Инвестиции в добычу полезных ископаемых
Работающий с прибылью
Категории: Добыча полезных ископаемых, Интернет сервисы, Программное обеспечение
Требуемые инвестиции: 900 000 — 6 млн ₽
Доходность: 10-120% в месяц
Стадия проекта: Работающий с прибылью
Майнинг криптовалюты в Москве, постоянный рост, очень хорошая прибыль,открытый доступ 24/7.
Работающий с прибылью
Категории: Добыча полезных ископаемых
Требуемые инвестиции: 145 — 170 млн ₽
Доходность: 120-280% в год
Стадия проекта: Работающий с прибылью
Предлагаем приобрести готовый бизнес, предприятие с месторождениями по добыче рудного золота: Категория и количество прогнозируемых ресурсов тонн р.
Работающий без прибыли
Категории: Добыча полезных ископаемых
Требуемые инвестиции: 45 — 200 млн ₽
Доходность: 120-280% в год
Стадия проекта: Работающий без прибыли
Предлагаем лицензии и земли на добычу золота. Земли месторождений прямой продажи без участия в торгах и аукционах. Прибыльный бизнес проверенный векам.
Работающий с прибылью
Категории: Добыча полезных ископаемых, Экология и энергия
Требуемые инвестиции: 30 — 700 млн ₽
Доходность: 120% в год
Стадия проекта: Работающий с прибылью
Добыча нефти, подготовка к транспортировке и переработке: нефтяных отходов, нефтепродуктов и нефти
Категории: Добыча полезных ископаемых
Требуемые инвестиции: 1 000 000 000 000 000 ₽
Доходность: от 30% в год
Стадия проекта: Идея
Добрый день. Ищу финансового партнера(партнеров) для создания компании по добыче и переработке газа в СПГ, аммиак, метанол, водород.
Категории: Добыча полезных ископаемых
Требуемые инвестиции: 2 — 5 млн ₽
Доходность: 20-40% в год
Стадия проекта: Есть команда
Проект по продвижению на рынок услуг гидромеханической перфорации нефтяных и газовых скважин. Технология используется для повышения нефтеотдачи пласто.
населенный пункт Новая Москва, Россия
Категории: Добыча полезных ископаемых, Производство, Торговля и коммерция
Требуемые инвестиции: 20 000 000 ₽
Стадия проекта: Есть команда
Предложение для инвестора: Авто Заправочный Бизнес. Требуемый объем инвестиций 25 млн руб. Инвестору предлагается доля в бизнесе 49% Строител.
Источник
Cовершенствование условий привлечения инвесторов в недропользовании
Общеизвестно, что львиную долю российской экономики составляет сектор добычи и первичной переработки сырья. Предприятиями минерально-сырьевого комплекса выпускается 50-60% общего объема промышленной продукции или 30-36% ВВП. На них приходится более 50% доходной части федерального бюджета и 100% поступлений в резервный фонд и фонд национального благосостояния России. Основную часть источника таких доходов формируют компании нефтегазового сектора. Кроме нефтегазовых доходов, которые можно учесть напрямую, от компаний ТЭК также поступает около 30% всех налогов на прибыль; данные компании являются крупнейшими плательщиками социальных взносов. Экспорт полезных ископаемых обеспечивает более 80% валютных поступлений в страну. Значительная часть доходов федерального бюджета РФ (по прогнозу до 10% вклада в ВВП до 2030 г.) обеспечивается добычей и экспортом углеводородного сырья.
