Особенности нефтяных контрактов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Особенности нефтяных контрактов

1. Нефтяные контракты и их характеристики

1.1 Право собственности. Нефтяные режимы. Углеводородное законодательство

1952 г. Генеральная Ассамблея ООН приняла резолюцию, в которой говорится, что право народов свободно использовать и эксплуатировать свои природные богатства является неотъемлемой частью их суверенитета. По отношению к прибрежному месторождению прибрежное государство не обладает полными правами собственности на природные богатства, находящиеся на морском дне континентального шельфа, скорее оно имеет исключительные суверенные права для целей поиска, разведки и эксплуатации природных богатств континентального шельфа в соответствии с международным правом (Женевская конвенция по континентальному шельфу, 1958 г.

В 1962 г. в резолюции Генеральной Ассамблей ООН содержится положение: право народов и наций на постоянный суверенитет над их природными богатствами и ресурсами должно осуществляться в интересах национального развития и благосостояния народов и национальностей, населяющих данное государство.

Рассмотрим четыре вида подхода к определению собственности на сырую нефть.

Американская модель: собственности и несобственности. Собственность делиться на абсолютную собственность и квалифицированную собственность. Абсолютная собственность: землевладелец владеет всем над и под границами своей земли.

Теория квалифицированной собственности, разработанная в штатах Калифорния, Оклахома, Луизиана и Индиана, характеризует права по отношению к нефти скорее как право занять землю и взять часть ее или то, что она производит. Различив между этими двумя теориями очевидно: в соответствии с первой, вся нефть является собственностью землевладельца до тех пор, дока он не будет лишен ее в результате задействования, «Права завладения»; согласно второй теории, землевладелец наделен правом собственности в отношении доступа к нефти, но собственность возникает только тогда, когда она сведена к обладанию посредством «завладения».

В настоящее время США остаются почти единственной страной, где практикуется такой уникальный подход к вопросам собственности.
В других же европейских странах, таких как например Соединенное Королевство действует «вотчинная система» (домениальная), т.е. такая система, где государство обычно заявляет свои суверенные права на сырую нефть, находящуюся в недрах, а землевладельцы, давая разрешение на использование своей земли для добычи нефти, получают прибыль.

Так же существует исламский подход к собственности, который зависит от юридической школы. Согласно подходу, принятому в школе Малика, все природные богатства являются государственной собственностью. Последователи Ханафизма утверждают иное: природные богатства, обнаруженные на частной земле, принадлежат ее владельцу, а природные богатства, обнаруженные на государственной земле, принадлежат государству. При этом в любом случае требуется разрешение государства на добычу нефти. Таким образом, согласно законам Ислама, природные богатства, находящиеся в недрах, в большинстве случаев принадлежат государству, выступающему в качестве хранителя неотчуждаемого общественного имущества.

В некоторых странах практикуется смешанная система, т.е. правовые рамки установлены, но в них содержатся положения, благодаря которым можно путем переговоров прийти к соглашению по некоторым важным вопросам (например, обязательства по выполнению работ). В эту группу стран входят Норвегия и Нидерланды. Смешанный подход находит все больше сторонников, так как обеспечивает минимальную уверенность и последовательность, а также установленный статусный минимум, касающийся условий, но в то же время обеспечивает удовлетворительную степень свободы действий и переговоров, возможность соревноваться компаниям друг с другом при предложении условий лучших, чем минимальные. Правительство со своей стороны получает возможность предоставлять льготы в обмен на ценные уступки со стороны компаний.

Цель углеводородного законодательства - установить правовые рамки и правовые механизмы для реализации задач, поставленных принимающей страной (увеличить до максимума выручку государства, его контроль над операциями, защитить окружающую среду). Согласно законодательству, право на сырую нефть принадлежит Государству, которое обеспечивает полный диапазон государственных полномочий и свободу действий в области выдачи лицензий, создания государственных органов и государственных нефтяных компаний, установления как соответствующих прав и обязанностей, так и правил и норм, относящихся к лицензированию. Государство устанавливает условия и положения своего участия, роялти, арендные платы, правовые режимы, относящиеся к прекращению деятельности, правам доступа, загрязнению окружающей среды, фискальным режимам, созданию требуемой инфраструктуры. В углеводородном законодательстве подробно излагаются правила и нормы, относящиеся к режимам контроля и управления, положениям и условиям, поставленным перед компаниями в течение периода разведки, разработки и добычи, относительно маркетинга, государственного участия, фискальных вопросов и выгод для народного хозяйства, вытекающих из использования информации, трансферта технологии и «ноу-хау» и др.

1.2 Понятие контракта

Под контрактом понимается двусторонняя (или многосторонняя) законная трансакция, в которой две стороны (или много сторон) согласились на определенные взаимные обязательства. Основополагающими принципами контрактных обязательств являются:

- свобода контракта, т.е. свобода заключения, определения содержания и формы контракта, свобода выбора контрагентов;

- ответственность за выполнение контракта, т.е. нарушение условий контракта, служит основанием для привлечения нарушителя к ответственности. Поэтому составными частями контракта является описание обязательств сторон и санкций в случае нарушения принятых обязательств.

1.3 Виды нефтяных соглашений и контракты

Виды нефтяных соглашений и контрактов всегда должны рассматриваться в контексте правовых рамок принимающей страны и учитывать интересы Принимающего правительства и нефтяных компаний.

ь Цели государства хозяина:

· эффективная разработка любой обнаруженной нефти.

· получение реальной доли прибыли для правительства.

· развитие отечественной технологии и экспертных знаний.

· оптимизация разработки углеводородов с целью улучшения экономического развития одновременно с защитой окружающей среды.

