Методы разработки экономических условий соглашения о разделе продукции для нефтегазовых проектов Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ ЭКОНОМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ СОГЛАШЕНИЯ О РАЗДЕЛЕ ПРОДУКЦИИ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТОВ1

В статье обобщается авторский опыт разработки условий соглашения о разделе продукции для некоторых нефтегазовых проектов Красноярского края и формулируется методический подход, позволяющий на базе специального модельного инструментария выбрать параметры соглашения, обеспечивающие компромисс интересов инвестора и государства.

Одна из актуальных проблем экономики переходного периода - как снять неопределенность внешних условий для инвестора, оценивающего нефтегазовое месторождение в современных российских условиях? Если прогнозы конъюнктуры на рынках и макроэкономические условия процесса освоения влияют на экономику проекта в целом, то динамика ставок налогов в решающей степени определяет, какую долю положительной части потока наличности проекта получит инвестор и каких показателей эффективности он достигнет в конечном итоге.

Осваивая месторождение на основе лицензии, инвестор помимо рентных платежей осуществляет выплату полного спектра налогов общего назначения (налоги на труд, имущество, добавленную стоимость и прибыль), ставки которых формируются вне природно-ресурсной сферы и отражают общие тенденции народного хозяйства. В переходной экономике такие налоговые условия ставят сырьевой проект в один ряд с производством обычных товаров и услуг, инвестиционный горизонт которого на порядок меньше, что негативно сказывается на экономике проекта. Это связано в основном с общим высоким уровнем налоговой нагрузки в трансформационном периоде, когда уровень ставок завышен с тем расчетом, чтобы наполнить бюджет в условиях низкой эффективности производства. Интерференция особенностей российской экономики последних лет

- высокой инфляции, ресурсной ориентации, технологического отставания и невысокого качества минерально-сырьевой базы - также снижает показатели эффективности сырьевых проектов.

Экономическая природа масштабного сырьевого проекта - длительный период капитальных вложений, высокие удельные транспортные затраты, колебательный характер ценовой конъюнктуры - в условиях переходной экономики провоцирует высокий дисконт инвестора. Сегодняшняя налоговая схема не учитывает ключевой роли показателя внутренней рентабельности в системе ценностей инвестора, «оглушая» его ощутимым бременем налогов с момента появления первой продукции. Это не дает ему возможности в разумно короткий срок компенсировать произведенные расходы и добиться приемлемой эффективности. Именно поэтому форма лицензионного соглашения (ЛС) во многих случаях не обеспечивает инвестору внутренней рентабельности, оправдывающей риск реализации серьезного проекта в России.

Если бы удалось построить налоговую схему, соразмеряющую величину платежей с текущим уровнем прибыльности инвестора, то это позволило бы добиться долгосрочного компромисса интересов инвестора и государства. Механизм соглашения о разделе продукции (СРП), разработанный специально для

1 Статья подготовлена по материалам работы, выполненной в рамках междисциплинарного интеграционного проекта СО РАН N 69.

применения в нестабильных экономиках и впервые использованный в Индонезии [1], точно «настроен» на решение этой задачи. В отличие от лицензии СРП более тонко учитывает затраты в начальный период реализации проекта и лишь по достижении инвестором определенного уровня рентабельности (при достаточно большом объеме продукции) начинает постепенно увеличивать налоговые выплаты государству. Такая схема позволяет «вытянуть» инвестора за «черту» его дисконта, обеспечивая при этом получение, по возможности, большей части ренты государством в виде налоговых отчислений.

СРП, как и всякая налоговая схема, представляет собой алгоритм с набором параметров, роль и эффективные диапазоны значений которых зависят, прежде всего, от конкретных особенностей экономической среды. Рассматриваемая далее модель СРП, построенная на основе специальных методов рентной оценки и прогноза результатов процесса освоения нефтегазового месторождения [2], позволяет учесть особенности современного переходного периода в России и ответить на ряд вопросов, широко обсуждаемых законодателями и практиками.

Концепция СРП. Общую идею финансовых взаимоотношений между инвестором и государством в рамках СРП можно представить следующим образом.

На этапе создания производственной базы формируются возмещаемые затраты, платежи инвестора состоят из аренды (ренталс) и бонусов (если это предусматривается соглашением). С появлением продукции вступает в действие основной механизм соглашения. Он устроен таким образом, что произведенная продукция ежегодно распределяется между инвестором и государством в три этапа. Первоначально (этап «1 а» на рис. 1) инвестор платит роялти (прямой налог на добычу), базой которого является объем добычи, а ставка заранее оговорена и может быть, вообще говоря, неравномерной во времени.