Такая высокая удельная величина НГС в экономике страны является признаком её ресурсоориентированности. Поэтому происходящие в настоящее время в мировой энергетике «драматические» изменения глобального характера оказывают серьезное влияние на все сферы российской экономики. Среди них можно выделить долгосрочные технологические изменения в добыче и потреблении энергоресурсов, сдвиги в межтопливной конкуренции и географии спроса, конъюнктурные факторы, энергополитика Европейского союза и США, мировой политический и экономический кризис. Как следует из экспертных оценок, период слишком высоких цен на нефть конца 2000-х, скорее всего, не повторится в ближайшие десятилетия, а расходы на добычу углеводородного сырья и сложность добычи серьезно вырастут. В условиях политической и экономической нестабильности возможен периодически возникающий дисбаланс спроса и предложения (скорее, в сторону падения спроса и цен). Конкуренция на мировых рынках углеводородов значительно ужесточится. Развитие технологий разведки и добычи сырья приводит к уменьшению региональной концентрации в НГС и в ареал коммерчески оправданной разработки попадают ранее недоступные глубоководные месторождения шельфа и нетрадиционные запасы. Те запасы, которые еще полтора-два десятилетия назад относились к трудноизвлекаемым, сегодня представляют собой наиболее лакомые куски «нефтяного пирога». В проекте Энергетической стратегии России на период до 2035 года (далее – Энергостратегия-2035) предстоящее кардинальное ужесточение конкуренции на внешних энергетических рынках названо главным внешним вызовом для энергетики России. По мнению авторов документа, в перспективе отечественные нефтяные компании ожидает «упорная конкурентная борьба за удержание и наращивание доли на ключевых традиционных и новых энергетических рынках». В этих условиях определяющими факторами конкурентоспособности нефтегазовых компаний будут, прежде всего, технологические – ускорение строительства, усложнение конструкций скважин, повышение эффективности средств добычи и мобильность оборудования. Задача глубокой и всесторонней модернизации ТЭК России, преодоления высокого износа значительной части инфраструктуры и производственных фондов, технологического отставания ТЭК России от уровня развитых стран обозначена в Энергостратегии-2035 как главный внутренний вызов ТЭК. Для решения этой задачи потребуются вложения только в нефтяную отрасль России на период до 2035 года инвестиций в сумме порядка 1,2 трлн. долл. США (в ценах 2010 года).
Как обеспечить инвестиционную привлекательность НГС?
Существуют различные методики оценки инвестиционной привлекательности условий ведения бизнеса. Как показывает практика, для потенциальных держателей капитала, принимающих инвестиционные решения в НГС, важны такие факторы, как фискальные условия работы (показатели изъятия доходов в бюджет, рентабельность, возможность изменения величины государственного изъятия), проектные риски (распределение рисков между владельцем ресурсов и инвестором), стабильность условий (показатели изменения фискальных условий в разрезе, как минимум, пяти лет). Эти условия могут различаться не только в разных юрисдикциях, но и в пределах одного государства, применительно к условиям разработки месторождений в отдельных регионах (шельф, Арктика, труднодоступные районы), могут быть предусмотрены разные налоговые режимы для отдельных месторождений или внутригосударственных административно-территориальных образований, субъектов федеративных государств.
Итоги большинства сравнительных экспертных исследований институциональной среды нефтегазового бизнеса крупных нефтедобывающих стран свидетельствуют не в пользу России. Так, инвестиционная конкурентоспособность шельфовых проектов в России на фоне таких стран как Норвегия, Великобритания и Казахстан оценивается как «крайне низкая». Ключевыми факторами, влияющими на слабую конкурентные преимущества действующей российской системы, исследователи называют: высокую долю изъятия государства, низкий доход инвестора (внутреннюю норму доходности), высокую степень распределения рисков со стороны государства на инвестора, прогрессивность фискальной системы. Можно констатировать, что Россия сейчас проигрывает в глобальной конкуренции за инвестора, даже, казалось бы, в такой «беспроигрышной» сфере, как добыча углеводородов. Немалая «заслуга» в этом – отсутствие в России современных правовых средств, обеспечивающих структурирование и ведение совместной инвестиционной деятельности, неоптимальный режим налогообложения добычи углеводородов. Сейчас государство использует в целях стимулирования разработки шельфовых и других «сложных» месторождений точечное льготирование отдельных месторождений (снижение экспортной пошлины, каникулы по НДПИ, отдельный режим для новых морских проектов и пр.), но такие меры не могут быть эффективным методом решения проблемы несовершенного регулирования комплексной институциональной среды. Инвестору сегодня необходим стабильный налоговый режим, гарантирование условий хозяйствования и распределения рисков и приемлемый уровень прибыльности. В этих условиях инвесторы (как зарубежные, так и российские), обладающие необходимыми технологиями и средствами, идут в те страны, где для них созданы наилучшие инвестиционные условия (фискальные, административные, гражданско-правовые).
