Дополнение к "Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (РД 153-39-007-96) "Технико-экономическое обоснованиепоисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП)"

Дополнение к "Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений"
(РД 153-39-007-96) "Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений
на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП)"
(утв. Приказом Минтопэнерго РФ от 6 августа 1999 г. N 265)

Введение

Разработка и принятие Закона "О соглашениях о разделе продукции" направлено на его использование, в первую очередь, в нефтегазовой отрасли. Закон предусматривает создание более стабильных налоговых условий для Инвесторов, что должно способствовать привлечению как иностранного, так и национального капитала в поиски, разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений, и, как следствие, увеличению денежных поступлений в бюджет Государства. Его применение в отношении разрабатываемых месторождений должно создать более приемлемый для нефтяных компаний налоговый режим, индивидуально учитывающий сложившиеся на них технико-экономические условия добычи углеводородов (УВ).

Регламентация содержания технико-экономических обоснований (ТЭО) соглашений о разделе продукции (СРП) преследует достижение:

- полноты и обоснованности материалов всех частей ТЭО;

- единообразия методов расчета экономических показателей, представляемых компаниями на конкурсы и аукционы;

- баланса интересов Государства и Инвестора при заключении СРП, выражающегося в справедливом разделе продукции как при разработке новых, так и при дальнейшей эксплуатации старых месторождений УВ.

При составлении Регламента использованы "Методические рекомендации по оценке инвестиционных проектов и их отбору для финансирования", утвержденные в 1994 г. Госстроем, Минэкономики, Минфином и Госкомпромом Российской Федерации, а также "Регламент составления проектных и технологических документов по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений" (РД 153-39-007-96) и другие документы (см. Перечень).

В положениях Регламента нашли отражение результаты анализа материалов ТЭО технологических схем и проектов разработки месторождений УВ (в том числе ТЭО СРП) и их сопоставления.

Кроме вопросов, непосредственно связанных с реализацией проектов на условиях СРП, в настоящий Регламент включен целый ряд новых положений по оценке экономической эффективности разработки месторождений УВ: об оценке эффективности дополнительных капиталовложений в доразработку месторождений, о раздельном анализе денежных потоков, связанных с реальными и прошлыми инвестициями; о дефлировании денежных потоков, рассчитанных в прогнозных (текущих) ценах.

Применение принципа раздела продукции между Государством и Инвестором, в первую очередь, вносит особенности в определение и формы представления экономических показателей ТЭО. Наиболее ответственной задачей является разработка механизма раздела продукции, который должен удовлетворять владельца недр - Государство и пользователя недр - Инвестора.

Методы и схемы построения механизма раздела продукции не регламентируются: они должны предлагаться составителями ТЭО и корректироваться в процессе переговоров по заключению конкретного СРП. Разработка экономического механизма раздела продукции должна осуществляться в рамках Закона РФ "О соглашениях о разделе продукции" и других, связанных с ним законодательных актах. При этом составители ТЭО должны следовать принципам этого раздела, установленным в Регламенте и учитывающим интересы Государства.

Регламент ТЭО СРП состоит из следующих разделов:

1. Общие положения.

2. Стадийность в изучении природных объектов и ее связь с содержанием ТЭО СРП.

3. Требования к содержанию геологического раздела.

4. Требования к содержанию технологического раздела (разработка месторождений).

5. Требования к содержанию раздела "Строительство скважин".

6. Требования к содержанию раздела "Обустройство промысла и внешний транспорт добываемой продукции".

7. Требования к содержанию раздела "Экологическое обоснование намечаемой деятельности".

8. Требования к экономическому разделу.

9. Приложения.

В качестве приложений к данному документу включены:

Пример расчета экономических показателей оценки эффективности проекта для Государства и Инвестора при заключении СРП (Приложение 1).

Особенности раздела рентного дохода между Государством и Инвестором в рамках СРП (Приложение 2).

Методические рекомендации по разработке экономического механизма раздела продукции между Государством и Инвестором в случае освоения новых месторождений УВ (Приложение 3).

Методические рекомендации по разработке экономического механизма раздела продукции между Государством и Инвестором в случае разрабатываемых месторождений (Приложение 4).

Методические рекомендации по оценке рисков в проектах разработки месторождений УВ на условиях СРП (Приложение 5).

Методические рекомендации по определению размеров бонусов, выплачиваемых Инвестором Государству (Приложение 6).

Примерная структура содержания СРП при поисках, разведке и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (Приложение 7).

1. Общие положения

1.1. Настоящий документ предназначен для составления ТЭО проектов поисков, разведки, разработки и доработки месторождений углеводородов (УВ), реализация которых предполагается на условиях СРП.

1.2. ТЭО СРП представляет собой документ, являющийся основой для ведения переговоров между Государством и Инвестором об условиях раздела продукции, юридически закрепляемых в СРП. Он рассматривается и утверждается Центральной комиссией по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений Министерства топлива и энергетики Российской Федерации.

1.3. Документ разработан в соответствии с Законами Российской Федерации "О недрах", "О соглашениях о разделе продукции", а также с другими нормативными и правовыми актами Российской Федерации, определяющими порядок подготовки, заключения и выполнения СРП.

1.4. Документ адресуется разработчикам ТЭО СРП, принимающим участие в подготовке проектов СРП, представителям Государства, участвующим в переговорном процессе с Инвестором по выработке и согласованию условий СРП, а также членам комиссий, проводящим конкурсы и аукционы по предоставлению лицензий на недропользование на условиях СРП. Методические материалы, представленные в приложениях к Регламенту, носят не обязательный, а рекомендательный характер.

1.5. Документ используется для проведения экспертизы материалов, представляемых для включения месторождений в "Перечень участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции" или для утверждения условий СРП.

1.6. Требования к содержанию всех разделов ТЭО зависят от степени изученности объектов лицензионной территории, по которой предполагается заключение СРП. В соответствии с законом "О СРП" соглашения между Государством и Инвестором могут заключаться в отношении нефтегазовых объектов, находящихся на разных стадиях изученности, а ТЭО выполняться на базе исходных геолого-технологических и технико-экономических данных, различающихся степенью достоверности и детальности.

2. Стадийность освоения природных объектов и ее связь с содержанием ТЭО СРП

2.1. При составлении ТЭО СРП геолого-технологические, экологические обоснования и технико-экономические расчеты проводятся индивидуально по каждому объекту с учетом того, на какой стадии освоения он находится. При наличии на лицензионном участке нескольких объектов в ТЭО СРП приводится обобщенный расчет по показателям разработки всей группы объектов, который и служит основанием для заключения СРП.

2.2. ТЭО СРП разрабатывается по одному или нескольким объектам лицензирования.

2.3. Геологическое изучение и промышленная разработка любого лицензионного объекта проходит в несколько последовательных стадий. Название стадий и их продолжительность определяются "Положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ" (1984 г.), а также "Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (РД 153-39-007-96). Изученность ресурсов и запасов нефти и газа на каждой из стадий определяется "Классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов" (1983 г.) и Инструкцией по ее применению (1984 г.).

ГАРАНТ:

См. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, Временную классификацию запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденные приказом МПР РФ от 7 февраля 2001 г. N 126

2.4. Степень риска Государства и Инвестора, а также содержание ТЭО, зависит от стадии, на которой заключается СРП.

С этой целью выделяются следующие пять основных стадий заключения СРП:

Первая стадия - стадия поисковых работ в пределах лицензионного участка, до того момента, когда поисковая скважина только вскрыла продуктивный пласт.

Вторая стадия - начинается с момента получения первого притока из поисковой скважины и включает стадию оценки месторождения или объекта (согласно "Положению об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ").

Третья стадия - с момента начала пробной или опытно-промышленной эксплуатации до завершения процесса подготовки запасов к промышленной эксплуатации.

Четвертая стадия - включает основной период разработки, на котором отбирается большая часть извлекаемых запасов нефти.

Пятая стадия - стадия завершения разработки (доразработка) с целью выработки остаточных запасов УВ.

2.5. Геологоразведочные работы на лицензионных участках осуществляются на основе проектных документов - проекта поискового бурения, проекта разведочного бурения, проекта доразведки.

2.6. По итогам каждой стадии геологоразведочных работ (первая, вторая и третья стадии) предусматриваются, соответственно, оценка ресурсов нефти и газа (по завершении стадии подготовки ловушек к бурению), оперативные подсчеты запасов (по завершению стадии поисков месторождений), подсчеты запасов по завершению разведочных работ с проведением государственной экспертизы запасов на уровне ЦКЗ или ГКЗ министерства природных ресурсов.

По итогам эксплуатационного разбуривания залежей (четвертая или пятая стадии) возможен пересчет запасов с прохождением Госэкспертизы.

2.7. Основными технологическими проектными документами на разработку являются:

- проект пробной эксплуатации;

- технологическая схема опытно-промышленной разработки;

- технологическая схема разработки;

- проект разработки;

- уточненный проект разработки (доразработки);

- анализ разработки.

2.8. Заключение СРП на первой стадии в силу слабой изученности объекта характеризуется наибольшим риском как для Государства, так и для Инвестора. На этой стадии, когда притоки УВ на подготовленной ловушке еще не получены, ресурсы перспективных объектов на лицензионном участке оценены по категории СЗ. Величина ресурсов категории СЗ определена Проектом на поисковое бурение. На этой стадии на наиболее перспективных объектах может вестись поисковое бурение.

2.9. Вторая стадия начинается с момента получения промышленных притоков УВ. На основе этих данных на вновь выявленной залежи (объекте) месторождения около скважины, давшей приток, выделяется категория С1, а на остальной части объекта подсчитываются запасы категории С2.

В течение этой стадии на вновь выявленных месторождениях ведется разведочное бурение с целью установления промышленной ценности залежей (объектов), проводится детальная сейсморазведка (ЗД), на основе чего уточняются оперативно подсчитанные запасы категорий С1 и С2. Перед составлением ТЭО СРП эти запасы должны пройти экспертизу на уровне ЦКЗ Министерства природных ресурсов и включены в государственный баланс запасов полезных ископаемых.

2.10. Третья стадия соответствует стадии начала освоения месторождения. Объект вводится в пробную эксплуатацию, а при необходимости и в опытно-промышленную разработку. Запасы объекта прошли государственную экспертизу и поставлены на государственный баланс.

Технологические решения ТЭО СРП должны предусматривать достижение конечного коэффициента нефтеизвлечения не ниже принятого при постановке запасов на государственный баланс.

2.11. Началом четвертой стадии следует считать составление и реализацию технологической схемы разработки. На этой же стадии может быть составлен и реализован проект разработки. Запасы нефти отнесены преимущественно к категориям А+В+С1 и прошли государственную экспертизу. Динамика добычи продукции принимается из последнего утвержденного проектного документа на разработку.

2.12. Завершающая, пятая стадия, на которой может заключаться СРП, начинается после выработки основных запасов УВ. Остаточные запасы числятся по высоким категориям А+В и прошли государственную экспертизу, а их величина соответствует данным последнего пересчета запасов с учетом добычи, накопленной после последнего пересчета. По объекту составляется или составлен уточненный проект разработки (доразработки), или выполнен анализ разработки, которые должны быть утверждены ЦКР Минтопэнерго. Эти документы должны служить основой для определения динамики добычи продукции в ТЭО СРП.

2.17. При составлении ТЭО СРП основными геолого-технологическими данными являются результаты расчетов технологических показателей разработки по годам эксплуатации объекта.

2.18. При наличии проектного документа на разработку объекта, прошедшего государственную экспертизу и утвержденного соответствующими органами, он должен закладываться в основу ТЭО СРП с использованием содержащихся в нем технологических показателей разработки.

2.19. При отсутствии документов с утвержденными запасами и (или) проектными технологическими показателями разработки они оцениваются в рамках ТЭО СРП, проходя государственную экспертизу и утверждение в порядке, установленном для обычных проектных документов на разработку.

2.20. В случае наличия на лицензионной территории нескольких объектов, находящихся на разной стадии изученности, стадия, на которой заключается СРП, определяется по объекту, с которым связывают основную часть добычи УВ.

