Перспективы развития института СРП в Индонезии

 Реализация  соглашения о разделе продукции. На основании п. 1 ст. 6 Закона N 44 соответствующий министр определяет стороны договора для государственного горного предприятия. Государственное учреждение уполномочено в соответствии с п. 2 ст. 6 Закона N 44 вести переговоры с потенциальным партнером или партнерами, руководствуясь при этом издаваемыми соответствующим министром постановлениями и инструкциями. Несмотря на однозначность данной нормы Закона, в соответствии с которой государственное предприятие заключает договоры, возникали вопросы относительно того, кто заключает или подписывает данный договор. Первые пять СРП Ibnu Sutowo подписал в качестве генерального директора государственной нефтяной компании "Permina" и в качестве главного ответственного лица страны по вопросам нефти и газа. Большую часть последующих договоров подписали генеральный директор государственной нефтяной компании "Pertamina" (после того, как компания "Permina" превратилась в компанию "Pertamina", директором которой стал также Ibnu Sutowo) и министр горной промышленности с резолюцией: "Допущено Министром горной промышленности Правительства Республики Индонезия". Только Указ Президента N 69 1968 г. официально уполномочил министра горной промышленности подписывать соглашения по разрешению Правительства.

Пунктом 3 ст. 6 указанного Закона устанавливается правило, в соответствии с которым для вступления в  силу данных договоров необходима ратификация  парламентом договоров подряда. В договорах подряда, содержащих в себе условия по осуществлению  добычи полезных ископаемых, возможность  ограничения права государства  на полезные ископаемые значительно  уже по сравнению с СРП, в которых  наряду с добычей полезных ископаемых за собственный счет и на свой собственный  риск предусмотрен также раздел продукции. Если для договора подряда требуется  ратификация парламента, то можно  предположить, что для СРП также  необходима ратификация парламента. На практике ратификация СРП не всегда являлась обязательной. Парламентом Индонезийской Республики, например, не ратифицировано ни одного СРП.

18 августа 1966 г. между  государственным предприятием "Permina" и "IIAPCO" было подписано соглашение  о разделе продукции, в котором  речь шла о реализации проекта  в северо-западной части шельфа  моря Ява. Это был первый проект на шельфе Индонезии. В соответствии с этим договором "IIAPCO" получила исключительное право осуществлять на соответствующей территории разведку и добычу полезных ископаемых за собственный счет и на собственный риск. "IIAPCO" вменялось в обязанность полное финансирование данного проекта, предоставление необходимого для проведения мероприятий оборудования и рабочей силы. При этом в соответствии со ст. 2 Закона N 44 индонезийское государство оставалось собственником полезных ископаемых. "IIAPCO" же получала свободный доступ на территорию, на которую распространялось действие заключенного договора, а также ко всем необходимым для разведки и добычи техническим средствам.

Данное соглашение заключалось  на 30 лет и содержало оговорку, что оно может быть расторгнуто со стороны инвестора, если в течение 10 лет не будет обнаружено месторождения нефти (отменительное условие). Обе стороны договора получали возможность расторгнуть соглашение в письменном виде в течение 90 дней при наступлении обстоятельств, при которых возникала необходимость расторжения соглашения. В некоторых случаях необходимость осуществления сложного расторжения соглашения должна была быть установлена третейским судом или судом общей юрисдикции.

Собственником добытой нефти  являлась компания "Permina", переименованная  позже в "Pertamina". "Pertamina" стала  собственником технических средств, необходимых для добычи полезных ископаемых, при импорте на территорию Индонезии инвестором.

Эксплуатационные расходы  могли при этом ежегодно возмещаться  в пределах, не превышающих 40% ежегодной  добычи. Если эксплуатационные расходы  превышали 40% общегодовой добычи, то эти расходы, если они не были компенсированы, компенсировались в последующие  годы, до тех пор, пока сумма компенсации  не достигала 40% от добытой в том  году нефти (так называемой прибыльной нефти), компенсаторная задолженность за который погашалась. Добытая нефть, которая использовалась для погашения эксплуатационных расходов, получила название "компенсационная нефть".

