Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Ясно, что активно тиражируемая менеджментом компании легенда о том, что политика менеджмента «Газпрома» якобы направлена на «совершенствование структуры долгового портфеля» в пользу долгосрочных займов, является попросту прикрытием массовой эмиссии долга как источника финансирования текущей деятельности, затраты на которую непомерно растут.

Диаграмма 1.5. Прирост долга внешним кредиторам и операционного долга ОАО «Газпром» в 2001-2004 гг.

Т.е. на деле компания не столько «улучшает структуру долгового портфеля», сколько просто эмитирует все новые и новые долги, но теперь в основном долгосрочные, при этом сокращение доли краткосрочных займов не меняет бюджетозамещающего характера заимствований, направленного на финансирование все новых и новых расходов. Например, в 2001-2003 гг. 16 прирост операционных издержек компании составил 4,8 млрд. долл. в год, а прирост долга перед внешними кредиторами - 6,2 млрд. долл. Из этого можно сделать вывод, что 77% новых заимствований компании были, по сути, предназначены для финансирования непомерно растущих операционных издержек. В целом прирост операционных издержек в 2001-2004 гг. был довольно устойчивым (см. диаграммы 1.7-1.8) и более чем в 2 раза превысил рост прибыли до налогообложения в период с 31 декабря 2000 г. по 31 декабря 2003 г. (4,8 млрд. долл. прироста издержек против 2,24 млрд. долл. Прироста прибыли до налогообложения). Если учесть, что прирост выручки компании за период с 31 декабря 2000 г. по 31 декабря 2003 г. составил 7,5 млрд. долл., то очевидно, что прирост издержек оказался равным почти 65% от дополнительных доходов компании.

Диаграмма 1.6. Рост издержек ОАО «Газпром» в 2001-2004 гг. уничтожает эффект от роста выручки за проданный газ

Диаграмма 1.7. Прирост выручки от продаж газа, издержек и прибыли ОАО «Газпром» (по состоянию на 31 декабря 2003 г. к уровню на 31 декабря 2000 г.)

Что касается международных сопоставлений показателей эффективности деятельности «Газпрома» и других международных, а также российских нефтегазовых компаний, то на диаграмме 1.9 показано, что доходность совокупных активов «Газпрома» существенно ниже международных и даже российских аналогов, и единственным конкурентом среди международных компаний остается мексиканская государственная нефтегазовая корпорация Pemex, славящаяся своей производственной и управленческой неэффективностью. (Сопоставление по стоимости добычи углеводородов на скважине - lifting costs - является некорректным, т. к. в рамках «Газпрома» ценообразование на покупку газа у добывающих организаций является трансфертным, значительная часть доходов и расходов, относящихся к деятельности газодобывающих компаний, распределяется непосредственно через централизованный бюджет ОАО «Газпром», и точным образом отделить lifting costs от других издержек компании не представляется возможным).

Кстати, из графика видно, что независимые производители газа России (компании «Новатэк», Нортгаз») по показателям доходности совокупных активов находятся не только существенно впереди «Газпрома», но и на весьма высоком уровне в сравнении с международными нефтегазовыми компаниями (невзирая на то, что они, в отличие от «Газпрома», не имеют доступа к продажам газа на экспорт и, соответственно, дополнительной прибыли от реализации газа в Европе по чрезвычайно высоким ценам).

По итогам периода 2001-2004 годов, таким образом, можно сделать ряд основополагающих выводов о системной неэффективности централизованной модели функционирования газового управления газовым хозяйством в России: в отсутствие конкуренции эта система генерирует ускоряющийся рост производственных издержек, причем на всех стадиях административно-производственного цикла, превышающий в последние годы инфляцию и составивший почти 65% прироста выручки компании от продаж газа по высоким экспортным и растущим внутренним ценам на газ в период с 31 декабря 2000 г. по 31 декабря 2003 г. Для обеспечения наполнения доходной части бюджета компания вынуждена проводить масштабную эмиссию нового долга (маскируемую под «совершенствование структуры долгового портфеля»), предназначение которой, по сути, состоит в финансировании растущих издержек компании, а не в финансировании новых инвестиционных проектов. Прирост долга перед внешними кредиторами за последние неполные 4 года составил 49%. Существенны и темпы роста операционного долга компании (кредиторская задолженность, долги перед бюджетом и т.п.) - за последние неполные 3 года операционный долг увеличился в 2,2 раза, с 6,5 млрд. долл. 17 по состояния на 31 декабря 2002 г. до 14,4 млрд. долл. по состоянию на 30 сентября 2004 г. Это свидетельствует о том, что ввиду растущих издержек компании с большим трудом удается балансировать свой бюджет, в основном за счет привлечения все новых займов.