4. Требования к технологической части ТЭО СРП

Эти требования соответствуют технологическим разделам "Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (М., 1966) (РД 153-39-007-96).

7. Экологическое обоснование намечаемой деятельности к ТЭО СРП

Этот раздел является дополнением к разделу 10 "Охрана окружающей среды и недр" "Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (М., 1996) (РД 153-39-007-96). Все эти мероприятия также должны сопровождаться указанием ответственных организаций, а также периодичностью контроля за их выполнением с учетом требований Федерального горного и промышленного надзора России (РД 08-454-94).

7.1. Экологическое обоснование включается в состав материалов к проекту соглашения о разделе продукции в соответствии с Федеральными Законами "О соглашениях о разделе продукции" (Глава 11. Заключение и исполнение соглашений, "Условия выполнения работ" по соглашению*), "Об охране окружающей природной среды".

В Законе "О соглашениях о разделе продукции" указано, что "соглашением предусматриваются обязательства Инвестора по охране окружающей среды и защите исконной среды обитания малочисленных этнических общностей".

Федеральный Закон "Об экологической экспертизе" относит материалы соглашения о разделе продукции к объектам государственной экологической экспертизы**, в связи с чем природоохранная часть ТЭО СРП должна содержать оценку воздействия намечаемой деятельности на окружающую природную среду.

"Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности" (Минприроды России, приказ N 539 от 29.12.95 г.) в "Требованиях по экологическому обоснованию в прединвестиционной документации" указывает, что такая документация должна содержать информацию, достаточную для определения экологического риска намечаемой деятельности, оценки рациональности природопользования при различных вариантах этой деятельности***.

Настоящий документ предусматривает определенный (рекомендуемый) состав материалов обоснования проекта соглашения, что должно упростить в дальнейшем реализацию соглашения. В процессе подготовки природоохранной части ТЭО СРП Инвесторы получат достаточную информацию об условиях работ; о тех экологических ограничениях, которые предусмотрены законодательством Российской Федерации и которые распространяются на проекты, реализуемые по соглашению о разделе продукции. Состав этих материалов, представляемых в реферативной форме, должен быть достаточен для того, чтобы охватить весь комплекс природоохранных вопросов. Источниками информации для составления природоохранной части обоснования являются опубликованные сведения, официальные справки контролирующих органов, при необходимости - архивные данные.

В соответствии с нормативными указаниями, уровень проработки материалов должен соответствовать предварительной разработке экологического обоснования. Здесь внимание уделяется прежде всего наиболее критическим позициям, поскольку последующие этапы развития проекта сопровождаются детализацией и уточнением сведений по охране окружающей среды.

7.2. На всех указанных выше стадиях материалы природоохранного раздела должны охватить круг проблем, связанный с добычей углеводородного сырья, содержать описание полного комплекса объектов инфраструктуры месторождения в привязке к задачам экологического обоснования.

Должно быть предусмотрено создание геодинамических полигонов, как средство контроля за деформацией земли, поверхности и распространения пластовых видов флюидов на протяжении всего срока разработки нефтегазовых месторождений.

В зависимости от указанных выше стадий экологические обоснования намечаемой деятельности к ТЭО Соглашения о разделе продукции могут иметь определенные различия.

7.3. В том случае, когда хозяйственная деятельность предполагается в новом районе, где промышленные притоки УВ еще не получены (первая стадия), информация по разделам 7.6.3, 7.6.6, 7.6.8, 7.6.10 будет носить наименее детальный характер, поскольку она будет составляться преимущественно по данным, полученным в соседних районах.

7.4. Если заключение СРП предполагается на второй и третьей стадиях, то в разделе 7.6.7, 7.6.9, 7.6.10 приводится преимущественно информация по аналогичным обустроенным площадям. Если Соглашение заключается для условий освоенного месторождения, информация в разделах 7.6.7 - 7.6.10 должна соответствовать конкретной ситуации.

7.5. Если заключение СРП предусматривается на четвертой и пятой стадиях, то детальность информации разделов 7.6.3, 7.6.6, 7.6.7 возрастает, поскольку должен быть учтен комплекс данных, полученных при проектировании уже действующих объектов, мониторинга на освоенной территории, а также учтены особенности производства работ на конкретном месторождении.

Особого внимания требует описание существующего фона загрязнения среды и выявленных признаков техногенного воздействия на компоненты природной среды - растительность, земли, водные объекты, животный мир и др. (п.п. 7.6.3.5 - 7.6.3.9, 7.6.4).

Ниже приводится состав тех материалов, которые следует включить в соответствующий раздел.

7.6. Перечень вопросов, определяющих требования к экологическому разделу ТЭО СРП

7.6.1. Задачи и цели хозяйственной деятельности (производства) по соглашению о разделе продукции.

В этом вводном разделе приводятся сведения:

- о назначении намечаемой деятельности в целом;

- о преимуществах, которые при ее осуществлении будут получены обществом на локальном и региональном уровнях;

- о проблемах, которые могут проявиться при реализации соглашения в отношении воздействия на окружающую среду и на социальные условия жизни местного населения;

- о выполнении работ по экологическому обоснованию, в том числе о специалистах (организациях), выполнявших эту работу.

7.6.2. Общее описание хозяйственной деятельности (производства).

В разделе приводятся предварительные данные о последовательности (сроках), основных способах, технологиях и технических средствах, которые предполагается использовать, осуществляя хозяйственную деятельность при реализации соглашения о разделе продукции.

7.6.3. Природные условия территории, современная экологическая обстановка.

В разделе приводятся данные о существующем (фоновом) состоянии окружающей природной среды, в том числе о тех выявленных изменениях, которые в районе (регионе) предлагаемого развития проекта связываются с техногенным (антропогенным) воздействием на компоненты среды. Выделяются те характеристики, которые имеют отношения к экологическим ограничениям условий работ и природопользования.

7.6.3.1. Краткая физико-географическая характеристика:

- данные о местонахождении района (районов) осуществления предполагаемой хозяйственной деятельности, морфологические характеристики территории, сведения об участках акватории производства морских работ.

7.6.3.2. Климат:

- описание климатических характеристик региона по периодам года, в т.ч. значения средней, максимальной, минимальной температуры воздуха, продолжительность периода с положительными температурами;

- осадки, среднее количество осадков за год, из распределение в течение года;

- ветровой режим, в т.ч. повторяемость по направлениям, максимальная скорость ветра;

- повторяемость туманов;

- температурные инверсии.

7.6.3.3. Гидрологическая характеристика:

- описание гидрографической сети, в т.ч. размеры водотоков и водоемов, которые возможно придется пересекать при строительстве объектов, данные о режиме рек, болотах, прибрежной зоне моря, характеристики волнения;

- водопользование.

7.6.3.4. Гидрогеологическая характеристика:

- характеристики грунтовых вод, особенно, горизонтов с запасами пресных вод;

- использование гидрогеологических объектов.

7.6.3.5. Геологическая характеристика, сейсмичность района:

- общая геологическая характеристика (региональные, структурно-тектонические особенности);

- мерзлотные условия;

- характеристика опасных природных явлений, в т.ч. связанных с оползнями, карстами, просадками и др., данные сейсмического районирования предполагаемых участков работ.

7.6.3.6. Экологический фон воздушной среды:

- существующее (фоновое) загрязнение атмосферы (по литературным и официальным данным).

7.6.3.7. Экологический фон водной среды:

- современное загрязнение поверхностных и подземных вод, водной толщи и донных грунтов моря (по литературным и официальным данным).

7.6.3.8. Состояние растительного мира:

- зональная и интразональная растительность, в том числе залесенность, типы леса, редкие, эндемичные, реликтовые, занесенные в Красную книгу виды растений и особо охраняемые в регионах;

- макрофиты к фитопланктон при морских работах;

- использование объектов растительного мира, в т.ч. особенности лесохозяйственной деятельности.

7.6.3.9. Состояние животного мира:

- состав наземной и водной фауны, морских гидробионтов, особенно промысловых видов рыб, крабов, морских млекопитающих;

- характеристика мест концентрации, размножения, путей миграции;

- состав редких, эндемичных, реликтовых, занесенных в Красную книгу видов фауны;

- значение объектов животного мира, особенно рыб, крабов и др. для организованного промысла и местного населения.

7.6.3.10. Радиационный фон:

- известные данные о естественном и техногенном радиационном фоне.

7.6.4. Социальная обстановка в районе развития деятельности:

- данные о существующей инфраструктуре, населенных пунктах, характеристика населения, социально-бытовых условий, занятости, медико-биологических и иных особенностей, характеризующих социально-экономическую и демографическую обстановку в регионе, в т.ч. хозяйственное использование территории, особенно при национальном природопользовании в регионе, где может происходить развитие хозяйственной деятельности, в районах проживания малочисленных этнических общностей (коренных малочисленных народов).

7.6.5. Особо охраняемые территории, объекты культуры, истории, архитектуры:

- государственные заповедники, заказники, природные и архитектурно-исторические памятники, территории, подпадающие под охранное действие международных конвенций.

7.6.6. Обзор российских и региональных законодательных и нормативных документов в области охраны окружающей природной среды:

- перечень актов, нормативно рекомендованных для учета при подготовке предпроектного экологического обоснования; федеральных, региональных, местных, ведомственных нормативных документов, в т.ч. вновь изданных; общий анализ основных требований законодательства, относящихся к регулированию данного вида деятельности;

- общий анализ установленного порядка согласования обосновывающих материалов на различных стадиях предполагаемого развития проекта, особенностей согласования условий природопользования.

7.6.7. Источники и виды воздействия на окружную среду.

В разделе приводятся сведения о предполагаемом воздействии источников загрязнения на окружающую среду при осуществлении хозяйственной деятельности в порядке реализации Соглашения о разделе продукции. Эти сведения получаются в результате изучения доступной информации об аналогичной хозяйственной деятельности (сведения по объектам-аналогам). При отсутствии сведений по объектам-аналогам в связи с закрытым характером (конфиденциальностью) такого рода информации за основу принимаются известные данные по зарубежным объектам-аналогам.

При предварительном анализе (прогнозе) воздействия намечаемой хозяйственной деятельности на объекты окружающей природной среды даются качественные оценки уровня воздействия на эти объекты (воздух, земельные и водные ресурсы, растительный, животный мир, социальную среду).

7.6.7.1. Воздействие на атмосферный воздух:

- характеристики и объемы вредных веществ, которые могут поступать в атмосферу, в т.ч. при предполагаемых авариях.

7.6.7.2. Воздействие на почвы (земельные ресурсы):

- объемы возможного изъятия площадей и загрязнения почвогрунтов;

- предварительная качественная оценка уровня воздействия на почвы (земельные ресурсы).

7.6.7.3. Воздействие на водные ресурсы (поверхностные и подземные):

- характеристики и объемы вредных веществ, которые могут поступать в водные объекты в значительных количествах, в т.ч. при предполагаемых авариях;

- ориентировочные объемы водопотребления и водоотведения;

- предварительная качественная оценка уровня воздействия на водные объекты (ресурсы).

7.6.7.4. Воздействие на геологическую среду:

- предварительная качественная оценка возможных техногенных воздействий на объекты геологической среды, в т.ч. на запасы пресных и минерализованных подземных вод, на основные и попутно добываемые минеральные ресурсы.

7.6.7.5. Воздействие на растительный и животный мир:

- изменения в растительном и животном мире, которые могут произойти под воздействием техногенных факторов, связанных с предполагаемой деятельностью;

- предварительная качественная оценка последствий этих изменений.

7.6.8. Воздействие на социальные условия:

- возможные изменения в социальной сфере как результат осуществления намечаемой деятельности.

7.6.9. Надежность работы технологических схем, риск:

- вероятность и масштабы аварийных ситуаций;

- уровень возможного изменения (ухудшения) радиационной обстановки в результате осуществления хозяйственной деятельности;

- предварительная (качественная) оценка вероятности аварийных ситуаций с учетом технического уровня объекта и учетом мирового опыта, при развитии интенсивных природных процессов;

- прогноз последствий аварийных ситуаций для окружающей природной среды и их опасности для населения;

- общее описание мероприятий по предупреждению аварийных ситуаций и по ликвидации их последствий.

