|
Продакшн-шеринговые контракты на проведение разведочных работ
и добычу нефти введены в Индонезии в 1966 г. Непрерывная эволюция
структуры продакшн-шеринговых контрактов (ПШК) привела к появлению
в 1976 и 1988 гг. их новых поколений. В настоящее время в стране
действует модель 1988 г.
ПШК, используемые в нефтедобывающей промышленности, стали применяться
и в газодобывающей отрасли, хотя и с определенными изменениями
с учетом специфических различий между нефтью и газом. Используя
продакшн-шеринговый механизм, Индонезия превратилась в крупнейшего
в мире экспортера сжиженного природного газа (СПГ). Результаты
оказались поразительными. Ожидается, что в 1993 г. объемы экспортируемого
природного газа и нефти сравняются.
Основные законодательные акты
До завоевания Индонезией независимости добыча нефти в стране
регулировалась Горным законодательным актом Голландии по Ист-Индии,
введенным еще в 1899 г., по которому разрешалось предоставлять
площади для проведения горных работ на условиях концессии. При
этом концессионер получал право непосредственного контроля за
минеральными ресурсами, находящимися в недрах в пределах предоставленной
площади.
В 1945 г. Индонезия провозгласила себя независимым государством
и согласно Конституции все природные ресурсы, включая нефть, были
объявлены государственной собственностью. Для эксплуатации минеральных
ресурсов были организованы государственные предприятия. В соответствии
с принятыми в Индонезии
законодательными актами 44 (1960 г.) и 8 (1971 г.) индонезийскому
государственному нефтегазодобывающему предприятию ПЕРТАМИНА (PERTAMINA)
было предоставлено исключительное право на разведку и добычу нефти**.
Эти акты и в настоящее время составляют основу нефтегазового законодательства
Индонезии.
Типы контрактов
При проведении работ в сфере недропользования в Индонезии применяются
пять типов контрактов: Соглашение о проведении технической оценки
(Technical Evaluation Agreement), Контракт по техническому содействию
(Technical Assistance Contract), ПШК-соглашение о совместном проведении
разведочных и эксплуатационных работ (PSC/Joint Operating Agreement),
Контракт на повышение нефтеотдачи (Enhanced Oil Recovery Arrangement)
и Кредитное соглашение (Loan Agreement). Для объектов, не входящих
в компетенцию ПЕРТАМИНА, используются два типа контрактов - ПШК
(Production-Sharing Contract) и Контракт на проведение работ (Contract
of Work). В 1993 г. был совершен переход только на контракты типа
«продакшн-шеринг».
Соглашение о проведении технической оценки. Соглашение о проведении
технической оценки дает право на проведение сейсмических работ,
позволяющих иностранным компаниям осуществлять сейсмическую разведку
или геологические исследования на открытых или «свободных» площадях.
Такое соглашение не дает компаниям никаких особых привилегий,
кроме возможности более детального изучения конкретной площади
до того, как она будет предложена для проведения разведочных работ
на основе ПШК.
Контракт по техническому содействию. В конце 60-х гг. ПЕРТАМИНА,
столкнувшаяся с финансовыми трудностями, стала предоставлять иностранным
компаниям право разбуривать глубокие горизонты эксплуатируемых
нефтяных месторождений, находящихся в пределах принадлежащих ПЕРТАМИНА
площадей, а поскольку этот тип контракта подразумевает обеспечение
технического содействия, то и деятельность по контракту финансируется
контрактором. Добытая нефть делится на две части: «неделимая»
нефть («nonshareable» oil), добытая из выявленных ранее и эксплуатируемых
залежей. полностью принадлежащая ПЕРТАМИНА. и остальная часть
добытой нефти или «делимая» нефть («shareable» oil), подлежащая
разделу по заранее оговоренным условиям.
ПШК-соглашение о совместном проведении разведочных и эксплуатационных
работ. В 70-х гг. ПЕРТАМИНА ввела специальную форму контракта
- ПШК-Соглашение о совместном проведении разведочных и эксплуатационных
работ, позволяющую усилить роль государства при его реализации.