%

1а 2а 3а 3Ь 3c

Рис. 1. Распределение продукции в СРП:

■ роялти; □ компенсационная продукция;

■ доля государства; ■ налог на прибыль

Ш доля инвестора;

На втором этапе («2а» на рис. 1) из оставшейся части выделяется

компенсационная продукция, размер которой определяется произведенными затратами инвестора и предельным нормативом возмещения затрат,

регулирующим скорость возврата израсходованных инвестором средств, попавших в разряд возмещаемых. Оставшаяся по завершении второго этапа раздела прибыльная продукция распределяется пропорционально между государством и

инвестором, который платит со своей доли прибыльной продукции налог на прибыль.

Финальные пропорции раздела для периода возмещения затрат прошлых лет соответствуют «3 а» на рис.1 - это говорит о том, что поток прибыльной продукции сориентирован вначале в сторону инвестора. В периоде, когда затраты прошлых лет возмещены, но необходимый уровень рентабельности не достигнут, пропорции раздела соответствуют структуре «3Ь» . По мере достижения необходимой рентабельности механизм раздела поддерживает инвестора на минимальном уровне («3с»), обеспечивающем неубывающую внутреннюю доходность потока наличности.

Алгоритмы раздела прибыльной продукции. На практике обычно используются механизмы раздела прибыльной продукции двух типов. Алгоритм первого типа (СРП1) формирует динамику пропорций раздела в зависимости от достигнутых финансовых показателей инвестора. Механизм распределения второго типа (СРП2) «настроен» на объемные показатели текущего уровня добычи. Выбор конкретного типа алгоритма раздела прибыльной продукции в СРП означает, что на всех этапах освоения месторождения действует единый, соответствующий выбору механизм распределения.

СРП1. Для инвестора фиксируется n уровней рентабельности 0 < E1 < E2 , < En,

выраженных в процентах. Раздел прибыльной продукции в году t происходит в зависимости от достигнутой нормы рентабельности. Считается, что инвестор достиг в году t нормы рентабельности Ei, если положителен параметр FD/, вычисляемый следующим образом:

FD\ = FDtir1 (1+Ei 0,01)(1+INFLt 0,01)+P(,

FD0 = 0,

где INFLt — средний темп роста цен в производственном секторе в процентном выражении; P — поток чистых денежных поступлений в году t; P =Dt- Rt- tax, Dt и Rt - доходы от продажи продукции и технологические расходы по реализации проекта; tax1 — налоговые платежи года t.

Схема раздела прибыльной продукции следующая. Фиксируется максимальная доля прибыльной продукции MAXDPP (в процентном выражении) и набор параметров HRi, i=1, ..., n, в дальнейшем называемых шагами раздела. Инвестор до момента достижения первой нормы рентабельности при разделе прибыльной продукции получает MAXDPP процентов, по достижении i-й нормы

i

рентабельности Ei - (MAXDPP - ^ HRj ) процентов.

j=1

СРП2. Для инвестора фиксируются набор уровней добычи (годовых объемов в натуральном выражении): 0 < UR\ < UR2, ..., < URn, а также вышеупомянутые MAXDPP и HRi, i = 1,., n. Инвестор при разделе прибыльной продукции получает при уровне добычи меньше чем UR1 - MAXDPP процентов, от URi до

i

URi+\ - (MAXDPP-^HRj), i=1, ..., (n-1), а на пике добычи при годовом

j=1

n

объеме, превышающем URn - (MAXDPP -^HRj ) процентов.

j=1

Алгоритм возмещения затрат. Для инвестора фиксируются выраженные в процентах предельный норматив возмещения затрат CostStop и набор шагов возмещения HVi, i=1, ..., n. Ежегодный норматив возмещения затрат NVZ ограничивает часть доходов, полученных от продажи продукции и направляемых на компенсацию расходов, и определяется следующим образом. Инвестор до момента

достижения первой нормы рентабельности в СРП1 (первого уровня добычи в СРП2) в качестве N¥2 использует СозґБґор. По достижении і-й нормы рентабельности (уровня добычи в диапазоне от иЯг до иЯі+1) используется следующее соотношение:

І

N¥2= СозґБґор - ^ Н¥ ■ , і=1,. . .,и.

