Аналогичное экономическое содержание имеют различные обязательства НК совершенствовать инфраструктуру регионов, на территории которых находятся лицензионные участки, и выплачивать определенные денежные суммы в фонды их социально-экономического развития, а также возмещать прошлые затраты Государства на проведенные геологоразведочные работы (ГРР).
Желание государственной стороны уже в начальной стадии реализации СРП компенсировать прошлые затраты на ГРР получением авансовых платежей является логичным и обоснованным.
Вместе с тем надо учитывать, что единственным источником погашения прошлых затрат Государства является ожидаемый рентный доход Государства. Если включение этих выплат в экономический механизм раздела продукции приводит к снижению доходности проекта ниже минимально приемлемой для Инвестора величины, требовать их полного возмещения необоснованно.
8. Стоимостная оценка прошлых затрат Государства на проведенные ГРР может производиться двумя способами:
- на основании фактических данных о затратах (подтвержденных соответствующими документами) с последующим их приведением к современному уровню цен с помощью коэффициентов удорожания;
- на основании оценки стоимости ГРР, необходимых в настоящее время для получения адекватной геолого-геофизической информации.
В первом случае стоимостная оценка (Сn) рассчитывается следующим образом:
где N — количество видов работ, проведенных на лицензионной территории;
C_{n} = \sum_{i = 1}^{n} C_{i}k_{i},
Ci — фактические затраты на проведение i-го вида ГРР;
ki — коэффициент удорожания для i-го вида работ.
При этом для более точной оценки (Cn) могут использоваться разные коэффициенты удорожания, отражающие специфику статей затрат (материалы, зарплата, оборудование и т.д.) и региональные особенности.
Второй способ оценки оказывается более корректным с точки зрения взаимоотношений Государства и Инвестора: Инвестор не должен возмещать затраты, связанные с возможной нерациональностью комплекса и объемов ГРР, а также с последствиями затратного подхода в оценке деятельности геологоразведочных предприятий, имевшего место в период плановой централизованной экономики.
Определение прошлых затрат Государства (Cm) должно опираться на оценку их физических объемов (бурение скважин, геофизические работы и т.д.), необходимых в настоящее время для получения геолого-геофизической информации, адекватной ранее полученной:
где: М — количество видов работ для получения адекватной геолого-геофизической информации;
C_{m} = \sum_{j}^{M} S_{j}Q_{j},
Qj - физический объем j-го вида работ (пог. км сейсмопрофилей, количество поисковых, оценочных и разведочных скважин и т.д.);
Sj — текущая стоимость единицы объема j-го вида работ.
На основании оцененных прошлых затрат государственная сторона на переговорах о заключении СРП может более обоснованно ставить вопрос об авансовых платежах, возмещающих уже понесенные Государством затраты на ГРР.
9. Обычно Инвестором предлагается осуществление этих выплат в период добычи УВ, что существенно снижает финансовые риски за счет сокращения периода авансирования.
Наиболее приемлемым оказывается включение этих выплат в состав компенсационной продукции. В этом случае в интересах Государства оказывается важным оговорить в СРП независимость этих платежей от возможных изменений экономической конъюнктуры и первоочередность этих выплат за счет компенсационной продукции. Это повышает устойчивость проектных денежных поступлений в бюджет Государства.
ПРИМЕРНАЯ СТРУКТУРА СОДЕРЖАНИЯ СРП ПРИ ПОИСКАХ, РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Переход между статьями: Ctrl + ← / →