Разведка и добыча выполняются совместно через «Объединенный рабочий
орган», а капиталовложения производятся ПЕРТАМИНА и иностранной
компанией. Добытая в результате совместного проведения разведочных
и эксплуатационных работ нефть обычно делится между ПЕРТАМИНА
и иностранным контрактором из расчета 50/50, после чего доля контрактора
подлежит разделу на обычных для ПШК условиях.
Контракт на повышение нефтеотдачи. Используется для увеличения
нефтеотдачи на эксплуатируемых месторождениях. Контракты этого
типа основываются на законодательных актах 44 (1960 г.) и 8 (1971
г.), а также на других соответствующих актах правительства Индонезии.
По этим контрактам ПЕРТАМИНА принадлежит 50% прибыли предприятия.
Возмещение капиталовложений контрактора осуществляется из его
доли в приросте добычи нефти.
Размер бонуса, выплачиваемого при подписании контракта, определяется
в пакете тендерной документации.
Регистрационный взнос для участия в тендере составляет 2500 дол.
США. Взнос за Пакет данных, содержащий сведения о коллекторах
и добыче, - 20000 дол. США. Эти взносы возмещению не подлежат.
Инвестиционный кредит. К доле контрактора в инвестициях, необходимых
непосредственно для развития добычи сырой нефти и приобретения
нагнетательного оборудования, применяется кредитная ставка в размере
17% годовых. Кредит предоставляется до возмещения эксплуатационных
расходов и выплаты налогов при условии, что количество сырой нефти.
причитающееся ПЕРТАМИНА, вместе с 48% количества сырой нефти,
причитающегося контрактору, составляет не менее 49% доли его прибыли
от прироста добычи в течение всего периода существования предприятия.
Возмещение затрат. Максимальная ставка возмещения затрат исчисляется
из 65% отдели прибыли контрактора, получаемой от прироста добычи
нефти. Контрактор возмещает затраты только из прироста добычи
нефти, получаемой в результате реализации мероприятий, направленных
на увеличение нефтеотдачи. предусмотренных контрактом этого типа.
Раздел прибыли. Для обычных контрактов доля прибыли контрактора
после вычета налогов составляет от 15 до 20%. Расчет доли прибыли
до и после вычета налогов производится по одной и той же формуле.
Кредитное соглашение. Такое соглашение основано на предоставлении
займа с погашением его за счет добытой нефти на момент, когда
месторождение достигнет проектной мощности.
Контракты на проведение работ. По условиям такого контракта все
работы финансировались контрактором. Продолжительность контракта
- 30 лет. В случае успеха контрактор возмещал свои затраты (в
натуральной форме - за счет добытой нефти) на основе заранее оговоренных
условий, включавших определение как нематериальных, так и материальных
затрат, их амортизацию и возмещение, а также установление договорной
цены на нефть. Таким образом, контрактор имел право получать определенное
количество нефти (в размере 40% доходов от эксплуатации), не подлежащее
налогообложению, которое, согласно определению, является остатком
после обеспечения поставок на внутренний рынок и возмещения эксплуатационных
расходов. Правительству также был гарантирован минимальный доход
в размере 20% от общей стоимости добытой нефти.
Контрактор брал на себя обязательство по поставкам нефти на внутренний
рынок в объеме до 25% от общей добычи. Выполнение этого обязательства
по обеспечению внутреннего рынка вознаграждалось из расчета 0,20
дол. за 1 баррель с учетом комиссионных.
Руководство всей деятельностью оставалось исключительно в руках
контрактора. А поскольку последний пользовался всеми правами,
перевод средств на банковский счет. т.е. приобретение права собственности
на нефть, могло происходить в пункте продажи, которым являлся
терминал экспорта нефти.
Продакшн-шеринговые контракты – базовая структура
Индонезия была первой страной. применившей при добыче нефти контракты
типа «продакшн-шеринг». Основные характеристики индонезийской
модели ПШК рассматриваются ниже.
