Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ моделей СРП, заключенных за рубежом и в России .
1.1. Исторические предпосылки для возникновения контрактных отношений между Государством и инвестором по поводу добываемых углеводородов 7
1.2. Основные принципы и условия разработки СРП, применяемые в нефтедобывающих государствах мира 20
1.3. Российская практика заключения СРП и возможность применения в России механизма «прямого раздела» продукции 28
Глава 2. Рентный доход и его раздел при реализации нефтегазовых проектов на условиях СРП 36
Глава 3. Разработка принципов построения механизма раздела продукции для месторождений, находящихся в эксплуатации .
3.1. Механизм раздела продукции между Государством и инвестором: основные принципы, понятия и определения 45
3.2. Методика раздела продукции для месторождений, находящихся в эксплуатации 58
Глава 4. Обоснование механизма раздела продукции в проектах СРП на примере Усинского нефтяного месторождения .
4.1. Общая характеристика предлагаемых технологических вариантов разработки месторождения и методика выбора наилучшего из них 68
4.2. Принципы построения экономического механизма раздела продукции между инвестором - нефтяной компанией "Коми Лукойл" и Государством 76
4.3. Выводы 86
Заключение 88
Литература 90
Приложения 97
- Исторические предпосылки для возникновения контрактных отношений между Государством и инвестором по поводу добываемых углеводородов
- Основные принципы и условия разработки СРП, применяемые в нефтедобывающих государствах мира
- Механизм раздела продукции между Государством и инвестором: основные принципы, понятия и определения
- Общая характеристика предлагаемых технологических вариантов разработки месторождения и методика выбора наилучшего из них
Введение к работе
В настоящее время решение проблем привлечения капитала в нефтегазовую отрасль и создания приемлемых для национальных нефтяных компаний (НК) условий для дальнейшей эксплуатации месторождений связывается с использованием Закона РФ "О соглашениях о разделе продукции". Однако, методы экономического обоснования раздела продукции на месторождениях, находящихся в эксплуатации, практически еще не предложены. В значительной степени это объясняется тем, что мировая практика не знает подобных прецедентов: объектами заключавшихся соглашений о разделе продукции (СРП) почти всегда были новые месторождения. В соответствии с этим, основными экономическими показателями, которыми обосновывались предлагаемые условия раздела продукции, были показатели эффективности инвестиций в разработку месторождений. Оказалось, что в случае месторождений, уже находящихся в эксплуатации, такой подход невозможен, так как значительная часть добычи углеводородов (УВ) оказывается следствием ранее сделанных инвестиций. В силу целого ряда причин, условия раздела продукции между инвестором (НК) и Государством, закрепляемые в СРП, могут относиться только ко всему ее объему, получаемому за счет прошлых и новых (после заключения СРП) инвестиций.
Отсутствие методов экономического обоснования такого раздела затрудняет процесс согласования условий СРП, удлиняет его, приводит к бесплодным дискуссиям в переговорном процессе. Например, единственное СРП, заключенное между Государством и российским ОАО «Самотлорнефтегаз» (дочернее предприятие Тюменской Нефтяной Компании) по разработке южной части Самотлорского месторождения, подготавливалось почти два года, а в настоящее время «заморожено» из-за трудностей в обосновании раздела продукции. Такое положение придает особую актуальность вопросам экономического обоснования СРП, заключаемых на эксплуатируемых месторождениях, и разработке соответствующих методических рекомендаций.
Обобщение мировой практики СРП представлено в книгах Дэниела Джонстона «Налоговые системы и соглашения о разделе продукции» (ЗАО «Олимп-Бизнес», М, 2000) и Богданчикова СМ., Перчика А.И. «Соглашения о разделе продукции. Теория, практика, перспективы. Право. Экономика» (Издательство «Нефть и газ», М., 1999).
