Научная электронная библиотека
Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания
Юдина Е. А., Истомина Ю. В., Пятин А. Н., Юзвович Л. И.,
5.1. Формы международного сотрудничества в нефтегазовой сфере в процессе реализации международных инвестиционных проектов
В 2013 году топливно-энергетический комплекс России вступил в новую фазу своего развития. После приобретения «Роснефтью» компании ТНК-ВР в стране были окончательно сформированы три крупные энергетические компании федерального уровня – «Газпром», «Роснефть» и «ЛУКОЙЛ».
Эта тройка лидеров присутствует сегодня во всех сегментах энергетического бизнеса: разведке, добыче и переработке углеводородов, сбыте продукции, а также производстве электрической и тепловой энергии. При этом все три концерна являются крупнейшими национальными налогоплательщиками, осуществляют многомиллиардные инвестиции в проекты, питают целые отрасли отечественной промышленности. Более того, «Газпром», «Роснефть» и «ЛУКОЙЛ» обладают значительным пакетом зарубежных активов, их позиция на международном энергетическом рынке постоянно укрепляется. Обладание же ВР почти 20 % акций «Роснефти» только усилит эту тенденцию.
Возможный протекционизм компаний, контролируемых государством, стимулирует «ЛУКОЙЛ» и другие негосударственные компании к повышению своей эффективности и конкурентоспособности.
Сегодня в мировом ТЭКе представлены компании всех форм собственности. В Саудовской Аравии, Иране, Венесуэле, например, нефтегазовый бизнес сосредоточен в руках одной стопроцентно государственной компании. Есть страны, где государству принадлежит лишь часть нефтегазового бизнеса.
По мнению большинства экспертов, лидером по инновациям, технологиям будущего, в том числе в нефтегазовой сфере сегодня являются Соединенные Штаты, которые на внутреннем и мировом рынках представлены исключительно негосударственными компаниями.
Необходимо отметить, что эти компании являются фактически национальными и даже интернациональными, поскольку за их акционерами – крупными инвестиционными и пенсионными фондами – стоят сотни миллионов граждан США и других стран.
Вывести Россию на новый, качественный уровень развития, ТЭК страны сможет лишь при условии, что в нем будет соблюден разумный баланс компаний различных форм собственности, конкурирующих между собой.
Для развития и преумножения ресурсной базы в будущем компаниям придется идти либо на морской шельф, либо на месторождения с трудноизвлекаемыми, нетрадиционными ресурсами. И в первом, и во втором случае это потребует новейших технологических методов, а также значительных финансовых затрат.
Вот уже несколько лет «ЛУКОЙЛ» ведет дискуссии о равноправном доступе к Арктическому шельфу всех российских компаний, и негосударственных, и подконтрольных государству. Необходимо отметить, что статья 9 закона о недрах[1], разделяющая компании по такому принципу, единственная в российском законодательстве. Ни в одном другом законе таких разграничений нет.
Погоня за сохранением привилегированного положения «национальных чемпионов» в нефтегазовом секторе привела к неравномерному распределению лицензий на разработку новых месторождений на континентальном шельфе. «Роснефть» и «Газпром» уже получили под свой контроль 41 % континентальных ресурсов России (около 76 млрд тонн нефтяного эквивалента) и подали заявки еще на 41 %, оставив тем самым лишь 18 % ресурсов для других компаний.
Позиция министерства природных ресурсов, озвученная на январском совещании по этому вопросу в Новом Уренгое, во многом сгладила разногласия сторон. Некоторые подходы, наоборот, ужесточились. Несмотря на выдачу большинства лицензий госкомпаниям, окончательного решения по вопросу доступа принято не было[2].
Поэтому расширение международной деятельности в сфере энергетики, взаимовыгодного сотрудничества с зарубежными государствами и компаниями по освоению и разработке топливно-энергетических ресурсов, повышению эффективности их использования и освоению новых энергетических рынков является одним из самых актуальных и важнейших направлений развития компании «ЛУКОЙЛ».