По условиям индонезийского ПШК контрактор оплачивает свои налоги,
не платит роялти (плата за право на разработку природных ресурсов),
а все руководство возлагается на ПЕРТАМИНА. Принципиальная структура
действующих в настоящее время ПШК отражает все эти особенности.
Управление. ПЕРТАМИНА осуществляет общее руководство контрактной
деятельностью. Контрактор, являющийся производителем работ, несет
ответственность перед ПЕРТАМИНА за работы, производимые по заранее
согласованной программе.
Финансирование. Контрактор обеспечивает все финансовое и техническое
содействие при проведении разведочных и эксплуатационных работ,
а также берет на себя риск, связанный с материальными затратами
при их выполнении. Поэтому он экономически заинтересован в эффективной
разработке нефтяных месторождений на контрактной площади.
Срок действия контракта. Контрактом предусматриваются продолжительность
проведения разведочных работ от 6 до 10 лет и общий срок контракта
30 лет при условии достижения стабильной промышленной добычи нефти.
Программа работ. Ежегодно контрактор составляет программу работ
и смету текущих расходов, которые согласовываются с ПЕРТАМИНА.
Право собственности на активы и информацию. Все купленное контрактором
и ввезенное в Индонезию оборудование становится собственностью
ПЕРТАМИНА. Арендуемое оборудование освобождается от пошлин. Вся
полученная при проведении контрактных работ информация является
собственностью ПЕРТАМИНА.
Раздел добытой нефти. Оставшаяся после возмещения затрат часть
добытой нефти делится между ПЕРТАМИНА и контрактором на заранее
оговоренных условиях.
Налоги. Контрактор (а также его отдельные партнеры, если контрактором
является консорциум) платит подоходный налог в соответствии с
принятым в Индонезии порядком налогообложения. Все остальные налоги,
связанные с проведением контрактных работ, возмещаются ПЕРТАМИНА.
Обязательство по обеспечению внутреннего рынка. Контрактор обязан
поставлять определенное количество добытой нефти на внутренний
рынок Индонезии, что является его контрактным обязательством.
При этом до раздела прибыли 10% от объема нефти, добытой с момента
начала промышленного освоения месторождения, причитается ПЕРТАМИНА
или другому индонезийскому юридическому лицу.
Продакшн-шеринговые контракты первого поколения (1966-1976 гг.)
ПШК первого поколения были введены в действие в 1966 г. Для привлечения
капиталовложений иностранных компаний в нефтедобычу руководство
нефтяной промышленности пользовалось экономическим декретом 1959
г. Считалось, что декрет вполне достаточен для нефтяных ПШК, однако
он не соответствовал Нефтяному законодательному акту 44 от 1960
г.. где особо подчеркивалась необходимость законодательно обосновать
применение ПШК с целью защиты интересов контрактора. Положение
было скорректировано после опубликования в 1971 г. Законодательного
акта 8, который официально разрешил деятельность по продакшн-шеринговым
контрактам.
ПШК первого поколения были очень простыми. От контрактов последующих
поколений они отличались договоренностью о том, что налоги контрактора
должны были выплачиваться из доли ПЕРТАМИНА, что было изменено
в контрактах более поздних поколений. Принципиальные особенности
продакшн-шеринговых контрактов периода 1966-1976 гг. рассматриваются
ниже.
Управление. ПЕРТАМИНА принимала окончательное решение по утверждению
планов разработки месторождений.
Право собственности на основные фонды. Все оборудование, купленное
контрактором и ввезенное в Индонезию, автоматически становилось
собственностью государственной нефтяной компании ПЕРТАМИНА. Контрактор
имел привилегию пользоваться активами в таком объеме, который
требовался для выполнения работ.
Правило «сплошной ограды». Контракторы. имеющие более одной отрабатываемой
площади в Индонезии, не могли объединять финансовые результаты
при выполнении своих обязательств перед правительством Индонезии.
Это правило. получившее название правила «сплошной ограды», сохранено
и в ПШК последующих поколений.