7.6.10. Организационные и технико-технологические мероприятия в области охраны окружающей среды, мониторинг:

- общее описание и предварительный перечень мероприятий в области охраны окружающей среды, в т.ч. по охране плодородных земель, водных ресурсов, воздушной среды, животного и растительного мира, по обращению с отходами, природоохранных мероприятий на стадии ликвидации объектов;

- общее описание мероприятий по производственному мониторингу объектов природной среды;

- общее описание организационной структуры служб по охране окружающей среды, ликвидации последствий загрязнения, профилактических мер.

7.6.11. Эколого-экономическая оценка хозяйственной деятельности по соглашению:

- предварительные сведения о составе и о предполагаемых затратах природоохранного направления (в относительных величинах к объемам предполагаемого финансирования проектов), в т.ч. на охрану и восстановление объектов природы, на платежи за природопользование, на компенсационные мероприятия;

- предварительные сведения о мероприятиях по экологическому страхованию.

7.6.12. Природоохранная концепция деятельности:

- общие положения экологической политики при реализации соглашения о разделе продукции и развитии проекта, в т.ч. по соблюдению требований российских и региональных законов и подзаконных актов;

- природоохранная концепция деятельности в условиях конкретного региона при реализации проекта, в т.ч. в отношении обязательств по решению вопросов восстановления ранее нарушенных объектов природной среды, по взаимодействию с общественностью и коренным населением, решению социальных вопросов;

- Заявление (декларация) о намерениях.

8. Требования к экономической части ТЭО СРП

8.1. Механизм раздела продукции между Государством и Инвестором:
основные понятия и определения

8.1.1. В соответствии с Законом Российской Федерации "О СРП" текущий (квартальный или годовой) раздел продукции между Государством и Инвестором, определяющий их доходы в процессе разработки и эксплуатации месторождения УВ, осуществляется с помощью следующих видов налогов и параметров раздела продукции, устанавливаемых в долях или процентах:

- плата за пользование недрами (роялти);

- максимально-допустимый объем (предельная доля) компенсационной продукции;

- пропорции раздела прибыльной продукции между Государством и Инвестором;

- налог на прибыльную продукцию Инвестора.

8.1.2. Роялти представляет собой налог, обеспечивающий владельцу недр - Государству, устойчивый доход, не зависящий от результатов коммерческой деятельности недропользователя. Он регулярно выплачивается недропользователем (Инвестором) как установленная часть от общего объема произведенной продукции за рассматриваемый период (квартал, год). В соответствии с СРП может вноситься как в натуральной, так и в денежной форме.

8.1.3. Произведенная продукция представляет собой общий объем УВ, добытых и доставленных в пункт раздела, фиксируемый в условиях СРП. Пункт раздела является пунктом транспортной системы, до которого затраты Инвестора относятся к возмещаемым.

8.1.4. Затраты, понесенные Инвестором, делятся на две категории - возмещаемые за счет компенсационной продукции и невозмещаемые. Состав возмещаемых затрат устанавливается в СРП.

К возмещаемым затратам относятся капитальные затраты (поиски, разведка и разработка месторождений), эксплуатационные затраты (добыча) и транспорт УВ до установленного пункта раздела, а также отчисления в ликвидационный фонд. При разработке новых месторождений в компенсационную продукцию включаются в согласованных с Инвестором размерах прошлые затраты Государства на геологоразведочные работы, если такие имели место. Отнесение других затрат к той или иной категории (различные виды бонусов и взносов в бюджеты разных уровней и др.) устанавливается в процессе переговоров и закрепляется в СРП.

8.1.5. Максимально допустимый объем (предельная доля) компенсационной продукции, т.е. продукции, выручка от продажи которой идет на погашение накопленных к концу рассматриваемого периода затрат, устанавливается в СРП в процентах от распределяемого объема УВ. Этот параметр выполняет функцию регулятора скорости возмещения затрат Инвестора и определяет объем прибыльных УВ.

8.1.6. Распределяемый объем УВ представляет собой часть произведенной продукции, уменьшенной на величину платы за пользование недрами (роялти).

8.1.7. Объем компенсационной продукции, соответствующий рассматриваемому периоду (квартал, год), может быть равен максимально допустимому ее объему, если накопленные затраты превышают его стоимость. Компенсационная продукция может быть равна накопленным затратам, если накопленные затраты оказываются меньше стоимости максимально допустимого ее объема.

8.1.8. Накопленные к рассматриваемому периоду (год, квартал) затраты представляют собой сумму невозмещенных к его началу возмещаемых затрат и возмещаемых затрат рассматриваемого периода. Они предъявляются Инвестором к погашению за счет компенсационной продукции.

8.1.9. Общая прибыльная продукция представляет собой разность между распределяемой продукцией и компенсационной продукцией.

8.1.10. Размеры прибыльной продукции Государства и Инвестора определяются делением общей прибыльной продукции соответственно установленным пропорциям.

8.1.11. Налог на прибыльную продукцию Инвестора устанавливается в соответствии с действующей на момент заключения СПР ставкой налога на прибыль.

8.1.12. Чистая прибыльная продукция Инвестора определяется как его прибыльная продукция, уменьшенная на объем выплат, в соответствии с установленной налоговой ставкой на прибыль.

8.1.13. Общий доход Государства представляет собой сумму платы за пользование недрами (роялти), стоимости его прибыльной продукции и налога на прибыльную продукцию Инвестора. Кроме этого, в доход Государства включаются величина налога на добавленную стоимость (НДС), обязательные платежи по социальному и медицинскому страхованию работников - граждан Российской Федерации, а также платежи в Государственный фонд занятости Российской Федерации и Пенсионный фонд Российской Федерации, различные виды выплат Инвестора в бюджеты всех уровней (бонусы, возмещение прошлых затрат Государства, арендные платежи и т.д.).

8.1.14. Последовательность определения общего дохода Государства и чистой прибыльной продукции Инвестора представлена на рис. 8.1.

8.1.15. Ставки налогов и значения параметров раздела продукции (за исключением ставки налога на прибыль), а также различные выплаты Государству из компенсационной продукции могут оставаться постоянными в течение срока действия СРП и таким образом неизмененными для всех периодов (годы, кварталы) раздела продукции. Они могут ставиться в зависимость от текущих значений различных количественных и качественных показателей, достигаемых в ходе реализации проекта (объемы добываемой продукции, внутренняя норма доходности, индексы доходности и т.д.), а также от календарного времени реализации СРП, формируя экономический механизм раздела продукции.

8.1.16. Предлагаемый в ТЭО СРП экономический механизм должен отвечать принципам раздела продукции между Государством и Инвестором.

8.2. Принципы раздела продукции между Государством и Инвестором

8.2.1. Раздел продукции между Инвестором и Государством адекватен разделу рентного дохода, формирующегося при разработке и эксплуатации месторождения УВ (см. приложение 2).

Рентный доход, получаемый в результате разработки месторождения УВ, формируется как разность между выручкой от реализации УВ и совокупными затратами, включающими нормальное вознаграждение (стоимость) капитала, без учета сопутствующих данному проекту инвестиционных рисков. С известным приближением эквивалентом рентного дохода может считаться чистый дисконтированный (приведенный) доход (NPV - net present value).

8.2.2. Раздел рентного дохода осуществляется в рамках СРП с помощью экономического механизма, фиксируемого в его условиях.

Под экономическим механизмом СРП понимается состав и размеры всех возможных видов налогов и платежей Инвестора (арендная плата, различные виды бонусов и отчислений в бюджеты всех уровней, роялти, налог на прибыль), пропорции раздела прибыльной продукции, ограничение компенсационной (затратной) продукции и возмещаемых видов затрат, размеры и порядок возмещения прошлых затрат Государства, а также зависимость этих платежей от текущих экономических показателей реализации проекта.

8.2.3. Экономический механизм раздела продукции между Государством и Инвестором в случае освоения новых месторождений должен устанавливаться таким образом, чтобы возможно большая часть рентного дохода, остающаяся после нормального (с учетом риска) вознаграждения услуг Инвестора, принадлежала Государству (приложение 3).

8.2.4. Экономический механизм раздела продукции, являющейся результатом прошлых инвестиций, т.е. действующих на месторождении на момент заключения СРП основных фондов, должен устанавливаться таким образом, чтобы рентный доход, остающийся после создания условий для нормальной (рентабельной) деятельности компании, принадлежал Государству (см. приложение 4).

8.2.5. Экономический механизм раздела продукции между Государством и Инвестором в случае доразработки месторождений (существующие основные фонды и инвестиции), должен устанавливаться с соблюдением обоих вышеприведенных принципов.

8.2.6. Устанавливаемый в СРП экономический механизм раздела продукции должен предусматривать элемент защиты Государства от присвоения Инвестором части рентного дохода, превышающего его нормальное вознаграждение с учетом риска (повышение цен на углеводородное сырье, обнаружение запасов, значительно превышающих их оценки на момент заключения СРП, значительно лучшее качество запасов, значительно меньшие капиталовложения, чем они предусматривались и т.д.).

8.2.7. При разработке механизма раздела продукции, который обусловливает в проекте соответствующие ему денежные потоки Государства и Инвестора, должны учитываться все нефтегазовые объекты лицензионного участка, освоение и эксплуатация которых предполагается в течение срока действия СРП.

8.2.8. ТЭО СРП должно включать, кроме основного предлагаемого варианта раздела продукции, и другие, часть из которых более предпочтительны, с точки зрения Государства, а часть - с точки зрения Инвестора.

Схема раздела продукции между Государством и Инвестором

                    /------------------------------\

                    |    Произведенная продукция   |

                    \------------------------------/

                                   |

                                   |                  /-----------------\

                                   |                  |    Плата за     |

                                   |------------------|  пользование    |

                                   |                  |недрами (роялти) |

                                   |                  \-----------------/

                                   |                             |

                          /-----------------\                    |

                          |  Произведенная  |                    |

                          |   продукция     |                    |

                          |за вычетом роялти|                    |

                          \-----------------/                    |

                                   |                             |

                        /------------------------\               |

          /-----------------------\       /------------\         |

          |    Компенсационная    |       | Прибыльная |         |

          |       продукция       |       |  продукция |         |

          \-----------------------/       \------------/         |

           |                                 |                   |

           |           /-------------------------\               |

           |   /-------------------\  /---------------------\    |

           |   |  Доля прибыльной  |  |   Доля прибыльной   |    |

           |   |продукции Инвестора|  |продукции Государства|    |

           |   \-------------------/  \---------------------/    |

           |               |                         |           |

           |          /---------\                    |           |

           |          |         |                    |           |

           |   /---------\  /-------\                |           |

           |   | Чистая  |  |Налог  |                |           |

           |   |продукция|  |  на   |                |           |

           |   |Инвестора|  |прибыль|                |           |

           |   \---------/  \-------/                |           |

           |         |           |                   |           |

           |         |           \---------------\   |           |

          /--------------------------\      /---------------------------\

          |   Общий доход Инвестора  |      |  Общий доход Государства  |

          \--------------------------/      \---------------------------/

Рис. 8.1.

8.3. Показатели экономической эффективности

8.3.1. Для оценки эффективности проектов поисков, разведки и разработки (доразработки) месторождений УВ на условиях СРП используются показатели эффективности инвестиционного проекта (ИП):

- чистый доход (ЧД) и чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости инвестиций (без дисконтирования денежного потока и с дисконтированием);

- капитал риска или максимальный финансовый риск;

- индексы доходности.

8.3.2. В ТЭО СПР определяется коммерческая эффективность проекта, в которой учитываются финансовые последствия его осуществления для участника (Инвестора), реализующего ИП, в предположении, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами.

8.3.3. В случае крупных нефтегазовых проектов (суммарные капитальные вложения превышают 1,0 млрд. долларов США) желательно включение в ТЭО СРП экономического анализа для учета косвенных (т.е. наведенных) эффектов от их реализации. Анализ может проводиться двумя методами - с использованием мультипликатора и теневых цен.

