Материал: 5626
76
персонал, что позволяет привлекать инвестиции в экономику, не увеличивая при этом размера государственного долга. Инвестор получает право собственности на часть добываемых ресурсов. Деятельность и результаты деятельности инвестора в рамках соглашения обычно освобождаются от уплаты части налогов. Условия соглашения определяют фискальный режим на весь период действия соглашения, индивидуально для каждого соглашения и учитывают специфику конкретного месторождения.
В основе режима раздела продукции лежат следующие механизмы:
установление специального фискального режима: замена части налогов и пошлин на договорные платежи инвестора в пользу государства;
иммунитет инвестора от ухудшения государством условий реализации СРП («дедушкина оговорка»);
отказ государства от судебного иммунитета в случае судебных разбирательств в отношении соглашения о разделе продукции (в целях снижения инвестиционного риска);
индивидуальный подход к условиям предоставления режима раздела продукции для каждого месторождения;
налоговая ограда (ведение обособленного учёта расходов по каждому соглашению и компенсация расходов на разработку в рамках соглашения только за счёт доходов от этого соглашения).
СРП определяет состав, условия возникновения, размеры платежей инвестора в пользу государства, порядок раздела продукции, налоговый режим, срок действия режима раздела продукции, обязательства инвестора и государства.
Как показывает мировая практика, соглашения о разделе продукции обеспечивают приток наиболее крупных инвестиций в национальные экономики. Так, в РФ из трёх реально действующих проектов на условиях СРП самыми крупными являются два сахалинских проекта, на которые приходится более 1/3 всех прямых инвестиций в Россию1. Однако, как показывает анализ, в российской практике, в отличие от мировой, дальнейшее использование СРП вызывает большие споры в деловых и правительственных кругах страны.
1 Нефтегазовая вертикаль. 2006. № 15. С. 10.
77
2.2. Опыт сотрудничества на условиях СРП по освоению Сахалинского шельфа
Осуществление проектов по разработке нефтегазоносных месторождений сахалинского шельфа выводит российский Дальний Восток в число новых крупных поставщиков углеводородов на быстро развивающийся АзиатскоТихоокеанский энергетический рынок, доля которого в экспорте российской нефти к 2020 г. возрастёт с 3 % до 30 %, а природного газа – до15 %1.
Месторождения нефти и природного газа на российском Дальнем Востоке в настоящее время выявлены на Сахалине и его шельфе, в Якутии, а также на Камчатке. Кроме того, перспективные на нефть и газ площади выявлены на шельфах дальневосточных морей, на Чукотке, в Амурской области, Хабаровском и Приморском краях. Общее количество потенциальных запасов нефти оценивается на Дальнем Востоке России в 8,9 млрд т, природного газа – 24 трлн м3.
Наибольший интерес с точки зрения возможных масштабов развития, влияния на ситуацию на внутреннем и внешнем рынках энергоносителей представляют нефтегазовые ресурсы Сахалина, Юго-Западной и Центральной Якутии.
Начальные извлекаемые запасы нефти и газа в 62 месторождениях материковой части острова Сахалин составляют 170 млн т нефти и 120 млрд м3 природного газа. Среди них по сумме извлекаемых запасов нефти и газа 7 месторождений относятся к категории средних и 55 – мелких.
В настоящее время в разработке находится 26 месторождений, расположенных на суше о. Сахалин. Однако, не преуменьшая роли нефтегазовых ресурсов суши, следует признать, что основное значение для крупномасштабного развития на Сахалине нефтегазовой промышленности имеет освоение шельфа.
Открытые восьми месторождений шельфа (семь находятся на северовосточном шельфе и небольшое газовое в Татарском проливе у юго-западного побережья острова) содержит, соответственно, 263 млн т нефти и 824 млрд м3 газа. Все месторождения северо-восточного шельфа (за исключением мелкого по запасам газового месторождения Венинское) относятся к крупным. В их числе самые крупные на Дальнем Востоке по запасам природного газа Лунское и по запасам нефти – Аркутун-Дагинское. Кроме того, сейсмическими работами открыто 15 перспективных структур, в т.ч. Южно-Лунская, Лагунская, ВосточноОдоптинская, Киринская, Нобелевская и Дагинская, на части которых уже нача-
1 Россия в АТР. 2005. № 1. С. 36.
78
ты поисковые работы, что, несомненно, позволит существенно увеличить запасы углеводородов на шельфе и, прежде всего, природного газа.
Значительный объём капитальных вложений, необходимый для освоения нефти и газа на шельфе Сахалина, отсутствие у российских компаний технологии и опыта организации работ в очень сложных гидрометеорологических и ледовых условиях, а также острая нехватка финансовых ресурсов, обусловили необходимость привлечения к реализации проектов освоения Сахалинского шельфа крупных иностранных фирм.
В1991 – 1992 гг. Правительством РФ по инициативе сахалинских нефтяников и областной администрации было принято решение о привлечении к разработкам месторождений иностранных компаний на условиях раздела продукции, что явилось принципиальным моментом и открыло реальные перспективы развития экономики Сахалинской области и всего Дальнего Востока.
Внастоящее время реально работают соглашения по проектам «Сахалин-2» и «Сахалин-1», заключённые соответственно в 1994 и 1995 гг. Правительством РФ
иадминистрацией Сахалинской области, с одной стороны, и инвесторами – с другой.
Соглашения о разделе продукции по проектам «Сахалин» составлены на основе технико-экономического обоснования (ТЭО) по проекту «Сахалин-2» и технико-экономических расчётов (ТЭР) по проекту «Сахалин-1», разработанных совместно российскими и иностранными специалистами и прошедших государственную экономическую и экологическую экспертизы Российской Федерации.
