Перспективы развития института СРП в Индонезии

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»

Основные показатели, характеризующие  то или иное поколение СРП в  Индонезии, сведены в таб. 1.

 

Таблица 1. Характеристика четырех поколений СРП в Индонезии*

Показатели	1 поколение	2 поколение	3 поколение	4 поколение
Возмещение затрат	40% добычи	100%	100%	100%
Раздел продукции (государство-инвестор)	65 : 35 > 75 бар/день = 67,5 : 32,5	85:15(%) (реально 65.9091: 34,0909)	75:25(дотретичные породы) 80:20 мелкие 75:25погранич.площади обычные районы	71,1538 : 28,8462
Обязательная поставка на внут. рынок.	до 25 % от своей доли	до 25% от своей доли	до 25% от своей доли	до 25% от своей доли
Вознаграж-дение за поставку на внутр. рынок.	0,20 $ за баррель	0,20 $ за баррель	10 % от экпорт.цены 15 % от экпорт. цены(1992г) Первые 5 лет - по экпорт. цене.	первые 5 лет- по экпорт. цене 25% от экпортной цене
Подоходный налог (ставка)	56%	56%	48%	48%
Нижний предел прибыли	-	-	-	14,23%
Особые условия	Правило «сплошной ограды»	Декларация о возмещении затрат, правило «промышленного объекта»	Введение градации раздела.	«нефть первоочередной отправки»  или первый нефтяной транш

*Составлено автором.

2.2. Хронологическая динамика развития мер, принятых для стимулирования развития контрактов СРП.

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 и 5 декабря 1993 г . (таблица 2)

  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.

Таблица 2. Пакеты мер, принятые для стимулирования развития СРП.

Элементы	1-й  Пакет  стимулирующих мер  (Август 1988)	2-й  Пакет  стимулирующих мер  (Февраль 1989)	3-й  Пакет стимулирующих мер  (Август 1992)	4-й  Пакет  стимулирующих мер  (Декабрь 1993)
Инвестиционный  кредит	инвестиционный кредит на сумму 17% от стоимости инвестиц. капитала	Для глубоководных районов  моря (глубиной > 600 м): ►110% (нефть)                                  ►55% (газ)	►третичные породы:110%   ►Глубина воды 200-1500 м: 110%  ►Глубина воды > 1500 м, 125%	отменено
Обязательство поставки на внутренный рынок(цены)	10% от экспортной цены  после первых  пяти лет	10% от экспортной цены  после первых  пяти лет	15% от экспортной цены  после первых  пяти лет	25% от экспортной цены  после первых  пяти лет
Первый нефтяной транш	20% продукции, принятые  до вычета компенсационных затрат, будут разделены между государством  и подрядчиком			снижен  с 20% до 15%.
Раздел нефти	пограничные площади  •  ►<50 MBOD* 80%: 20%  ► 50-150 MBOD 85%: 15%  ►150 MBOD 90%: 10%  ►Обычная площадь = 85%: 15%	Отдаленные месторождения:  ►Обычная площадь: 85%: 15%  ►Пограничный район: 75%: 25%  ►Дотретичные породы и глубоководные районы (>600  м): по принципу раздела пограничных площадей 1 пакета	► в пограничных районах =  80%: 20%  ►месторождения на   глубине> 1500 футов = 75%: 25%	65%: 35% без инвестиционного  кредита
раздел газа	Пограничные площади = 70%: 30%  Обычные районы = 70%: 30%	без изменений	обычные районы = 65% : 35%:            пограничные районы =  60%: 40%                                                          месторождения на   глубине > 1500 футов = 55%: 45%	60% : 40%   Применяется для районов Вост. и Зап.  Индонезии   с аналогичными геологич. и  геофизич.характеристиками.

 

 

2.3. Особенности современной индонезийской модели СРП.

Индонезия являлась первой страной-собственником нефти, где  приняли и стали применять  соглашения о разделе продукции. Для Индонезии эта концепция  не представляла собой что-то радикально новое. Как уже говорилось, концепция  восходит к колониальному горному  законодательству бывшей Нидерландской  Индии (Индонезии). Ранние индонезийские  соглашения о разделе продукции  составили основу концепции, которая  в дальнейшем дорабатывалась и развивалась, что имело место не только непосредственно  в Индонезии, но также и во всех других странах, которые следовали  примеру Индонезии и поставили  эту концепцию во главу угла режима своей нефтяной промышленности. Первоначальная модель обобщена в Резюме Индонезийских  Нефтяных Контрактов Пертамины (2-ое издание, 1972 года), в котором представлены данные всех контрактов, заключенных  между 1969 и 1971 годом. Можно выделить следующие основные принципы:

1. Продолжительность действия контракта составляет 30 лет, включая период в 10 лет для поисково-разведочных работ;
2. Контракт автоматически заканчивается, если в пределах 10-летнего периода поисково-разведочных работ подрядчику не удастся обнаружить нефть;
3. В течение 10-летнего периода поисково-разведочных работ части области контракта должны быть равномерно закончены;
4. Пертамина несет ответственность за управление деятельностью. Подрядчик отвечает перед Пертаминой за осуществление производственной деятельности и обеспечивает ее необходимыми средствами;
5. если будет обнаружено нефтяное месторождение, которое, по оценке Пертамины и подрядчика (или же по оценке подрядчика после консультаций с Пертаминой), может быть использовано для промышленной разработки, подрядчик может начать разработку;
6. подрядчик несет ответственность за подготовку ежегодных программ работ и соответствующих бюджетов. Любая такая программа и бюджет должны быть представлены Пертамине на утверждение. (Примечание: на практике в контракте утверждается, что при рассмотрении программ работ и бюджетов, предложенных подрядчиком, Пертамина должным образом учитывает тот факт, что подрядчик несет риск и обеспечивает необходимые финансовые средства для производства нефти). Пертамина не должна необоснованно отказывать в одобрении предложенной программы работ;
7. если Пертамина хочет предложить пересмотреть определенные положения представленной программы работ и бюджета, Пертамина и подрядчика должны встретиться и приложить все усилия, чтобы договариваться о предложенном Пертаминой пересмотре. В любом случае, любая часть программы работ, которая, по мнению Пертамины, не требует пересмотра, должна быть в полной мере выполнена, как это предписано в программе;
8. Обеими сторонами признается, что детали программы работ могут требовать изменений в свете изменяющихся обстоятельств. Подрядчик уполномочен вносить такие изменения, если они не меняют общую цель программы работ;
9. Пертамина должна периодически вести с подрядчиком консультации по поводу того, что подрядчик является ответственным за выполнение программы работ, принятой в соответствии с контрактом;
10. подрядчик обязан выполнять программу работ надлежащим техническим образом и соответствующими научными методами;
11. Подрядчику может быть предоставлено до 40 процентов произведенной сырой нефти для покрытия понесенных затрат. В этом контексте и для этой цели понятие "затраты" обозначает оплаченные расходы, без учета амортизации или амортизационных норм, даже если речь идет о закупке или приобретении капитального имущества;
12. Остаток сырой нефти, остающейся после того, как подрядчик осуществил свое право на налоговую нефть (составляющую по крайней мере 60 процентов от всей продукции), делится в следующем отношении: 60 процентов Пертамине и 40 процентов подрядчику или 65 процентов Пертамине и 35 процентов подрядчику.
13. После драматического увеличения международной цены на нефть в конце 1973- начале 1974 годов в контракты были внесены коррективы, и была введена система последовательных ежедневных транш производства. Каждая ежедневная транша производства была разделена на затратную нефть (составлявшую до 40 процентов от транши) и нефть прибыли. В каждой транше, стоявшей выше в серии, раздел части нефти прибыли становился более выгодным для Пертамины. Фактически первоначальный раздел нефти прибыли в пропорции 65 к 35 процентам был при новой системе применим лишь при добыче до 75 000 баррелей в день (нижняя транша); нефти прибыль в следующей транше, которая составляла от 75 000 баррелей в день до 200,000, делилась в отношении 67.5 к 32.5; а нефти прибыль в верхней транше, то есть той части производства, где добыча составляла более 200,000 баррелей в день, делилась в отношении 70 к 30 процентам. Кроме того, был введен налог на сверхприбыль, подлежащий оплате в наличных деньгах за каждый баррель чистой нефти прибыли. В этом контексте чистая нефти прибыль означала нефти прибыль, остающуюся после выполнения обязательства по внутренней поставке.
14. Налог на сверхприбыль составлял определенный процент от разницы между ценой продажи и базовой ценой, которая была установлена в 5 US $ за баррель. Намерение состояло в том, чтобы вместо пропорций 65 к 35; 67.5 к 32.5 и 70 к 30 процентам, в которых делилась чистая нефти прибыль, утвердилась пропорция 85 к 15 процентам, но только относительно вышеупомянутой ценовой разницы. В результате сумма налога на сверхприбыль, выплачиваемая за баррель чистой нефти прибыли, относительно нижней транши может быть рассчитана как: (0.35 - 0.15) x ($ 12 - $ 5) = $ 1.40 (если цена продажи составит $ 12 за баррель). Для следующей транши расчет будет следующим: (0.325 - 0.15) x ($ 12 - $ 5) = $ 1.225.
15. До 25 процентов от всей произведенной сырой нефти должно было идти на снабжение внутреннего рынка. Фактическое количество, которое должно было быть поставлено в пределах упомянутых 25%, являлось определенной долей внутреннего потребления Индонезии. Эта доля рассчитывалась путем деления всего производства контракта (всех областей контракта, взятых вместе) на все индонезийское производство. Обязательство поставки на внутренний рынок делили между собой Пертамина и подрядчик в тех же самых пропорциях, в каких между ними делилась нефти прибыль. Если применялась система деления ежедневного производства на транши, то на внутренний рынок должно было поставляться до 25% от каждой транши. Подрядчик получал 0.20 US $ за баррель сырой нефти, поставленной на внутренний рынок.
16. Пертамина имеет полное право забирать свою часть нефтеприбыли натурой. Если Пертамина принимает решение забрать часть своей доли натурой, она должна уведомлять об этом подрядчика не менее чем за 90 дней до начала каждого семестра каждого года, при условии, что такое решение не мешает надлежащему выполнению соглашения о продажах сырой нефти, которое подрядчик заключил до получения уведомления о таком решении Пертамины. Если Пертамина не берет его долю нефти прибыли натурой, подрядчик обязан наилучшим образом продать долю Пертамины. Если, однако, Пертамина может продать затратную нефть подрядчика по лучшей цене, она может принять решение самостоятельно продать эту часть продукции.
17. Подрядчик имеет право сохранять за границей доходы от продажи всей сырой нефти своего предприятия, за исключением доходов от продажи части принадлежащей Пертамине нефти прибыли, проданной подрядчиком.
18. Оценка стоимости производства сырой нефти для контракта основывается на отслеженных экспортных ценах франко-борт в Индонезии, заплаченных третьими лицами, или, если не имеется таких продаж третьим лицам и цен, определяется ценой, средней от цен, оплаченных третьими лицами за сырую нефть подобного типа и качества.
19. Подрядчик облагается индонезийским подоходным налогом и всеми другими налогами, включая все налоги на дивиденды или налоги, наложенные на распределение или пересылку дохода или прибыли подрядчиком. Однако все такие существующие и будущие налоги должны быть приняты на себя и оплачены Пертаминой из его доли нефти прибыли. Подрядчик должен получить от налоговых органов официальные квитанции, подтверждающие, что все причитающиеся с него налоги оплачены.
20. Если промышленная разработка попутного природного газа невозможна, он должен быть сожжен в факеле или передан в распоряжении Пертамины за счет последней. Если промышленная разработка природного газа возможна, Пертамина и подрядчик могут принять решение участвовать в газовом проекте. Затраты и доходы тогда будут разделены между партнерами на той же основе, как в случае с сырой нефтью. (Примечание: в ранние контракты обычно не включались определенные условия, касающиеся природного газа; рынки природного газа в ту пору еще требовали своего развития).
21. Пертамина имеет право просить подрядчика предложить 5-процентное долевое участие на стороне подрядчика в контракте индонезийскому предприятию (индонезийский участник), которого определит Пертамина. Пертамина должна сделать этот запрос в течение трех месяцев после первой заявления подрядчика об открытии, имеющем промышленный интерес. Индонезийский участник должен возместить пять процентов от затрат, понесенных подрядчиком до того момента. Выплата должна быть произведена в наличных деньгах или натурой. Если выплата производится натурой, то для этой цели сохраняются 50 процентов доли индонезийского участника от продукции, и количество, которое требует возмещения увеличивается на 50 процентов.