Долговое бремя, в свою очередь, приводит к высокому уровню расходов на долговыевыплаты - в 2003 г. они составили 6,8 млрд. долл. по обменному курсу 2003 г., причем ростобъема долгосрочных займов растягивает проблему долговых выплат на годы вперед.

В описанной выше ситуации трудно предполагать, что централизованная система управления «Газпромом» в состоянии адекватно решать стоящие перед компанией масштабные инвестиционные задачи, связанные с освоением новых крупных газовых месторождений в целях предотвращения перспективного снижения добычи газа. Скорее всего, основное внимание в деятельности менеджмента «Газпрома» будет уделяться решению все более усложняющейся задачи балансирования бюджета компании, обеспечению привлечения новых займов и своевременных долговых выплат, т. к. вся система финансово-экономического менеджмента в компании выстроена не на основе стратегического долгосрочного планирования, а на основе текущего балансирования доходов и расходов (даже ежегодный бюджет компании утверждается в виде платежного баланса, т.е. фактически отчета о движении денежных средств, куда включается большое количество приходов и расходов денежных средств, которые в нормальной ситуации не должны были бы являться частью бюджета.

Инвестиционная стратегия ОАО «Газпром» никогда не была направлена на приоритетное развитие газодобычи. Приоритетом инвестиционной политики всегда было строительство новых газопроводов, в первую очередь экспортных, тогда как капитальные вложения в добычу газа носят характер второстепенной, периферийной сферы инвестиций.

Проблема недоинвестирования в добычу газа носит системный характер. Например, проблема необъяснимого затягивания масштабных инвестиций в освоение ямальских газовых месторождений (на освоение которых в 2005 году предполагается направить лишь порядка 10% капитальных вложений - 0,87 млрд. долл.), имеет вполне давнюю историю: еще в конце 2000 г. «Газпром» направил в Минприроды России письмо с просьбой переоформить лицензии, выданные компании на разработку крупнейших ямальских газовых месторождений, поскольку по многим из них все сроки начала работ, предусмотренные лицензионными соглашениями, давно истекли. По первоначально выданным лицензиям,

добыча газа из Харасавэйского месторождения должна была начаться в 1995 году, Бованенковского - в 1997 г., а Новопортовского - в 1999 году. «Газпром» предложил тогда сдвинуть сроки освоения этих месторождений, соответственно, на 2010, 2004, 2007 годы, а для Новопортовского - вообще на неопределенный срок. В начале 2001 года эти предложения были отклонены, однако с приходом в «Газпром» менеджмента, близкого к Президенту В.В. Путину, лицензии были продлены. Тем не менее, «Газпром» до сих пор не разработал даже обоснования инвестиций для освоения ямальских газовых месторождений, и оно явно сдвигается на период после 2010 года. Это подтверждают и выводы экспертов.

Перспективы финансового кризиса в «Газпроме»

Насколько вероятен финансовый кризис в «Газпроме» и что он может означать для внутреннего рынка газа? Для этого необходим анализ нынешнего финансового состояния компании. В укрупненном виде расходы бюджета «Газпрома» на 2005 год можно сгруппировать по 5 категориям расходов: издержки, налоги, погашение и обслуживание долга, дивиденды, инвестиции. При этом бюджет «Газпрома» на 2005 г. составлен с нулевым сальдо доходов и расходов, т.е. снижение доходов компании против запланированных приведет к необходимости снижения расходов либо дефициту бюджета.