Возмещение затрат и раздел добычи. По упрощенным условиям ПШК
первого поколения возмещение затрат ограничивалось размерами,
соответствующими 40% добычи. Остальные 60% делились между государством
(65%) и контрактором (35%). Стоимость принадлежащей контрактору
доли (35%) добытой нефти представляла собой его чистую (т.е. без
учета выплаты налогов) прибыль, так как обязательство по уплате
налогов брала на себя государственная нефтяная компания. Поскольку
цены на нефть в начале 70-х гг. стали возрастать, раздел добычи
изменился в пользу государства, которому причиталось уже 70%,
тогда как подрядчик получал 30%.
Вследствие резкого роста цен на нефть в 1973 г.. условия ПШК
в 1974 г. еще раз претерпели изменения. Доля подрядчика стала
высчитываться исходя из базовой цены - 5 дол. США за 1 баррель
и увеличивалась пропорционально росту цен на нефть. По соотношению
реальной и базовой цен на нефть добыча стала делиться в пропорции
85:15 в пользу государства.
Обеспечение внутреннего рынка. Контрактор брал на себя обязательство
поставить на внутренний рынок Индонезии до 25% причитающейся ему
доли (35%) добытой нефти, за что получал вознаграждение из расчета
0,20 дол. США за 1 баррель.
Продакшн-шеринговые контракты второго поколения (1976-1988 гг.)
В 1975 г. правилами налогообложения США были запрещены налоговые
кредиты по корпоративным налогам, выплачиваемые контракторами
в Индонезии в соответствии с условиями ПШК. Соответственно стало
необходимым существенное «хирургическое» вмешательство в систему
ПШК первого поколения. В 1976 г. прошли переговоры по изменению
условий существующих ПШК и, таким образом, была создана модель
ПШК второго поколения.
Принципиальные основы ПШК второго поколения остались прежними,
но затраты подсчитывались по принятым параметрам без установленного
верхнего предела, что означало 100%-е возмещение затрат. Оставшаяся
прибыль делилась в соотношении 85:15 в пользу государства. В целях
соблюдения международных правил раздела прибыли причитающиеся
контрактору 15% от объема добытой нефти исчислялись исходя из
общей суммы дохода до уплаты налогов. При принятой в то время
в Индонезии ставке подоходного налога в размере 56% это составляло
34,0909%, которые и получал контрактор. Однако после того, как
контрактор выплачивал 56% подоходного налога, он возвращался к
сумме своей чистой прибыли, т.е. к тем же 15%. Такой механизм
расчетов требовал установления определенных цен на нефть, что
и было сделано правительством Индонезии (были приняты так называемые
«государственные продажные цены»). Все это вызвало напряженноость
во взаимоотношениях между правительством Индонезии и нефтяными
компаниями, продолжавшуюся вплоть до 1989 г., когда Индонезия
заменила государственные продажные цены на реальные рыночные.
Декларация о коммерческом открытии. Декларация о возмещении затрат,
основанная на принятых в Индонезии расчетных параметрах без установленного
верхнего предела, привела к осложнениям, когда в начале 80-х гг.
цены на нефть стали падать. Дело в том, что новое месторождение
с его большими затратами и небольшими запасами не могло обеспечивать
доход государству в течение всего периода эксплуатации. Для того
чтобы доход государства был гарантирован, Государственная нефтяная
компания выработала новое правило, по которому новое месторождение
могло быть объявлено «промышленным объектом» только при положительном
для государства потоке наличности (кэш-флоу). Это правило создало
новые проблемы, которые были решены в модели ПШК третьего поколения.
Продакшн-шеринговые контракты третьего поколения (1988-1993 гг.)