· реализация сырой нефти на отечественном и экспортном рынках по ценам соответствующим национальной политике в области энергетики.

ь Цели нефтяных компаний:

· наличие соответствующих фискальных положений, включающих разумную норму прибыли, нормы амортизации, что позволяет возмещать капиталовложения.

· получение долгосрочных прав на сырую нефть и газ и возможности удержания компанией соответствующей доли продукции.

· обеспечение фискальной и договорной стабильности в течение всего срока контракта.

· обеспечение соответствующего вознаграждения за риск, связанный с инвестициями, и справедливой нормы прибыли.

Очевидно, что существует определенная взаимность интересов, которая должна быть адекватно отражена, ори разработке нефтяного соглашения. Принимающая страна при этом ведет конкурентную борьбу за получение иностранного капитала, инвестируемого в предприятие, что связано с риском, и поэтому ей следует создать стимулы для привлечения капвложений со стороны нефтяных компаний при одновременной защите долгосрочных интересов государства.

Все действующие в настоящее время в мировой нефтедобывающей промышленности соглашения иностранных нефтяных фирм с принимающими странами можно разделить на две основные категории: концессии и контракты (подрядные соглашения).

Принципиальное различие между ними заключается в том, что в случае концессии принимающее государство (собственник недр) уступает право собственности на них концессионеру (физическому или юридическому лицу), а при подрядном соглашении (контракте) - оставляет эти права за собой.

Регламентация прав и обязанностей сторон может осуществляться либо общим законодательством, действующим в стране, либо специальным нефтяным законодательством, которое по степени жесткости правовых ограничений инофирмы может быть отнесено к одному из трех следующих типов.

Система жестких правовых ограничений предельно подробно определяет права и обязанности сторон в соответствии с действующими в стране видами нефтяных соглашений независимо от условий конкретной сделки. Правительство непосредственно не вправе изменить условия соглашений; для их пересмотра требуется специальное решение высших законодательных органов принимающей страны.

Система гибких правовых ограничений предоставляет правительству принимающей страны юридически обусловленную возможность самостоятельно, без утверждения высшим законодательным органом государства, изменять по необходимости условия соглашений (например, в связи с резким изменением конъюнктуры рынка).

Система индивидуальных правовых ограничений не оговаривает законодательно условия соглашений, предоставляя сторонам при их заключении в каждом конкретном случае наибольшую свободу. Условия конкретного соглашения законодательной силы за его пределами не имеют.

Различают концессии традиционного типа и модернизированные, причем последние можно подразделить на концессии с обычным и с прогрессивным налогообложением.

Контракты в свою очередь делятся на контракты о разделе продукции и на контракты на предоставление услуг (в том числе с риском и без риска). Контракты о разделе продукции («продакшн шеринг») бывают как с разделом добычи после вычета издержек инофирмы, так и с прямым разделом добычи, причем последние также распадаются на две группы: с налогообложением доли инофирмы и без него. Среди контрактов на предоставление услуг с риском следует различать две разновидности: с риском распределяемым и не распределяемым между сторонами. Многообразие контрактов на предоставление услуг без риска включает контракты на предоставление технической помощи, управление предприятием, сдачу объекта «под ключ» (причем как соглашения о наличной продукции, так и о наличном рынке сбыта), компенсационные соглашения - промышленные и коммерческие. В рамках каждого соглашения перечисленного типа могут быть образованы совместные предприятия.

1.3.1 Соглашение о разделе продукции (СРП) «Production Sharing Agreement (PSA)»

Контракт типа «раздел продукции» (СРП) предусматривает твердый принцип раздела добытой нефти, остающейся после покрытия издержек, размер которых ограничен определенными рамками. Унифицированного контракта на основе раздела продукции в мире не существует, единым является только общий принцип. Так, например, вместо или параллельно с прямым разделом продукции используется участие государства (обычно через государственную компанию) в получении и разделении продукции. Это делает контракты более гибкими, позволяет приспособить СРП к любым типам месторождений, перенося основные экономические элементы контракта из сферы жестких законодательных ограничений в сферу договоренностей между государством и инвестором.

Первый контракт о разделе продукции был заключен национальной нефтяной компанией Индонезии ПЕРМИНА (сейчас ПЕРТАМИНА) в августе 1966 г. и нашел широкое распространение.

Основными элементами соглашения о разделе продукции являются следующие:

- представителем принимающей страны выступает правительство в лице своей государственной нефтяной компании;

- непосредственное участие принимающей страны осуществляется обычно путем создания государственной нефтяной компанией совместного с инофирмой предприятия;

- во многих странах условия участия государства в соглашении остаются открытыми до обнаружения коммерческих запасов нефти;

- весь риск поисково-разведочных работ (ПРР) возлагается на компанию-подрядчика, которой затраты на эти работы не возмещаются, если в оговоренные в соглашении сроки коммерческие запасы не будут обнаружены;

- контрактор полностью финансирует поисково-разведочные работы, обустройство и эксплуатацию открытых месторождений;

- в случае обнаружения коммерческих запасов контрактору компенсируются его затраты на ПРР, обустройство и эксплуатацию частью добычи с этого месторождения, так называемой компенсационной нефтью. Доля «компенсационной» нефти в добыче оговаривается в контракте. В первых индонезийских контрактах о разделе продукции максимальная доля «компенсационной» нефти в добыче не должна была превышать 40%. В настоящее время в большинстве стран, применяющих данный тип соглашений, эта доля обычно колеблется в пределах 20-50%, хотя в некоторых из них (Малайзия) может быть и менее 20%, а в других (Филиппины) превышать 50%. При этом доля «компенсационной» нефти, как правило, будет выше в районах с более сложными природными условиями и может быть поставлена в зависимость от уровня добычи;