В какой степени расходная часть бюджета компании может пострадать, если существенно упадут доходы от экспорта газа - вследствие ухудшения конъюнктуры экспортных цен? Экспортные цены по действующим долгосрочным контрактам по поставкам природного газа в Европу привязаны к колебаниям стоимости корзины энергетических продуктов, основу которых составляет сырая нефть (с определенным временным лагом, составляющим по разным контрактам 6-9 месяцев). По оценкам аналитиков, корреляция изменений цен экспорта 1000 куб. м газа в дальнее зарубежье к мировой цене 1 барр. нефти составляет 4,5:1, в ближнее зарубежье - 2,25:118. Таким образом, приведенный ниже расчет позволяет оценить уровень выпадающих доходов, которые могут образоваться в результате снижения экспортных цен газа против сегодняшнего уровня, заложенного в бюджет-2005 (145 долл./1000 куб. м, или 32,4 долл. за баррель нефти Urals).

Что будет делать компания в ситуации возможного столь резкого падения цен?

Существуют, в целом, 4 варианта действий: сокращение выплат по долгу, сокращение производственных расходов, сокращение налоговых выплат и сокращение инвестиций.

Ясно, что первый сценарий чреват дефолтом компании, досрочным предъявлением обязательств к погашению, безакцептным списанием 100% экспортной выручки по первоклассным экспортным контрактам или всего около 70% экспортной выручки (эта выручка заложена в качестве обеспечения по привлекаемым кредитам). Прекращение поступлений составит примерно 350 млрд. руб. в год. Поэтому от такого сценария, скорее всего, откажутся.

Сокращение производственных расходов в определенной степени возможно, однако не в виде секвестирования соответствующих расходов, а в виде роста кредиторской задолженности компании перед поставщиками и подрядчиками (в качестве способа решения проблемы оборотных средств). Такого рода сокращение расходов вряд ли может рассматриваться как способ решения проблемы дефицита средств, скорее это растягивание проблем на более длительный период.

Скорее всего, наиболее вероятным вариантом развития событий является придание долговым выплатам статуса «защищенной» статьи расходов (во избежание дефолта), сокращение налоговых выплат (в первую очередь в виде роста задолженности по налогам), а также сокращение инвестиционной программы (что в первую очередь ударит по инвестициям в освоение ямальских месторождений, усугубляя описанный выше производственный кризис

- проекты строительства новых экспортных газопроводов связаны инвестиционными обязательствами и вряд ли будут брошены). Риски финансового кризиса в «Газпроме», таким образом, скорее всего, будут переложены на бюджетную систему и внутренних потребителей газа будущих поколений.

Следует отметить, что вообще балансировка бюджета «Газпрома» при предположении о столь высоких экспортных ценах означает по сути прикрытие глубокого дефицита бюджета компании. Начиная с 1988 г., такая высокая экспортная цена газа, которая заложена в проект бюджета «Газпрома» на 2005 год, была зафиксирована лишь дважды - в 2001 и 2003 годах (аутентичных средних данных за 2004 год пока нет). При этом по закону о федеральном бюджете на 2005 г. расходы федерального бюджета в этом году соответствуют доходам при 25 долларах за баррель, а с учетом дополнительных расходов на компенсацию социальных последствий «монетизации льгот» бюджет оказывается сбалансированным при цене на нефть 27 долларов за баррель (бюджет «Газпрома», как уже отмечалось, сбалансирован при цене 32,4 долл. за баррель). Если сопоставить сценарные условия разработки бюджета «Газпрома» со сценарными условиями разработки федерального бюджета на 2005 год (даже с учетом дополнительных расходов на компенсацию социальных последствий «монетизации льгот»), реальный дефицит бюджета «Газпрома» составляет примерно 100 млрд. руб.

В декабре 2002 года Правительство в очередной раз будет рассматривать вопросы развития и реформирования газовой отрасли. Честно признаемся, что не можем сказать, какой документ выйдет в итоге из правительственных коридоров, и выйдет ли вообще.