Секторальные санкции против России, введенные рядом западных государств, Австралией и Японий весной-летом 2014 г., вдобавок к имеющимся системным проблемам, существенно ограничили доступ российских компаний на мировые рынки капитала и технологий. Западные санкции препятствуют движению капиталов и сотрудничеству российских компаний с инвесторами, в том числе из стран, не присоединившихся к антироссийской санкционной политике. При этом, в условиях углубляющегося мирового экономического кризиса и российское правительство в распределении ограниченных имеющихся финансовых ресурсов логично делает ставку на преимущественное предоставление кредитов несырьевому сектору. Это увеличивает стоимость и доступность заимствований для нефтяного сектора внутри страны. Ограничение доступа российских нефтегазовых компаний к внутреннему и внешнему финансированию, безусловно, станет серьёзнейшим ограничением в реализации принятых инвестиционных программ и в реализации чрезвычайно капиталоёмких проектов на арктическом шельфе.
Сложившаяся ситуация требует принятия срочных решений, в том числе тех, которые хорошо известны, но ранее откладывались «в долгий ящик». Как показывает опыт многих стран, либерализация механизмов предоставления права недропользования, наряду с параллельной корректировкой фискального режима может дать значительный толчок в развитии НГС, способствовать привлечению в отрасль частного капитала и передовых технологий. Так, благодаря внедрению концессионных соглашений и соглашений о разделе продукции доля нефти в ВВП Бразилии с 1998 по 2005 г.г. увеличилась с 2,7% до 9%, а запасы нефти с 6 до 12 млрд. баррелей. На 2012 год рыночная капитализация нефтяного мэйджора Бразилии Petrobras была оценена в 2,5 раза выше, чем ОАО «Роснефть». Однако, мы считаем, что справиться с описанными выше вызовами развитию нефтяной отрасли России, помогут механизмы, не затрагивающие основ системы предоставления доступа к недрами, ведущей роли государственных компаний в этом стратегическом секторе экономики, доли государства в доходах от разработки месторождений и фискального режима, в целом. Такими механизмами могут стать договорные инструменты (с сопутствующим регулированием в налоговом законодательстве и законодательстве о недрах), позволяющие усилить приток инвестиций в самые различные проекты разведки и добычи, в том числе, за счёт внутрироссийских инвестиционных ресурсов, диверсифицировать риски российских участников рынка и обеспечить устойчивое развитие отрасли, причём без дополнительного финансирования из бюджета или от государственных банков и без сокращения бюджетных доходов.
Мировой опыт использования договорных инструментов в недропользовании
На сегодняшний день в мировой практике право собственности на природные ресурсы
in situ (в недрах) принадлежит, за редким исключением, государству. Во многих странах суверенные права государства (или народа) на недра закреплены в конституционных актах.
В зависимости от принятой политики использования недр в той или иной стране условия предоставления частным инвесторам прав на освоение ресурсов варьируются от предоставления практически одинаковых условий для частных инвесторов, в том числе иностранных, и для государственных (или крупных национальных компаний), до максимизации привилегий государства, когда даже в роли собственника добытых ресурсов может выступать только национальная нефтегазовая компания, а инвестор может работать только как подрядчик.
Исследователи выделяют три основных типа контрактов, связанных с совместной инвестиционной деятельностью по разведке и добыче нефти и газа: (1) концессии или лицензии; (2) соглашения (контракты) о разделе продукции (‘ Production S haring Contracts ’ или ‘ Production S haring Agreement s ’); и (3) сервисные контракты с риском (‘ Risk Service Contracts ’).
По концессионному контракту и лицензии инвестор-недропользователь обычно получает исключительные права на разведку и добычу углеводородов, в обмен на встречное предоставление в виде обязанности платить роялти/лицензионные платежи, а также применимые налоги и сборы (как правило, налог на доход и специальный налог на добычу сырья).
По условиям соглашения о разделе продукции инвестор-недропользователь получает уже меньшие права на добытый ресурс, в виде «компенсационной нефти» (в целях компенсации произведенных затрат и оговоренную соглашением долю «прибыльной нефти» в натуральной форме, либо в денежной форме (если эксклюзивное право на продажу углеводородов остается по условиям контракта за принимающей стороной). Инвестор также платит установленные налоги на прибыль и сборы.
По сервисному контракту с риском инвестор (как правило, не обладающий статусом недропользователя) производит поисковые и геолого-разведочные работы за свой счёт с правом последующего получения дохода от добычи сырья, включая возмещение произведенных расходов за счёт добытого сырья. Если работы по контракту не увенчались успехом (коммерческие запасы не открыты), затраты не возмещаются.