- оставшаяся часть продукции, так называемая распределяемая нефть, подлежит разделу между компанией-подрядчиком и государством-собственником недр. Раздел производится в сугубо индивидуальных пропорциях в каждой стране. В некоторых странах они меняются в зависимости от местоположения месторождения (Египет, Кот-д'Ивуар), плотности нефти (Перу), уровня рентабельности инофирмы до вычета налогов (Экваториальная Гвинея, Либерия). В большинстве же нефтедобывающих стран, практикующих заключение контрактов о разделе продукции (Ангола, Бангладеш, Индия, Индонезия и др.), пропорции раздела изменяются с ростом добычи. При этом в разных странах одинаковые пропорции раздела, определяясь совокупностью индивидуальных условий отдельных государств, могут быть зафиксированы и для значительно различающихся уровней добычи;

- принадлежащая инофирме доля «распределяемой» нефти является объектом налогообложения; поэтому государство имеет возможность регулировать рентабельность операций компании при разных пропорциях раздела добычи введением различных ставок подоходного налога;

- вплоть до недавнего времени платежи с добычи, как правило, отсутствовали; в последние годы в ряде стран (Экваториальная Гвинея, Малайзия, Турция, Китай, Таиланд) в контракты рассматриваемого типа стали вводиться обязательства уплаты роялти.

В настоящее время, все контракты имеют некоторые общие элементы, некоторую общую структуру. Ниже приводятся типичные, стандартные разделы, которые присутствуют в СРП между государством и иностранной нефтяной компанией, приведенные в книге Д. Джонстона (D. Johnston - International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. PennWell Publ. Comp., Tulsa, Oklahoma) с его комментариями.

Приложение A. Описание контрактной территории.

Здесь описаны точные координаты и физические границы контрактной территории.

Приложение B. Карта контрактной площади.

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

Приложение C. Процедура расчета.

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

Приложение D. Процедуры управления.

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

1.3.2 Концессионные соглашения «Contracts of concession»

Изначальный тип соглашения в мировой нефтедобывающей промышленности - традиционная концессия. Общепринято считать, что первая в истории концессия была выдана Вильяму Д'Арси в Персии в 1901 г. (известна под названием «концессия Д'Арси»), хотя встречаются упоминания о более ранних концессиях в бывшей голландской Вест-Индии. Таким образом, история нефтяных соглашений в мировой хозяйственной практике насчитывает около 90 лет.

Основными отличительными чертами концессионного соглашения традиционного типа, как правило, являются:

- передача принимающей страной иностранной нефтяной компании прав собственности на нефть на территории, отданной в концессию; - очень большая площадь концессии, охватывающая в некоторых случаях всю территорию страны или, по крайней мере, наиболее перспективную на нефть ее часть;

- весьма продолжительный срок действия концессии (вплоть до 99 лет, но обычно - 60-75);

- отсутствие положения о возврате в собственность государства до истечения срока действия концессии неиспользуемых и бесперспективных участков;

- осуществление концессионером полного и единоличного контроля над всеми аспектами деятельности в рамках концессии;

- устранение принимающей стороны от участия в управлении концессией;

- выделение иностранной компанией в виде прямых инвестиций всех средств, необходимых для проведения поисково-разведочных работ, разработки месторождений и пр. в рамках концессии;

- незначительные финансовые отчисления от доходов концессионера в пользу принимающей страны, которые сводились, как правило, лишь к символической плате за право разработки недр (роялти), имевшей обычно форму фиксированного (по абсолютной величине) платежа с добычи.

Традиционные концессии оставались единственным и по существу неизменным видом соглашений в мировой нефтяной промышленности вплоть до 1948 г., когда Венесуэла положила начало процессу их модификации, введя в практику деление прибылей инофирмы в соотношении 50: 50, т.е. налог на прибыль корпораций. С тех пор многие из невыгодных принимающим странам положений, присущих традиционным концессиям, были существенно изменены, и в настоящее время этот (изначальный) тип концессионных соглашений практически перестал существовать. Однако сама концессионная система сохранилась как в развивающихся, так и в развитых капиталистических странах, хотя зачастую и под другими названиями (лицензии, аренда, разрешения и т.п.). Объединяющим элементом всех существующих соглашений данного типа, определяющим их принадлежность к концессионной системе, является наличие положения о долгосрочной передаче прав собственности на разрабатываемые недра инвестору.

В настоящее время концессии остаются широко распространенным типом соглашений в мировой нефтедобывающей промышленности: в начале 80-х годов они были зафиксированы в 121 стране.

Типичная модернизированная концессия содержит следующие положения:

- площадь концессии, как правило, не превышает ограниченного числа участков, на которые разбита территория страны, включая шельфовую зону;

- продолжительность концессии резко сокращена, однако, если к моменту завершения срока ее действия будет налажена коммерческая добыча, концессия может быть продлена на новых, согласованных обеими сторонами условиях;

- как правило, оговаривается прогрессивный возврат неиспользуемых и бесперспективных участков, а при отсутствии открытия новых месторождений концессия может быть возвращена в собственность принимающего государства до истечения срока ее действия (в течение 6-10 лет);

- правительство обладает правом некоторого контроля над принимаемыми концессионером решениями и частичного участия в управлении концессией (даже если не имеет доли в активах последней);

- иногда предусматривается прямое государственное участие (как правило, незначительное) в активах концессии, т.е. создание совместного предприятия концессионного типа;

- денежные отчисления инофирмы в пользу принимающей страны в настоящее время обычно включают: платежи с добычи (роялти), платежи с дохода (налоги на чистую прибыль), арендную плату (ренталз), единовременные премиальные выплаты (бонусы). На начальном этапе применения модернизированных концессий ренталз и бонусы условиями соглашений обычно не предусматривались, а роялти и налоги на чистую прибыль начислялись инофирме по фиксированным ставкам. В настоящее время ставки платежей с добычи и дохода зачастую устанавливаются по скользящей шкале в зависимости от условий разработки, прогрессируя с ростом добычи или цен на нефть и т.д.