Государства Средней Азии, Ближнего Востока, Африки и Южной Америки обладают богатыми ресурсами углеводородов, но относятся к числу проблемных регионов, где остро стоят такие вопросы, как модернизация производственной инфраструктуры (прежде всего, транспортной), дефицит квалифицированных кадров, диспропорции территориального развития. Проблемы и перспективы их социально-экономического развития волнуют не только население указанных регионов, но и ряд государств, которые заинтересованы в сотрудничестве в нефтегазовой сфере, в том числе и Россию.
Одним из путей решения данных проблем является привлечение иностранных инвестиций. Мировая практика показала, что наибольший положительный эффект для принимающей страны дают прямые иностранные инвестиции, поскольку они представляют долгосрочные капиталовложения, ориентирующиеся в первую очередь на стратегические преимущества принимающей страны.
Кроме того, прямые иностранные инвестиции связаны с переносом в страну новых технологий, ноу-хау, методов управления и рыночных технологий, что ведет к повышению общего уровня конкурентоспособности экономики принимающей страны.
Вопрос о необходимости привлечения прямых иностранных инвестиций в экономику государств возникал сразу после принятия соответствующих законов, разрешающих на определенных условиях объединение местных и иностранных капиталов. По мере роста дефицита местных национальных инвестиционных ресурсов этот вопрос приобретал все большую актуальность. Особенно остро этот дефицит существует в энергетике – отрасли с высокой капиталоемкостью, от состояния которой зависят темпы и характер развития экономики в целом.
Сотрудничество России и Ирака в нефтегазовой сфере
В последние годы по масштабам привлечения иностранных инвестиций нефтегазовые проекты Ирака являются уникальными для всего мира. Объем иностранных инвестиций в разработку нефтяных месторождений Ирака (без учета Курдистана) составил за последние 2 года $15 млрд, и объем этих средств неуклонно возрастает. В работе по разведке и разработке нефтегазовых месторождений Ирака прямо или опосредованно принимают участие крупнейшие международные компании (приложение 2).
В конце 2009 года двум российским компаниям удалось выиграть тендер на оказание сервисных услуг при разработке иракских нефтяных месторождений[3].
Консорциум во главе с «Лукойлом» (доля 56,25 %) и норвежской «Statoil ASA» (18,75 %) добился права вести деятельность на второй очереди месторождения Западная Курна. В свою очередь, консорциум в составе оператора «Газпром нефти» (30 %), корейской «Kogas» (22,5 %), малазийской «Petronas» (15 %), турецкой «ТРАО» (7,5 %) получил права на разработку месторождения Бадра. В обоих проектах доля иракского правительства в лице госкомпаний составляет 25 %.
Компания «ЛУКОЙЛ» рассчитывает получать 8–10 млн т нефти в год в рамках компенсации затрат на проект разработки месторождения.
Де-юре срок действия контракта составляет 20 лет с возможностью продления на 5 лет. Согласно планам «Лукойл Оверсиз», бурение на иракском месторождении начато в 2011 году, а добыча ожидается к концу 2013 г. Причем достижение целевого уровня добычи, составляющего 90 млн т нефти в год, запланировано на 2017 г.
Помимо прочего, программа разработки «Западной Курны-2» предусматривает проведение дополнительной сейсмики, бурение более 500 скважин.
Для того чтобы осуществить задуманное, крупнейшей российской частной компании, лишь по предварительным оценкам, следует вложить в проект в ближайшие 4–5 лет – до $5 млрд.
Стоит особо подчеркнуть, что речь пока не идет о контроле над всей производственной цепочкой «сырье – готовый продукт», а лишь об оказании сервисных услуг, то есть российские компании станут лишь за фиксированную плату добывать нефть, а распоряжаться ею будут иракцы. Кроме того, доходы «Лукойла» после достижения пика добычи составят около 450 млн долларов в год, что не сопоставимо с экономической отдачей месторождения в целом. По оценке «Лукойл», инвестиции в проект «Западная Курна-2» могут составить порядка 30 млрд долларов[4].