і=1

Сравним с помощью компьютерного эксперимента эффективность лицензии и СРП в условиях переходной экономики с точки зрения возможности достижения компромисса интересов инвестора и государства. Для этого рассмотрим нефтегазовое месторождение с запасами 115 млн. т нефти и 50 млрд. куб. м газа, проект освоения которого обеспечивает максимальную добычу в 11 млн. т в год, вводится в эксплуатацию в 2004 г. и предусматривает поставку нефти на мировой рынок и реализацию газа внутри РФ. Предполагается, что конъюнктура мирового нефтяного рынка описывается ценовым сценарием, сохраняющим трендовый рост последних лет и характерный вид ценовых гармоник, а динамика внутренних цен на газ сформулирована в привязке к мировым.

Далее будем рассматривать наиболее интересную для РФ как принимающей стороны ситуацию, складывающуюся для инвестора в стабильной экономике. Относительно такого инвестора предполагается, что большую часть оборудования и кредитные ресурсы, необходимые для реализации проекта, он приобретает за пределами РФ. Существенно более низкий по сравнению с переходной экономикой РФ уровень инфляции и невысокая учетная ставка для зарубежного инвестора обеспечивают ему определенные экономические преимущества, возможность реализации которых в определяющей степени зависит от налоговой нагрузки.

Как должны выбираться модель и параметры СРП в разных условиях? Какой инвестор наиболее эффективен с точки зрения государства? Какова роль отдельных условий (деталей) СРП в процессе поиска компромисса интересов участников? Все эти вопросы являются базовыми в последующем экономикоматематическом анализе, цель которого - иллюстрация методики разработки экономических условий СРП, обеспечивающих достаточный уровень рентабельности инвестору и максимально возможную часть природно-ресурсной ренты государству.

Инвестор, обладающий достаточным финансовым потенциалом. Предположим, что месторождение осваивает инвестор, обладающий финансовым потенциалом достаточным, чтобы в процессе реализации проекта не прибегать к услугам внешнего кредитора. Фиксированный проект освоения месторождения определяет все компоненты потока наличности и позволяет перейти к конструированию так называемой базовой матрицы ЛБР1 для СРП1 - \MAXDPP, {Ег, НЯг, і=1, ..., и}, СозґБґор, {Н¥г, і=1, ..., и}], и ЛБР2 для СРП2 - \MAXDPP, {Жг, НЯг, і=1, ..., и}, СозїБїор, {Н¥г, і=1, ..., и}], включающей наиболее важные детали соглашения. Для определенности зафиксируем дисконт на уровне 15%2, и=5 и построим базовые матрицы с равномерными шагами раздела и возмещения, обеспечивающие равную внутреннюю доходность инвесторам СРП1 и СРП2 на уровне 16% - в этом случае достигается компромисс интересов, поскольку инвесторы достигают положительного NP¥, получив не более 7% ренты5.

Базовая матрица ASP j (СРП1)

Уровни рентабельн ости E і E 2 E 3 E 4 E 5 Единица измерения.

5 10 15 20 25 %

2 Традиционный уровень для нефтегазовых проектов в нестабильных экономиках [3].

3 Здесь и далее IRR, NPV — классические внутренняя рентабельность и чистая приведенная стоимость соответствующего потока наличности, а рента — рентная оценка месторождения, построенная в соответствии с [1] и общепринятой методикой [4] на основе NPVпроекта освоения.

MAXDPP HRi HRj HRз HR4 HR5 шаг раздела

85 10 10 10 10 10 %

CostStop HVi HVj HV3 HV4 HVi шаг возмещения

85 5 5 5 5 5 %

2

Базовая матрица ASP j (СРП2)

Объемы добычи UR j UR 2 UR 3 UR 4 UR 5 единица измерения.