1.3.3 Контракты на предоставление услуг или сервисные контракты «service contracts»

Отличительной чертой типичного контракта на предоставление услуг с риском от контракта о разделе продукции является то, что оплата услуг компании производится, как правило, в денежной форме. Тогда как во втором случае и погашение издержек инофирмы, и формирование ее прибыли осуществляются поставками продукции, т.е. нефтью. Таким образом, если при заключении контракта о разделе продукции первоочередной целью инофирмы является обеспечение поставок нефти, то при риск-контракте - получение не товарной, а денежной массы.

Риск-контракты бывают двух типов: с риском не распределяемым и распределяемым между сторонами (см. рис. 1).

При заключении контракта на предоставление услуг с риском, не распределяемым между сторонами, на компанию-подрядчика возлагается весь риск поисково-разведочных работ; она же должна обеспечить все капиталовложения, необходимые для разведки и разработки месторождения. Если в установленные соглашением сроки коммерческие запасы нефти не обнаружены, контракт расторгается без возмещения подрядчику израсходованных им средств. При обнаружении промышленных залежей расходы инофирмы возмещаются принимающим государством (национальной нефтяной компанией) в течение согласованного сторонами периода после начала эксплуатации месторождения, причем с выплатой не только процента на инвестированный компанией капитал, но и вознаграждения за риск.

Открытое инофирмой месторождение обычно она же и обустраивает и, как правило, передает для эксплуатации государственной нефтяной компании, но в редких случаях может сама разрабатывать месторождение. В качестве вознаграждения за риск инофирма получает преимущественное право на закупку в течение определенного времени у государственной нефтяной компании 20-50% добываемой на данном месторождении нефти по ценам на 3-10% ниже рыночных.

Таким образом, компенсационные выплаты инофирме зависят (по массе) от уровня добычи; поэтому риск-контракты применяются, как правило, в странах с большой вероятностью обнаружения крупных месторождений нефти. По-видимому, именно поэтому география таких контрактов, по приводимым в литературе данным, представляется значительно менее широкой, чем у концессий или контрактов о разделе продукции, хотя в то же время в пределах этих немногих стран риск-контракты могут иметь довольно широкое распространение.

Контракты на предоставление услуг с риском, распределяемым между сторонами, заключаются обычно государствами не только с надежно обоснованными благоприятными перспективами нефтеносности, но и с устойчивым финансовым положением, позволяющим принимающей стороне взять на себя либо частично, либо полностью риск ПРР (в последнем случае риск-контракт превращается по сути в контракт на предоставление технической помощи).

Финансовые преимущества риск-контракта этого типа для принимающей страны очевидны: компенсационные выплаты инофирме в этом случае меньше на величину процента на инвестированный в разведку и разработку месторождения капитал плюс величина скидки с цены на часть добычи по сравнению с контрактом на предоставление услуг с риском, не распределяемым между сторонами. Но в подавляющем большинстве случаев принимающие страны, заключая риск-контракты, предпочитают указанным «отложенным» финансовым преимуществам перспективу немедленного переложения риска, как правило, крупных инвестиций в ПРР на инофирму.

Контракты на предоставление услуг без риска (чисто сервисные) являются, по мнению автора, наиболее широко применяемым типом контрактов. Даже в рамках концессий, соглашений о разделе продукции и на предоставление услуг с риском, как правило, применяются чисто сервисные контракты, поскольку большая часть действующих в нефтяной промышленности соглашений - генподрядные.

Поэтому вид соглашения определяется характером связи между генподрядчиком и принимающей страной, а взаимоотношения между генподрядчиком (который может быть как контрактором, так и концессионером) и подрядчиками не влияют на определение вида соглашения, поскольку находятся на более низком иерархическом уровне. Связи между генподрядчиком и субподрядчиками являются в большинстве своем чисто сервисными контрактами. По этому типу контрактов фирмы работают за четко фиксированное вознаграждение - денежное или нефтью - и не несут риска ПРР, даже если их выполнение входит в круг обязанностей подрядчика.

Ш Основные условия соглашений

· Права собственности - главный элемент при определении вида соглашения.

В случае концессии принимающее государство (собственник недр) уступает право собственности на разрабатываемые природные ресурсы концессионеру (физическому или юридическому лицу). При создании совместного предприятия на базе предоставленной инофирме концессии государство уступает концессионеру право собственности на часть разрабатываемых природных ресурсов, соответствующую доле инофирмы в совместном предприятии. В случае контракта любого типа (а следовательно, и при создании совместного предприятия на его основе) право собственности на разрабатываемые природные ресурсы сохраняется за принимающей страной и, как правило, защищается действующим в ней законодательством.

При контрактах не только земля и ее недра, но и добытая нефть являются юридической собственностью принимающего государства. и ему принадлежит право распоряжаться ими. Однако как при концессии, так и при контрактах средства и предметы труда (кроме произведенной продукции) принадлежат инофирме, на которую возложены и все текущие расходы. Поэтому, сохраняя за собой по контракту право собственности на природные богатства, принимающая сторона передает на время контракта право распоряжаться этими богатствами компании-подрядчику.

