А.А. Трофимук (ОИГГиМ СО РАН)

В начале века нефтяные компании, такие как "Бритиш Ойл", "Шелл" и др., осуществляли за свой счет поиски и разведку нефтяных месторождений. Выявленные месторождения опять же за счет компаний вводились в разработку, создавалась необходимая промышленная и социальная инфраструктура на условиях фифти-фифти. Половина прибыли предназначалась владельцу месторождения (правительству страны, где находятся месторождения), а другая половина использовалась компанией на погашение затрат и получение достаточной и сверхдостаточной прибыли.

Однако уже во второй половине века владельцы нефтяных месторождений Персидского залива, Африки и других стран сочли, что такая оплата издержек компаний чрезвычайно велика *, особенно в условиях разработки месторождений с большими запасами и высокой производительностью скважин.

Доля государства - владельца месторождения, выраженная в процентах добытой нефти, стала более значительной, превышающей 50 %. Так, в Камеруне (Западная Африка) инвесторы, осуществляющие за свой счет поиск, разведку и разработку нефтяных месторождений, создающие необходимую инфраструктуру, ограничиваются долей добытой нефти, зависящей от запасов месторождения. Если месторождение имеет запасы до 15 млн т, доля инвестора в дележе добычи нефти - 40 %. При использовании инвестором месторождения с запасами от 15 до 30 млн т его доля снижается до 35 % добытой нефти **. Чем больше запасов нефти в месторождении и выше производительность скважин, тем меньше доля инвестора, выраженная в процентах объема добытой нефти.

В Индонезии, по свидетельству Narhr. Anssenhand (1989. - Vol.32. - № 45), по разрабатываемым старым месторождениям добыча нефти распределяется между национальной компанией "Петрамина" и иностранными инвесторами в зависимости от объема добываемой нефти. При общем объеме до 1.6 тыс.м3/сут национальная компания получает 80 % добытой нефти; при уровне добычи, превышающем 24 тыс.м3/сут (около 8 млн т годовой добычи), национальной компании выделяется 90 % добытой нефти, а инвесторам - 10 %.

В международной практике при определении доли затрат и прибыли все чаще используется так называемый "продакшн-шеринг" - оплата затрат инвестора долей добываемой продукции. Эта доля является одним из показателей, по которому отдается предпочтение тому или иному инвестору при передаче в разработку месторождений по конкурсу.

Законодательной основой для широкого применения "продакшн-шеринг" в условиях России является Указ Президента Российской Федерации № 2285 от 24 декабря 1993 г. "Вопросы соглашения о разделе продукции при пользовании недрами", в котором устанавливается, "что соглашение о разделе продукции является одной из форм договорных отношений государства с инвесторами - пользователями недр, которая предусматривает раздел добытого минерального сырья между договаривающимися сторонами, заменяющий взимание налогов, сборов, пошлин, в том числе таможенных, акцизов и других предусмотренных действующим законодательством обязательных платежей, за исключением налога на прибыль и платежей за право на пользование недрами, которые могут по согласованию сторон уплачиваться как в стоимостной, так и в натуральной форме".

Вызывает удивление, что в названном указе инвестор не освобождается также от налога на прибыль и платежей за пользование недрами. Известно, что размер прибыли инвестора и платежи за пользование недрами обычна учитываются при определении его доли в разделе продукции. Прибыль и платежи за пользование недрами должны определяться соглашением на разработку месторождения. Все эти затраты инвестора договаривающимися сторонами обычно учитываются и при определении себестоимости продукции. Взимание налога на прибыль и платежи за пользование недрами создают неопределенность во взаимоотношениях владельца месторождений с инвестором, возникает опасность двойного налогообложения инвестора. Все это осложняет взаимоотношения сторон, создает препятствия на пути привлечения инвесторов. Весьма желательно отменить и налог на прибыль, и платежи за пользование в условиях справедливого раздела добытого сырья между сторонами.

Взаимоотношения между договаривающимися сторонами должны быть четкими, понятными не только им, но и народу - владельцу месторождения. В условиях оплаты инвестора только долей продукции сырья, создаются условия для контроля за его деятельностью, тогда как при разделе прибыли у инвестора значительно больше возможностей завысить расходы для снижения подлежащей разделу прибыли.