Прибыльная нефть распределялась следующим образом: "IIAPCO" получала 35%, "Permina" - 65%. "IIAPCO" получала право требования на принадлежащую ей в соответствии с соглашением часть добытой нефти на пункте осуществления ее экспорта. Фактически раздел продукции происходил до процесса транспортировки, при этом совместно с компанией "Permina" (позднее - "Pertamina") составлялся план транспортировки, и продукция погружалась на танкеры. Часто здесь возникала проблема, когда точный раздел продукции не осуществлялся, так как каждый танкер был полностью загружен.

"IIAPCO" в соответствии  с условиями СРП освобождалась  от уплаты всех налогов и  сборов, в том числе от уплаты роялти, за исключением налогов на табак и алкоголь. Все налоги и сборы, от которых была освобождена "IIAPCO", уплачивала в казну Индонезийской Республики компания "Pertamina". Платежи, взимаемые как "компенсационная нефть", были четко определены в соглашении, в нем также закреплялось, что капитальные затраты и бонусы, уплачиваемые предприятию "Pertamina", не взимались. Ежегодные минимальные платежи за разведку полезных ископаемых на период первых 6 лет осуществления мероприятий четко устанавливались договором.

 СРП содержало также оговорку, в соответствии с которой бремя ответственности за управление проектом возлагалось на компанию "Permina". С другой стороны, компании "IIAPCO" на основании договора вменялось в обязанность ежегодное предоставление рабочей программы и бюджета проекта, а также предоставление документации в распоряжение второй стороне договора. Помимо этого, договором также была предусмотрена обязанность обмена проектной информацией обеими сторонами соглашения. Во исполнение этих требований компании ежемесячно проводили двусторонние встречи, после того как проект достигал своей рентабельности.

Это соглашение, в отличие  от последующих соглашений, не предусматривало  обязанности инвестора реализовывать  добытую им нефть на внутреннем рынке  Индонезии. В данном случае компания "Permina"/"Pertamina" оставляла за собой право реализации добытой нефти.

В некоторых соглашениях  предусматривался бонус от произведенной  продукции, который инвестор обязан был уплачивать государственной  нефтяной компании в случае достижения определенного объема добычи нефти  в течение определенного периода. Бонус при достижении определенного  уровня добычи должен был уплачиваться не чаще одного раза в год. Компенсационный  бонус уплачивался в пользу государственной  нефтяной компании за предоставляемую  инвестору геологическую информацию. Фактически это был бонус, уплачиваемый в момент подписания соглашения. Сумма  бонусов была предметом переговоров  и закреплялась в соглашении. Первоначально платежи осуществлялись в долларах США, позднее предусматривалась возможность уплаты платежей и в других валютах.

ГЛАВА 2. ЭВОЛЮЦИЯ КОНТРАКТОВ СРП В ИНДОНЕЗИИ.

2.1. Четыре поколения  СРП в Индонезии и их характерные  черты.

Контракты СРП первого поколения (1966-1976 гг.).

СРП 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 СРП, однако он не соответствовал Нефтяному законодательному акту 44 от 1960 г.. где особо подчеркивалась необходимость законодательно обосновать применение СРП с целью защиты интересов контрактора. Положение было скорректировано после опубликования в 1971 г. Законодательного акта 8, который официально разрешил деятельность по контрактам СРП.

СРП 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 контрактов СРП периода 1966-1976 гг. рассматриваются ниже.

1.Управление. ПЕРТАМИНА принимала окончательное решение по утверждению планов разработки месторождений.

2.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.

3.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 СРП последующих поколений.

4.Возмещение затрат и раздел добычи. По упрощенным условиям СРП 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 СРП 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.

5.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.

Контракты СРП 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  СРП. Соответственно стало необходимым существенное вмешательство в систему СРП первого поколения. В 1976 г. прошли переговоры по изменению условий существующих СРП и, таким образом, была создана модель СРП второго поколения.

Принципиальные основы СРП 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 напряженность 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 СРП третьего поколения.

Контракты СРП 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 СРП 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 пограничных 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 доли подрядчика, рассчитывавшейся из общей суммы дохода до выплаты налога (с 34,0909 до 28.8462%).

Контракты СРП  четвертого поколения (1988 г.) (по Джонстону)

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 СРП. 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 СРП, 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.