Между лицензией и концессией, с одной стороны, и соглашением о разделе продукции и сервисным контрактом с риском, с другой стороны, есть важное отличие: СРП или сервисный контракт представляют собой не просто авторизацию, разрешение на доступ к недрами, но и договорной инструмент сотрудничества между исходным обладателем права на недра и инвестором, готовым взять на себя риски, приложить усилия и навыки, обеспечить финансирование, с целью разведки, разработки и добычи полезных ископаемых. Поэтому нередко заказчиком по СРП или сервисному контракту выступает не государство (напр., в лице министерства), а государственная нефтяная компания, которая, возможно, сама, в свою очередь, является обладателем лицензии, выданной государством. И соглашением этой компании с инвестором (или инвесторами) регулируется совместная реализация права недропользования. Заказчик предоставляет доступ к ресурсу, участвует в управлении и в ряде случаев – в финансировании, а подрядчик (‘ Contractor ’) или подрядный консорциум берёт на себя ответственность за управление, закупки оборудования, работ и услуг субподрядчиков, обеспечение проекта штатом специалистов, финансирование проекта, координацию заинтересованных лиц. При этом геологический риск передаётся исходным обладателем права недропользования подрядчику, за что подрядчик получает право участия в прибыли от разработки. Передача риска от правообладателя, который теоретически сам бы мог разрабатывать месторождение, партнёру происходит, как в СРП, так и в сервисном контракте с риском, а также в менее распространённом контракте на разведку с выкупом (‘ Buy — Back Contract ’). Такой передачи риска нет в лицензионных и концессионных отношениях, ведь если лицензия не выдана государственный лицензирующий орган не будет сам осуществлять операции по недропользованию.
Каждая сторона соглашения с риском, таким образом, активно вовлечена в проект, и заказчик приобретает новый опыт и навыки, который он впоследствии может использовать в других проектах. Так, национальная нефтяная компания может выступать заказчиком по СРП в своей стране, и уже инвестором и подрядчиком – за рубежом. Иногда соглашение (контракт) заключается правительством, но отдельная государственная компания добавляется подрядчику в консорциум принудительно, чтобы перенимать необходимый для самостоятельной работы опыт и знания. Норвежская Статойл (‘ Statoil ’), бразильская Петробрас (‘ Petrobras ’), малазийская Петронас (‘ Petronas ’) – вот некоторые примеры государственных нефтяных компаний, некогда учившихся у партнёров из США, Англии, Голландии, разделяя ответственность в проекте так, чтобы основные риски нёс на тот момент наиболее квалифицированный, иностранный партнёр. Теперь же эти национальные компании работают по всему миру и уже сами могут выступать источником знаний и технологий для «младших» партнёров.
Поскольку реализация нефтегазовых проектов часто связана не только со значительными капитальными затратами, но и существенными рисками (геологического, экономического, политического, правового характера), инвесторы стремятся объединять усилия и ресурсы. Это позволяет крупным игрокам диверсифицировать риски, а мелким – получить права участия в разработке и доходах от проекта, полное финансирование и управление которым им не под силу. Особенностью нефтедобычи является стремление каждого участника совместной деятельности, даже если она облечена в корпоративную форму, получить не только доход, но и долю в добытых углеводородах. Это позволяет даже владельцу небольшой доли в проекте (5%-10%) не только осуществлять самостоятельную реализацию продукции, но и отражать часть запасов месторождения на своём балансе по международным или американским правилам финансовой отчётности, что оказывает существенное влияние на капитализацию нефтяной компании.
Поэтому значительная часть крупных месторождений в мире разрабатывается на условиях совместной деятельности. Партнёры заключают между собой соглашения о совместной разработке (‘ Joint Operating Agreements ’, ‘ JOA ’) или создают совместные предприятия, предусматривая распределение добытого сырья или доходов от его продажи между участниками.
Например, международная нефтяная компания с геолого-разведочным бюджетом от 1 млрд. долл. США может распределить свои ресурсы среди пяти различных потенциальных проектов по всему миру, рискуя одной пятой миллиарда в каждом проекте и, получая долю участия в совместном предприятии, существенно уменьшает свои риски по сравнению вариантом 100% владения в одном нефтегазовом проекте.
В целом, благодаря сложившейся международной практике указанные выше соглашения (соглашения о разделе продукции (СРП), сервисные контракты с риском, концессионные соглашения и соглашения о совместной разработке) часто объединяют под общим названием – «нефтяные контракты».