В газете "Известия" (1994. - № 55) сообщены условия контракта на право добычи нефти ••л газа на шельфе Сахалина. На шельфе Сахалина открыто два месторождения. Одно - нефтяное с запасами 100 млн т, а другое - газовое с оцененными запасами 400 млрд м³. Для извлечения нефти и газа из этих месторождений потребуются, по подсчетам инвесторов, инвестиции в размере 8-10 млрд дол. На добычу названных запасов (в нефтяном эквиваленте) потребуется затратить на 1 млн т от 16 до 20 млн дол. Если оценить запасы нефти и газа, находящиеся в недрах, в долларах США (нефть - 130 дол. за 1 т и природный газ - 76 доп. за 1000 м³), то общая стоимость составит: 100 млн т • 130 дол. = 13 млрд дол., 400 млрд м³ • 76 дол. = 30.4 млрд дол, Итого - 43,4 млрд дол. + 160 млн дол., затраченных российской стороной на геолого-разведочные работы - 43,56 млрд дол.

Стоимость извлечения из недр этого количества углеводородов определена компаниями максимально в 10 млрд дол., что составляет 23 % стоимости этих углеводородов в недрах.

Итак. на данном примере по шельфу Сахалина доля инвесторов не должна превышать 23-25 % добычи нефти и газа. Однако, как следует из опубликованных данных (Российский нефтяной бюллетень. - 1994. - № 36). 22 июня 1994 г. между Россией и иностранными компаниями подписано соглашение о разделе продукции "Сахалин-2", по которому России передается 10 % продукции, а инвесторам - 90 %.

При доле инвесторов, равной 25 %, им должно причитаться 25 млн т нефти и 100 млрд м³ газа общей стоимостью 3,25 млрд дол, за нефть и 7,6 млрд дол. за газ, всего - 10.85 млрд дол. По заключенному же договору их доля:

90 млн т нефти и 360 млрд м³ газа общей стоимостью 11 млрд дол. за нефть и 27,36 млрд дол. за газ - всего 38.36 млрд дол.

Потери Российской Федерации и Сахалинской области составляют 27,51 млрд дол., а инвесторы на каждый вложенный доллар получают 3,8 дол. Инвесторы, вложив 10 млрд дол., при средней себестоимости 43,4 дол. за 1 т углеводородного сырья и при средней цене на мировом рынке 86.8 дол. получат прибыль, равную 100 %.

Государственная организация "Архангельскгеология" и американская фирма "Коноко" создали совместное предприятие "Северное сияние" для разработки выявленного и разведанного Ардалинского нефтяного месторождения. Это месторождение имеет извлекаемые запасы (утвержденные в 1992 г. ГКЗ) в 16,4 млн т, что при средней стоимости на мировом рынке 130 дол. за 1 т составляет стоимость в недрах, равную 2,132 млрд дол. К этой сумме необходимо добавить затраты "Архангельскгеологии" на поиск и разведку месторождения. Эти затраты нам неизвестны. Примем их равными 10 млн дол. Общая стоимость нефти а недрах вместе со стоимостью их выявления и разведки 2.142 млрд дол. По расчетам "Коноко" все расходы по разработке и добыче нефти из Ардалинского месторождения с созданием инфраструктуры, включающей сооружение нефтепровода протяженностью 65 км. составляют 600-650 млн дол. Доля инвестора по объему затрат не должна быть больше 30 %. Принимая во внимание опыт раздела продукции Камеруном, Ардалинское месторождение с учетом выявленных запасов нефти можно отнести к той категории, при которой инвестору причитается 35 % добытой нефти.

Итак, 30-35 % добываемой нефти - достойное возмещение инвестору "Северное сияние". Однако договором предусмотрена 50%-е вознаграждение "Коноко". Конечно, это не столь грабительский раздел, как продукции "Сахалин-2", но следует учесть, что на этом контракте Россия теряет 321 млн дол. или около 2,5 млн т нефти.