2000 4000 6000 8000 10000 тыс. т

MAXDPP HR1 HR2 HR3 HR4 HR5 шаг раздела

93 5 5 5 5 5 %

CostStop HV1 HV2 HV3 HV4 HV5 шаг возмещения

85 5 5 5 5 5 %

Приведенные базовые матрицы обеспечивают в нашем случае при роялти на уровне 8% требуемую рентабельность для инвестора и определяют динамику характеристик раздела, представленную на рис. 2. Настроенная на объемы добычи, схема зеркально отражает профиль «нефтяной горки», оперативно меняя пропорции раздела прибыльной продукции и нормативы возмещения затрат. Инвестор СРП1 получает значительную часть продукции на максимально выгодных условиях, и лишь в 2014 г., когда происходит первое переключение на другие параметры раздела, инвестор получает минимальную долю уже в периоде падающей добычи. Такая динамика объясняет большую скорость возмещения затрат у первого алгоритма, и то обстоятельство, что эквивалентность в смысле IRR инвестора схемам обеспечивает «более высокий старт» и меньшие шаги раздела СРП2.

%

Рис. 2. Динамика характеристик раздела в различных вариантах СРП: доля в прибыльной продукции инвестора СРП2 (-----) и СРП1 (---)

Поток наличности лицензионного соглашения закономерно обеспечивает внутреннюю рентабельность инвестора всего лишь на уровне 8%4 - основу налоговой нагрузки составляют регрессивные оборотные налоги. Их ставка зависит от ситуации на мировом рынке и в нашем случае оказывает негативное влияние на экономику инвестора, не позволяя ему в разумный срок возместить понесенные затраты.

4 В то время как доходность проекта составляет 28 %.

Иное дело - СРП. В нем также предусмотрен роялти, но ставка его, как правило, невелика и оговорена заранее на весь период освоения. Сам механизм

~ 5

раздела, оперируя так называемой «ликвидном продукцией» , корректирует пропорции с учетом оборотного налога и при нормальных значениях параметров базовой матрицы обеспечивает последовательное приближение к искомому рубежу рентабельности.

Понятно, что если в СРП установлен очень высокий уровень роялти, то, даже направляя всю ликвидную продукцию инвестору, нельзя обеспечить потока с достаточной нормой внутренней рентабельности. В нашем случае уже при роялти на уровне 18% только максимально благоприятные значения параметров базовой матрицы (MAXDPP= 100, CostStop= 100, нулевые шаги раздела и возмещения) обеспечивают инвестору 15-процентную IRR.

Нулевая ставка роялти при исходном значении шагов раздела и возмещения позволяет опустить планку CostStop до уровня 70%, и использовать MAXDPP, равное 70 и 87% для СРП1 и СРП2 соответственно. Такие условия привлекательны для инвестора, но не устраивают государство, заинтересованное в гарантированном уровне налоговых поступлений .

Таким образом, мы имеем достаточно узкий диапазон значений роялти, позволяющих эффективно использовать идеологию СРП. График ставки роялти на

7

всем горизонте освоения и принципы ее изменения - открытая позиция условий СРП, столь же важная, как и базовая матрица.

Помимо базовых параметров и ставки роялти, экономику СРП в существенной мере определяют размер бонусов, механизм амортизации капитальных затрат и ставка аплифта.

Бонус. Оказывается, что инвестор сравнительно легко выдерживает значительный размер бонуса - до 10% рентной оценки, при этом оказывается неважным, попадает ли бонус в перечень возмещаемых затрат - именно поэтому нефтяные компании легко идут на разумные бонусные платежи после открытия коммерческой нефти5.

Амортизация. Механизм амортизации капитальных затрат - важная позиция условий СРП. Если капитальные затраты списываются (и сразу в полном объеме попадают в возмещаемые затраты), то это уменьшает долю государства в прибыльной продукции и массу налога на прибыль в наиболее ответственный для рентабельности инвестора период появления первой нефти. Амортизация капитальных затрат по стандартным нормативам в рамках СРП приводит к существенно более неблагоприятной для инвестора динамике платежей.

Общая зависимость показателей эффективности от сроков амортизации капитальных затрат приведена на рис. 39. Падение уровня рентабельности инвестора при увеличении сроков амортизации связано с уменьшением темпа возмещения затрат и вполне объясняет стремление нефтяных компаний использовать в соглашении минимальные сроки.

Менее очевидной оказывается динамика доли нефти, полученной инвестором за весь период освоения10. Мы видим, что с увеличением сроков амортизации доля нефти у инвестора СРП1 растет, в то время как у инвестора СРП2 падает. С чем это связано?

5 Ликвидная продукция представляет собой объем продаж за вычетом роялти.

6 Легко построить пример схемы с нулевым роялти, CostStop=100 и чрезмерно высокими MAXDPP и первым уровнем рентабельности (добычи), при которой государство не получит ничего, кроме налогов на труд.