В то же время работа в Ираке – это возможность получить не только доход, но и геофизическую информацию о регионе, которая поможет в принятии других инвестиционных решений работающих в этой стране компаний.
На сегодняшний день энергетический диалог с монархиями Аравийского полуострова находится еще в первичной стадии, ведь наименее развитые арабские государства пока не могут заинтересовать российских инвесторов. В этой связи основная ставка в российской внешнеэкономической стратегии в последние годы делалась на группу стран со средним уровнем доходов, но относительно диверсифицированной экономикой, в числе которых особняком стоят Ирак и страны Магриба. Важно заметить, что в сфере экономического взаимодействия с Багдадом может возникнуть весьма благоприятная для нашей страны ситуация: промышленные потребности Ирака в целом соответствуют возможностям российских производителей.
Российский бизнес приходит в важнейший сектор экономики Ирака с некоторым дефицитом средств, также в Ираке не существует четкой действующей правовой базы относительно вопросов инвестирования в нефтяные проекты государства. Прежде всего, это касается так и не принятого до сих пор в Ираке рамочного закона об углеводородах, проект которого вот уже более трех лет находится на рассмотрении местными парламентариями.
Сотрудничество России и Узбекистана в нефтегазовой сфере
В Декабре 2011 г. «ЛУКОЙЛ Оверсиз» в рамках реализации СРП по разработке газовых запасов Юго-Западного Гиссара (Кашкадарьинская область Республики Узбекистан) добыл первый газ на крупнейшем месторождении блока Джаркудук-Янги Кызылча. Планируемый уровень добычи газа на месторождении составит 5,8 млрд куб. м в год. Доказанные запасы блока составляют 1417 млрд куб. футов газа и около 23 млн баррелей нефти и конденсата[5].
ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «Газпром» в 2011 г. инвестировали в сферу разведки, разработки и добычи природного газа Узбекистана около $1,9 млрд.
Консорциум компаний НХК «Узбекнефтегаз», ОАО «Лукойл», KNOC, CNPC и Petronas планируют инвестировать $17 млн в разведку и разработку нефтегазовых месторождений Аральского моря.
ОАО «ЛУКОЙЛ» совместно с НХК «Узбекнефтегаз» реализуют проекты Хаузак–Шады–Кандым–Кунград и Гиссар. Планируется, что для переработки газа с этих промыслов будет введен в эксплуатацию Кандымский газоперерабатывающий комплекс мощностью 8 млрд куб. м в год.
ОАО «ЛУКОЙЛ» планирует увеличить уровень постоянной добычи газа на промысле Хаузак–Шады в 2012 г. до 4 млрд куб. м. В 2015 г. компания планирует получить ранний газ на месторождении Кандым и к 2017 г. довести здесь добычу газа до 8–10 млрд куб. м.
Общий объем газодобычи узбекских проектов компании «ЛУКОЙЛ» в 2017 г. возрастет до 17 млрд куб. м[6].
Сотрудничество России и Венесуэллы в нефтегазовой сфере
В сентябре 2009 г. подписано «Соглашение между Российской Федерацией и Боливарианской Республикой Венесуэла о сотрудничестве в области реализации совместных стратегических проектов», в котором стороны договорились о создании совместного предприятия для разработки блока Хунин 6 между ННК (40 %) и компанией CVP (60 %) – дочерним предприятием государственной нефтяной компании PDVSA.
В соответствии с условиями Соглашения предусматривается выплата бонуса в размере $600 млн долл. США в течение 10 дней после регистрации СП в Торговой палате. Дате регистрации предшествует издание соответствующих постановлений Национальной Ассамблеи Венесуэлы, подписание Договора о создании и управлении СП, издание декрета Президента Венесуэлы, подписание ННК и CVP Учредительных документов СП.
Собственником природных ресурсов в любой стране является государство. Следовательно, разработка ресурсов должна осуществляться на основе определенных договоров, закрепляющих условия освоения природных ресурсов, ответственность сторон и другие аспекты. От того, как составлены условия данных договоров, зависит экономическая эффективность проекта разработки для Компании.
