60. Проблема возмещения в ходе реализации срп прошлых затрат государства на геологоразведочные работы.

Возмещаемые затраты - обоснованные затраты инвестора или оператора соглашения, понесенные при выполнении программы работ.

Возмещаемые затраты утверждаются управляющим комитетом в соответствии с программой работ и сметой затрат в порядке, предусмотренном соглашением. К возмещаемым затратам относятся затраты инвестора и (или) оператора по соглашению.

Возмещение затрат осуществляется за счет полученной инвестором компенсационной продукции в соответствии с условиями соглашения и в порядке, установленном настоящим Положением.

В возмещаемые затраты включаются затраты понесенные инвестором до вступления соглашения в силу:

• Подготовка и проведение переговоров;

• Экспертиза СРП (проводится центральным комитетом);

• Разработка ТЭО;

• Затраты на поисковые, оценочные и разведочные работы;

• Другие затраты.

Порядок возмещения затрат

Возмещение затрат осуществляется с учетом особенностей, установленных соглашением. Возмещение затрат осуществляется за счет компенсационной продукции, количество которой определяется в порядке, установленном Правительством Российской Федерации и условиями соглашения.

61. Как при выработке условий срп «защитить» собственника недр (Государство) от получения инвестором сверхприбыли?

Схема работы СРП выглядит так: компания заключает с властями договор сроком на двадцать-сорок лет, по которому обеспечивает капитальные инвестиции в добычу.

Государство начинает получать прибыль только после того, как компания окупит все капитальные расходы, поэтому для защиты интересов собственника недр необходимо, чтобы государство получало некоторый доход, до того как компания окупит все свои расходы. Главный принцип СРП очевиден — доходы инвесторов железно гарантированы, государству отказывают в доле прибыли, пока не компенсированы все издержки. Следовательно, что в интересах государства ограничивать инвестора в завышении цифр инвестиций и максимального отдаления срока выхода на раздел продукции. СРП выше национального законодательства, все споры между сторонами разрешаются в международном арбитраже. Условия сделки замораживаются на долгие годы и не эволюционируют вместе со страной.

Сложность юридического механизма СРП всегда работает против государства. Должны создаваться такие условия, при которых государство сможет влиять на уровень добычи по СРП, из-за чего правительство будет в состоянии заниматься стратегическим планированием в нефтедобыче.

62. Краткая характеристика срп «Сахалин-1».

«САХАЛИН-1» — н/г проект, реализуемый на острове Сахалин по условиям СРП. В рамках проекта предусмотрена разработка нефти и газа на северо-восточном шельфе острова Сахалин. Объем извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд баррелей нефти (307 млн тонн) и 17,1 трлн куб. футов природного газа (485 млрд куб. м).

Оператор проекта «Сахалин-1»- ExxonMobil (30 %), другие участники консорциума по его разработке — ОАО «Роснефть» (20 %), ONGC (20 %) и SODECO (30 %). Проект «Сахалин-1» останется одним из крупнейших проектов с прямыми иностранными инвестициями в России: на начало 2006 консорциум израсходовал более 4,5 млрд $ США.

Первая скважина, давшая нефть, была пробурена «Сахалинморнефтегазом» на Аркутун-Даги в 1989 году. СРП с международным консорциумом по проекту «Сахалин-1» было подписано 30 июня 1995 года правительством РФ и администрацией Сахалинской области, вступило в силу в июне 1996 года.

В октябре 2005 года началась добыча нефти и газа на месторождении Чайво. Газ, добываемый на этом участке, поставляется внутренним потребителям в Хабаровском крае. Существуют планы по строительству газопровода между Сахалином и Японией.

В январе 2011 нефтяная скважина месторождения Одопту-море, пробуренная под острым углом к поверхности земли, проекта Сахалин-1 с длиной 12 345 метров стала самой длинной скважиной в мире (самая глубокая Кольская сверхглубокая скважина).

Проект «Сахалин-1» включает в себя разработку и освоение трех нефтегазоконденсатных месторождений: Чайво (открыто в 1979 году), Одопту (открыто в 1977 году) и Аркутун-Дагинское (открыто в 1989 году) на шельфе Охотского моря. Толщина водного покрова в местах расположения месторождений колеблется от 10 до 60 метров. В этом районе Охотское море покрыто льдом 6 месяцев в году.

Распределение долей участия между инвесторами, учредителями консорциума по проекту «Сахалин-1», следующее:

2. Компания «Эксон Нефтегаз Лимитед», зарегистрированная на Багамских островах (главный офис - г. Хьюстон, Техас, США), дочерняя компания корпорации «Эксон Мобил» (США) - 30%, является оператором проекта;

3. Компания «Сахалин Ойл энд Газ Девелопмент Ко., Лтд» («СОДЕКО»), зарегистрированная в Японии (главный офис - г. Токио, Япония) - 30%;

4. Компания «ОНГК Видеш Лимитед», зарегистрированная в Индии (главный офис - г. Нью-Дели), дочерняя компания «Индиан Нашнал Ойл Компани ОНГК» (Индия) - 20%;

5. ЗАО «Сахалинморнефтегаз-Шельф», зарегистрированное в Сахалинской области (Россия), дочернее общество ОАО «Роснефть‑Сахалинморнефтегаз» - 11,5%;

ЗАО «Роснефть‑Астра», зарегистрированное в Сахалинской области (Россия), дочерняя организация ОАО «НК «Роснефть» - 8,5%.

Условиями соглашения по проекту «Сахалин-1» определены следующие платежи инвестора:

1. бонус на дату вступления соглашения в силу (статья ХХХII, п. 32.1 А) – 15 млн. долларов США;

2. бонус на начало реализации углеводородов (статья ХХХII, п. 32.1 В) – месторождение Чайво – 15 млн. долларов США; месторождение Аркутун-Дагинское – 20 млн. долларов США; месторождение Одопту – 10 млн. долларов США;

3. взносы в Фонд развития острова Сахалин (статья ХХХII, п. 32.1 С) – 100 млн. долларов США в течение первых 5 лет после одобрения государством программы работ и сметы расходов по обустройству и добыче углеводородов первого рентабельного месторождения по проекту;

4. возмещение затрат, ранее понесенных государством на геологическое изучение недр, исследование и получение данных (статья ХХХII, п. 32.2) – 71 млн. долларов США с уплатой 50% суммы в течение первых 5 лет после начала реализации углеводородов по 1,775 млн. долларов США ежеквартально, остальные 50% - после полного возмещения капитальных вложений на обустройство и добычу;

5. платежи за договорную акваторию (статья ХV, п. 15.2) – от 50 до 400 долларов США за 1 кв. километр договорной акватории в год;

6. платежи за право на геологическое изучение недр (статья ХV, п. 15.2) – от 150 до 225 долларов США за 1 кв. километр в течение всего периода геологического изучения недр и любого его продления (арендные платежи);

7. платежи за право на добычу углеводородов - роялти (статья ХV, п. 15.6) – 8% от суммы стоимости реализации углеводородов по каждому типу с каждого участка обустройства и добычи.

Задачи в сфере реализации соглашений о разделе продукции:

1. Утверждение запасов в ГКЗ МПР России и проектных технологических документов по месторождению Аркутун-Дагинское.

2. Корректировка границ месторождения Чайво.