Но, возможно, что это и не столь важно - будет ли «декабрьская концепция» сделана качественно и оригинально или, наоборот, банальна и практически бесполезна. Дело в том, что, во-первых, «декабрьский вариант» наверняка будет сильно отличаться от конечного программного документа, а, во-вторых, опыт реформ РАО ЕЭС, равно как и зарубежный опыт реформ в газовой отрасли, показывает, что реальный ход реформ будет в свою очередь несколько расходиться с тем, что было выбито на скрижалях.

С сожалением следует констатировать, что ни один из регулирующих органов - ни ФЭК, ни Минэкономразвития, ни Минэнерго - не имеют достаточного объема достоверной информации для оценки реального экономико-управленческого состояния ОАО «Газпром». Впрочем, судя по всему, менеджмент самого «Газпрома» находится в ненамного лучшем положении. А поэтому сегодня большинство их оценок и выводов - это вопрос веры, а не результаты анализа. Разговоры о «Газпроме» - это разговоры «по понятиям», а не на основе фактографического материала.

Но если мы не можем разобраться даже в настоящем, то о каком обоснованном планировании реформ может идти речь? Разрабатывать стратегию в обстановке абсолютной неясности и непонимания исходной ситуации - занятие совершенно бесполезное.

Остается только подойти к делу системным образом и опереться на незыблемые, фундаментальные вещи. И тогда оказывается, что альтернатив у нас не так уж и много. А еще точнее - всего три основных варианта дальнейшего развития ситуации в газовой отрасли и ОАО «Газпром».

Существует всего три «чистых» бизнес-модели:

1 государственно-регулируемая.

2 нерегулируемая монополия.

3 конкурентный рынок.

Остается только присмотреться к этим бизнес-моделям поподробнее и сравнить их плюсы и минусы, оценить возможность их реализации, как в ближайшее время, так и их «степень выживаемости» на долгосрочный период.

Следует также заметить, что существует всего два критерия для оценки результатов функционирования бизнес-моделей, правда критериев очень емких и многогранных: БЕЗОПАСНОСТЬ и ЭФФЕКТИВНОСТЬ. Под «эффективностью» понимается экономическая эффективность деятельности - максимум отдачи на вложенные ресурсы. «Безопасность» - это стабильность поставок необходимых объемов газа по приемлемым ценам, т.е. у нее две составляющие - объем и цена.

Государственно-регулируемая модель

Собственно говоря, это та модель, которая существует в данный момент и которая близка сердцу всякого «государственника»:

Итак, безопасность складывается из двух составляющих - объема газа и его цены. Выбранная модель («госрегулирование») определяет то, что цены у нас - регулируемые государством. Отсюда минимальная рентабельность бизнеса и постоянная недостаточность инвестиций. Недостаточность инвестиций, в свою очередь, ограничивает объем добываемого газа. А так как спрос на дешевый газ внутри Российской Федерации значительно превосходит возможный объем добычи газа в стране, то, во-первых, этот недостаток газа «давит» на экспортные контракты по поставке газа, а, во-вторых, возникает потребность в закупках импортного газа (казахского, туркменского, etc). Зависимость от импорта естественным образом оказывает негативное влияние на энергетическую безопасность России. Кроме того, импорт газа усиливает «транзитные проблемы». Логичным поведением для страны-импортера будет требования пропустить ее газ и дальше - в Европу, где газ из Средней Азии будет конкурировать с российским и постепенно вытеснять его с рынка из-за более низкой себестоимости.

Основные «плюсы»

Дешевизна газа для энергетики и промышленности - повышает их конкурентоспособность

Минимум социальных проблем

Основные «минусы»

Невысокая эффективность газовой отрасли

Невозможно насытить практически неограниченный внутренний спрос на дешевый газ

Отсутствие стимулов к газоэнергосбережению

Диспропорции в балансе энергоносителей и ценовое давление на уголь и т.д.