На сегодняшний день используемые в различных странах кооперационные соглашения строятся по модели соглашения о совместной разработке (ССР). Как правило, модельные соглашения разрабатываются соответствующими отраслевыми ассоциациями (в основном, в странах общего права), либо утверждаются государственными органами (Гренландия, Норвегия). От имени принимающего государства владельца-ресурсов выступает, как правило, либо специально уполномоченное агентство по природным (нефтяным ресурсам), либо национальная нефтегазовая компания, обладающая особым статусом. Один из участников ССР назначается оператором. Как правило, оператор имеет самую большую долю участия, или хотя бы не меньшую чем у любого другого участника, не являющегося оператором. Функция оператора состоит в представлении интересов договорного объединения вовне, выполнении основных нефтяных операций, заключении и исполнении сервисного технического контракта с нефтесервисной компанией и пр.
Зарубежными авторами ССР определяется как модель временного неинкорпорированного совместного предприятия для реализации определенного проекта, которая используется международными нефтедобывающими компаниями в Великобритании, США, а также по всему миру в силу своего удобства и наработанной правоприменительной практики. Договорная модель ССР адаптирована под доктрину и нормы английского права, но, как таковая, коренным институтом английского права не является. Удобства ССР заключаются в налоговой прозрачности (не является субъектом налоговых отношений), зачастую отсутствии солидарной ответственности участников перед третьими лицами, возможностью использовать широкий набор диспозитивного структурирования взаимных прав и обязанностей участников, в том числе определять размер долевого участия, распределения ответственности и затрат и т.п. Для того чтобы избежать подчинения своих отношений правилам английского права о partnership , в том числе о совместной ответственности, участники ССР зачастую специально делают оговорку об отсутствии намерения создать какое-либо совместное предприятие. Сейчас наиболее часто используемым в международной практике является документ, разработанный Ассоциацией специалистов по международным нефтегазовым переговорам ( Association of International Petroleum Negotiators – AIPN , США). Модельный ССР «оставляет открытым вопрос о праве, применяемом к этому договору. Текст модельного соглашения написан на английском языке с использованием терминологии английского права».
В мировой отраслевой практике разработка нефтяных месторождений гораздо чаще осуществляется на базе соглашения о совместной разработке, чем путём создания совместного предприятия, например, в форме компании с ограниченной ответственностью. Почему это происходит? Важнейшей причиной является налоговая прозрачность возникающего консорциального объединения. Во-первых, она позволяет избежать двойного налогообложения прибыли от совместной деятельности, ведь в корпорации налог сначала уплачивается с прибыли совместного предприятия, а затем – с прибыли участников. Во-вторых, налоговая прозрачность упрощает рисковое финансирование (‘ carry financing ’), при котором один из партнёров берёт на себя финансирование части расходов на разведку и разработку месторождения другого партнёра, в обмен на участие в проекте. Такие расходы в дальнейшем возмещаются лицу, взявшему на себя чужие расходы, но прибыль продолжает распределяться в соответствии с изначальными долями в проекте, невзирая на непропорциональность финансирования расходов. Если бы партнёры были акционерами совместного предприятия, у них могли бы возникнуть сложности с принятием к вычету расходов, понесённых непропорционально, и могли бы возникнуть потери по налогу на прибыль. Инструмент рискового финансирования упрощает оборот прав участия в проектах на стадии разведки и разработки (т.е. до снятия геологических рисков) и, соответственно, повышает инвестиционную привлекательность проектов. При отчуждении доли новому участнику на стадии, когда понесённые расходы ещё не значительны, а рыночная стоимость прав участия в разработке существенно их превышает, нет необходимости получать вознаграждение за уступленную долю в виде покупной цены, значительная часть которой станет базой для налога на прибыль (хотя всем участникам предстоят ещё существенные капиталовложения, и ещё неизвестно, будет ли найдена или эффективно извлечена нефть). Вместо покупной цены, новый инвестор возьмёт на себя часть будущих расходов продавца, направляя их финансирование напрямую в проект (оператору). Наконец, соглашение о совместной разработке позволяют эффективно распределять риски между участниками проекта, обеспечивать распределение продукции и ставить запасы месторождения на баланс в соответствии с долями участников в проекте. Проблема заключается в том, что исключительные преимущества данной договорной конструкции в силу «заточенности» на английское право затруднительно использовать в правопорядках, не принадлежащих к семье общего права ( common law ). В системах романо-германского права имеется схожий институт консорциума, однако совместное операционное соглашение не идентично консорциальному соглашению. На указанные факты, в частности, обращает внимание бразильский исследователь Альберту Лопеш, сравнивая использование бразильского института консорциума (‘consórcio’) и ССР в нефтяной индустрии. В частности, могут возникать проблемы с использованием таких широко распространённых институтов англо-американского права как индемнитет, право возмездной передачи доли в проекте (‘ farm — out ’ ), принудительная передача доли участника, нарушающего свои финансовые обязательства по ССР, института рискового финансирования. Возможно ли разрешить эти проблемы, оставаясь в рамках национального права, и не теряя при этом преимуществ гибкого регулирования в рамках международных нефтяных контрактов? В свете поставленной проблематики адаптации современных договорных инструментов в российском праве, вопрос приобретает практическое значение. Разрешение поставленной проблемы, как представляется, не является невыполнимой задачей.