8.3.4. В ТЭО СРП включаются расчеты эффективности проекта в целом (в условиях безналоговой среды) и коммерческой эффективности:

- с учетом действующей налоговой системы и возможными налоговыми льготами (для решения вопроса о включении нефтегазового объекта в Перечень участков недр, право пользования которыми может быть предусмотрено на условиях раздела продукции);

- с учетом предлагаемого механизма раздела продукции.

8.3.5. В ТЭО СРП определяется эффективность проекта для Государства (бюджетная эффективность), в которой учитываются доходы бюджетов всех уровней, а также приводятся социально-экономические последствия реализации проекта.

8.3.6. Основой для определения всех показателей эффективности ИП является прогнозируемый денежный поток, непосредственно связанный с его реализацией. Денежный поток - это зависимость от времени денежных поступлений и затрат. Он представляет собой последовательность годовых (квартальных) значений разности между притоками и оттоками денежных средств (отрицательное или положительное сальдо) за расчетный период. В своей начальной части денежный поток, связанный с ИП, всегда имеет отрицательные годовые (квартальные) значения.

8.3.7. При составлении ТЭО СРП в денежный поток включаются притоки и оттоки денежных средств, связанные с инвестиционной и операционной деятельностью. Учет финансовой деятельности (вложение акционерного капитала и привлеченных средств, эмиссия долговых ценных бумаг, возврат и обслуживание займов, выплата дивидендов по акциям и т.д.) является для Инвестора предметом отдельного анализа и не входит в задачи ТЭО СРП. Результаты такого анализа в случае необходимости могут быть представлены в ТЭО СРП в качестве приложения.

8.3.8. В случае проектов доразработки месторождений УВ следует различать денежные потоки, связанные с ИП, и с дальнейшим использованием имеющихся основных фондов на месторождения (см. Приложение 4). Их сложение производится для определения общих (в рамках месторождения или лицензионной территории) поступлений Инвестору и Государству (в бюджеты всех уровней).

Для определения показателей эффективности ИП сложение этих потоков производится только в случае учета в качестве инвестиций (при соответствующей трактовке пункта 1 статьи 3 Закона "О СРП") остаточной стоимости основных фондов, имеющихся на месторождении.

8.3.9. Показатели эффективности ИП (с учетом дисконтирования) рассчитываются на основании дисконтированного денежного потока. Дисконтирование осуществляется путем умножения каждого значения денежного потока, соответствующего году t, на коэффициент дисконтирования (at), рассчитываемый по формуле:

                                        t

                         a  = 1/(1 + Ен)                         (1)

                          t

где: Ен - норма дисконта

Дисконтирование применяется к денежным потокам, выраженным в постоянных (т.е. существующих на момент составления ТЭО) или дефлированных (но не в прогнозных!) ценах.

8.3.10. Основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности ИП, является норма дисконта (Ен). Она выражается в долях единицы. При оценке коммерческой эффективности она отражает альтернативную, не связанную с данным ИП, эффективность использования капитала (т.е. минимально приемлемую для Инвестора). Дополнительно могут использовать и те нормы дисконта, которые по мнению авторов ТЭО оказываются обоснованными.

Экономические показатели ИП в ТЭО СРП должны быть рассчитаны с нормой дисконта 0,10 и 0,15.

8.3.11. Чистый дисконтированный доход (ЧДД, Net Present Value, NPV) определяется как алгебраическая сумма доходовых дисконтированных значений денежного потока. Он характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта с учетом их неравноценности из-за разновременности. Для признания ИП эффективным, с точки зрения Инвестора, необходимо, чтобы ЧДД был положительным. Он имеет положительные значения при внутренней норме доходности проекта, превышающей норму дисконта.

Основным критерием выбора наиболее эффективного технологического варианта реализация проекта на условиях СРП является максимум ЧДД, получаемого в безналоговой среде или до раздела продукции.

8.3.12. Внутренняя норма доходности (ВНД, Внутренняя норма рентабельности, Jnternal Rate of Return, IRR) называется такое значение (переменное) нормы дисконта, при котором алгебраическая сумма годовых значений денежного потока оказывается равной нулю. При оценке эффективности ИП внутренняя норма доходности отражает годовой процент на вкладываемый капитал, который может получить Инвестор. Разность между ВНЛ и нормой дисконта характеризует степень устойчивости ИП.

ВНД соответствует значению максимально допустимой годовой процентной ставке кредита для полного финансирования ИП, при которой прибыль компании-оператора равна нулю. Поэтому величина ВНД информирует о возможностях использования кредитных (заемных) средств для реализации проекта.

8.3.13. Срок окупаемости инвестиций соответствует периоду, по истечении которого накопленный чистый доход (дисконтированный или недисконтированный) становится неотрицательным. Он характеризует риск, связанный с длительностью возврата вложенного капитала.

Сроки окупаемости, рассчитанные без дисконтирования и с дисконтированием денежного потока, отличаются периодом времени, в течение которого Инвестор может получить процент на вложенный капитал, равный выбранной норме дисконта.

8.3.14. Капитал риска или максимальный финансовый риск определяется суммой отрицательных годовых значений денежного потока (дисконтированных и недисконтированных). Он отражает потребность во внешнем финансировании ИП (без учета реинвестиционного процесса). С другой стороны, он характеризует риск Инвестора, выражающийся в размере максимальных финансовых потерь при прекращении осуществления проекта в результате неблагоприятных обстоятельств.

8.3.15. Индексы доходности характеризуют размер дохода (в долях единицы), приходящегося на единицу денежных затрат за срок реализации ИП (без дисконтирования и с дисконтированием):

- индекс доходности затрат (иногда называемый R-фактором) определяется отношением суммы денежных притоков (накопленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным затратам);

- индекс доходности инвестиций определяется отношением чистого дохода к капитальным вложениям. В ряде случаев индекс доходности оценивается не по общему объему инвестиций, а только по объему начальных инвестиций (сумма отрицательных значений годовых денежных потоков, т.е. капитал риска).

Индексы доходности затрат и инвестиций превышают единицу, если для денежного потока ЧД положителен. Индексы доходности дисконтированных затрат и инвестиций превышают единицу, если для денежного потока ЧДД положителен.

8.4. Состав затрат на реализацию проекта и нормативная база для их
оценки

8.4.1. Капитальные вложения в разработку месторождения определяются в соответствии с "Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (РД 153-39-007-96). Они рассчитываются на основе технологических показателей и нормативов удельных капитальных вложений в бурение и по направлениям обустройства месторождения. В расчетах могут использоваться удельные показатели стоимости сооружения нефтепромысловых объектов на единицу мощности.

В случае предполагаемого заключения СРП на ранних стадиях изученности (первая и вторая стадии) для оценки капитальных вложений могут использоваться укрупненные нормативы, устанавливаемые на основании данных по регионам-аналогам (в том числе с использованием корреляционно-регрессионного анализа).

При использовании других способов определения капитальных затрат, соответствующие подходы должны быть изложены в представляемых материалах.

8.4.2. Общие капитальные вложения в разработку месторождения, помимо расходов на разбуривание и обустройство месторождения, могут включать затраты:

- на создание производственной инфраструктуры;

- на строительство объектов внешнего транспорта продукции;

- на строительство межпромысловых коммуникаций;

- на утилизацию попутного газа;

- на выполнение программы реконструкции наземных объектов (при заключении СРП на пятой стадии изученности объектов - доразработка месторождений);

- на выполнение программы геологоразведочных работ (как правило, при заключении СРП на первой, второй и третьей стадиях изученности объекта);

- на создание социальной инфраструктуры, необходимой для реализации проекта.

Кроме того, в состав затрат могут быть включены затраты, понесенные Инвестором до начала заключения СРП.

8.4.3. При заключении СРП по лицензионным участкам, объекты которых находятся на первой, второй и третьей стадиях изученности, а геологоразведочные работы осуществлялись за счет государственных средств, в ТЭО СРП должны быть представлены данные, позволяющие оценить современную (восстановительную) стоимость объемов выполненных работ (см. приложение 6). Она может быть включена (в согласованных Инвестором и Государством размерах) в состав возмещаемых затрат и в установленные периоды осуществления проекта выплачиваться Государству.

8.4.4. Эксплуатационные затраты определяются в соответствии с "Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (РД 153-39-007-96). При этом из состава эксплуатационных затрат исключаются амортизационные отчисления, платежи за кредит, а также налоги и другие платежи, за исключением платы за землю и отчислений в социальные фонды.

Эксплуатационные затраты рассчитываются на основе технологических показателей и нормативов затрат (на единицу объема добываемой жидкости, на одну скважину действующего фонда и т.д.).

В пояснительной записке должны быть указаны источники используемых нормативов.

При использовании иных способов расчета эксплуатационных затрат должно быть представлено обоснование соответствующих подходов.

В случае предполагаемого заключения СРП на ранних стадиях изученности (первая и вторая стадия) для оценки эксплуатационных затрат могут использоваться укрупненные нормативы, устанавливаемые на основании данных по регионам-аналогам (в том числе с использованием корреляционно-регрессионного анализа).

8.4.5. Общие эксплуатационные затраты должны включать платежи по страхованию (в том числе по страхованию ответственности по возмещению ущерба в случае аварий, повлекших за собой вредное влияние на окружающую природную среду), арендные платежи, а также другие выплаты, предусматриваемые в СРП.

В случае заключения СРП на пятой стадии (доразработка месторождения) в эксплуатационные затраты должны быть включены расходы по ликвидации скважин, обводненность нефти по которому делает их дальнейшую эксплуатацию нерентабельной.

8.4.6. Капитальные вложения и эксплуатационные затраты рассчитываются без НДС, уплачиваемого подрядным организациям, кроме НДС, включаемого в капитальные затраты на строительно-монтажные работы. При обосновании капитальных вложений и эксплуатационных затрат должны быть приведены данные о фактических затратах на строительство объектов-аналогов (в том числе скважин аналогичной глубины и конструкции) и об эксплуатационных затратах по предприятиям, добывающим УВ в сходных условиях.

8.4.7. В эксплуатационные затраты включаются отчисления в ликвидационный фонд, предназначенный для финансирования работ по ликвидации всех сооружений, установок и иного имущества после завершения эксплуатации месторождения, а также по приведению территории (акватории) лицензионного участка в состояние, определяемое экологическими нормами.

В ТЭО СРП размер ежегодных отчислений в ликвидационный фонд может определяться с помощью норматива в расчете на одну тонну (нефть, конденсат) или на 1000 куб. м газа, рассчитываемого по формуле:

                               Фл

                    Нл = ----------------------,                      (2)

                           Т                Т-t

                         Сумма Qt х (1 + Е )

                          t=1             д

Фл - предполагаемый размер ликвидационного фонда (руб. или доллары США), который потребуется в конце периода, равного Т годам; при экономических расчетах в прогнозных (текущих ценах) его величина должна определяться в предполагаемых ценах конца периода Т.

Qt - объем поставок в году t (тонны);

Е - предполагаемая годовая депозитная ставка, в долях единицы.

д

Методы корректировки норматива отчислений в ликвидационный фонд в ходе реализации проекта устанавливается в СРП.

Если подготовленным СРП или действующим на период составления ТЭО СРП нормативно-правовыми актами предусмотрен иной метод формирования ликвидационного фонда, расчеты отчислений корректируются соответствующим образом.

8.4.8. Если на месторождении (лицензионном участке) предусматриваются значительные объемы добычи разных видов УВ (нефть, конденсат, природный газ и другие ценные компоненты продукции), нормативы отчислений в ликвидационный фонд могут устанавливаться отдельно по каждому их виду с выделением соответствующих частей ликвидационного фонда, пропорциональных дисконтированным стоимостям видов УВ, добываемых за расчетный период.

Часть ликвидационного фонда (Флч) относящаяся к рассматриваемому виду УВ, определяется по формуле:

                          Флч = Флч х Ач                              (3)

Ач - часть дисконтированной стоимости данного вида УВ в общей дисконтированной стоимости продукции.