Постоянный недостаток инвестиций в газовую отрасль

Снижение поступлений в бюджет России

При дальнейшем развитии по этому пути возможно повышение зависимости от импорта газа и снижение энергобезопасности России

Проблемы взаимодействия с либерализованным рынком газа в Европе

Бизнес-модель «Нерегулируемая монополия» отражает концепцию «либерализации» цен ОАО «Газпром» и тот вариант, к которому сегодня склоняется Минэкономразвития. Упрощенно, концепция сводится к элементарному тезису - монополию не трогать, а цены отпустить. Очевидно, что рост цен действительно решает вопросы оперативной стабилизации финансового состояния ОАО «Газпром» на интервале год-полтора. Но проблемы стратегического характера будут накапливаться и по прошествии этого времени ударят с новой силой, так как борьба идет со следствиями, а не с причинами.

Модель «нерегулируемой монополии» - это «либерализация» цен на газ. Рост свободно-монопольных цены окажет давление на покупательную способность потребителей газа (эластичность спроса). Снижение спроса на газ из-за его дороговизны вызывает высвобождение объемов газа с внутреннего рынка и снижение объемов необходимой добычи. Рост цен на газ и меньшее потребление газа, которое смогут позволить себе потребители - палка о двух концах. С одной стороны, это стимулирует газоэнергосбережение, а с другой - вызывает проблемы социального характера и «давит» газопотребляющие отрасли российской промышленности.

Главная цель договора о совместной деятельности состоит в том, чтобы сервисная компания получила право на реальную продукцию, а не на гипотетические запасы. Дополнительная выгода - не нужно решать вопрос о переоформлении лицензии, что позволит избежать конкурса. Экономический механизм соглашения типа «фармоут» - полный риск, но взамен получение прав на долю продукции, которая произведена из приращенных запасов, т.е. «фьючерсный контракт на раздел продукции». Условиями, при которых наступает право на раздел продукции, могут быть:

1) поставка приращенных запасов на государственный баланс;

2) извлечение продукции на поверхность.

Размер доли определяется соглашением. Источник доли приращенные запасы. Затраты на доразведку могут быть возмещены еще до раздела продукции.

Другие выгоды договора о совместной деятельности: возможность досрочного получения своей доли из газа, добываемого на месторождении; солидарная ответственность перед государством за процесс недропользования. В случае, если разработка месторождения будет производиться на условиях СРП, условия договора о совместной деятельности и положение о сервисной компании могут быть включены в СРП, а за сервисной компанией может быть закреплен статус сервисной компании. На случай неприемлемости условий СРП для сервисной компании можно оговорить условия возврата средств и утерянной выгоды. Источником возврата может быть прибыль недропользователя. В этих же целях можно создать резервный фонд или просто застраховать риск невыполнения обязательств.

Данная схема предоставляет возможность начать работу уже в действующем лицензионном режиме, не усложняя отношения вопросом о передаче лицензии (что практически по российскому законодательству невозможно), и применить правила раздела продукции еще до СРП. Безусловно, одним из важнейших моментов при реализации данной схемы является четкое определение юридических механизмов получения своей доли продукции.

Правовой основой таких взаимоотношений является Гражданский кодекс России (гл. 5, ст. 1043-1047) и право недропользователя привлекать подрядные компании на договорных условиях.

Сама возможность раздела продукции, кроме Закона о СРП, оговаривается в ст. 12 Закона «О недрах», где говорится о разделе продукции между государством и недропользователем. При этом недропользователь может самостоятельно распоряжаться своей долей продукции. СРП особо оговаривает лишь распределение долей и налоговый режим. В данном случае речь идет о расчетах между двумя субъектами предпринимательской деятельности, которые Гражданский кодекс позволяет, а закон «О недрах» не запрещает. Поэтому сервисная компания получает возмещение по принципам СРП, но не в условиях СРП. Комбинация прав и обязанностей будет зависеть от обязательств сторон: в части прав на сервисные работы - в соответствии с законом «О недрах», в части распределения продукции - в соответствии с договором.