· Права контроля

Контроль над традиционной концессией был сосредоточен полностью в руках концессионера, который единолично определял время, место и интенсивность ПРР, принимал решение о вводе новых месторождений в эксплуатацию, устанавливал уровень добычи и цен на нефть. Принимающая страна была по существу устранена от участия в управлении концессией. Там же, где имело место участие, оно ограничивалось, как правило, включением нескольких представителей принимающей страны в Совет директоров компании-концессионера (или некоторых из компаний, получивших концессию), что носило чисто символический характер и на процесс принятия решений эффективного влияния не оказывало.

Правительство принимающей страны обычно имеет право на некоторый контроль принимаемых концессионером решений и на частичное участие в управлении модернизированной концессией, даже если не имеет доли в ее активах, например, утверждая минимальную программу работ, планы разработки месторождений, уровень цен для начисления налогов и роялти. Таким образом, государство контролирует деятельность концессионера на уровне принятия стратегических решений и, как правило, не вмешивается в вопросы повседневного управления модернизированной концессией. При заключении контракта любого вида права контроля принадлежат принимающей стране. В контрактах о разделе продукции и риск-контрактах первого типа (на предоставление услуг с риском, не распределяемым между сторонами) реализация этих прав осуществляется путем создания государственной нефтяной компанией совместного предприятия с компанией-подрядчиком.

· Срок действия соглашений

Первый этап (первоначально установленный в соглашении, то есть без учета возможных продлений) обычно равен 3-8 годам. Его продолжительность тем больше, чем сложнее природные условия в принимающей стране и чем менее изучены перспективы ее нефтеносности, поэтому на шельфе и в особо трудных районах суши может достигать 15-17 лет. Как правило, при оговоренных условиях он может возобновляться или продлеваться (в том числе автоматически) 2-3 раза на период от 1 года до 5 лет. Соглашение может также содержать пункт о расторжении в случае, если к концу первого этапа ПРР не будут получены коммерческие притоки нефти. Продолжительность периода разработки обычно устанавливается в пределах 15-30 лет, как правило, с момента подписания соглашения (включая период ПРР, что выгоднее для принимающей страны), реже - с момента открытия коммерческих запасов (исключая период ПРР, что выгоднее для инофирмы).

· Положение о возврате участков

· Платежи инофирмы

Совокупность платежей инофирмы, предусмотренную различными видами существующих в нефтяной промышленности соглашений, можно разбить на четыре группы (Таб. 2):

- разовые платежи (бонусы),

- арендная плата (ренталз),

- платежи с добычи (роялти),

- платежи с дохода (налоги).

Таб. 2. Типичное сочетание основных групп платежей инофирмы в соглашениях разных видов

	Платежи
	Налоги	Роялти	Ренталз	Бонусы
Концессии Традиционные Модернизированные	Нет Есть	Есть Есть	Нет Есть	Нет Есть
Контракты О разделе продукции	Есть, но при прямом разделе продукции могут отсутствовать	Как правило, нет (так как автоматически входят в часть продукции, переходящей государству), но в последнее время начинают появляться	Есть	Есть
О предоставлении услуг: - С риском - Без риска	Есть Есть	Есть Нет	Есть Нет	Есть Есть

Бонусы, являясь разовым платежом, не служат значительным (по сравнению с платежами с дохода и добычи) источником финансовых поступлений для принимающей страны и поэтому должны рассматриваться в качестве дополнительной статьи увеличения государственных доходов. Но они являются хронологически первым, хотя и несистематическим, видом платежа. Поэтому, оговаривая в соглашении систему бонусов, государство имеет право изымать денежные средства у инофирмы не только до начала получения ею чистого дохода (после чего система платежей с дохода начинает обеспечивать поступления в казну) или до начала добычи (после чего начинает действовать система платежей с добычи), но даже и до начала инвестиционной деятельности инофирмы.

Бонусы могут быть составной частью соглашения любого типа (как концессионного, так и каждой разновидности контракта) и приурочены к различным этапам его реализации. Выплата бонусов в ряде стран закреплена в законодательном порядке, но чаще и количество, и размер разовых платежей являются предметом переговоров.

2. Особенности отдельных видов нефтяных контрактов, заключенных зарубежными государствами

2.1 Кот д'Ивуарское соглашение о разделе продукции

Ш Природно-географические характеристики

Расположение: Западная Африка омывается: Атлантический Океан (Гвинейский Залив)

соседи: Буркина Фасо, Гана, Гвинея, Либерия, Мали

Координаты: 4.5⁰-11⁰ сев. шир., 2.5⁰ - 8.5⁰ зап. долг.

Площадь:

общая - 322.460 км. кв.;

земля - 318.000 км. кв.;

вода - 4.460 км. кв.

Сухопутные границы:

общая протяженность - 3.110 км.

протяженность границ с Буркина Фасо - 584 км., Гана - 668 км., Гвинея - 610 км., Либерия - 716 км., Мали - 532 км.;

Береговая линия: 515 км.

Кот д'Ивуар преимущественно равнинная страна, покрытая влажнотропическими лесами на юге и высокотравной саванной на севере. Основные природные различия в стране определяются особенностями климата - постоянно влажного экваториального на юге и переменно влажного субэкваториального на севере. С юга на север, по мере ухудшения условий увлажнения, сомкнутый вечнозеленый лес сменяется саванной.