В 1988 г. правительством Индонезии был осуществлен целый ряд
мер, стимулирующих интенсификацию нефтедобывающей деятельности,
которые и привели к созданию модели ПШК третьего поколения, существенно
отличающейся от предыдущей. Доля государства, составляющая прежде
85%, была снижена до 75% при отработке месторождений в особых
условиях, как, например, добыча нефти из до-третичных отложений
на пограничных площадях. Доля государства была снижена до 80%
при отработке мелких месторождений. расположенных на условно нефтеносных
площадях, и до 75% - на по-
граничных площадях. Вознаграждение за выполнение контрактором
обязательств по обеспечению внутреннего рынка, составлявшее в
течение 25 лет 0,20 дол. США за 1 баррель, увеличилось сначала
до 10% от экспортной цены, а в 1992 г. - до 15%. В течение первых
5 лет нефть, поставляемая контрактором на внутренний рынок, оплачивается
по полной экспортной цене. В то же время в соответствии с законом
о налогообложении от 1984 г. ставка подоходного налога снизилась
с 56 до 48%, что привело к снижению прибыли подрядчика, рассчитывавшейся
из общей суммы дохода до выплаты налога (с 34,0909 до 28.8462%).
Нефть первоочередной поставки. Для установления нижнего предела
прибыли государства и устранения вызывавшей нарекания декларации
о превращении месторождения в промышленный объект в 1988 г. был
введен механизм, получивший название «Нефть первоочередной поставки»
(НПП). Еще до возмещения затрат контрактором по механизму НПП
отделяются 20% от общего объема добытой нефти и делятся между
государством и контрактором на условиях ПШК. По закону о налогообложении
от 1984 г. государство получает 71,1538%, а контрактор - 28,8462%
от объема НПП. которые суммируются с его остальными доходами и
соответственно облагаются налогами.
С помощью этого механизма государству гарантируется нижний предел
прибыли от разработки каждого месторождения в размере 14,23%.
Этот механизм не оказывает влияния на деятельность компаний, уже
добывающих нефть, и направлен в первую очередь на решение вопроса
о повышении промышленной значимости мелких месторождений на ранней
стадии добычи. Он не применяется к действующим ПШК. но входит
составной частью в пакет документов, предусматривающих проведение
соответствующих стимулирующих мероприятий, принятый в 1992 г.
Этот пакет либо используется контрактором в полном объеме, либо
не применяется вовсе.
Государственная продажная цена на нефть. В апреле 1989 г. правительство
Индонезии отменило так называемую «государственную продажную цену».
В настоящее время цены на нефть в стране определяются рынком по
договоренности и основаны на сводках рыночных цен на нефть, публикуемых
еженедельно журналом «Asia Petroleum Price Index».
Продакшн-шеринговые контракты по добыче газа
Продакшн-шеринговые контракты по добыче газа практически не отличаются
от контрактов по добыче нефти. Но для компенсации более длительного
подготовительного периода, предшествующего
добыче газа, который обычно экспортируется в сжиженном виде,
и учитывая значительно большие по сравнению с нефтедобычей капиталовложения,
базовый принцип раздела газа, добытого на старых, условно газоносных
площадях, остается прежним - 70:30. Стимулирующие мероприятия,
реализуемые с 1992 г., предусматривают раздел добычи соответственно
65:35% при обычных условиях, 60:40% -для условно газоносных и
пограничных площадей и 55:45% - для акваторий с глубиной более
4500 футов. Цена на сжиженный природный газ определяется в зависимости
от экспортной цены на нефть.
Мероприятия, стимулирующие поисково-разведочную деятельность
на нефть (1988, 1989 и 1992 гг.)
Для поощрения поисково-разведочной деятельности на нефть на площадях
с высокой степенью риска правительство Индонезии 3 раза вносило
изменения в контрактные условия - 31 августа 1988 г., 22 февраля
1989 г и 31 августа 1992 г. Как и в предыдущих мероприятиях, вариант
1992 г. совершенствует контрактные условия для интенсификации
поисково-разведочных работ, в частности на пограничных площадях
с высокой степенью риска. Обычно контрактная площадь классифицируется
по степени геологического риска. географическому положению, наличию
инфраструктуры и предполагаемым капиталовложениям. Контрактор
должен либо согласиться на условия, предусматриваемые всем пакетом
стимулирующих мероприятий 1992 г., либо отказаться от них. Пакет
этих мероприятий заменил прежние пакеты соответственно от 1988
и 1989 гг.