Дисконтированная стоимость вида УВ (Сдч), добываемых за расчетный период Т определяется по формуле:

                          Т                  Т-1

                  Сдч = Сумма Ц Q  * (1 + Е )

                         t=1   ч t         н

где Ц - цена рассматриваемого вида УВ;

          ч

         Е  - норма дисконта, доли единицы.

          н

8.4.9. Характеристика предполагаемых экономических условий осуществления проекта должна включать следующие данные (таблица 8.1.):

- используемые цены на нефть и другие виды УВ в пункте раздела продукции (для экономических расчетов в постоянных ценах);

- прогнозные (текущие) цены на виды УВ, а также на материально-технические и трудовые ресурсы (в случае проведения экономических расчетов в прогнозных (текущих) ценах);

- предполагаемый темп годовой инфляции валюты, используемой для расчетов в прогнозных ценах;

- доля произведенной продукции, реализуемой на внутреннем и внешнем рынках;

- ставка налога на прибыль;

- ставка налога на добавленную стоимость (НДС);

- используемые в расчетах нормы дисконта.

8.4.10. Условия раздела продукции между Государством и Инвестором должны содержать следующие данные (таблица 8.1):

- ставка роялти;

- размеры бонусов и других платежей, являющихся обязательствами Инвестора по проекту;

- предельная доля компенсационной продукции;

- доля Инвестора в прибыльной продукции.

Приводится зависимость этих параметров раздела продукции от устанавливаемых показателей, отражающих ход реализации проекта, или зависимость от календарного времени его реализации.

8.5. Анализ движения денежных средств по проекту, реализуемому на условиях СРП

8.5.1. Разработка экономического механизма раздела продукции, а также определение рентабельности и финансовой устойчивости проекта производится на основе анализа генерируемого им денежного потока, т.е. движения денежных средств за расчетный период.

8.5.2. Движение денежных средств по проекту рассчитывается в соответствии с предлагаемым экономическим механизмом раздела продукции или его вариантами с учетом действующих на момент составления ТЭО нормативно-правовых документов, определяющих особенности платежей при выполнении работ по СРП.

8.5.3. Расчеты движения денежных средств выполняются на двадцатилетний период или на другой экономически оправданный период, необходимый для обоснования условий СРП по проекту.

8.5.4. Расчеты осуществляются в национальной валюте (рублях) или в долларах США. При этом должен использоваться курс рубля, соответствующий периоду определения нормативной базы для расчета затрат, связанных с приобретением товаров и услуг на внутреннем рынке.

Соглашение о разделе продукции		Таблица 8.1
Экономические условия осуществления проекта ---------------------------------------------------------- <Наименование участка недр> <Наименован Вариант		е Инвестора>
Показатели	Единица измерения
Доля реализации нефти на внешнем рынке Доля реализации газа на внешнем рынке Цена нефти на внешнем рынке (пункт раздела продукции) Цена нефти на внутреннем рынке (с НДС) Цена газа (с НДС) Темп годовой инфляции Ставка налога на прибыль Ставка НДС Нормы дисконта	% % долл/т руб/т руб/м3 % % % % % % %
Основные условия раздела продукции
Ставка роялти Предельная доля компенсационной продукции Доля Инвестора в прибыльной продукции

8.5.5. Объемы произведенных видов продукции (поставки нефти, конденсата, газа и других компонентов продукции) представляют собой планируемые объемы добычи за вычетом нормативных потерь и расходов на собственные технологические нужды. С учетом реализации видов произведенной продукции на внутреннем и внешнем рынках (как это предусмотрено соответствующими условиями) и цен в пункте раздела продукции рассчитывается ежегодная выручка (таблица 8.2).

8.5.6. Общая эффективность проекта (до налогообложения) определяется на основе динамики чистых денежных поступлений, рассчитываемых как выручка от реализации продукции, уменьшенная на величину капитальных и эксплуатационных затрат (таблица 8.3), определенных в соответствии с разделом 8.4 настоящего Регламента.

8.5.7. Стоимость произведенной продукции, реализуемой на внутреннем рынке, определяется как выручка от реализации продукции (в пункте ее раздела) за вычетом НДС. Стоимость произведенной продукции, реализуемой на внешнем рынке, определяется как выручка от ее реализации (в пункте ее раздела) по ценам мирового рынка (таблица 8.4).

8.5.8. Стоимость произведенной продукции за вычетом роялти (таблица 8.4) распределяется (в соответствии с Законом "О СРП", ст.8) на компенсационную и прибыльную продукцию.

8.5.9. Компенсационная продукция является собственностью Инвестора и предназначена для возмещения его затрат на выполнение работ по СРП. Состав возмещаемых и невозмещаемых затрат Инвестору определяется СРП в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Величина компенсационной продукции Инвестора в соответствующем периоде определяется как наименьшее из двух величин: максимально допустимого объема компенсационной продукции и суммы затрат Инвестора, подлежащей возмещению в соответствующем периоде (таблица 8.5).

Максимально допустимый объем компенсационной продукции определяется умножением стоимости произведенной продукции за вычетом платежей за пользование недрами (роялти) на предельную долю компенсационной продукции, предлагаемую в СРП.

Затраты Инвестора, подлежащие возмещению в соответствующем периоде (году), определяются как сумма возмещаемых затрат, понесенных Инвестором в этом периоде, и накопленных возмещаемых затрат, не возмещенных Инвестору на начало этого периода, с учетом процентов (аплифт), начисленных на сумму на таких затрат (если предлагаемыми условиями СРП предусмотрено начисление таких процентов).

Соглашение о разделе продукции												Таблица 8.2
Расчет выручки от реализации продукции
<Наименование участка недр> <Наименование Инвестора>
Вариант <Наименование валюты расчета>
Го- ды	Добыча		Поставка нефти, тыс.тн			Цена нефти		Пос тав- ки газа млн. м3	Цена газа (с НДС) руб/ м3	Выручк а от реализ-ации
	нефти тыс.т	газа млн. м3				внут- ри стра- ны (с НДС) руб/ тн	экс- порт $/тн
			Все- го	в том числе						Все- го	в том числе
				внут- ри стра- ны	экс- порт						нефти			га- за
											вну- три ст- ра- ны		эк- сп- орт
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
И- то- го

Соглашение о разделе продукции								Таблица 8.3
Оценка эффективности проекта до налогообложения
<Наименование участка недр> <Наименование Инвестора>
Вариант <Наименование валюты расчета>
Годы	Выручка от реа- лизации (с НДС)	Эксплуата- ционные затраты (без амор.)	Капиталь- ные затраты	Чистые денеж- ные по- ступле- ния до налого- обложе- ния	Накоплен- ные чис- тые де- нежные поступле- ния	Накопленные чистые дисконтиро- ванные по- ступления			Текущая внут- ренняя норма рента- бель- ности
						10%	15%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Ито- го

Соглашение о разделе продукции						Таблица 8.4
Движение денежных средств по проекту -------------------------------------------------------- <Наименование участка недр> <Наименов						ние Инвестора>
Вариант <Наименование валюты расчета>
Годы	Выручка от реализации (с НДС)	НДС с реализо- ванной про- дукции	Выручка без НДС	Ставка роялти %	Роялти		Остаток выручки после внесения роялти
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Ито- го

Соглашение о разделе продукции						Таблица 8.5
Расчет компенсационной продукции, направленной на возмещение затрат Инвестора
<Наименование участка недр> <Наименование Инвестора>
Вариант <Наименование валюты расчета>
Годы	Невозмещен- ные затраты на начало года	Годовые затраты, предъявляе- мые к возме- щению	Накоплен- ные зат- раты, предъяв- ляемые к возмеще- нию	Остаток выручки после внесения роялти	Предель- ная доля компенса- ционной продукции %		Компенса- ционная продукция Инвестора
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Ито- го

Соглашение о разделе продукции								Таблица 8.6
Раздел прибыльной продукции между Государством и Инвестором
<Наименование участка недр> <Наименование Инвестора>
Вариант <Наименование валюты расчета>
Годы	Остаток выручки после внесе- ния роялти	Компен- сацион- ная продук- ция	Прибыль- ная про- дукция	Значение критерия раздела прибыль- ной про- дукции	Доля прибыльной продукции, %		Прибыльная продукция
					Государ- ства	Инвес- тора	Государ- ства		Инвес- тора
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Ито- го

Соглашение о разделе продукции						Таблица 8.7
Поступления Инвестору
<Наименование участка недр> <Наименование Инвестора>
Вариант <Наименование валюты расчета>
Годы	Поступления Инвестору			Налог на прибыль	Поступления Инвестору после уплаты налогов
	прибыльной продукции	компенса- ционной продукции	общие
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Итого

Соглашение о разделе продукции										Таблица 8.8
Оценка эффективности проекта для Инвестора
<Наименование участка недр> <Наименование Инвестора>
Вариант <Наименование валюты расчета>
Го- ды	Посту- пления Инвес- тору после уплаты нало- гов	Эксплуа- тацион- ные за- траты (без амор)	Капи- таль- ные зат- раты	Другие затра- ты и плате- жи	Чистые денеж- ные посту- пления	Накоп- ленные чистые денеж- ные посту- пления	Накоплен- ные чистые дисконти- рованные поступле- ния		Текущая внут- ренняя норма рента- бель- ности		Индекс доход- ности
							10%	15%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
И- то- го

Соглашение о разделе продукции					Таблица 8.9
Оценка эффективности проекта для Инвестора (по дефлированным денежным поступлениям)
<Наименование участка недр> <Наименование Инвестора>
Вариант <Наименование валюты расчета>
Годы	Чистые денежные поступления (дефлирован- ные)	Накопленные чистые денежные поступления	Накопленные чистые дисконтированные поступления			Текущая внутренняя норма рентабель- ности
			10 %	15 %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Итого

Соглашение о разделе продукции										Таблица 8.10
Поступления Государству
<Наименование участка недр> <Наименование Инвестора>
Вариант <Наименование валюты расчета>
Го- ды	Роялти	НДС	При- быль- ная про- дук- ция Госу- дар- ства	Налог на при- быль	Отчис- ления с ФОТ	Другие плате- жи	Общие посту- пления Госу- дар- ству	в том числе
								феде- раль- ный бюд- жет	регио- наль- ные бюд- жеты		отчис- ления с ФОТ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
И- то- го

Соглашение о разделе продукции			Таблица 8.11
Сводные показатели эффективности проекта за период
<Наименование участка недр> <Наименование Инвестора>
		Варианты
Показатели	Ед. изм.
Добыча нефти	тыс.т
Добыча газа	млн.м3
Ввод скважин	скв.
Выручка	млн.$
Капитальные вложения	млн.$
Эксплуатационные затраты (без налогов и амортизации)	млн.$
Суммарные затраты	млн.$
Потребность во внешних инвестициях	млн.$
Чистые поступления Инвестору	млн.$
Чистые дисконтированные поступления Инвестору
при 10% дисконта	млн.$
при 15% дисконта	млн.$
Срок окупаемости	годы
Срок окупаемости (дисконтир. 10%)	годы
Внутренняя норма рентабельности	%
Индекс доходности	ед.
Поступления Государству
недисконтированные	млн.$
дисконтированные (10%)	млн.$
Доля Государства в чистых поступлениях по проекту
недисконтированных	%
дисконтированных (10%)	%

8.5.10. Прибыльная продукция представляет собой стоимость произведенной продукции за вычетом платежей за пользование недрами (роялти) и компенсационной продукции.

8.5.11. В соответствии с СРП прибыльная продукция подлежит разделу между Государством и Инвестором (таблица 8.6).

Доля прибыльной продукции, передаваемая Государству, заменяет взимание налогов, сборов, пошлин, акцизов и других обязательных платежей, предусмотренных действующим законодательством, за исключением налога на прибыль и платежей за право пользования недрами, роялти и платежей, предусмотренных Законом "О СРП".

8.5.12. В соответствии с законом "О СРП" налог на прибыль уплачивается Инвестором следующим образом:

налогооблагаемой базой является прибыльная продукция Инвестора, уменьшенная на сумму его платежей за пользование заемными средствами, его разовых платежей при пользовании недрами, а также на сумму других не возмещаемых ему в соответствии с условиями Соглашения затрат; применяется ставка налога на прибыль, действующая на момент подписания СРП;

льготы по налогу на прибыль, предусмотренные законодательством Российской Федерации не применяются;

налог на прибыль в установленном размере вносится в бюджет субъекта Российской Федерации, на территории которого расположен предоставляемый в пользование участок недр, независимо от места регистрации плательщика.

Поступления Инвестору после уплаты налогов образуются уменьшением общих поступлений Инвестору, слагающихся из компенсационной продукции и прибыльной продукции Инвестора, на величину налога на прибыль (таблица 8.7).

8.5.14. Чистые денежные поступления Инвестора представляет собой поступления Инвестору после уплаты налогов, уменьшенные на величину капитальных, эксплуатационных (без амортизации) и других затрат и платежей (таблица 8.8). На основе динамики чистых денежных поступлений Инвестору рассчитываются показатели эффективности проекта.

8.5.15. К "другим затратам и платежам", упомянутым в пункте 8.5.14., могут относиться: разовые платежи (бонусы), выплачиваемые Инвестором, социальные взносы и другие невозмещаемые Инвестору по условиям СРП затраты, необходимые для реализации проекта.

Кроме того, в случае необходимости, годовая величина чистых денежных поступлений корректируется следующим образом:

- уменьшается на величину налогов, сборов и других платежей, которые должны уплачиваться в местные бюджеты и бюджеты субъектов Федерации, если Инвестор не освобожден от таких платежей (п.1 статьи 13 Закона "О СРП"), а также на величину превышения сумм НДС, которые должны уплачиваться Инвестором поставщикам за приобретаемые товарно-материальные ценности, работы и услуги над суммами указанного налога, исчисленными при реализации углеводородов, являющихся собственностью Инвестора;

- увеличиваются на сумму возмещения, которая должна быть получена Инвестором в соответствии с законодательством РФ и п.3 статьи 13 Закона "О СРП" за превышение уплаченных сумм налога над суммами, исчисленными при реализации собственной продукции Инвестора, а также на годовую величину компенсации за уплату местных налогов и налогов субъектов Федерации, от которых Инвестор не был освобожден (п.1 статьи 13 Закона "О СРП").

8.5.16. При оценке проекта в текущих прогнозных ценах эффективность проекта для Инвестора определяется по дефлированным денежным поступлениям (таблица 8.9).

8.5.17. Поступления Государству от реализации проекта включают в себя плату за недра, НДС, прибыльную продукцию Государства, отчисления с ФОТ, налог на прибыль и другие платежи, предусмотренные СРП (таблица 8.10).

8.5.18. Исходя из имеющейся на период составления ТЭО СРП информации производится оценка распределения общих поступлений Государству между федеральным и региональными бюджетами.

Фактическое распределение поступлений Государству по СРП между Российской Федерацией и субъектами Российской Федерации, на территории которого расположен участок недр, осуществляется на основе договора, заключаемого соответствующими органами исполнительной власти в соответствии со ст. 10 Закона "О СРП".

8.5.19. По результатам расчетов приводятся сводные показатели экономической оценки проекта (таблица 8.11). Пример экономической оценки эффективности разработки нефтяного месторождения на условиях СРП представлен в Приложении 1

8.5.20. При наличии дополнительных специфических условий реализации проекта экономическая модель проекта корректируется соответствующим образом.

8.6. Анализ чувствительности экономических показателей

8.6.1. Оценка рентабельности инвестиционного проекта заканчивается анализом чувствительности показателей экономической эффективности к изменению значений различных факторов, принятых при расчетах. Анализ чувствительности является одним из наиболее распространенных методов оценка рисков при реализации нефтегазовых проектов. Методы, которые могут дополнительно использоваться в ТЭО СРП для оценки рисков Инвестора представлены в Приложении 5.

8.6.2. К факторам, которые в обязательном порядке должны рассматриваться при анализе чувствительности относятся:

- цены на УВ на мировом и внутреннем рынках;

- размер капитальных вложений для реализации проекта;

- размер эксплуатационных затрат на добычу УВ.

В дополнение к этому может исследоваться влияние таких факторов, как:

- размер извлекаемых запасов УВ и начальные дебиты, что находит отражение в изменениях профилей добычи;

- разница в темпах инфляции по затратной части проекта и ценам реализации продукции.

8.6.3. Количественно чувствительность оценивается показателем эластичности. Эластичность представляет собой процентное изменение анализируемого показателя при изменении значения фактора на один процент (при неизменности значений всех других факторов). В зависимости от характера влияния фактора на анализируемый показатель, значение эластичности может быть как положительным, так и отрицательным. Чем больше значение эластичности анализируемого показателя, тем больше риск, связанный с изменением данного фактора.

8.6.4. Для оценки эластичности проводятся расчеты изменения величины анализируемого показателя (в процентах) от отклонений значения фактора (в процентах) в области его возможных изменений. Рекомендуемый шаг изменения значений фактора - 5%. Изменяющиеся значения анализируемых экономических показателей (ЧДД, ВНД, срок окупаемости, индекс доходности и капитал риска) при анализе чувствительности приводится не только в процентном, но и в абсолютном выражении. Результаты анализа чувствительности представляются в виде таблиц или графиков.

8.6.5. Область изменений значений рассматриваемого фактора должна соответствовать стадии изученности нефтегазового объекта, на которой заключается СРП.

Диапазон рекомендуемых отклонений капитальных и текущих затрат от их значений, принятых в проекте, составляет:

- на первой стадии - +/- 50%;

- на второй и третьей стадиях - +/- 30%;

- на четвертой стадии и пятой - +/- 20%;

- на пятой стадии - +/- 15%.

Диапазон отклонений цен на УВ от базовых составляет +/- 20%.

8.7. Требования к формированию предложений по основным условиям
соглашения о разделе продукции

8.7.1. На основе оценки экономической эффективности разработки месторождения и анализа чувствительности экономических показателей проекта в ТЭО СРП обосновываются конкретные условия СРП.

8.7.2. Пропорции раздела произведенной продукции между Государством и Инвестором устанавливаются исходя из условия достижения определенного уровня рентабельности инвестиций, осуществляемых при выполнении СРП. При этом в СРП устанавливается, как правило, шкала значений, предусматривающая изменение доли Государства в добытой продукции в зависимости от фактически достигнутого уровня рентабельности инвестиций или другого показателя, характеризующего ход осуществления проекта.

8.7.3. Условия раздела продукции (включая процедуры изменения условий в зависимости от достигнутых показателей эффективности проекта) могут быть признаны удовлетворительными, если при ухудшении условий реализации проект остается экономически эффективным, а при увеличении большая часть дополнительных доходов изымается в пользу Государства.

8.7.4. Проектируемые при подготовке СРП пропорции раздела добытой продукции, а также ставки платежей за недра и другие условия СРП должны обеспечить максимальный уровень государственных доходов при сохранении реальной возможности привлечения инвестиций для выполнения СРП.

8.7.5. ТЭО СРП должно содержать предложения по важнейшим условиям Соглашения о разделе продукции: величине и порядку внесения разовых и регулярных платежей за право пользования недрами; предельный уровень возмещаемых затрат, пропорции распределения продукции между Государством и Инвестором; обязательства Инвестора по финансированию проекта и другие существенные обязательства Инвестора.

8.7.6. Основные экономические условия, обоснованные в соответствии с настоящим Регламентом, должны найти юридически адекватное отражение в СРП.

------------------------

* ст.7 Федерального Закона "О соглашениях о разделе продукции"

"2. Работы по соглашению выполняются при соблюдении требований Законодательства Российской Федерации, а также при соблюдении утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по безопасному ведению работ, охране недр, окружающей природной среды и здоровья населения. При этом соглашением предусматриваются обязательства Инвестора по:

осуществлению мер, направленных на предотвращение вредного влияния указанных на окружающую природную среду, а также по ликвидации такого влияния.

3. При выполнении работ по соглашению на объектах, расположенных на территории традиционного проживания и хозяйственной деятельности малочисленных этнических общностей, инвестор обязан принимать все необходимые меры по защите исконной среды обитания и традиционного образа жизни малочисленных этнических общностей".

** ст.11 Федерального Закона "Об экологической экспертизе"

Обязательной государственной экологической экспертизе, проводимой на федеральном уровне, подлежат:

7) "документация, обосновывающая соглашения о разделе продукции и концессионные договоры, предусматривающие использование природных ресурсов и (или) отходов производства, находящихся в ведении Российской Федерации;".

*** п.4 "Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности

"4.4. Экологическое обоснование в прединвестиционных материалах должно содержать оценку возможности развития намечаемой деятельности в районе возможного размещения с учетом:

нормативов качества природной среды;

существующей системы ограничений на природоиспользование;

прогнозируемого состояния окружающей среды при планируемых сбросах, выбросах и отходах производства и других видах воздействия.

4.5. Прогноз экологической опасности намечаемой деятельности должен базироваться на:

анализе природно-ресурсного потенциала территорий, существующего использования природных, трудовых и других природных ресурсов, состояния среды, историко-культурного наследия;

потребности в важнейших ресурсах;

прогнозных изменений экологической ситуации при реализации намечаемой деятельности и последствиях этих инвестиций для социально-экономического развития территории".

Перечень
основных нормативных документов, использованных при разработке Регламента технико-экономического обоснования СРП

1. Федеральный закон "О соглашении о разделе продукции (дата принятия закона 19.12.1995 г., постановление N 753-1).

2. Федеральный закон о внесении изменений и дополнений в закон Российской Федерации "О недрах" (принят Государственной думой 8.02.1995 г.).

3. Закон РФ "О недрах" от 4.05.1992 г.

4. Федеральный закон "О недрах" N 2395-1 от 21 февраля 1992 г. С учетом федерального закона "О внесении изменений и дополнений в закон Российской Федерации "О недрах" N 27-ФЗ от 3 марта 1995 г.

5. Закон Российской Федерации "О внесении изменений и дополнений в федеральный закон "О соглашениях о разделе продукции". РНБ, 8 января 1999 г.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте документа допущена опечатка. Вместо указанной даты 8 января 1999 г. следует читать 7 января 1999 г.

6. СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений (принят Постановлением Минстроя России от 30.06.1995 г. N 18-64).

7. СП 11-101-95. Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений (принят Постановлением Минстроя России от 30.06.1995 г. N 18-63).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте документа допущена опечатка. Свод правил по определению стоимости строительства в составе предпроектной и проектно-сметной документации имеет номер СП 81-01-94

8. СП 18-01-94. Свод правил по определению стоимости строительства в составе предпроектной и проекто-сметной документации (введен в действие 01.04.1995 г.).

9. Свод Правил "Инженерные и экологические изыскания в строительстве" (СП 11-102-97).

10. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96), утвержденный Минтопэнерго 23.09.1996 г.

11. Порядок проведения государственной экспертизы проектно-сметной документации и утверждения проектов строительства объектов топливно-энергетического комплекса в Российской Федерации (утвержден приказом Минтопэнерго России от 1.06.1994 г. N 112).

12. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., ГКЗ СССР, 1983.

ГАРАНТ:

См. Временную классификацию запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденные приказом МПР РФ от 7 февраля 2001 г. N 126

13. Инструкция по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., КГЗ СССР, 1984.

14. Положение о проведении государственной экспертизы проектов строительства объектов топливно-энергетического комплекса Российской Федерации (введено в действие приказом Минтопэнерго России от 30.09.1995 г. N 201).

15. "Положение о проведении государственной экспертизы в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций" (введено приказом МЧС России от 23.06.1995 г. N 446).

16. "Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности". Минприроды России, приказ N 539 от 29.12.95.

17. "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования". Госстрой РФ, Министерство экономики РФ, Министерство финансов РФ N 7-12/47 от 31 марта 1994 г.

18. "Положение о порядке лицензирования пользования недрами". Утверждено Постановлением Верховного Совета Российской Федерации N 3314-1 от 15 июля 1992 г.

19. Положение о государственном лицензировании строительной деятельности на территории России (Постановление СМ РСФСР от 8.11.1991 г. N 593).

20. Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. М., ВНИГНИ, 1983.

21. Положение о формировании и использовании ликвидационного фонда при реализации соглашений о разделе продукции. Постановление Правительства РФ от 08.07.99 г. N 741.

22. Положение о составе и порядке возмещения затрат при реализации соглашений о разделе продукции. Постановление Правительства РФ от 03.07.99 г. N 740.

ГАРАНТ:

См. Главу 26.4. "Система налогообложения при выполнении соглашений о разделе продукции" Налогового кодекса РФ

Согласовано Госгортехнадзором РФ

3 августа 1999 г. N 04-35/762

МПР РФ 10 июня 1999 г. N ВМ-27/2885

Приложение 1

Пример расчета экономических показателей оценки эффективности проекта для Государства и Инвестора при заключении (СРП)

Пример расчета экономических показателей оценки эффективности осуществления проекта на условиях СРП выполнен на основании технологической схемы разработки нефтяного месторождения.

Экономическая оценка проекта выполнена исходя из следующих предположений (табл. П.1.1.):

на внешнем рынке реализуется 30% нефти по цене 96 долл./т (пункт раздела продукции);

на внутреннем рынке реализуется 70% нефти по цене 504 руб./т (включая НДС);

весь газ реализуется на внутреннем рынке по цене 66 руб/1000 м3 (включая НДС);

ставка налога на добавленную стоимость - 20%;

ставка роялти - 6%;

ставка налога на прибыль - 39%;

предельная доля компенсационной продукции - 80%;

доля Инвестора в прибыльной продукции при

внутренней норме рентабельности

                     до 10%   - 80%;

                     10 - 15% - 60%;

                     10 - 15% - 40%;

                     св. 20%  - 20%.

Поставки нефти, газа и оценка поступлений от их реализации показаны в таблице П.1.2. Суммарные поставки нефти за расчетный период составляют - 10.3 млн.т., газа - 1.96 млрд.м3. Поступления от реализации - 920.4 млн.долл.

Оценка проекта до налогообложения содержится в табл. П.1.3.

Общие поступления Инвестору составят 596,4 млн.долл.., в том числе компенсационной продукции - 362.8 млн.долл.., прибыльной продукции - 233.5 млн.долл. Подробные расчеты поступлений Инвестору содержится в табл. П.1.4 - П.1.7.

Результаты оценки эффективности проекта для Инвестора представлены в табл.П.1.8. Сумма чистых денежных поступлений за период расчета составит 151.8 млн.долл., чистые дисконтированные поступления (норма дисконта 10%) - 30 млн.долл., внутренняя норма рентабельности - 16,3%, индекс доходности - 1.20.

Динамика накопленных потоков наличности показана на рис.П.1.1.

Общие поступления Государству за расчетный период составят 422.9 млн.долл.., в том числе плата за недра 49 млн.долл.., прибыльная продукция Государства 170.9 млн.долл.., налог на прибыль Инвестора 81.7 млн.долл. НДС 104.1 млн.долл.., отчисления с фонда оплаты труда 17.1 млн.долл. Поступления Государству по видам платежей показаны в табл.П.1.9.

Распределение выручки между Государством и Инвестором в процентном соотношении представлено на рис.П.1.2.

Реализация проекта в рамках Соглашения на условиях, изложенных выше, позволяет привлечь 202.3 млн.долл.. для его осуществления, обеспечив существенные поступления Государству (422.9 млн.долл..) и приемлемый уровень рентабельности для Инвестора (16.3%).

Сводные показатели эффективности проекта представлены в таблице П.1.10.

Соглашение о разделе продукции		Таблица П.1.1
Экономические условия осуществления проекта -------------------------------------------------------- Пограничное месторождение		АО "Инвестор"
Показатели	Единица измерения
Доля реализации нефти на внешнем рынке Доля реализации газа на внешнем рынке Цена нефти на внешнем рынке (пункт раздела продукции) Цена нефти на внутреннем рынке (с НДС) Цена газа (с НДС) Темп годовой инфляции Ставка налога на прибыль Ставка НДС Нормы дисконта	% % долл/т руб/т руб/ 1000 м3 % % % % % % % % % % %		30 0 96 504 66 0 35 20 10 15 6 80 80 60 40 20
Основные условия раздела продукции
Ставка роялти Предельная доля компенсационной продукции Доля Инвестора в прибыльной продукции Внутренняя норма рентабельности до 10% 10% - 15% 15% - 20% св. 20%

Соглашение о разделе продукции

Таблица П.1.2

Расчет выручки от реализации продукции

Пограничное месторождение АО "Инвестор"

Вариант А млн.долл

Го- ды

Добыча

Поставка нефти, тыс.тн

Цена нефти

Пос тав- ки газа млн. м3

Цена газа (с НДС) руб/ 1000 м3

Выручка от реализации

нефти тыс.т

газа млн.м3

внут- ри стра- ны (с НДС) руб/ тн

экс- порт $/тн

Все- го

в том числе

Все- го (с НДС)

в том числе

нефти

га- за

внут- ри стра- ны

экс- порт

вну- три ст- ра- ны

эк- сп- орт

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

27,3 5,5 27,2 19,0 8,1 504 96 5,2 66 2,4 1,6 0,8 0,1 137,0 27,4 136,3 95,4 40,9 504 96 26,0 66 12,2 8,0 3,9 0,3 296,0 59,2 294,5 206,2 88,4 504 96 56,2 66 26,4 17,3 8,5 0,6 436,0 87,2 433,8 303,7 130,1 504 96 82,8 66 38,9 25,5 12,5 0,9 563,0 112,6 560,2 392,1 168,1 504 96 107,0 66 50,2 32,9 16,1 1,2 659,0 131,8 655,7 459,0 196,7 504 96 125,2 66 58,8 38,6 18,9 1,4 730,0 146,0 726,4 508,4 217,9 504 96 138,7 66 65,2 42,7 20,9 1,5 785,0 157,0 781,1 546,8 234,3 504 96 149,2 66 70,1 45,9 22,5 1,6 780,0 156,0 776,1 543,3 232,8 504 96 148,2 66 69,6 45,6 22,4 1,6 733,2 146,6 729,5 510,7 218,9 504 96 139,3 66 65,4 42,9 21,0 1,5 645,9 129,6 642,7 449,9 192,8 504 96 122,7 66 57,6 37,8 18,5 1,3 587,8 117,6 584,8 409,4 175,4 504 96 111,7 66 52,5 34,4 16,8 1,2 552,5 110,5 549,7 384,8 164,9 504 96 105,0 66 49,3 32,3 15,8 1,2 519,4 103,9 516,8 361,7 155,0 504 96 98,7 66 46,4 30,4 14,9 1,1 488,2 97,6 485,8 340,0 145,7 504 96 92,8 66 43,6 28,6 14,0 1,0 458,9 91,8 456,6 319,6 137,0 504 96 87,2 66 41,0 26,8 13,2 1,0 431,4 86,3 429,2 300,4 128,8 504 96 82,0 66 38,5 25,2 12,4 0,9 405,5 81,1 403,5 282,4 121,0 504 96 77,0 66 36,2 23,7 11,6 0,8 381,2 76,2 379,2 265,5 113,8 504 96 72,4 66 34,0 22,3 10,9 0,8 358,3 71,7 356,5 249,5 106,9 504 96 68,1 66 32,0 21,0 10,3 0,7 336,8 67,4 335,1 234,6 100,5 504 96 64,0 66 30,1 19,7 9,7 0,7

И т о г о

10312,2 10260,6 3078,2 1959,3 920,4 295,5 2062,4 7182,4 603,3 21,6

Соглашение о разделе продукции							Таблица П.1.3
Оценка эффективности проекта до налогообложения
Пограничное месторождение АО "Инвестор"
Вариант А млн.долл
Годы	Выручка от реа- лизации (с НДС)	Эксплуата- ционные затраты (без амор.)	Капиталь- ные затраты	Чистые денеж- ные по- ступле- ния до налого- обложе- ния	Накоплен- ные чис- тые де- нежные поступле- ния	Накопленные чистые дисконтиро- ванные по- ступления			Текущая внут- ренняя норма рента- бель- ности
						10%		15%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21	2,4 0,5 16,8 -14,8 -14,8 -14,8 -14,8 12,2 2,3 35,5 -25,5 -40,3 -38,0 -37,0 26,4 4,1 28,8 -6,4 -46,7 -43,3 -41,8 38,9 5,7 28,8 4,5 -42,2 -39,9 -38,9 50,2 7,2 30,0 13,1 -29,1 -31,0 -31,4 58,8 8,6 28,8 21,5 -7,6 -17,6 -20,7 -4,8% 65,2 9,5 22,5 33,1 25,5 1,1 -6,4 10,6% 70,1 10,4 11,3 48,4 73,9 25,9 11,8 21,0% 69,6 10,3 0,0 59,3 133,2 53,6 31,2 27,4% 65,4 10,3 0,0 55,2 188,4 77,0 46,9 30,7% 57,6 9,7 0,0 47,9 236,3 95,5 58,7 32,6% 52,5 9,3 0,0 43,2 279,5 110,6 68,0 33,7% 49,3 9,0 0,0 40,4 319,8 123,5 75,6 34,4% 46,4 8,6 0,0 37,7 357,6 134,4 81,7 34,8% 43,6 8,4 0,0 35,2 392,7 143,6 86,7 35,1% 41,0 8,2 0,0 32,7 425,5 151,5 90,7 35,3% 38,5 8,0 0,0 30,5 456,0 158,1 93,9 35,4% 36,2 8,0 0,0 28,2 484,2 163,7 96,6 35,5% 34,0 7,8 0,0 26,2 510,4 168,4 98,7 35,6% 32,0 7,6 0,0 24,4 534,8 172,4 100,4 35,6% 30,1 7,4 0,0 22,7 557,5 175,8 101,8 35,7%
Ито- го	920,4 160,6 202,3 557,5

Соглашение о разделе продукции						Таблица П.1.4
Движение денежных средств по проекту -------------------------------------------------------- Пограничное месторождение						АО "Инвестор"
Вариант А млн.долл
Годы	Выручка от реализации (с НДС)	НДС с реализо- ванной про- дукции	Выручка без НДС	Ставка роялти %	Роялти		Остаток выручки после внесения роялти
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21	2,4 0,3 2,2 6,0 0,1 2,0 12,2 1,4 10,8 6,0 0,7 10,2 26,4 3,0 23,4 6,0 1,4 22,0 38,9 4,4 34,5 6,0 2,1 32,4 50,2 5,7 44,6 6,0 2,7 41,9 58,8 6,7 52,2 6,0 3,1 49,0 65,2 7,4 57,8 6,0 3,5 54,3 70,1 7,9 62,1 6,0 3,7 58,4 69,6 7,9 61,7 6,0 3,7 58,0 65,4 7,4 58,0 6,0 3,5 54,6 57,6 6,5 51,1 6,0 3,1 48,1 52,5 5,9 46,5 6,0 2,8 43,7 49,3 5,6 43,7 6,0 2,6 41,1 46,4 5,2 41,1 6,0 2,5 38,6 43,6 4,9 38,6 6,0 2,3 36,3 41,0 4,6 36,3 6,0 2,2 34,1 38,5 4,4 34,1 6,0 2,0 32,1 36,2 4,1 32,1 6,0 1,9 30,2 34,0 3,8 30,2 6,0 1,8 28,4 32,0 3,6 28,4 6,0 1,7 26,7 30,1 3,4 26,7 6,0 1,6 25,1
Ито- го	920,4 104,1 816,2 49,0 767,3

Соглашение о разделе продукции						Таблица П.1.5
Расчет компенсационной продукции, направленной на возмещение затрат Инвестора
Пограничное месторождение АО "Инвестор"
Вариант А млн.долл
Годы	Невозмещен- ные затраты на начало года	Годовые затраты, предъявляе- мые к возме- щению	Накоплен- ные зат- раты, предъяв- ляемые к возмеще- нию	Остаток выручки после внесения роялти	Предель- ная доля компенса- ционной продукции %		Компенса- ционная продукция Инвестора
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21	0,0 17,2 17,2 2,0 80 1,6 15,6 37,8 53,4 10,2 80 8,2 45,2 32,8 78,0 22,0 80 17,6 60,4 34,4 94,8 32,4 80 26,0 68,9 37,2 106,0 41,9 80 33,5 72,5 37,3 109,8 49,0 80 39,2 70,6 32,0 102,6 54,3 80 43,5 59,2 21,6 80,8 58,4 80 46,7 34,1 10,3 44,4 58,0 80 44,4 0,0 10,3 10,3 54,6 80 10,3 0,0 9,7 9,7 48,1 80 9,7 0,0 9,3 9,3 43,7 80 9,3 0,0 9,0 9,0 41,1 80 9,0 0,0 8,6 8,6 38,6 80 8,6 0,0 8,4 8,4 36,3 80 8,4 0,0 8,2 8,2 34,1 80 8,2 0,0 8,0 8,0 32,1 80 8,0 0,0 8,0 8,0 30,2 80 8,0 0,0 7,8 7,8 28,4 80 7,8 0,0 7,6 7,6 26,7 80 7,6 0,0 7,4 7,4 25,1 80 7,4
Ито- го	362,8 767,3 362,8

Соглашение о разделе продукции								Таблица П.1.6
Раздел прибыльной продукции между Государством и Инвестором
Пограничное месторождение АО "Инвестор"
Вариант А млн.долл
Годы	Остаток выручки после внесе- ния роялти	Компен- сацион- ная продук- ция	Прибыль- ная про- дукция	Внутрен- няя нор- ма рен- табель- ности %	Доля прибыльной продукции, %		Прибыльная продукция
					Государ- ства	Инвес- тора	Государ- ства		Инвес- тора
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21	2,0 1,6 0,4 20 80 0,1 0,3 10,2 8,2 2,0 20 80 0,4 1,6 22,0 17,6 4,4 20 80 0,9 3,5 32,4 26,0 6,5 20 80 1,3 5,2 41,9 33,5 8,4 20 80 1,7 6,7 49,0 39,2 9,8 20 80 2,0 7,8 54,3 43,5 10,9 20 80 2,2 8,7 58,4 46,7 11,7 -1,9% 20 80 2,3 9,3 58,0 44,4 13,6 7,9% 20 80 2,7 10,9 54,6 10,3 44,3 11,1% 20 80 8,9 35,4 48,1 9,7 38,3 12,7% 40 60 15,3 23,0 43,7 9,3 34,5 13,8% 40 60 13,8 20,7 41,1 9,0 32,2 14,6% 40 60 12,9 19,3 38,6 8,6 30,0 15,2% 40 60 12,0 18,0 36,3 8,4 27,9 15,5% 60 40 16,7 11,2 34,1 8,2 25,9 15,7% 60 40 15,6 10,4 32,1 8,0 24,1 15,9% 60 40 14,5 9,6 30,2 8,0 22,2 16,0% 60 40 13,3 8,9 28,4 7,8 20,6 16,1% 60 40 12,4 8,2 26,7 7,6 19,1 16,2% 60 40 11,5 7,6 25,1 7,4 17,7 16,3% 60 40 10,6 7,1
Ито- го	767,3 362,8 404,4 170,9 233,5

Соглашение о разделе продукции						Таблица П.1.7
Поступления Инвестору
Пограничное месторождение АО "Инвестор"
Вариант А млн.долл
Годы	Поступления Инвестору			Налог на прибыль	Поступления Инвестору после уплаты налогов
	прибыльной продукции	компенса- ционной продукции	общие
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21	0,3 1,6 -1,9 0,1 1,8 1,6 8,2 9,8 0,6 9,2 3,5 17,6 21,1 1,2 19,9 5,2 26,0 31,1 1,8 29,3 6,7 33,5 40,2 2,3 37,9 7.8 39,2 47,1 2,7 44,3 8,7 43,5 52,1 3,0 49,1 9,3 46,7 56,1 3,3 52,8 10,9 44,4 55,3 3,8 51,5 35,4 10,3 45,7 12,4 33,3 23,0 9,7 32,7 8,1 24,7 20,7 9,3 29,9 7,2 22,7 19,3 9,0 28,2 6,8 21,5 18,0 8,6 26,6 6,3 20,3 11,2 8,4 19,6 3,9 15,7 10,4 8,2 18,6 3,6 15,0 9,6 8,0 17,6 3,4 14,3 8,9 8,0 16,9 3,1 13,8 8,2 7,8 16,0 2,9 13,1 7,6 7,6 15,2 2,7 12,5 7,1 7,4 14,4 2,5 12,0
Итого	233,5 362,8 596,4 81,7 514,6

Соглашение о разделе продукции									Таблица П.1.8
Оценка эффективности проекта для Инвестора
Пограничное месторождение АО "Инвестор"
Вариант А млн.долл
Го- ды	Посту- пления Инвес- тору после уплаты нало- гов	Эксп- луата- цион- ные затра- ты (без амор)	Капи- таль- ные зат- раты	Другие затра- ты и плате- жи	Чистые денеж- ные посту- пления	Накоп- ленные чистые денеж- ные посту- пления	Накоплен- ные чистые дисконти- рованные поступле- ния		Текущая внут- ренняя норма рента- бель- ности	Индекс доход- ности
							10 %	15 %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21	1,8 0,5 16,8 0,0 -15,4 -15,4 -15,4 -15,4 0,08 9,2 2,3 35,5 0,0 -28,5 -43,9 -41,3 -40,2 0,16 19,9 4,1 28,8 0,0 -12,9 -56,9 -52,0 -50,0 0,29 29,3 5,7 28,8 0,0 -5,1 -61,9 -55,8 -53,3 0,41 37,9 7,2 30,0 0,0 0,7 -61,2 -55,4 -52,9 0,52 44,3 8,6 28,8 0,0 7,0 -54,2 -51,0 -49,4 0,62 49,1 9,5 22,5 0,0 17,1 -37,1 -41,3 -42,0 0,72 52,8 10,4 11,3 0,0 31,2 -6,0 -25,4 -30,3 -1,9% 0,83 51,5 10,3 0,0 0,0 41,2 35,2 -6,2 -16,9 7,9% 0,96 33,3 10,3 0,0 0,0 23,0 58,2 3,6 -10,3 11,1% 1,02 24,7 9,7 0,0 0,0 15,0 73,2 9,4 -6,6 12,7% 1,06 22,7 9,3 0,0 0,0 13,4 86,6 14,1 -3,7 13,8% 1,09 21,5 9,0 0,0 0,0 12,5 99,1 18,1 -1,4 14,6% 1,12 20,3 8,6 0,0 0,0 11,7 110,9 21,5 0,5 15,2% 1,14 15,7 8,4 0,0 0,0 7,3 118,1 23,4 1,5 15,5% 1,15 15,0 8,2 0,0 0,0 6,7 124,8 25,0 2,4 15,7% 1,17 14,3 8,0 0,0 0,0 6,3 131,1 26,4 3,0 15,9% 1,17 13,8 8,0 0,0 0,0 5,8 136,9 27,5 3,6 16,0% 1,18 13,1 7,8 0,0 0,0 5,4 142,2 28,5 4,0 16,1% 1,19 12,5 7,6 0,0 0,0 5,0 147,2 29,3 4,3 16,2% 1,19 12,0 7,4 0,0 0,0 4,6 151,8 30,0 4,6 16,3% 1,20
И т о г о	514,6 160,6 202,3 0,0 151,8

Соглашение о разделе продукции									Таблица П.1.9
Поступления Государству
Пограничное месторождение АО "Инвестор"
Вариант А млн.долл
Го- ды	Роялти	НДС	При- быль- ная про- дук- ция Госу- дар- ства	Налог на при- быль	Отчис- ления с ФОТ	Другие плате- жи	Общие посту- пления Госу- дар- ству	в том числе
								феде- раль- ный бюд- жет	регио- наль- ные бюд- жеты	отчис- ления с ФОТ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21	0,1 0,3 0,1 0,1 0,1 0,0 0,7 0,3 0,3 0,1 0,7 1,4 0,4 0,6 0,3 0,0 3,3 1,7 1,3 0,3 1,4 3,0 0,9 1,2 0,5 0,0 7,0 3,7 2,8 0,5 2,1 4,4 1,3 1,8 0,7 0,0 10,3 5,5 4,1 0,7 2,7 5,7 1,7 2,3 0,9 0,0 13,2 7,0 5,3 0,9 3,1 6,7 2,0 2,7 1,0 0,0 15,5 8,2 6,2 1,0 3,5 7,4 2,2 3,0 1,1 0,0 17,1 9,1 6,9 1,1 3,7 7,9 2,3 3,3 1,1 0,0 18,4 9,8 7,4 1,1 3,7 7,9 2,7 3,8 1,1 0,0 19,2 10,2 7,9 1,1 3,5 7,4 8,9 12,4 1,0 0,0 33,2 16,0 16,2 1,0 3,1 6,5 15,3 8,1 1,0 0,0 34,0 16,8 16,2 1,0 2,8 5,9 13,8 7,2 0,9 0,0 30,7 15,1 14,6 0,9 2,6 5,6 12,9 6,8 0,9 0,0 28,7 14,2 13,6 0,9 2,5 5,2 12,0 6,3 0,9 0,0 26,9 13,3 12,8 0,9 2,3 4,9 16,7 3,9 0,9 0,0 28,8 14,4 13,5 0,9 2,2 4,6 15,6 3,6 0,8 0,0 26,8 13,5 12,5 0,8 2,0 4,4 14,5 3,4 0,8 0,0 25,0 12,6 11,7 0,8 1,9 4,1 13,3 3,1 0,8 0,0 23,2 11,6 10,8 0,8 1,8 3,8 12,4 2,9 0,8 0,0 21,7 10,9 10,0 0,8 1,7 3,6 11,5 2,7 0,8 0,0 20,2 10,1 9,3 0,8 1,6 3,4 10,6 2,5 0,7 0,0 18,9 9,4 8,7 0,7
И т о г о	49,0 104,1 170,9 81,7 17,1 0,0 422,9 213,5 192,2 17,1

Соглашение о разделе продукции		Таблица П.1.10
Сводные показатели эффективности проекта
Пограничное месторождение АО "Инвестор"
Вариант А
Показатели	Ед. изм.
Добыча нефти Добыча газа Ввод скважин Выручка Капитальные вложения Эксплуатационные затраты (без налога и амортизации) в том числе отчисления с ФОТ Суммарные затраты Потребность во внешних инвестициях Чистые поступления Инвестору Чистые дисконтированные поступления Инвестору при 10% дисконта при 15% дисконта Срок окупаемости Срок окупаемости (дисконтир. 10%) Внутренняя норма рентабельности Индекс доходности Поступления Государству недисконтированные дисконтированные (10%) Доля Государства в чистых поступлениях по проекту недисконтированных дисконтированных (10%)	млн.т млн.м3 скв. млн.$ млн.$ млн.$ млн.$ млн.$ млн.$ млн.$ млн.$ млн.$ годы годы % ед. млн.$ млн.$ % %		10,3 2062,4 149 920,4 202,3 160,6 17,1 362,9 61,9 151,8 30,0 4,6 9 10 16,3 1,20 422,9 152,9 73,6 83,6

Накопленные денежные поступления по проекту Соглашения о разделе продукции Вариант А 200.0 --- Пограничное месторождение | | 150.0 -+- /-----------------------------\ | | Чистые денежные поступления | | \-----------------------------/ 100.0 -+- млн. | /--------------------\ долл | | Дисконтированные | 50.0 -+- | поступления (10%) | | \--------------------/ | 0.0 -+------+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+- | | 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 -50.0 -+- | | -100.0 --- Годы

Рис. П. 1.1

|Поступления Государству и| | Инвестору | | | | По проекту Соглашения | | о разделе продукции | | | | Вариант А | | | |Пограничное месторождение| \-------------------------/ /----------------------\ | - налог на прибыль| | Инвестора | | | | - НДС | | | | - Плата за недра | | | | - Прибыльная | | продукция | | Государства | | | | - Отчисления с ФОТ| | | | - Поступления | | Инвестору | \----------------------/

Рис. П.1.2