Рельеф Кот д'Ивуара - Поверхность страны характеризуется малыми колебаниями высот и слабовыраженными водоразделами. Однообразные равнинные ландшафты нарушаются только на крайнем западе, где на стыке границ с Гвинеей и Либерией возвышается гора Нимба (1752 м), а несколько восточнее - горный массив Ман (1300 м). Слабая расчлененность поверхности благоприятствует развитию дорожной сети, но в то же время, вследствие низкой водопроницаемости грунта, затрудняет использование грунтовых дорог: в дождливое время года они «раскисают» или уходят под воду.

Многие сельские районы в дождливый сезон оказываются отрезанными от внешнего мира. С другой стороны, незначительные уклоны поверхности уменьшают интенсивность эрозии и облегчают борьбу с ней.
Береговая линия очень слабо изрезана и лишена естественных бухт. Сеть лагун, протянувшихся более чем на 300 км вдоль восточного участка побережья, не имеет естественного выхода в море, что долгое время не позволяло использовать их для стоянки судов. В 1950 г. был прорыт судоходный канал, соединивший крупнейшую лагуну Эбрие с морем, что сделало ее первоклассной морской гаванью, обслуживающей порт Абиджана.

- Нефть и газ в Кот д'Ивуаре

Производство газа и нефти является одним из ведущих направлений в экономике Кот-д'Ивуара. Ивуарское руководство уделяет пристальное внимание развитию этого сектора, наряду с сельскохозяйственным, который призван стать «второй опорой» (после производства какао и кофе) национальной экономики и сыграть решающую роль в обеспечении экономического роста в Кот д'Ивуаре на период 2000-05 гг.

С 2006 года добыча нефти и газа, стали более важными двигателями экономической активности, чем выращивание какао.

Руководство страны предпринимает усилия по привлечению иностранных капиталов в этот сектор экономики.

Ведущие позиции в области поиска и добычи газа и нефти занимают частные компании из США и Канады, англо-голландская «Шелл» и России «ЛУКОЙЛ».

В сентябре 2005 года правительство Кот-д'Ивуара, компании Vanco Cote d'Ivoire Ltd. и Petroci Holding подписали соглашение о разделе продукции на блоке CI-401, а через два года к ним присоединился ЛУКОЙЛ. Спустя четыре года работы в Кот-д'Ивуаре ЛУКОЙЛ сообщил об открытии им в консорциуме с иностранными компаниями месторождения.

В 2012 г. LUKOIL Overseas Cote d'Ivoire Ltd. совместно с американской Vanco Cote d'Ivoire Ltd. и госкомпанией Кот-д'Ивуара Petroci Holding обнаружили запасы нефти и газа на блоке CI-401 на шельфе Кот-д'Ивуара. Российской компании принадлежит 56,66% в проекте.

Ш Модель соглашения о разделе продукции в Кот д'Ивуаре

Часть I (регулирующие условия)

Содержит нормы и процедуры, регулирующие право подрядчика на ведение операций с нефтью. Сюда относятся описание или идентификация области контракта, схемы отказа от области контракта, продолжительность контракта, возможное деление этого периода на период поисково-разведочных работ, период развития и период производства, а также обязательная программа поисково-разведочных работ и обязательства расходов на последние. Если соглашение о разделе продукции интегрировано с исключительной лицензией, предоставленной государственной стороне, условия относительно области контракта, отказа от области контракта, продолжительности и обязательств поисково-разведочных работ должны быть идентифицированы ссылкой на соответствующие условия, предусматриваемые данной лицензией.

· Описание контрактной территории. Здесь описаны точные координаты и физические границы контрактной территории.

· Карта контрактной площади. Она включается в контракт и является стандартной его частью. На нее выносятся границы участка.

Часть II (финансовые условия и размещение производства)

Эта часть содержит условия, которые отражают тот факт, что уполномоченные нефтяные действия должны быть осуществлены в странах со слабо развитой экономикой и соответственно слабой валютой. Обычные условия включают права подрядчика распоряжаться продукцией (право экспортировать и право извлекать доходы из экспортных продаж за границей в пределах, превышающих выплату налога и погашение других местных финансовых обязательств), финансовые вопросы (финансирование в долларах США), банковский вопрос, вопросы валютного обмена и перемещения средств за границу, вопросы страхования.

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

Часть III (покрытие расходов, раздел производства, налоги на доходы и прибыль)

Содержит правила и процедуры, касающиеся раздела производства (включая вопросы компенсации и вознаграждения подрядчика) и подоходных налогов подрядчика. В Части III определяется прибыль государства и подрядчика. Часть III определяет, как именно производство нефти и газа разделено между государством-собственником нефти, государственной стороной и подрядчиком, а также выполнение процедур, связанных с покрытием затрат из стоимости нефти, с обложением подрядчика подоходным налогом, оценкой облагаемого налогом дохода подрядчика и решением вопроса, кто фактически должен оплатить этот налог. Часть III может также содержать условия, касающиеся экономической стабильности контракта. К Части III нужно также отнести правила, касающиеся возможностей и выбора, данных государственной стороне для способствования вложению инвестиций в разработку промышленных месторождений. С точки зрения подрядчика, положения Части III определяют экономическую жизнеспособность его предприятия.

· Раздел добытой нефти. Оставшаяся после возмещения затрат часть добытой нефти делится между контрактором и PETROCI на оговоренных в контракте условиях (часто 10% до 15% добытой нефти зависит от контракта). Подоходный налог с контрактора взимается после того, как PETROCI забирает свою долю прибыли. Она же возмещает остальные налоги, связанные с проведением контрактных работ. Особенностью Ивуарийского контракта является то, что контрактор не платит роялти.