Вданных соглашениях определены экологические и экономические условия пользования недрами, правовые гарантии сторон и их взаимные обязательства, налогообложение, сроки действия, формула раздела продукции и другие условия осуществления проектов «Сахалин».
Проект «Сахалин-2». Этот проект стал первым в области совместной разработки месторождений нефти и газа на основании соглашения о разделе продукции, а его история началась в 1991 г., когда был объявлен конкурс на освоение участков Сахалинского шельфа. В конкурсе приняли участие крупнейшие нефтяные фирмы мира, имеющие опыт добычи углеводородов в суровых условиях арктических морей.
Контрактная зона проекта включает Лунское (преимущественно газовое) и Пильтун-Астохское (нефтяное) месторождения, расположенные в 16 и 13 км к востоку от береговой линии острова.
79
Для реализации проекта в 1995 г. была создана компания «Сахалин энерджи» (Sakhalin Energy), акционерами которой (после нескольких перемен) до июня 2007 г. являлись англо-голландская Shell (55 %), японские торговоинвестиционные корпорации Nitsui (25 %) и Mitsubishi (20 %). Со второй половины 2007 г. 50 процентов плюс одну акцию выкупило ОАО «Газпром», выступающее в качестве мажоритарного акционера.
Потенциальные вложения в проект «Сахалин-2» оцениваются суммой более 10 млрд долл. США. Реализация всего проекта разбита на два этапа: первый
1996 – 2000 гг. и второй – с 2001 г.
Входе первого этапа работ по проекту «Сахалин-2» велось освоение Астохского участника Пильтун-Астохского месторождения. Сооружённый для этого комплекс «Витязь», с которого в июле 1999 г., была получена первая в истории российской нефтедобычи шельфовая нефть, включает стационарную ледостойкую добывающую платформу «Моликпак», причальное устройство и плавучее нефтехранилище «Оха». Добыча нефти в настоящее время ведётся только в безледовый летний период. С 1999 г. по 2006 г. было добыто более 10 млн тонн нефти. В 2000 г. отгружен 1 млн т нефти на экспорт (Япония, Ю. Корея).
В2001 г. компания «Сахалин Энерджи» начала второй этап проекта. Он предполагает одновременную работу над рядом проектов, каждый из которых сам по себе является крупным промышленным развитием. Реализация второго этапа требует одновременной работы по нескольким направлениям:
установка второй платформы на Пильтун-Астохском месторождении с включением платформы «Моликпак» в систему трубопроводов для обеспечения круглогодичной добычи; установка платформы на Лунском месторождении, способной осуществ-
лять добычу 17 млрд куб. метров природного газа в год; прокладка морских трубопроводов протяжённостью 300 км;
строительство берегового технологического комплекса для подготовки газа и нефти, добываемых на обоих месторождениях, к транспортировке; строительство наземных нефте- и газопроводов общей протяжённостью 1 600 км на юг острова. Пропускная способность газопровода составит 18 млрд куб. метров в год; строительство терминала отгрузки нефти (сдан в эксплуатацию в конце
2006 г. в п. Де-Кастри Хабаровского края);
80
строительство первого и пока единственного в России завод СПГ (п. Пригородное) и сооружений для его отгрузки. Завод СПГ будет иметь две технологические линии мощностью 4,8 млн т в год каждая, первая из которых уже действует с конца 2006 г., а пуск второй линии планируется в 2008 г. На начальном этапе газ уже поставляется для нужд Хабаровского края, а с 2007 г. – и на экспорт в страны АТР;
кроме того, осуществление всех перечисленных выше работ в отдельном регионе с недостаточно развитой инфраструктурой потребовало модернизации и дополнительного строительства объектов такой инфраструктуры общего пользования. По имеющимся оценкам, на конец 2004 г. более 260 млн долл. США затрачено на развитие сопутствующей инфраструктуры: аэропорта в п. Ноглики, морского порта в г. Холмске, мостов, дорог, водопропускных систем1.
По проекту «Сахалин-2» расчётная норма прибыли составляет 17,5 %. Валовой доход от реализации продукции по проекту оценивается в 79 млрд долл., из которых чистый доход инвестора составит 25 млрд долл. Доход государства (роялти, налог на прибыль, доля прибыльных углеводородов) предварительно оценивается в 26 млрд долл.
Проект «Сахалин-1». История этого проекта, как отмечалось выше, началась в 1974 г., когда совместными усилиями японской нефтяной корпорации, Ассоциации экономических объединений Японии (Кэйданрэн) и японосоветской экономической комиссии было создано объединение по совместной разработке нефтяных месторождений – («Sodeco»). В рамках Генерального соглашения между СССР и «Sodeco», заключённого в 1975 г., о научнотехническом сотрудничестве в области поисков, разведки и эксплуатации месторождений на сахалинском шельфе были открыты два крупных нефтегазоконденсатных месторождения: Одопту-море (1977 г.) и Чайво-море (1979 г.). Первая скважина была пробурена в 1977 г. на площади Одопту-море.
Для закупки геолого-разведывательного оборудования и материалов, необходимых для проведения работ, в рамках Генерального соглашения Японская нефтяная корпорация и частные организации предоставили кредит на сумму 180 млн долл. Главным пунктом Генерального соглашения – камнем преткновения, как выяснилось через пятнадцать лет, стало положение о возвращении кредита
1 Нефтегазовая вертикаль. 2004. № 10. С. 29.