Вопросы экономического обоснования СРП, которые во многом являются новыми для российских ученых-экономистов, рассматривались Дунаевым В.Ф., Конопляником А.А., Лазаряном Б.С., Субботиным М.А., Шпильманом В.И., Богдановым С.Д. и др.
Основным объектом исследования являлись модели раздела продукции в СРП, заключавшиеся в Российской Федерации и за рубежом, и, в первую очередь, методология разработки и обоснование раздела продукции.
Цель работы состояла в разработке методов экономического обоснования раздела продукции между НК и Государством на месторождениях, находящихся в эксплуатации.
Для достижения этой цели решены следующие конкретные задачи: проанализированы наиболее распространенные схемы раздела продукции в СРП, заключенные за рубежом и в Российской Федерации; рассмотрены возможные принципы раздела продукции между НК и Государством на основе современных представлений о рентном доходе, возникающем при разработке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых; исследованы экономические последствия максимизации дисконтированного дохода (ДД) Государства при фиксированном значении внутренней нормы доходности (ВНД) инвестора; рассмотрены возможности использования остаточной стоимости основных фондов (созданных на момент заключения СРП на месторождении) для обоснования механизма раздела продукции; предложен метод обоснования раздела продукции, добываемой за счет эксплуатации уже имевшихся на месторождении основных фондов, который основан на достижении приемлемой для НК среднегодовой рентабельности добычи УВ; разработан метод получения проектного денежного потока инвестора, который служит основой для подбора параметров раздела продукции, удовлетворяющего стороны в СРП.
Теоретические и методологические основы исследования. В качестве основных методов исследования использованы концепция затрат и выгод при реализации инвестиционных проектов, положения теории экономической ренты, нормальной прибыли и учета рисков при принятии инвестиционных решений.
Научная новизна исследования заключается в разработке принципов раздела продукции в СРП для месторождений, находящихся в эксплуатации, в создании различных моделей этого раздела, в доказательстве бесперспективности увеличения дисконтированного дохода Государства за счет отсрочки времени его получения.
Практическая значимость исследования состоит в возможности использования полученных результатов в технико-экономических обоснованиях (ТЭО) СРП, которые могут сыграть важную роль в развитии нефтегазовой отрасли страны.
Апробация работы и публикации: результаты исследований были отражены в докладе на научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России", вошли в утвержденное Минтопэнерго дополнение к Регламенту составления проектных 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 соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП), опубликованы в 3 печатных работах. Структура и объем работы: диссертация излагается на 140 страницах машинописного текста и состоит из введения, 4 глав, выводов и приложений. В работе 7 таблиц и 25 рисунков. Список литературы содержит 72 источника.
Исторические предпосылки для возникновения контрактных отношений между Государством и инвестором по поводу добываемых углеводородов
В начале двадцатого века, в период зарождения нефтяной промышленности, когда она создавалась, в основном, в зависимых и колониальных странах, преобладающая часть нефтяной деятельности контролировалась «Картелем Семи Сестер», который состоял из крупнейших нефтяных транснациональных компаний (ТНК): "Эксон", "Ройал-Датч-Шелл", "Бритиш петролеум", "Галф ойл", "Тексако", "Мобил ойл", "Стандард ойл оф Калифорниа" ("Сокал"). Занимая господствующие позиции в добыче нефти, эти компании держали полностью под своим жестким контролем её транспортировку, переработку и сбыт.
Картель установил так называемый концессионный режим при освоении нефтяных месторождений. Суть его состояла в том, что нефтяные компании получали в зависимых и колониальных странах значительные участки недр на сроки до 50 или 99 лет. На этих территориях они могли осуществлять любые виды деятельности и практически не выплачивали налогов. По мере приобретения нефтедобывающими государствами большей независимости, эти государства стали выдвигать требования своего участия в разделе прибыли от реализации принадлежащих им природных ресурсов.
В 40-50-е годы двадцатого века нефтяные фирмы были вынуждены согласиться на выплату Государству определенной доли добытой нефти. Эта доля добываемой продукции получила название роялти. Роялти представляла собой плату за право пользования недрами, точнее за право добычи. Величина этой платы вначале составляла во всем мире 1/8 или 12,5% общего объема добытой продукции. Впоследствии этот платеж стал взиматься по другим ставкам, которые связывались с эффективностью освоения месторождения.
В 60-х годах нефтедобывающие страны объединились, создав Организацию Стран-Экспортеров Нефти ОПЕК, и ряд других организаций, ставивших перед собой цель координации нефтедобычи и регулирования мировых цен на нефть. Во многих странах была осуществлена национализация нефтяных компаний. Экономические и политические позиции государств, на территории которых добывалась нефть, значительно усилились. Теперь государства участвовали в прибыли нефтяных компаний. Фактически, нефтяные компании начали выплачивать Государству налог на прибыль.
В результате, в нефтегазодобывающей промышленности этих стран стала действовать общераспространенная экономическая модель, в том числе и порядок расчета чистой прибыли : ЧП = [В-(Т + А)] (1-Р), где ЧП - чистая прибыль компании; В - выручка от реализации добытой продукции; Т - текущие затраты, включающие роялти и ряд других сборов и платежей; А - амортизация; Р - ставка налога на прибыль. Эта упрощенная схема не учитывает других многочисленных платежей и налогов, включаемых, в основном, в состав текущих затрат (Т). Схема предусматривает раздел выручки, которую инвестор использует для покрытия капитальных и текущих затрат, уплаты налогов и получения чистой прибыли.
При утрате привилегированного экономического положения перед иностранными нефтяными компаниями встали проблемы инфляции, налогового бремени, политической и экономической нестабильности. В качестве альтернативы в начале 60-х годов возникла идея использовать для расчетов добытую нефть, которая, по существу, являлась твердой валютой. При использовании такой системы выигрывали и государства, которые также были заинтересованы в стабильной основе для ведения расчетов в нефтяном секторе.
При разработке новой системы, основанной на использовании натуральной формы расчетов, в соглашения были введены правила, которые позволяли достичь не только снижения налогового бремени, но и получения определенных дополнительных льгот и гарантий. Эти вопросы решаются на сегодняшний день на стадии переговоров по каждому проекту, и во многом зависят от конкретных условий разработки месторождения, наличия инфраструктуры в районе проведения работ, и других не менее значимых факторов. Основной особенностью новой системы стало условие, согласно которому соглашения должны формироваться заранее и не изменяться в течение всей жизни проекта. При этом, на период 15-25 лет необходимо сделать прогноз уровней и динамики добычи, капитальных и текущих затрат, а также цены реализуемой продукции. Такие прогнозы являются одним из основных источников существенного экономического риска как для инвестора, так и для Государства, поскольку при ошибочном прогнозе могут возникать значительные отклонения по экономической эффективности проектов. Однако, по мнению инвесторов, этот риск компании готовы принять на себя при осуществлении проектов на условиях СРП, так как в процессе переговоров, как правило, удается согласовать соответствующие условия с учетом существующих рисков.
Основные принципы и условия разработки СРП, применяемые в нефтедобывающих государствах мира
После того, как компании были вынуждены выплачивать налог на прибыль, в мире начала действовать общераспространенная экономическая модель, расчет прибыли по которой осуществлялся следующим образом: П = [В-(Э + А + К)] (1-Р), где П - прибыль, остающаяся в распоряжении компании после уплаты налогов, В - выручка от реализации продукции, Э - эксплуатационные издержки , А - амортизационные отчисления, R - роялти, Р - ставка налога на прибыль.
Особенностью соглашений о разделе продукции является то, что вся выручка от продажи углеводородов за вычетом платы за добычу (роялти) делится на две части: одна часть может использоваться для возмещения затрат, идущих на освоение месторождения, (так называемая, компенсационная, или затратная продукция); другая часть называется прибыльной продукцией и подлежит разделу между нефтяной компанией-инвестором и Государством.
Нефтяная компания уплачивает налог на прибыль после получения соответствующей доли прибыльной продукции. Оставшаяся часть представляет собой чистую прибыль компании. Доля Государства складывается из трех основных элементов: 1. роялти; 2. государственная доля прибыльной нефти; 3. налог на прибыль компании.
Несмотря на кажущуюся простоту этих экономических взаимоотношений инвестора (пользователя недр) и Государства, при разработке конкретных условий заключаемого соглашения возникает множество трудностей. Они связаны с большой неопределенностью при прогнозировании уровня и динамики добычи УВ, величин капитальных и текущих затрат, на реализуемую продукцию, и прочих труднопрогнозируемых факторов. Следует учитывать различие интересов инвестора и Государства: в задачу первого входит быстрейшее возмещение своих инвестиций и получение максимально большой прибыли на вложенный капитал; в задачу второго -изъятие той части ренты, которая связана с богатством данного месторождения, после "нормального" вознаграждения инвестора за вложенный капитал и различные риски при осуществлении проекта. Эти противоречия во многом разрешаются путем разработки динамических шкал изменения параметров раздела продукции.
При определении доли продукции, которая должна быть направлена на возмещение затрат, учитывается большое количество факторов. Естественным желанием инвестора является скорейшее возмещение всех затрат и самым благоприятным для него было бы условие направления на эту компенсацию всей добычи после выплаты роялти. Государство же, напротив, заинтересовано в том, чтобы уже в первые годы эксплуатации месторождения получать поступления в бюджет в виде некоторой части прибыльной нефти.
Доля продукции, которая выделяется инвестору для покрытия затрат, определяется следующим образом. Вначале в проектных расчетах определяются объемы добычи и выручка от ее реализации. Результаты расчетов, представляющие отрицательный поток наличности, формируемый в результате произведенных инвестором затрат, сопоставляются с положительным потоком наличности, формируемым расчетом выручки от реализации продукции. Результирующий поток, сначала отрицательный, а потом положительный, и его компоненты, служат основой для определения доли продукции, которую необходимо выделить инвестору для возмещения его затрат.
Важной задачей является разделение всех затрат на подлежащие и не подлежащие возмещению за счет добываемой продукции.
В общем виде подлежат возмещению; капитальные вложения в освоение месторождения, включая все расходы инвестора на поиск, оценку, разведку и обустройство месторождения, а также внутрипромысловый транспорт продукции до магистрального трубопровода; текущие эксплуатационные расходы (без амортизации); бонусы, которые выплачивает инвестор в различные периоды реализации проекта; прошлые затраты Государства на проведение геологоразведочных работ.
Не подлежат возмещению обычно следующие виды затрат: различные бонусы и выплаты, которые в соответствии с заключенным соглашением не подлежат возмещению; проценты по кредитам и займам, комиссионные при оформлении сделок; штрафы и различные санкции, которые понес инвестор вследствие нарушения им заключенных договоров; ряд других затрат.
Механизм раздела продукции между Государством и инвестором: основные принципы, понятия и определения
В соответствии с Законом Российской Федерации «О соглашениях о разделе продукции», принятым Государственной Думой 6 декабря 1995 года, 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.
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.
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.
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.
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.
Распределяемый объем УВ представляет собой часть произведенной продукции, уменьшенной на величину платы за пользование недрами (роялти).
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.
Накопленные к рассматриваемому периоду (год, квартал) затраты представляют собой сумму невозмещенных к его началу возмещаемых затрат и возмещаемых затрат рассматриваемого периода. Они предъявляются инвестором к погашению за счет компенсационной продукции.
Общая прибыльная продукция представляет собой разность между распределяемой продукцией и компенсационной продукцией.
Размеры прибыльной продукции Государства и инвестора определяются делением общей прибыльной продукции соответственно установленным пропорциям.