Часть IV (аспекты организации и сотрудничества)

Содержит правила и процедуры, касающиеся или включающие в себя сотрудничество между государственной стороной и подрядчиком. Часть IV содержит правила, касающиеся контроля, эксплуатации и сотрудничества между подрядчиком и государственной стороной. Часть IV касается контроля и принятия решения в отношении инвестиций, эксплуатационных вопросов, программ работы и соответствующих бюджетов, в той мере, в какой эти инвестиции, программы и бюджеты не были сделаны обязательными, а также деклараций об открытых промышленных месторождениях и подготовки планов разработки таких месторождений (планы разработки). В исключительных случаях контракт может предусматривать государственное участие на стороне подрядчика. В такой ситуации упомянутый государственный участник делит права и обязанности подрядчика и становится со подрядчиком.

· Управление. PETROCI представляет правительство Кот д'Ивуара перед контрактором. Он осуществляет управляющий контроль и контрактор отвечает перед PETROCI за свою деятельность в соответствии с условиями контракта. От контрактора требуется следовать ежегодной программе работ и смете текущих расходов, которые проверяются и утверждаются PETROCI.

· Право собственности на оборудование и информацию. Все оборудование, которое покупается и завозится в Кот д'Ивуаре контрактором, становится собственностью PETROCI. Оборудование обслуживающих компаний и арендованное оборудование возвращается. Вся полученная при проведении контрактных работ информация является собственностью PETROCI.

Часть V (юридические и внеэксплуатационные вопросы)

Содержит условия, касающиеся вопросов, которые носят скорее юридический, нежели эксплуатационный характер. Назовем некоторые из них: обязательство подрядчика обеспечить гарантии материнской компании или банковские гарантии относительно выполнения обязательной программы поисково-разведочных работ и / или обязательств несения расходов по проведению поисково-разведочных работ или даже относительно выполнения работы подрядчика в целом; ответственность подрядчика в отношении третьих лиц и государства за ущерб, вызванный выполнением уполномоченных действий по производству нефти; обязательство подрядчика обезопасить государство и государственную сторону от исков, которые могут быть предъявлены третьими лицами в связи с уполномоченными действиями; приобретение государственной стороной в собственность земли, движимого и недвижимого имущества; вопросы, касающиеся внесения коррективов, завершения, ратификации или правительственного одобрения контракта; действующий закон; урегулирование споров.

· Обязательства по обеспечению занятости.

Контрактор обязан по контрактному обязательству принимать на работу определенное количество рабочей силы из страны (75% от общего рабочей силы).

2.2 Нигерийское нефтяное соглашение

Федеративная республика Нигерия расположена в западной части Африки на побережье Атлантического океана. Столица - г. Абуджа (до 1991 г. столицей был Лагос, остающийся главным экономическим и финансовым центром). Страна граничит с Нигером на севере, с Бенином на западе, с Чадом на северо-востоке, с Камеруном на востоке и юго-востоке. На юге Нигерия омывается водами Гвинейского залива. Население страны в 2011 г. превысило 155 млн. чел. (1-е место в Африке и 8-е место в мире).

Нигерия является одним из ведущих производителей энергоресурсов в Африке и в мире. Страна обладает богатыми нефтяными запасами - 37,2 млрд. баррелей разведанных запасов по состоянию на конец 2010 г. Нефтяной сектор обеспечивает 95% экспортных доходов и 40% доходной части государственного бюджета. Добыча и экспорт нефти достигли своего максимума в середине 2000-х гг. (в 2004 г. Было экспортировано 125 млн. т нефти). Производство и поставки природного газа растут, в 1999 г. страна начала экспортировать СПГ.

Управление топливно-энергетическим комплексом Нигерии осуществляет Министерство нефти (Ministry of Petroleum Resources). В рамках министерства создан Департамент нефтегазовых ресурсов (ДНР), осуществляющий государственное регулирование в сфере нефтяной и газовой промышленности страны. Департамент контролирует процесс добычи нефти, ее транспортировки и переработки. ДНР проводит мониторинг качества нефтяной продукции на соответствие гостребованиям. Другие функции включают выдачу лицензий, продление разрешений на разведку и добычу углеводородов. Департамент также осуществляет оперативную проверку любого месторождения на соответствие требованиям эксплуатации.

В 1977 г. была образована государственная компания Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) для регулирования нефтегазовой отрасли страны. В 1988 г. в составе NNPC были выделены 12 компаний для более эффективного управления отраслью. Главными зарубежными партнерами NNPC, действующими на основе Совместного Предприятия (СП) и Соглашения о Разделе Продукции (СРП) в Нигерии, являются Chevron, Shell, Eni, Total, ExxonMobil.

Ш Образцовый контракт о разделе продукции

Этот образцовый контракт предусматривает различие между первым и вторым траншем продукта. Первый транш продукта (10% от общего продукта в течение первых пяти лет нефтедобычи, и 20% в последующие годы) распределяется между государством и подрядчиком в соотношении 50/50 по природному газу и в увеличивающихся пропорциях для нефти. Пропорции нефти увеличиваются от 50/50, 60/40 до 70/30 в зависимости от серии трех последовательных ежедневных траншей продукта (0 - 50000 баррелей / день, 50001-150000 баррелей / день и более 150000 баррелей / день). Второй транш продукта (90% или 80% всего продукта) зарезервирован, прежде всего, для целей возмещения затрат. Возмещаемые затраты включают в себя инвестиционные кредиты на разведку и капитальные затраты (равным по стоимости 127% этих затрат) и операционные затраты (определяемые как сумма затрат на разведку, некапитальные затраты и амортизации основных фондов капитальных затрат). Инвестиционные кредиты должны быть возмещены из второго транша продукта, исходя из принципа первоочередности. Подоходные налоги выплачиваются в денежной форме, а не натуральной. Таким образом, налоговая нефтяная часть отсутствует. Та часть второго транша продукта, что остается после возмещения затрат, распределяется между Совместным управлением и подрядчиком в тех же пропорциях, что и первый, распределенный между ними транш. Сюда также могут включаться Обязательства Внутренней Поставки (ОВП) в размере 10% экспортной цены с 60-месячной отсрочкой выполнения ОВП.