 

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЗМА РАЗДЕЛА ПРОДУКЦИИ ИНДОНЕЗИЙСКОЙ МОДЕЛИ СРП.

3.1. Изучение механизмов раздела продукции, использованных в истории Индонезии и их эволюция.

Для более подробного изучения методов раздела продукции при  данном виде контрактов автором проведена  практическая работа с использованием гипотетических данных.

Исходные данные.

Предприятие «Пертамина»  при разработке месторождения «Бавеан 1», созданное на условиях СРП с  Российским ЗАО «Синтезморнефтегаз», за 2012 год произвела добычу углеводородного сырья на сумму $150 000 000. При этом, ЗАО «Синтезморнефтегаз», выступающий в роли Инвестора, вложил в этом году в проект $ 30 000 00.

Кроме того, инвестором в  течение года были понесены капитальные  затраты в размере $12 000 000, которые подлежат компенсации со стороны национальной компании.

В первом поколении примечательно  то, что определялись верхние рамки  возмещения продукции. Они ограничивались 40% (максимум) от произведенной продукции.  Однако при этом чистая прибыль инвестора  составляла 35 %. Налог на прибыль  уже состоит в доле государства.

 Во втором поколении налоговое бремя переложено на Инвестора. Теперь его чистая прибыль составляет лишь 15% от произведенной продукции.

В третьем введена градация в зависимости от разрабатываемых районов.

В четвертом введен механизм первого нефтяного транша, изымаемого еще до возмещения затрат, и равного 20% от произведенной продукции. Он делится на доли в таких же соотношениях, в каких указано в СРП.

 

 

 

 

3.2. Современный экономический механизм раздела продукции.

Схема современного механизма  раздела представлена на рис. Как  видно, он отличается от механизма четвертого поколения лишь ставкой % налога на прибыль инвестора.

ГЛАВА 4. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ИНСТИТУТА СРП В ИНДОНЕЗИИ.

Мероприятия, стимулирующие  деятельность в сфере СРП.

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%.

В настоящее время механизм Индонезийской модели  раздела  продукции можно представить  в виде схемы: