Соглашение о разделе продукции – одна из форм иностранных прямых инвестиций, где иностранный инвестор на основе контракта осуществляет инвестирование средств. Затем из выручки он возмещает свои затраты, после чего в соответствии с условиями контракта происходит раздел прибыли. Как пример крупных СРП, можно упомянуть Тенгиз и Карачаганак, – пишут эксперты.
Прямое цитирование условий СРП по Кашагану описаны в Case Study The Kashagan Production Sharing Agreement. Они действовали в 2007 году. Дальнейшие изменения в СРП авторы попытались реконструировать, исходя из заявлений официальных лиц в прессе. По общепринятой практике СРП обычно содержит четыре основных положения, пишет издание 365info.kz.
Во-первых, консорциум инвесторов соглашается выплачивать правительству роялти на основе полного объема производства. После вычета роялти консорциум имеет право на заранее определенную долю добычи для компенсации капитальных затрат и эксплуатационных расходов. Эта доля продукции известна как "затратная часть проекта".
Оставшийся объем производства – "прибыльная часть проекта" — распределяется между правительством страны и консорциумом по заранее установленной ставке. И наконец консорциум должен уплатить подоходный налог на свою долю от прибыльной части проекта.
При этом, после того как консорциум возместит свои первоначальные инвестиции, обычно меняется пропорция между profit oil и cost oil в сторону увеличения "прибыльной части проекта" и увеличения доли государства в разделе продукции
"СРП по Кашагану учитывает все четыре основных положения, содержащихся в большинстве СРП, – отмечают Мурат Темирханов и Асан Курманбеков. – По нашему пониманию, раздел продукции по проекту происходит следующим образом. Первичный раздел происходит с применением роялти на весь объем добытой нефти. Размер роялти составляет 3,5% при цене на нефть более 45 долларов за баррель. Если цена ниже этого уровня, то роялти не начисляется.
После вычета роялти консорциум получает 80% продукции cost oil для покрытия первоначальных затрат по разведке и развитию, а также текущих операционных расходов по добыче нефти. После достижения номинальной окупаемости первоначальных инвестиций данное значение снижается до 55%. Оставшийся объем добычи profit oil первоначально делится между государством и консорциумом в пропорции 10% и 90% в пользу консорциума".
По мере добычи нефти отслеживаются три триггера в соответствии с которыми доля государства в profit oil постепенно увеличивается с 10% до 90%. Вот короткое описание этих триггеров. Внутренняя норма доходности (IRR). Доля государства в profit oil остается 10%, пока IRR проекта меньше или равен 17%. При IRR от 17% до 20% доля государства меняется с 10% до 90% по мере увеличения IRR. При IRR проекта более 20% доля государства в profit oil остается неизменной – 90%;
Доля государства в profit oil остается 10%, пока объем добытой нефти меньше или равен 3 миллиардам баррелей. При объеме добытой нефти от 3 до 5.5 миллиардов баррелей доля государства меняется с 10% до 90% по мере увеличения суммарных объемов добычи. При этом на увеличение доли государства есть ограничение в виде шкалы, связанной c IRR проекта. Так, при IRR проекта ниже или равно 12.5% доля государства в profit oil не может превысить 60% вне зависимости от суммарного объема добытой нефти. 90% может быть достигнуто только когда IRR проекта будет больше 17,5%.
Доля государства в profit oil остается 10%, пока сумма всех денежных поступлений по проекту для участников консорциума меньше всех капитальных и текущих операционных денежных затрат по проекту, умноженных на коэффициент 1.4. При превышении денежных поступлений над затратами по проекту от 1,4 до 2,6 раз доля государства меняется с 10% до 90% по мере увеличения поступлений. При отношении поступлений к затратам проекта более 2,6 раз доля государства в profit oil остается неизменной – 90%.
Помимо этого, на долю консорциума в profit oil государство начисляет налог на прибыль от 30% до 60%, в зависимости от IRR проекта. При IRR меньше или равно 20% налог равен 30%. При IRR от 20% до 30% налог меняется с 30% до 60% по мере увеличения IRR. При IRR проекта более 30% налог остается неизменным – 60%.
Кроме раздела доходов нефти между государством и консорциумом государство имеет долю в самом консорциуме через НК КМГ (16,88%).
По состоянию на 19 ноября 2016 года на Кашагане добыто более 450 тысяч тонн нефти.
Номинальная окупаемость инвестиций займет 14 лет. В соответствии с допущениями и условиями СРП, указанными выше, показатель IRR проекта равен 4.2%. При ставке дисконтирования 12.5% NPV проекта сложилась отрицательной на уровне 18.9 миллиардов долларов.
Чтобы добиться IRR на уровне 12,5%, долгосрочная цена на нефть вместо 60 долларов за баррель должна стоить 250 долларов в 2017-2044 годах. При долгосрочной цене на нефть в 60 долларов за баррель, даже в случае продления соглашения о разделе продукции до бесконечности, IRR будет значительно ниже 12,5%.
Исходя из допущений, номинальная окупаемость инвестиций, разрешенных по СРП (46 миллиардов долларов), займет 14 лет, включая 2016 год. Начиная с 2030 года (после номинальной окупаемости проекта) произойдет первое улучшение раздела добываемой нефти в пользу государства, в результате чего прибыльная часть проекта (Profit oil) увеличится с 20% до 45%.
Затем в 2031 году сработает триггер, связанный с превышением денежных поступлений над возмещаемыми затратами по проекту (R-factor). После чего доля государства в прибыльной части проекта (Profit oil) будет постепенно увеличиваться с 10% в 2030 году до 74% в последний год проекта – 2044-й.
"Мы попытались оценить долю добытой нефти, которая будет уходить за границу безвозвратно в виде возмещения первоначальной стоимости проекта, в виде репатриации прибыли и части операционных расходов, – пишут авторы исследования. – Доходы от доли НК КМГ в Кашаганском проекте мы рассматривали как государственные доходы.
По нашим расчетам, с учетом возврата долгов НК КМГ по проекту (1,8 миллиарда долларов), в 2017 – 2019 годах от доходов Кашаганского проекта в Казахстане в целом (с учетом доли НК КМГ в проекте) будет оставаться 21%. После возврата долга НК КМГ с 2020 по 2029 год в Казахстане будет оставаться 32% от доходов проекта. В 2030 году сработает первый триггер по СРП, и доля сразу вырастет до 39%. После этого через год начнет работать специальная шкала по второму триггеру СРП. В результате суммарная доля Казахстана в проекте постепенно вырастет с 39% в 2031 году до 55% в 2044 году. После 2044 года вся нефть от Кашаганского проекта будет поступать в доход государства".
При объеме добытой нефти от 3 до 5.5 млрд баррелей доля государства будет меняться с 10 до 90% по мере увеличения суммарных объемов добычи. Можно сказать, что освоение 1-й фазы не несет выгоды иностранным участникам консорциума даже при условии роста цен на нефть выше 100 долларов за баррель и продлении СРП. Основной причиной неудовлетворительных показателей проекта является недооценка участниками консорциума сложности освоения Кашагана. Это выразилось в отсрочке начала добычи более чем на 10 лет с первоначально планировавшегося в 2005 году. Одновременно затраты на освоение первой фазы выросли с 10 до 50 миллиардов долларов.
С учетом текущих ожиданий по долгосрочным ценам на нефть, чтобы сделать Кашаганский проект экономически выгодным для иностранных участников консорциума, необходимо значительное продление срока СРП и завершение второй и третьей фаз проекта. Экономика и оценочные инвестиции по второй и третьей фазам непрозрачны. Вполне может быть, что при долгосрочной цене на нефть в 60 долларов за баррель, даже с учетом второй и третьей фаз, проект будет экономически невыгоден для иностранных участников.
Для государства в целом Кашаганский проект выгоден, несмотря на резко возросшие первоначальные инвестиции и отсрочки по проекту. Благодаря регулярным отсрочкам и увеличению стоимости проекта, Казахстан смог значительно улучшить условия СРП в пользу государства.
Во многих расчетах авторам исследования приходилось оперировать гипотетическими цифрами. Вот они:
Срок проекта – до конца 2044
Инвестиции в первую фазу проекта – 50 миллиардов долларов США. Из них 46 миллиардов долларов – затраты, возмещаемые по СРП
Цена на нефть – к 2025 году цена нефти марки Brent медленно вырастет до 60 долларов за баррель и затем останется неизменной до конца проекта
Уровень добычи постепенно достигнет 350 тысяч баррелей в день к 2019 году и до конца проекта останется неизменным
Операционные текущие расходы взяты на уровне 25% от выручки. Для ориентира использовалась доля соответствующих расходов ТШО. Процентные расходы, исходя из ставки в 6%
Доля местного содержания взята на уровне 40%, исходя из соответствующего показателя Тенгиза (32%), Карачаганака (49%)
Доля местного содержания учитывалась при расчете – какая доля операционных расходов проекта останется в Казахстане
Для расчета NPV использовалась ставка 12.5% (минимально приемлемая для участников консорциума, исходя из триггеров по разделу доходов от добычи, описанных в СРП)
НК КМГ будет выплачивать долг консорциуму в размере 1,8 млрд долларов за счет добытой нефти, приходящейся на его долю