Налог на прибыльную продукцию инвестора устанавливается в соответствии с действующей на момент заключения СРП ставкой налога на прибыль. Чистая прибыльная продукция инвестора определяется как его прибыльная продукция, уменьшенная на объем выплат, в соответствии с установленной налоговой ставкой на прибыль.
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 в 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.)
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.
Общая характеристика предлагаемых технологических вариантов разработки месторождения и методика выбора наилучшего из них
При экономической оценке проекта разработки Усинского нефтяного месторождения использовались "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов" (вторая редакция, 2000г.), "Регламент сосавления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (1996 г.), а также дополнение к нему "Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП)" (1999 г.).
Оценка экономической эффективности инвестиций в разработку Усинского нефтяного месторождения с применением паротеплового воздействия осуществлялась по трем технологическим вариантам, отличающимся динамикой ввода в эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин, парогенераторов и других элементов обустройства, динамикой добычи нефти и жидкости, накопленной добычей, динамикой закачки рабочих агентов и другими технико-технологическими показателями.
По первому варианту разработки предусматривается продолжать разбуривание пермо-карбоновой залежи месторождения в течение 38 лет. Фонд действующих добывающих скважин достигает своего максимального значения (1467) в 2037 году, а затем постепенно уменьшается до 116 в 2071 году. Фонд работающих парогенераторов также увеличивается до 143 в 2033 - 2034 г.г., а затем снижается. Предусматривается замена парогенераторов, отслуживших предусмотренные нормативами сроки. Добыча нефти с применением термических методов воздействия постепенно возрастает и в 2014 г. составляет 100 % добычи по залежи. Накопленная добыча нефти за 73 года эксплуатации составит немногим более 241 млн. т. Коэффициент конечного нефтеизвлечения в последнем году эксплуатации равен 0,329, обводненность продукции скважин - 96,8 %. За срок разработки будет закачено в пласт порядка 628 млн. куб. м пара и 630 млн. куб. м холодной воды.
Второй вариант предусматривает освоение объекта более высокими темпами по сравнению с первым. По этому варианту предполагается разбуривание пермо-карбоновой залежи месторождения в течение 31 года. Фонд действующих добывающих скважин достигает своего максимального значения (1481) в 2028 г., а затем постепенно уменьшается до 104 в 2066 г. Фонд работающих парогенераторов увеличивается до 166 в 2030 г., а затем снижается. Как и в первом варианте, предусматривается замена физически изношенных парогенераторов. Добыча нефти с применением термических методов возрастает и в 2014 году составляет 100 % добычи по залежи. Накопленная добыча нефти за 68 лет эксплуатации объекта составит немногим более 240 млн .т. Коэффициент конечного нефтеизвлечения в последнем году эксплуатации достигает значения 0,327, обводненность продукции скважин -97,0 %. За срок разработки в пласт будет закачено порядка 628 млн. куб. м пара и 633 млн. куб. м холодной воды.
Самыми высокими темпами освоения пермокарбоновой залежи Усинского месторождения характеризуется третий вариант. Согласно этому варианту разбуривание объекта добывающим и нагнетательными скважинами будет продолжаться 25 лет. Фонд действующих добывающих скважин достигает своего максимального значения (1538) в 2024 - 2025 г.г.? а затем постепенно уменьшается до 105 в 2060 г. Фонд работающих парогенераторов увеличивается до 201 в 2021 г,, а затем снижается. Как и в первых двух вариантах предполагается замена изношенных парогенераторов. Добыча нефти с использованием паротеплового воздействия нарастает более высокими темпами и в 2014 г. составляет 100 % добычи по залежи. Накопленная добыча нефти за 62 года эксплуатации составит 242 млн. т, коэффициент конечного нефтеизвлечения - 0,330, обводненность продукции скважин - 97,0 %. За срок разработки в пласт будет закачано около 630 млн. куб. м пара и 633 млн. куб. м холодной воды. Этот вариант характеризуется более высокой среднегодовой добычей по сравнению с ранее рассмотренными (табл.3).