Поэтому целесообразно дать характеристику основным контрактам и кооперационным соглашениям международного сотрудничества в нефтегазовой сфере, используемых в мировой практике, и более подробно рассмотреть виды контрактов, по которым работает Компания.
Международное сотрудничество в нефтегазовой сфере может осуществляться на основе следующих соглашений[7]:
● соглашение о разделе продукции (СРП) (Production Sharing Agreement);
● сервисные соглашения (Services Agreements);
● совместное операционное соглашение (Joint Operating Agreement);
● концессионный договор (Сoncession);
● договоры о совместной эксплуатации нефтегазовых месторождений (Unitisationand Unit Operating Agreement);
● контракт о совместной деятельности (по разведке и эксплуатации нефтегазовых месторождений) – Association Contract;
● тендеры и закупки (Tenders and Procurement);
● газовые соглашения (Gas Agreements), такие как Соглашение о совместном предприятии по маркетингу природного газа (Natural Gas Marketing Joint Venture Agreement), Соглашение о транспортировке, переработке и возврату газа с месторождения (Agreement for the Transportation, Processing and Redelivery of Gas), Основной договор (купля-продажа газа) Master Agreement, Соглашение о транспортировке натурального газа (Agreement for Transportation of Natural Gas);
● операции с активами нефтегазовых компаний (Asset Operations);
● исключительная лицензия;
● буровой контракт (Drilling Contract).
На практике существует масса различных концессионных механизмов: от классических форм до производных от них комбинаций. Многообразие форм обусловлено объективными различиями между странами в политическом и правовом устройстве, в традициях, в степени государственного вмешательства в экономику, в подходе к собственности на недра и т.д.
Существует классификация, согласно которой все известные формы недропользования условно делятся на:
– внедоговорные формы (административно-разрешительные);
– договорные формы (обеспечивающие равные гражданско-правовые позиции сторон – СРП, сервисные контракты);
– концессионные соглашения (договоры особого рода, с сильным регулятивным элементом со стороны собственника ресурсов).
Международные нефтяные компании обычно осуществляют свою деятельность на основе исключительной лицензии или контракта на право разработки месторождения. Исключительные лицензии предоставляются владельцем нефти на месте (им может быть как государство, так и частные владельцы, как например, в США) юридическому лицу, обладающему необходимой квалификацией и финансовыми возможностями.
В большинстве стран собственность на нефть принадлежит государству и таковой от имени государства распоряжается правительство. Исключительная лицензия предоставляет держателю (лицензиату) право добычи нефти из месторождения. Собственность на нефть переходит к лицензиату с того момента, когда нефть начинает поступать из скважины, пробуренной последней, до истечения срока лицензии.
Контракт на право разработки месторождения предусматривает установление договорных отношений между зарубежной нефтяной компанией (обычно обозначаемой в соглашениях о разделе продукции как «Подрядчик»/«Contractor») и национальным государственным нефтяным предприятием, специально уполномоченным для этой цели (обычно обозначается в соглашениях о разделе продукции как «Государственная сторона»/«StateParty»).
Развивающиеся страны предпочитают заключать с зарубежными нефтяными компаниями контракты на условиях риска вообще и контракты о разделе продукции в особенности, чем предоставлять этим компаниям исключительные лицензии, что в западных индустриально развитых странах является обычной юридической практикой[8].
В данной работе рассматриваются следующие виды соглашений, по которым Компания «ЛУКОЙЛ» осуществляет свою деятельность за рубежом:
– соглашение о разделе продукции (СРП) (Production Sharing Agreement);
– сервисные соглашения (Services Agreements);
– совместное операционное соглашение (Joint Operating Agreement).
Соглашение о разделе продукции
На основании соглашения о разделе продукции Компания разрабатывает нефтяные и газовые месторождения в Республике Узбекистан (Месторождения Гиссарской и Кандымской групп).
Соглашение о разделе продукции (СРП) (англ. Production Sharing Agreement) – специальный тип договора об организации совместного предприятия. Обычно соглашение о разделе продукции является договором, заключенным между зарубежной нефтяной компанией (подрядчиком) и государственным предприятием (государственной стороной), уполномочивающей подрядчика провести нефтяные поисково-разведочные работы и эксплуатацию в пределах определенной области (контрактная территория) в соответствии с условиями соглашения.
Полномочия государственной стороны основываются или на владении исключительной лицензией, предоставленной в соответствии с нормами применимого законодательства, регулирующего операции с нефтью, в этом случае область соглашения совпадает с областью лицензии, или на общем исключительном разрешении (и обязанности) проводить операции с нефтью на всей территории страны без определенных обязательств.
В свою очередь инвестор (Компания) обязуется осуществить проведение указанных работ за свой счет и на свой риск.
Цель СРП заключается в определении условий и положений, относящихся к разведке и разработке ресурсов путем замены существующего налогового режима и режима лицензирования договорными положениями, сохраняющими силу в течение всего времени осуществления проекта.
Компания «ЛУКОЙЛ» инвестирует капитал, необходимый для разработки месторождений.
Полная часть, на которую имеет право Компания, состоит из двух компонентов. Первый компонент представляет собой процент, который подрядчик имеет право получить в качестве компенсации за затраты, понесенные им при выполнении своих обязательств. В контрактах, заключаемых в некоторых странах, существует также пункт, в соответствии с которым оплачивается подоходный налог, которым облагаются государственная сторона и подрядчик. Продукция, оставшаяся после выплаты нефтяного роялти, компенсации по затратам и, возможно, налога на нефть (именно в этом порядке), делится между государственной стороной и подрядчиком в простой пропорции или, что бывает чаще, в сложных пропорциях. Сложные пропорции раздела продукции – оставшейся нефти, которую обычно называют нефтяной прибылью, обеспечивают государственной стороне более благоприятные условия при разделе производства на более высоких уровнях отдачи нефтяного пласта, чем доля, измеряемая в терминах суммарной добычи, или доля, измеряемая в терминах ежедневного производства[9].
Соглашение о разделе продукции имеет двойственный характер. С одной стороны, СРП предоставляет право на добычу нефти, так как оно уполномочивает Компанию осуществлять нефтяные поисково-разведочные работы и эксплуатацию в пределах области контракта (контрактной площади). С другой стороны, СРП реализовывает договорную форму сотрудничества между Компанией и государственной стороной. Это сотрудничество отличается от сотрудничества, осуществляемого участниками совместного предприятия, при котором права и обязанности пропорционально разделены между участниками. Соглашение же о разделе продукции предусматривает, что государственная сторона и Компания преследуют единую цель, то есть стремятся к оптимальному развитию нефтяных ресурсов области контракта, но имеют различные права и обязанности.
Развивающиеся страны, открывая доступ на свою территорию зарубежным нефтяным компаниям для проведения поисково-разведочных работ и добычи нефти, стараются использовать присутствие зарубежных нефтяных компаний и деятельность последних для поддержки и способствования развитию своей промышленности. Для достижения этой цели правительства настаивают на включении в соглашения о разделе продукции положений, нацеленных на соблюдение национальных экономических интересов (при этом данные положения, как правило, не соответствуют интересам Компании). Эти пункты состоят из обязательств, наложенных на Компанию относительно обучения персонала, передачи технологии, использования местной продукции, использования местных услуг и местных субподрядчиков и оказания предпочтения при найме на работу гражданам данной страны.
Обязательная передача технологии выгодна государственной стороне и, как предполагается, должна позволить последней более эффективно исполнять касающиеся ее положения соглашения, такие как выполнение функций надзорного органа или участие в работе управляющего комитета или совета директоров совместной компании.
Обязательство оказывать предпочтение при найме на работу гражданам данной страны, пользоваться местной продукцией, поставками и другими услугами, предлагаемыми местными предприятиями (субподрядчиками), подвергает Компанию и ее деятельность риску. Местные жители, которых предписано нанимать на работу, могут не иметь необходимых навыков, товары и услуги могут быть или недоступны в то время, когда они крайне необходимы, или слишком дороги, или могут не отвечать международным стандартам. Необходимость использовать неквалифицированный персонал, некачественные товары или пользоваться услугами некомпетентных субподрядчиков, а также необходимость мириться с длительными сроками поставок могут наносить ущерб и подвергать риску деятельность Компании. Поэтому Компания вынуждена настаивать на том, что эти обязательства необходимо квалифицировать в том смысле, что Компания может купить за границей и импортировать любые товары, требуемые для её деятельности, может нанимать иностранный персонал и может использовать услуги иностранных субподрядчиков (например, иностранных буровых подрядчиков) в том случае, если граждане данной страны не обладают необходимыми навыками, если местные товары и услуги не доступны вообще или, если они и доступны, то не конкурентоспособны по своему качеству, цене и срокам поставки. Однако существует риск санкций против излишнего использования иностранного персонала, товаров и услуг, контракт может предусматривать условие, в соответствии с которым затраты, сделанные в этом отношении (например жалованье, выплаченное иностранному персоналу), не компенсируются затратной нефтью. Если эти работы не завершаются открытием месторождения промышленного значения, Компания не получает никакой компенсации и теряет свои инвестиции.
То, каким образом государство, государственная сторона и Компания делят между собой продукцию, оговаривается правилами конкретного контракта. Контракты, действующие в одной и той же стране, где ведется нефтедобыча, предлагают сходный по структуре метод раздела продукта, но различаются в том, что касается абсолютных цифр и величины процента. Фактические цифры определяются после переговоров с участниками тендера и зависят от конкуренции, особых обстоятельств контракта и территории его действия.
За редкими исключениями суммарный продукт делится на три или четыре неравные части. Первая часть предназначается государству и считается платой за пользование недрами (как было сказано выше, в этом контексте наряду с нефтью подразумевается и газ). Если договор предусматривает долю нефти-гонорара за пользования недрами, то приемлемый процент варьируется между 10 и 15 % – обычно в зависимости от ежедневного уровня нефтедобычи. Может также быть определена серия последовательных траншей, причем каждому более высокому траншу определяется и более высокий процент «гонорарной» нефти.
Вторая часть, или так называемая «затратная нефть», предназначается Компании в целях возмещения понесенных ей затрат.
В целом, и Компания, и государственная сторона подчиняются законодательству страны, где ведется нефтедобыча, и которым предусматривается налог на доход или прибыль.
Сервисные контракты
Еще одна договорная форма отношений государства и частного лица в области освоения минеральных ресурсов – это договоры на предоставление услуг или сервисные контракты (CК) с риском и без риска. Сервисные контракты в недропользовании широко распространены в мировой практике. Но, будучи самой молодой формой концессионных соглашений, они не настолько изучены как концессионные договоры или СРП. Первыми сервисными контрактами с риском стали контракты, заключенные в 1950-х годах в Мексике и Аргентине с национальными компаниями. Позже эта новая договорная форма возникла но Франции, Бразилии и других странах[10].
В международной практике недропользования сервисный контракт имеет свои характерные отличия. Предметом договора является выполнение работ по заданию заказчика (государства). Поэтому исполнение договора не требует предоставления заказчиком подрядчику прав недропользования.
Вследствие этого у подрядчика отсутствует право собственности на произведенную продукцию (в то время как по концессионному соглашению концессионер обладает таким правом на всю продукцию, а по СРП – на ее часть).
Особенности сервисного контракта заключаются в следующем:
– он сохраняет за государством исчерпывающие права на участок недр;
– государство (в отличие от концессионного соглашения или СРП) становится собственником всего добытого сырья;
– все отношения государства с Компанией (подрядчиком) регулируются национальным правом и подлежат юрисдикции национальных судов принимающего государства (при наличии иностранного подрядчика).
Указанные черты не добавляют инвестиционного преимущества этому режиму в глазах инвесторов (Компании). Поэтому они должны быть компенсированы встречной государственной поддержкой. Такой поддержкой могут являться инвестиционные гарантии, первоочередное право выкупа добытых ресурсов (в том числе по заниженным ценам), замена оплаты натуральной формой.
Развитие отношений государства и частных лиц на основе СК привело к появлению новых форм, типов сервисных контрактов, отличающихся по своим условиям от более ранних.
За рубежом принято говорить о двух основных видах СК: с риском и без риска. Сервисные контракты с риском (risk-servicecontracts), в свою очередь подразделяются на два подвида: контракты с риском, не распределяемым между сторонами, и с риском, распределяемым между сторонами.
СК с риском применяются, как правило, в странах с большой вероятностью обнаружения коммерческих запасов. Именно поэтому география заключения сервисных контрактов с риском менее широкая, чем у концессионных соглашений и соглашений о разделе продукции.
В рисковых контрактах с разделением рисков между сторонами государство частично компенсирует подрядчику понесенные затраты в случае неудачного поиска полезных ископаемых или нерентабельности освоения обнаруженного месторождения. При контракте с нераспределяемым риском подрядчик не получает никакой компенсации, т.е. несет полное бремя рисков. Это значит, что за счет собственных средств он производит весь комплекс работ.
Если к установленному сроку сырье не будет обнаружено в коммерчески оправданных количествах, то государство расторгает контракт без выплаты какой-либо компенсации, не говоря уже о тех затратах, которые подрядчик понес, разрабатывая коммерчески не оправдавшие себя месторождения.
При успешном результате разведки по контракту на услуги без разделения риска, подрядчик обычно получает право на обустройство месторождения для последующей передачи подготовленным им месторождением уполномоченной государственной компании для его эксплуатации (на проекте Западная Курна-2 Компании разрешается самой разрабатывать месторождение). При этом подрядчику возмещаются все понесенные им затраты, вознаграждение за риск и процент на вложенные им средства.
Совместное операционное соглашение
Совместное операционное соглашение (Joint Operating Agreement (JOA)) является специальным типом договора об организации совместного предприятия. Участники (партнеры) – нефтегазовые компании – договариваются «жить согласно условиям этого договора до тех пор, пока его расторжение, отказ от договора, переуступка прав в соответствии с договором или дефолт не разлучит их». JOA формально служит основанием для создания совместного предприятия, открытия совместного (общего) счета, и делает возможным совместное исследование, оценку и эксплуатацию месторождения. Обычно JOA не регулирует совместный сбыт продукции (нефть, газ и другие углеводороды) – в этом основное отличие данного договора от СРП. С целью эффективного руководства совместной деятельностью, стороны назначают (или создают) компанию оператора, которая берет на себя роль, не предполагающую получение какой-либо прибыли или вознаграждения и в то же время исключающую какие-либо убытки для него[11].
Совместное операционное соглашение, являясь специальным типом договора о совместной деятельности, формально служит основанием для создания совместного предприятия, открытия совместного счета и делает возможным совместное исследование, оценку и обустройство месторождений, определенных лицензией, регламентирует добычу нефти, а также ее совместную транспортировку и переработку.
В отличие от многих других контрактов, носящих формальный характер, совместное операционное соглашение используется в практике современного нефтегазового бизнеса постоянно.
С юридической точки зрения совместное операционное соглашение является специальной разновидностью договора о совместной деятельности или, используя международную терминологию, договором об организации совместного предприятия (Joint Venture Agreement).
На основании подобного соглашения Компания участвует в проекте «Хунин-6» в Венесуэле[12]. Можно отметить, что последние 10 лет происходит существенное увеличение доли государства. Такая расстановка сил в российском ТЭКе пока не нарушает общего баланса. Все участники рынка, независимо от формы собственности, имеют постоянный контакт с высшим руководством страны, находят понимание и поддержку с его стороны. За пределами страны российские компании при поддержке руководства государства смогут объединять свои усилия, как, например, они уже делают в рамках Национального нефтяного консорциума в Венесуэле.