7 Например, вариация в зависимости от уровня добычи, накопленной добычи, текущей рентабельности и т.п.

5 Но не на этапе поисково-разведочных работ — здесь в случае неудачи инвестор получает слишком большую отрицательную чистую приведенную стоимость.

9 Здесь, подобно большинству норвежских СРП, амортизация начисляется линейным образом с момента инвестиций.

10 Доля нефти инвестора — процентное отношение накопленного объема компенсационной и прибыльной нефти инвестора ко всей накопленной добыче проекта.

При увеличении сроков амортизации капитальных затрат инвестор уменьшает текущие возмещаемые затраты и, следовательно, поток наличности. В СРП1 это приводит к ситуации, представленной на рис. 4: переключения на следующие пропорции раздела в случае больших сроков амортизации происходят позднее, чем в случае меньших сроков. Поэтому, начиная с некоторого момента в пределах периода «нефтяной горки» (в нашем случае 2014 г.), СРП1 с большим сроком амортизации ежегодно обеспечивает значительные дополнительные объемы нефти и суммарный больший объем.

%

%

Срок амортизации, лет

Рис. 3. Доля нефти и внутренняя рентабельность инвестора СРП в зависимости от сроков амортизации капитальных затрат:

---доля нефти инвестора СРП1; -------доля нефти инвестора СРП2;

----- IRR инвестора СРП1 (правая шкала);--------- IRR инвестора СРП2 (правая шкала)

Млн. т Млн. т

Рис. 4. Сроки амортизации и объемы нефти, полученные инвестором СРП1: годовой объем (левая шкала): срок амортизации 1 год (—♦—) и 15 лет (—О—); накопленный объем: срок амортизации 1 год (------) и 15 лет (-)

Нормативы раздела СРП2, привязанные к объемам добычи, в период высокой нефти обеспечивают постоянное преимущество при уменьшении сроков амортизации.

Лишь на стадии падающей добычи, когда новые капитальные затраты практически отсутствуют, «хвосты» амортизации ранее созданных производственных фондов порождают дополнительные объемы нефти в случае больших сроков амортизации. Но этого оказывается недостаточно для достижения лучшего накопленного результата.

Таким образом, увеличение сроков амортизации капитальных затрат в рамках СРП1(СРП2) приводит к уменьшению внутренней рентабельности у инвестора и сокращению (увеличению) физических объемов нефти, получаемой государством в процессе раздела11.

Аплифт. Механизмы «подъема» невозмещенных капитальных затрат встречаются во многих СРП и служат средством увеличения IRR инвестора. Результаты расчетов говорят о том, что пользоваться аплифтом в СРП нужно очень осторожно, учитывая сложный характер его взаимодействия с остальными параметрами соглашения. Устанавливая ставку в диапазоне 1-3%, можно ожидать компромисса интересов, позволяющего укрепить позиции инвестора без существенных потерь ренты для государства.

Выбор параметров базовой матрицы соглашения. Предположим, что „ 12 архитектура налоговой системы, действующей под «куполом» соглашения ,

определена - на весь период освоения заданы следующие параметры:

- перечень возмещаемых затрат;

- динамика ставок налогов на труд и прибыль;

- график ставки роялти и принципы ее изменения;

- бонусная программа;

- механизм амортизации капитальных затрат;

- динамика ставки аплифта.

Как построить базовую матрицу, обеспечивающую для фиксированного дисконта достаточный уровень рентабельности инвестору и получение максимально возможной части природно-ресурсной ренты государством?

Практический опыт показывает, что лучше всего начинать с определения числа и размера ступеней рентабельности (добычи). Как правило, эффективным оказывается 2<n<7 и сетка значений, покрывающая дисконт для СРП1 и полный диапазон объемов годовой добычи для СРП2 с равномерными шагами возмещения и раздела. Рассмотренные выше базовые матрицы построены именно таким образом и порождают при вариации ключевых параметров - CostStop и MAXDPP -семейство поверхностей для основных показателей эффективности, совокупный анализ которых позволяет сделать окончательный выбор.

При этом необходимо иметь в виду, что некоторые поверхности для СРП1 могут быть устроены достаточно сложно. Так, график IRR для СРП1 на рис. 5 в окрестности выбранных ключевых параметров соглашения содержит набор «уступов», нарушающих почти очевидный принцип - «увеличение MAXDPP или CostStop приводит к росту IRR».