Амортизация. В настоящее время амортизация капиталовложений в
добычу газа по времени исчисляется на половину полезного срока
активов, независимо от объема запасов, что способствует более
быстрому списанию средств по сравнению с прежними правилами, когда
для месторождений с обеспеченностью запасами свыше 7 лет амортизация
капиталовложений исчислялась на весь полезный срок активов.
Инвестиционный кредит. Процентная ставка по инвестиционному кредиту
на разработку нефтяных залежей в дотретичных отложениях или месторождений,
расположенных в акватории, увеличена. В отличие от прежних правил,
когда разработка газовых месторождений, за исключением расположенных
в акватории, не подлежала инвестиционному кредитованию, сейчас
процентная ставка по инвестиционному кредиту устанавливается такой
же, как и при разработке нефтяных месторождений.
Раздел добычи. При разделе добычи по новым и продленным контрактам
доля контрактора увеличилась. В частности, для газовых месторождений
прежнее соотношение (70:30) изменилось и составляет 60:40 для
пограничных площадей и 55:45 для месторождений, расположенных
в акватории.
Вознаграждение за выполнение обязательства подрядчика по обеспечению
внутреннего рынка. Цена на нефть, поставляемую контрактором для
обеспечения внутреннего рынка как по продленным, так и по новым
контрактам, возросла по сравнению с экспортной ценой с 10 до 15%.
* * *
Индонезия первая применила продакшн-шеринговые контракты в нефтедобывающей
промышленности и постоянно их совершенствует. По условиям первых
контрактов государство получало 65% добытой нефти и 35% приходилось
на долю контрактора при возмещении затрат в размере 40%; налоги
выплачивались ПЕРТАМИНА. Принятое в 1976 г. решение США о запрещении
налоговых кредитов в подобные структуры привело к созданию в 1976
г. модели ПШК второго поколения. Контракт предусматривал раздел
прибыли между государством и контрактором в пропорции 85:15 после
выплаты подоходного налога.
В ПШК третьего поколения, применяемых с 1988 г., был введен механизм
НПП («нефть первоочередной поставки»), которым предусматривалось,
что первые 20% нефти, добытой еще до возмещения затрат, подлежат
разделу и таким образом государству гарантируется минимальная
прибыль в размере 14,23% от добычи и устраняется проблема разделения
месторождений на промышленные или непромышленные. Реализация этих
контрактов сопровождалась принятием пакетов документов, предусматривающих
проведение соответствующих стимулирующих мероприятий. Последний
пакет, опубликованный 31 августа 1992 г., предусматривает более
выгодный для подрядчика раздел нефти (добытой на пограничных площадях)
и газа, а также другие привилегии, направленные на стимулирование
разведочных работ на пограничных площадях. Остается только предполагать,
повлияет ли осуществление этих мероприятий на эффективность разведочного
бурения и предотвратят ли они возникновение несоответствий между
объемами добычи и внутреннего потребления, т.е. ситуации, угрожающей
превращению Индонезии в чистого импортера.
* Сокращенный перевод статьи «Production Sharing
in Indonesia, 1966 to 1993: Evolution and Trends (Gordon Barrows,
Barrows Company, New York) из журнала «Oil and Gas. Low and Taxation
Review» (1993. - Vol. 11, issue 1).
** В 1960 г. были созданы три государственные
нефтяные компании - PN, PN PERTAMINA и PN PERMIGAN. В 1971 г.
в соответствии с Законодательным актом 8 все они объединились
в компанию PN PERTAMINA. Международные нефтяные компании, владеющие
концессиями на основании Горного законодательного акта Голландии
от 1899 г., были переведены на 30-летние контракты (контракты
на проведение работ) для продолжения добычи нефти на старых концессионных
площадях. Последние компании, работавшие по контрактам на проведение
работ, а именно STANVAC и CHEVRON LTD/TEXACO OVERSEAS PETROLEUM
Co (CALTEX) были переведены на продакшн-шеринговые контракты в
1993 г.
|