Российское акционерное общество "Интернефть" и французский концерн "Элф Акитэн" подписали соглашение о сотрудничестве в разведке и добыче нефти в Саратовской и Волгоградской областях. Концерн вкладывает в поиски и разведку в течение 8 лет 500 млн доп. Если нефть будет найдена, то для обустройства скважин и извлечения нефти будут привлечены инвестиции в размере 5-6 млрд дол. Если объем годовой добычи на промыслах окажется менее 20 млн т, то доля российской стороны составит 60 % добычи, а более этого объема - 85 %. При этом указывается, что внутренняя норма рентабельности (отношение прибыли к себестоимости продукции) концерна "Элф Акитэн" оценивается в 17 %. тогда как для иностранных компаний, собирающихся участвовать в Тенгизском проекте, рентабельность достигает 30 % (Известия. -1992. - № 32). Из этого сообщения становится ясным, что в названных затратах на поиски, разведку и разработку нефтяных месторождений заложена приемлемая для концерна рентабельность. Вместе с тем при рассмотрении условий этого контракта выявляется незаинтересованность концерна в увеличении уровня годовой добычи более 20 млн т. Если при добыче до 20 млн т концерн при 40%-й доле получает 8 млн т нефти, то, достигнув добычи, к примеру. 30 млн т, при 15%-й доле в добыче он получит 4,5 млн т. Попытаемся определить долю концерна "Элф Акитэн" в разделе продукции. При ожидаемой годовой добыче около 20 млн т нефти концерн должен выявить и подготовить запасы, равные примерно 400 млн т (5%-й годовой отбор нефти).

400 млн т *130 дол. = 52 млрд дол. При затратах 6,5 млрд дол. его доля в разделе продукции 12,5 %. Определяя эту долю в 15 % в условиях превышения годовой добычи более 20 млн т, можно считать, что концерн "Элф Акитэн" относительно справедливо оценивает свою долю в разделе продукции.

В северном районе области среди выявленных месторождений - семь нефтяных и одно газовое, самое крупное - Верх-Тарское. Его извлекаемые запасы по пласту Ю1 были утверждены ГКЗ в 1974 г. в 24,5 млн т.

Суточная производительность поисковых и разведочных скважин на штуцере 8 мм колебалась от 50 до 150 м³. Новосибирской областной администрацией в 1993 г. был объявлен конкурс на разработку Верх-Тарского месторождения.

Из трех организаций, участвующих в конкурсе, одной московской корпорацией были подсчитаны расходы в долларах США, потребные для извлечения нефти из Верх-Тарского месторождения. По расчетам общие расходы составили 415 млн дол., в том числе затраты на разработку и эксплуатацию 312 млн доп., на нефтепровод, дороги, ЛЭП, местную нефтеперерабатывающую установку 88 млн дол. и на доразведку палеозойской нефти 5.6 млн дол. Эти затраты входят в стоимость извлекаемых запасов нефти Верх-Тарского месторождения:

24.5 млн т-130 дол- + затраты на выявление запасов (около 13 млн дол-). Всего 3.198 млрд дол, из которых на затраты инвестора (415 млн дол.) приходится 12,9 %. При 15%-й доле инвестора его прибыль за 33 года разработки составит 416 млн дол. (среднегодовая 12,6 млн дол.).

Новосибирская областная администрация отдала предпочтение одному из акционерных обществ Тюменской области, которое по договору овладело 92 % всей добываемой нефти Верх-Тарского месторождения.

В работе "Концепция создания крупных баз газонефтедобычи в Восточной Сибири" (1994) автором рассмотрены условия разработки газонефтяного супергиганта в Красноярском крае (Куюмбо-Юрубчено-Тайгинское месторождение). Запасы этого супергиганта 1,4 млрд т нефти и 1 трлн м³ природного газа. В работе показано, что инвестор даже при 2,5%-й доле в разделе нефтедобычи будет иметь норму прибыли, равную 42 %.