Возникновение такого рода разрывов связано с природой переключений в СРП113 и конфигурацией «нефтяной горки». В нашем случае при MAXDPP=85, CostStop=84 пик нефтедобычи в 2016 г. инвестор проходит на стартовых

11 В случае СРП1 при сроках амортизации порядка 10 лет такие потери составляют 2 млн. т. (30000 железнодорожных цистерн) — такова цена отдельного фрагмента соглашения, касающегося механизма амортизации.

12 Принципиальное отличие специального режима СРП от лицензии связано с использованием концепции «купола» - подписание соглашения гарантирует инвестору установление на весь пер-иод освоения особых и неизменных «правил игры», независимо от ситуации, складывающейся за пределами месторождения.

13 Заметим, что для СРП2 поверхности обладают достаточной гладкостью и лишены подобных разрывов. Это связано с механизмом переключений, настроенным на фиксированные моменты времени и не зависящим от параметров базовой матрицы.

параметрах раздела, переключаясь лишь в 2017 г., достигнув рентабельности первой ступени. Перемещаясь в базовую точку MAXDPP = CostStop =85, инвестор увеличивает скорость возмещения затрат, достигает в пике добычи первого уровня рентабельности и переключается на худшие пропорции раздела, которые на максимальных объемах обеспечивают существенный разрыв в виде уступа на поверхности (рис. 5). Потери инвестора составляют 0,1% по внутренней рентабельности и 0,3% по доле полученной нефти, что составляет 350 тыс. т -такова цена знания особенностей поверхности IRR в нашем случае.

%

82 82,5 83 83,5 84 84,5 85 85,5 86 86,5 87 CostStop

Рис. 5. IRR инвестора СРП1 в окрестности CostStop =85:

-— MAXDPP=83%;-------- MAXDPP=85%

Внешний кредитор. Каким образом на результаты раздела продукции влияет внешний кредитор?

Понятно, что специфика сырьевого проекта порождает в общем случае

необходимость открытия долгосрочной кредитной линии14, характеристики которой зависят от финансового потенциала инвестора и графика капитальных вложений проекта. Проценты за кредит - составная часть затрат инвестора, в существенной степени меняющая поток наличности и потому воздействующая на характеристики рентабельности.

Итак, предположим, что финансовый потенциал инвестора недостаточен для самостоятельного финансирования работ по реализации проекта. Для того, чтобы описать процедуру кредитного финансирования, сделаем следующие предположения:

1. Цена кредита формулируется в фиксированном на всем периоде

финансирования проценте сверх текущей учетной ставки1'5.

2. В процессе финансирования проекта в первую очередь используются деньги инвестора, и лишь по мере исчерпания его потенциала открывается внешняя кредитная линия.

3. Кредитор выбирает цену кредита таким образом, чтобы его приведенная чистая стоимость стала неотрицательной:

і DK' -RKt „

NPV"™' 2 E t ^ q- <•>

t=1 (1 + Eq)

14 Для определенности будем рассматривать вариант проектного финансирования на базе банковского кредита.

15 Это обычная практика, применяемая для долгосрочных кредитных линий, позволяющая учесть динамику цены привлеченных финансовых ресурсов у кредитора.

где Е0 - дисконт кредитора, а его расходы ЯК представляют собой соответствующую часть востребованной кредитной линии в году X; доходы ВК - текущая порция возврата кредита и выплаченных процентов; X - длительность периода освоения.

В рамках сделанных предположений для фиксированного сценария внешних условий и выбранной системы налогообложения можно построить необходимую кредитную линию и найти цену кредита, удовлетворяющую условию (1). Какова зависимость такой цены и показателей экономической эффективности инвестора от дисконта кредитора и потенциала инвестора?

Представленная на рис. 6 зависимость цены кредита от дисконта кредитора фиксирует существенную разницу между налоговыми режимами. Существенно более дорогой кредит инвестора, осваивающего месторождение в рамках лицензионного соглашения (ЛС), обусловлен, прежде всего, высокой налоговой нагрузкой, порождающей, помимо всего прочего, и увеличивающийся с ростом дисконта разрыв между ЛС и СРП.