На практике, возможны и иные схемы раздела продукта, которые применяются в соответствии с обстоятельствами того или иного конкретного случая. Нигерийскую методику раздела продукции между государством и инвестором при подписании СРП в сфере добычи углеводородов можно представить в виде схемы.

Таким образом, совокупный доход инвестора состоит из компенсационной продукции, прибыльной части инвестора за вычетом капитальных, эксплуатационных (операционных) затрат, а также ресурсных платежей, государственных страховых взносов и налога на прибыль. В свою очередь, совокупный доход государства составляет прибыльная часть государства, ресурсные платежи, государственные страховые взносы и налог на прибыль. В составе затрат инвестора выделяют капитальные затраты (геологическое изучение, включая исследовательскую и промышленную разработку, оборудование и промышленную разработку месторождения), эксплуатационные (операционные) затраты по добыче углеводородов и другие затраты, состав которых является предметом переговоров при заключении СРП и фиксируются в тексте соглашения.

Данная схема предполагает ежеквартальное распределение продукции, при этом максимальная величина компенсационной продукции не может быть больше 70% от общего объема (стоимости) произведенного в соответствующем периоде углеводородного сырья.

В соответствии с Нигерийским законодательством СРП представляет собой долгосрочный инвестиционный договор между государством Нигерии и инвестором, согласно которому инвестор за свой счет и на свой риск осуществляет согласованный объем работ по разведке и добыче полезных ископаемых на конкретном участке недр и получает в вознаграждение часть добытых полезных ископаемых (продукции).

3. Российские нефтяные контракты

В России создана уникальная и противоречивая система отношений недропользования. Она объединяет лицензионную систему с договорной. Лицензионная основана на административном праве в соответствии с Законом о недрах. Договорная - на гражданском в соответствии с законом «О соглашениях о разделе продукции». Практически во всех нефтедобывающих странах принята одна система доступа к недрам: либо лицензионная, либо договорная. Для лидеров мирового нефтяного рынка преобладающим является гражданско-правовой подход к отношениям недропользования, базирующийся на договорах концессий или СРП.

История СРП в России началась в 1994 году, когда было подписано СРП по «Сахалину-2». В настоящее время в России осуществляется три проекта в режиме СРП - «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Харьяга». Решение о разработке месторождений на условиях СРП принимается в случаях, когда их освоение в режиме действующего налогового законодательства - нерентабельно. Недропользование на условиях СРП позволяет привлечь необходимые инвестиции для освоения новых перспективных участков, а также крупных и уникальных месторождений, расположенных в труднодоступных и малоосвоенных местах.

Соглашения о разделе продукции относятся к гражданско-правовым договорам, инвестиционным контрактам и имеют форму экономической концессии, поэтому их можно рассматривать как смешанные предпринимательские договоры. Перечни участков недр, право пользования которыми предоставляется на условиях соглашения о разделе продукции, устанавливаются федеральными законами, а в отдельных случаях решениями Правительства РФ и органа государственной власти соответствующего субъекта Российской Федерации.

Порядок, определяющий условия раздела произведенной продукции, установлен в Законе РФ от 30.12.1995 г. №225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции» и предполагает два варианта раздела: прибыльной продукции или добытой (произведенной) продукции.

При первом варианте порядок раздела включает следующие этапы:

1) определение общего объема произведенной продукции и ее стоимости;

2) определение части произведенной продукции, которая передается в собственность инвестора для возмещения его затрат на выполнение работ по соглашению о разделе продукции (компенсационная продукция);

3) раздел между государством и инвестором прибыльной продукции, под которой понимается произведенная при выполнении соглашения продукция за вычетом ее части, стоимостный эквивалент которой используется для уплаты налога на добычу полезных ископаемых в бюджет, и компенсационной продукции за отчетный (налоговый) период;

4) передача инвестором государству принадлежащей ему в соответствии с условиями соглашения части прибыльной продукции или ее стоимостного эквивалента;

5) получение инвестором прибыльной продукции, принадлежащей ему в соответствии с условиями соглашения.

При использовании в соглашении указанного порядка раздела прибыльной продукции предельный уровень компенсационной продукции инвестора не должен превышать 75%, а при добыче на континентальном шельфе Российской Федерации - 90% общего объема произведенной продукции. При этом состав затрат, подлежащих возмещению инвестору за счет компенсационной продукции, определяется соглашением в соответствии с законодательством России. Соглашение должно предусматривать увеличение доли государства в прибыльной продукции в случае улучшения показателей инвестиционной эффективности для инвестора при выполнении соглашения.

При втором варианте раздела произведенной продукции, в нем должны быть установлены следующие условия и порядок:

1) определение общего объема произведенной продукции и ее стоимости;

2) раздел между государством и инвестором произведенной продукции или стоимостного эквивалента произведенной продукции и определение принадлежащих государству и инвестору долей произведенной продукции, причем доля государства в общем объеме произведенной продукции должна составлять не менее 32% от общего количества произведенной продукции;

3) передача государству принадлежащей ему в соответствии с условиями соглашения части произведенной продукции или ее стоимостного эквивалента;

4) получение инвестором части произведенной продукции, принадлежащей ему в соответствии с условиями соглашения.