Итак, в пределах Российской Федерации уже накоплен опыт раздела продукции при разработке нефтяных месторождений. Владельцу месторождений - Российской Федерации и ее субъектам -по действующим договорам приходится довольствоваться долей от 8-10 % добываемой нефти (Новосибирская область, "Сахалин-2") до 85 % (Саратовская и Волгоградская области). Совершенно очевидно, что доля Российской Федерации в дележе продукции в названных районах должна быть на уровне 75-95 % добываемой нефти,

Известно, что Президентом Республики Казахстан Нурсултаном Назарбаевым подписан договор с корпорацией "Шеврон" о совместной разработке крупных нефтяных месторождений Тенгиз и Королевское, расположенных на северо-восточном берегу Каспийского моря (Известия. - 1992. -No 116). Из сообщения следует, что извлекаемые запасы названных месторождений 10-15 млрд баррелей (1600-2500 млн т). Н. Назарбаев считает эти месторождения близкими к аляскинским. Имеется в виду крупнейшее месторождение Прадхо-Бей с запасами более 3 млрд т. По условиям договора совместное предприятие "Тенгизшевройл" в разработку месторождений и строительства мощностей по переработке добываемого сырья вкладывает 20 млрд дол. (по 10 млрд дол. каждая. из сторон). За 15 лет планируется довести добычу нефти до 38,8 млн т. До того момента, пока "Тенгизшевройл" не станет самофинансируемым предприятием, американская корпорация будет покрывать основную часть своих капитальных расходов на разработку месторождений и строительство перерабатывающих мощностей: 80,1 % чистой прибыли будет распределяться в пользу Республики Казахстан, а 19,9 % в пользу США. На первый взгляд, как будто очень выгодная сделка для Казахстана. Но это поверхностный взгляд,

Нефтяное месторождение Тенгиз уникально. Оно занимает площадь более 600 км². Рифогенные известняки на протяжении более 1500 м нефтеносны, причем при глубинах более 5000 м ВПК еще не вскрыт скважинами. По условиям залегания нефти они подобны знаменитым иранским месторождениям, представленным рифогенными известняками асмари. Дебиты скважин этих месторождений достигали 6000 т/сут при малых депрессиях на пласт. Однако месторождение Тенгиз превосходит иранские месторождения как по площади нефтеносности, так и по запасам в несколько раз. Говоря о ценности месторождения Тенгиз, следует учитывать то обстоятельство, что выявлена нефтеносность только пермских и верхов каменноугольных слоев, тогда как основные запасы бессернистой нефти или газа девона, залегающие на глубине 7-8 км, пока не разведаны. В этой связи удивляет медленный темп разработки месторождения Тенгиз. За 15 лет разработки уровень добычи не достигает 40 млн т. Не собирается ли корпорация "Шеврон" превратить месторождение Тенгиз в регулятор цен нефти на мировом рынке?

Вызывает удивление желание Республики Казахстан продолжать финансировать как разведку, так и разработку этого месторождения. Усилиями нефтяной промышленности бывшего СССР это уже сделано. Установлена ценность объекта, равная цене нефти на мировом рынке, умноженной на доказанные запасы (условна примем их извлекаемыми минимально 2,5 млрд т):

2.5 млрд т • 130 дол. = 325 млрд дол. Объект разработки стоит 325 млрд дол. На его выявление затрачена сумма, точно неизвестная (примем условно 5 млрд дол.). Республика Казахстан горит желанием затратить на его разработку еще 10 млрд дол. (хотя могла бы не тратить ни цента). Таким образом, вклад казахстанской стороны возрастет до 340 млрд дол. Доля же концерна "Шеврон" только 10 млрд дол., что составляет всего 2,85 %. Вот его справедливая доля в этом проекте - не 19,9 %, а почти в 7 раз меньше.

В нулевом номере ежемесячного аналитического журнала "Нефть и капитал" (1994, - 10 окт. -С.81-82) приведены условия разработки газоконденсатно-нефтяного месторождения Карачаганак, расположенного в Уральской области Республики Казахстан. По официальным казахстанским источникам доказанные запасы месторождения Карачаганак:

природный газ - 1,33 трлн м³:

газовый конденсат - 664 млн т;

нефть - 190 млн т.