% сверхучетной ставки

Дисконт кредитора, %

Рис. 6. Дисконт кредитора и цена кредита для инвестора с потенциалом 50%:

—□— цена кредита ЛС; — цена кредита СРП1;---цена кредита СРП2

Такая существенная зависимость цены кредита от дисконта порождает проблему определения «рабочей области» этого ключевого параметра. Дисконт инвестора, в нашем случае равный 15%, является ограничением сверху, интерпретируемым как дисконт кредитора, принявшим все риски по реализации проекта на себя16. Более реальной представляется позиция кредитора, работающего с инвестором, обладающим потенциалом, превышающим 50%, и устанавливающего дисконт на уровне 5%17.

Один из возможных вариантов зависимости дисконта кредитора от потенциала инвестора, укладывающихся в описанную логическую схему, показан на рис. 7. Именно на его основе с помощью модели процесса освоения месторождения построены графики цены кредита для разных инвесторов, изображенные там же. Разрыв между ценой кредита для лицензии и СРП растет с уменьшением потенциала инвестора, а для инвестора ЛС с потенциалом менее 10% оказывается, что цены кредита в вышеупомянутом смысле не существует.

16 Например, при малом потенциале инвестора.

17 Эти параметры в значительной степени условны и зависят от множества неформализуемых факторов — репутации заемщика, его кредитной истории, стратегии диверсификации, используемой банком и т.п.

Приведенный на рис. 8 график доли нефти инвестора ЛС фиксирует практически стационарный уровень раздела при потенциале большем 30%. СРП, напротив, оказывается с этой точки зрения чувствительной к финансовым возможностям инвестора. Это обстоятельство стимулирует государство к выбору инвестора с максимальным потенциалом.

%

Потенциал инвестора, %

Рис. 7. Потенциал инвестора и цена кредита:

----цена кредита ЛС (% сверхучетной ставки); — цена кредита СРП1 (% сверхучетной ставки);

—о— дисконт кредитора

%

%

инвестора, %

Рис. 8. Доля нефти, внутренняя рентабельность и потенциал инвестора:

—♦— доля нефти инвестора ЛС; —О— доля нефти инвестора СРП1;

----IRR инвестора ЛС (правая шкала); ----IRR инвестора СРП1 (правая шкала)

Содержательно важным является также график внутренней рентабельности (рис. 8): привлекая внешнего кредитора, инвестор не только решает

технологические задачи, но и повышает показатели экономической эффективности по сравнению с вариантом полного собственного финансирования. Этот момент, как правило, остается вне поля зрения государства - в большинстве ТЭО анализ экономической эффективности проекта проводится в предположении стопроцентного потенциала инвестора, а вопросы проектного финансирования с привлечением внешних кредитов решаются обособленно. В случае СРП такая методология приводит к выбору параметров, обеспечивающих дополнительный резерв для инвестора и потерю ренты для государства.

Подводя итог, можно сделать следующие основные выводы.

1. Использование специального режима соглашения о разделе продукции -эффективный в условиях переходной экономики способ решения основной проблемы инвестора, оценивающего месторождение - проблемы неопределенности внешних условий в части налоговой нагрузки.

2. Модель и параметры СРП для конкретного месторождения должны подбираться индивидуально в соответствии с характеристиками проекта освоения таким образом, чтобы обеспечить достаточный уровень рентабельности инвестору и получение максимально возможной части природно-ресурсной ренты государством.

3. Рекомендуемая методика выбора условий соглашения основана на построении базовой матрицы СРП и последующем анализе семейства поверхностей для основных показателей эффективности, порожденных вариацией ключевых параметров - стартовой доли компенсационной и прибыльной продукции.

4. Показатели эффективности раздела коренным образом зависят от конкретного сочетания основных параметров соглашения - структуры возмещаемых затрат, механизма амортизации, бонусной программы, ставок роялти и аплифта. Как правило, эффективными оказываются малые сроки амортизации, умеренные ставки аплифта и развернутая бонусная программа.

5. Корректный анализ эффективности раздела невозможен без учета схемы проектного финансирования.

Литература

1. Johnston D. Fiscal systems and production sharing contracts. Oklahoma: PennWell Publishing Company. Tulsa, 1994.

2. Лавлинский С.М. Экономическая оценка месторождения минерального сырья в условиях переходного периода //Экономика и математические методы. 2004. Т. 40. №3.

3. Герт А.А. Экономико-математические модели поисков, разведки и освоения месторождений минерального сырья. М.: Наука, 1993.

4. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. М.: Дело, 2001.