Разделу подлежит продукция, произведенная из промышленных скважин. Процедура подтверждения промышленных запасов выглядит следующим образом. Сначала подается заявка недропользователя на постановку на государственный баланс в Территориальную комиссию по запасам и Центральную комиссию по запасам. Эти организации назначают государственную экспертизу и, если по ее результатам запасы признаются пригодными для промышленной эксплуатации, их ставят на государственный баланс. Если запасы не признаны промышленными, то добыча не начинается и затраты сервисной компании не компенсируются, это ее риск.

Время начала добычи газа определяется проектом технологической разработки месторождения, который утверждается в ЦКЗ. Еще до начала эксплуатации участка, доразведанного сервисной компанией, ее затраты могут быть компенсированы из средств, полученных от реализации газа, добытого на других участках, т. к. проект технологической разработки уже разведанных участков будет утвержден раньше. Однако реализация газа с этих участков может начаться только при наличии трубопровода. Поэтому важно одновременно с доразведкой месторождения вести работу по трубопроводной части проекта.

В целом, варианты работы по вышеуказанной схеме выглядят так:

Вариант 1

· обнаружение приращенных запасов;

· гос. экспертиза и постановка на государственный баланс;

· промышленная добыча параллельно с возмещением затрат из добытого газа.

Вариант 2

· обнаружение приращенных запасов;

· гос. экспертиза и постановка на государственный баланс;

· возмещение затрат по «фармоутному» участку независимо от начала разработки участка (например, в случае, если не утверждается проект технологической разработки).

Возможно также включение процентов по коммерческим кредитам в сумму затрат, если процент не будет превышать средний уровень для такого рода кредитов.

Изучение возможных схем заключения Соглашения о разделе продукции при реализации проектов с участием иностранных партнеров

Как показывает практика, ключевым моментом для участия иностранных партнеров в проекте является получение определенных гарантий по участию в разработке месторождения на условиях раздела продукции. Разработка месторождений на условиях раздела продукции, не только существенным образом повышает экономическую эффективность инвестиций, но и позволяет исключить применение к проекту возможных изменений в налоговом законодательстве страны, а также появляется реальная возможность по определению условий финансирования проекта. Существует также ряд других обстоятельств, которые делают применение СРП при разработке месторождений крайне привлекательным для иностранных инвесторов.

Далее будут рассмотрены несколько возможных схем заключения соглашения о разделе продукции с учетом возможности их применения для обеспечения гарантий участия в проекте иностранных инвесторов.

Федеральный закон «О соглашениях о разделе продукции» в части 2 статьи 6 «Порядок заключения соглашения» предусматривает возможность заключения соглашения о разделе продукции без проведения конкурса или аукциона по совместному решению Правительства Российской Федерации и органа исполнительной власти соответствующего субъекта Федерации при условии, если «инвестор на день вступления настоящего Федерального закона в силу является пользователем недр для разведки и добычи полезных ископаемых на иных, предусмотренных законодательством Российской Федерации условиях, отличных от условий соглашения. В этом случае соглашение может быть заключено с указанным пользователем недр либо с другим юридическим лицом или объединением юридических лиц, созданных с участием этого пользователя.

В указанных случаях соглашения заключаются в сроки, согласованные сторонами, но не позднее, чем через год после принятия Правительством Российской Федерации и органом исполнительной власти с соответствующего субъекта Российской Федерации совместного решения».

Заключение соглашения о разделе продукции без проведения конкурса

Подготовка и заключение соглашения о разделе продукции могут быть произведены после принятия Государственной Думой федерального закона «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции». Для этого необходимо органу государственной власти субъекта РФ, на территории которого расположен данный участок, и Правительству Российской Федерации выйти с законодательной инициативой в Государственную Думу Федерального Собрания РФ.

Вместе с тем, в настоящее время складывается практика подготовки данного законопроекта по решению Комиссии Правительства РФ по координации деятельности федеральных органов исполнительной власти и органов государственной власти субъектов РФ по реализации соглашений о разделе продукции (далее Комиссия Правительства РФ по СРП).

Представительный орган государственной власти Субъекта РФ в порядке законодательной инициативы направляет в Государственную Думу Федерального собрания проект Федерального Закона «О праве пользования участком недр Ковыктинского газоконденсатного месторождения на условиях раздела продукции» и направляет его копию в Комиссию Правительства РФ по СРП. Также в Комиссию Правительства РФ по СРП может быть направлено обращение субъекта РФ и компании «РУСИА Петролеум» (как держателя лицензии) о намерениях перевода разработки КГКМ на условия раздела продукции без проведения конкурса.

На основании поручения Комиссии Правительства РФ по СРП МПР России и Минтопэнерго России готовят законопроект и направляют его в Правительство РФ, Правительство РФ вносит проект ФЗ в Государственную Думу.

Государственная Дума принимает Федеральный Закон «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции».

Правительство РФ по согласованию с органом исполнительной власти субъекта РФ создает комиссию по разработке условий пользования недрами и подготовке проекта соглашения.

Готовится и принимается совместно решение Правительства РФ и органа исполнительной власти субъекта РФ о возможности заключения соглашения о разделе продукции без проведения конкурса или аукциона. С этого момента начинается отчет года, в течение которого должно быть заключено соглашение.

Уполномоченные делегации сторон проводят переговоры по согласованию условий соглашения.

Подписание соглашения о разделе продукции. Утверждение соглашения Государственной Думой.

Лицензия выдается через 30 дней после заключения соглашения.

Необходимо также отметить, что согласно статье 17 ФЗ «О СРП» пункту 1 «Стабильность условий соглашения» «изменения в условии соглашений, внесенные по согласованию сторон, вводятся в том же порядке, что и исходные соглашения, за исключением конкурса», то есть, в данном случае, изменения в условиях соглашения также должны утверждаться Государственной Думой.

Заключение соглашения с проведением конкурса

Согласно ФЗ «О СРП» общий порядок заключения соглашения состоит в проведении конкурса на право заключения СРП.

Порядок подготовки заключения соглашения выглядит следующим образом:

1. Проведение конкурса и заключение соглашения о разделе продукции может быть произведены после принятия Государственной Думой Федерального закона «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции». Для этого необходимо органу государственной власти субъекта РФ, на территории которого расположен данный участок, и Правительству РФ выйти с законодательной инициативой в Государственную Думу.

2. Правительство РФ совместно с представительным органом субъекта РФ вносят проект ФЗ в Государственную Думу.

3. Государственная Дума принимает ФЗ «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции».

4. Правительство РФ по согласованию с органом исполнительной власти субъекта РФ создает комиссию по разработке условий пользования недрами и подготовке проекта соглашения (переговорную комиссию).

5. МПР России по поручению правительства РФ по согласованию с органом исполнительной власти субъект РФ создает конкурсную комиссию на право заключения СРП, которая проводит конкурс или аукцион и объявляет его результат.

6. Уполномоченные делегации сторон проводят переговоры, в результате которых должны быть согласованы все необходимые условия соглашения, не являющиеся обязательными условиями конкурса или аукциона.

7. По завершении переговоров в согласованный сторонами срок осуществляется подписание соглашения. Необходимо отметить, что соглашение должно быть заключено в сроки, согласованные сторонами, но не позднее чем через год со дня объявления результатов конкурса или аукциона.

Президент России Владимир Путин подписал закон «О внесении дополнения в часть вторую НК РФ, внесение изменений и дополнений в некоторые другие законодательные акты РФ и признании утратившими силу некоторых законодательных актов РФ», принятый Госдумой 21 мая и одобренный Советом Федерации 28 мая 2003 года.

Закон предусматривает установление специального налогового режима, при котором уплата совокупности налогов и сборов заменяется разделом произведенной продукции. В отличие от действующего порядка, налоговая база при добыче нефти и газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений на условиях СРП определена не как стоимость, а как количество добытых полезных ископаемых. Налоговая ставка при добыче этих видов углеводородного сырья установлена не в процентном отношении, а в твердой сумме - 340 руб. за одну т.