В нефтяном эквиваленте названные запасы углеводородов месторождения Карачаганак превышают 1,33 млрд т. При мировых ценах газа 76 дол, за 1000 м³, конденсата 150 дол. и нефти 130 доп. за 1 т общая стоимость углеводородного сырья в недрах месторождения Карачаганак (без учета стоимости их выявления) 224 млрд дол.

В 1992 г. в международном тендере на разработку месторождения Карачаганак предпочтение отдано альянсу "Бритиш ГЭЗ"/"Аджип". Контракт на условиях раздела продукции предполагается заключить на 40 лет с возможностью последующего продления. Первоначальная оценка капиталовложений со стороны альянса составляла 8 млрд дол. При этом его доля в разделе продукции определялась в 20 % от объема добытых углеводородов. Если увеличить названные затраты еще на 20 % для оплаты эксплуатационных расходов и получения альянсом достойных прибылей. добавить к ним 1,5 млрд дол., необходимых для строительства трубопровода, то общие затраты альянса составят 11,1 млрд дол.. т.е. не 20 %, а около 5 % стоимости запасов месторождения Карачаганак. Таким образам, доля в разделе продукции по этому месторождению завышена более чем в 4 раза.

По сообщению "Российского нефтяного бюллетеня" (1994. - № 20. - С. 10), в Баку одобрен протокол условий контракта о разработке консорциумом западных нефтяных компаний двух шельфовых месторождений Азери и Чираг. Их запасы оцениваются в 500 млн т. Начало добычи намечено на 1996 г, В начале следующего века прогнозируется пик добычи - 30 млн т в год. При вложении консорциумам 7.5 млрд дол, Азербайджан будет получать 80 % прибыли.

500 млн т • 130 дол. = 65 млрд дол. Затраты на поиск и разведку условно принимаем равными 150 млн дол. Всего 65,15 млрд дол. Вклад инвесторов 7.5 млрд дол. составляет 11,5 %.Видимо, это доля консорциума более справедлива. поскольку он приглашается к разработке уже выявленных и разведанных за счет государства месторождений. Цитирую также публикацию журнала "Черное золото" (1994. - № 2. - С, 40):

"Этот "контракт века", рассчитанный на 30 лет, предусматривает добычу 511 миллионов тонн углеводородного сырья, из которых около 300 миллионов приходится на долю Азербайджана". Таким образом, 300 млн т, предназначенных "контрактом века" Азербайджану, от общего количества извлекаемых углеводородов составляют не 80 %. а только 58,7 %.

В настоящее время наблюдается спад воспроизводства минерально-сырьевых ресурсов, снижается уровень добычи нефти, угля, железных и других полезных ископаемых. Сокращаются объемы геолого-разведочных работ.

В такой обстановке привлечение иностранного капитала просто необходимо, этого требуют и рыночные условия. К сожалению, в России, а также в бывшем СССР не было законов о привлечении иностранных капиталов и разделе продукции ("продакшн-шеринг"). Общая сумма привлекаемых инвестиций в настоящее время небольшая. Главная причина - отсутствие закона об инвестициях и разделе продукции. В настоящее время рассматривается проект первого в истории России закона о разделе продукции в законодательных и правительственных органах. Необходимо ускорить выход указанных законодательных актов. чтобы обеспечить быстрый рост инвестиций и их юридическую защищенность.

В публикуемой с небольшим сокращением статье академик А.А. Трофимук анализирует некоторые аспекты, связанные с разделом продукции при привлечении иностранного капитала. Надо прямо сказать - без иностранного капитала в нынешних условиях немыслим вывод из кризиса топливно-энергетического комплекса. При этом, конечно, особое место занимает раздел продукции и прибыли. Имеются многочисленные предложения м мнения о механизме такого раздела. Но при всех условиях главным должна быть защита интересов страны при обязательном сохранении привлекательности проекта для инвестора. Все это изучается в правительственных и законодательных учреждениях, рассматривается государственными экспертизами. Принимаемые решения основываются на экономических расчетах и обоснованиях.

**Oil and Gas J. - 1990. - № 32. - Р. 85-86.