Бразильский и норвежский варианты договорного структурирования совместной деятельности: какой опыт можно извлечь?
В Бразилии действует контрактная система недропользования, предусмотрено два основных вида контрактов – концессионный и соглашение о разделе продукции (для проектов на глубоководном шельфе). Ранее применялся также сервисный контракт с риском, при этом исследователи отмечали его «нетипичный для бразильского права», «гибридный» характер, основанный на сочетании подрядной природы с элементом риска, однако он успешно применялся долгое время.
Как концессионный, так и контракт с разделом продукции может быть заключен не только с одной нефтяной компанией, но и с их объединением – в форме консорциума. Бразильское законодательство определяет консорциум как объединение без прав юридического лица, в котором два или более партнеров намерены вести торговлю, бизнес, финансовые операции и распределять доход. Кроме того, консорциальное соглашение позволяет не устанавливать солидарную ответственность участников перед третьими лицами, то есть каждый участник отвечает только за свои собственные обязательства (однако в случае участия в нефтяных контрактах это правило не всегда применяется). С точки зрения налогообложения, так как консорциум не является юридическим лицом, он не рассматривается в качестве налогоплательщика и, следовательно, не является участником налоговых правоотношений.
Согласно закону о нефти нефтяная деятельность в Бразилии может осуществляться компаниями, основанными в соответствии с бразильскими законами и имеющими главный офис и администрацию в Бразилии, то есть иностранные компании должны учредить в стране соответствующие дочерние общества. Все нефтяные контракты утверждаются государством и регулируются бразильским правом. Имущественные споры подсудны международному арбитражу, местом заседания арбитров должен быть г. Рио-де-Жанейро. Административные споры разрешаются только федеральными судами Бразилии. Национальные интересы в сфере нефтедобычи обеспечиваются закреплением минимальной 30% доли контролируемой государством компании Петробрас в консорциумах и правом правительства в ряде случаев наложить запрет на экспорт нефти.
В Норвегии, как и в нашей стране, действует лицензионная система недропользования. Существуют две основные лицензии на разведку и добычу нефти и газа. Лицензия на разведку предоставляет право исследовать потенциальные нефтеносные участки, но не добывать нефть. Лицензия на добычу нефти позволяет осуществлять разведку месторождения и добывать нефть. Лицензии на добычу периодически распределяются на тендерах, в ходе которых компании подают заявки на лицензию. Условием предоставления лицензии на добычу предусматривается, что лицензиаты заключают типовое соглашение о совместной разработке месторождения, которое утверждается государством и прилагается к лицензии на добычу. Также к лицензии прилагается соглашение о бухгалтерском учете. Законом разрешено назначить оператором компанию, не являющуюся лицензиатом. Однако на практике в совместных предприятиях по добыче нефти назначенный оператор всегда был одним из лицензиатов.
Условия последнего ССР максимально приближены к международным типовым контрактам, в соглашении прописана обязанность участников возместить оператору потери, пропорционально своей доле, в случае наступления ответственности перед третьими лицами (аналог англо-американского института индемнитета). Участник ССР вправе с согласия государства продать или заложить свою долю в лицензии.
Согласно норвежскому Закону о нефтяной деятельности 1996 г. любая нефтяная деятельность регулируется норвежским правом, если иное не предусмотрено решением Короля Норвегии и не вытекает из норм международного права или международного договора. Споры по контрактам разрешаются арбитражем в норвежском г. Ставангер. С точки зрения налогового законодательства, совместные операционные соглашения не являются самостоятельными участниками налоговых отношений, а каждая сторона учитывает для целей налогообложения свою долю доходов и расходов соответственно доли в лицензии.
Таким образом, Бразилия и Норвегия, полностью «обеспечивают» себя национальным законодательством, в том числе в таких «сложных» сферах, как контрактное структурирование совместной деятельности в НГС. Судятся Петробрас и Статойл по проектам, реализуемых в их странах, как правило, тоже дома. При этом не испытывают недостатка в потенциальных инвесторах. Почему же крупнейшие сделки по совместному освоению российских месторождений российские нефтегазовые компании до сих пор вынуждены проводить под неусыпным надзором британских юристов, а в случае спора ехать на поклон к лондонским арбитрам?
Современное состояние гражданско-правового регулирования отношений в сфере недропользования и возможные варианты интеграции современных договорных структур в российском праве
В настоящее время перечень оснований предоставления права пользования недрами закреплен в Федеральных законах «О недрах» (далее – «Закон о недрах») и «О соглашениях о разделе продукции». Общий порядок приобретения права пользования недрами в Российской Федерации связан с лицензионной (разрешительной) системой. Ее суть заключается в том, что для приобретения юридическими или физическими лицами права пользования недрами необходимо принятие административного акта уполномоченным государственными органом (или органами). На основании такого решения выдается лицензия, удостоверяющая право пользования недрами. В рамках Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции» лицензионные участки не предоставляются.
В России действуют ограничения для иностранных и частных инвесторов на получение лицензий на крупные месторождения углеводородов и на шельфовые участки недр. Привилегированный доступ к участкам недр федерального значения имеют российские инвесторы, а на лицензию для разработки морского месторождения может претендовать только государственная компания с пятилетним опытом работы на российском шельфе.
, Несмотря на ограничения для иностранных инвесторов, российским компаниям необходимы инвестиции и современные технологии. При этом потенциальные зарубежные партнёры готовы работать и вкладывать средства в совместное освоение российских углеводородов. До появления антироссийских санкций большую активность проявляли в этой области крупнейшие западные нефтяные компании, такие как Экссон ( Exxon ), Шелл ( Shell ) и БиПи ( BP ). Сейчас фокус при поиске партнёров у российских нефтяников всё больше смещается в сторону Азии. Какие же формы совместной деятельности при разработке нефтегазовых месторождений предлагает российское законодательство?
Согласно ч.1 ст.9 Закона о недрах пользователями недр могут быть субъекты предпринимательской деятельности, в том числе участники простого товарищества, иностранные граждане, юридические лица. Получив лицензию, недропользователь уже не может передать риски и ответственность партнёру, как это делают некоторые зарубежные нефтяные компании, привлекая опытных инвесторов на базе соглашений о разделе продукции или сервисных контрактов с риском. Операции по недропользованию вправе осуществлять только обладатель лицензии (ст. 11 Закона о недрах), порядок получения лицензии простым товариществом не установлен.
Действующее гражданское законодательство не позволяет, например, передать геологический риск подрядчику по договору подряда (а равно и исполнителю по договору оказания услуг), так как вознаграждение оператору-подрядчику должно быть выплачено (хотя бы в форме возмещения расходов) при любом результате геологических исследований.
Формально, в распоряжении потенциальных недропользователей имеются только две возможности расширить круг участников освоения месторождения – заключить договор о совместной деятельности (при этом, как минимум, два участника – недропользователь и оператор должны получить лицензии), либо зарегистрировать компанию специального назначения ( SPV ), которая будет владельцем лицензии-недропользователем, и в которой у партнёров будут доли в уставном капитале или акции. На практике совместные проекты в российской нефтяной отрасли сегодня реализуются практически исключительно через корпоративные объединения. Инвесторы не могут воспользоваться преимуществами совместной деятельности без образования юридического лица на базе соглашения о совместной разработке, о которых мы говорили выше. Не существует и инструмента разделения рисков и ответственности между владельцем лицензии и оператором, выполняющим основные работы по разведке, оценке, разработке и добыче на месторождении.
Простое товарищество, как и инвестиционное товарищество, в этом аспекте, к сожалению, не являются удобным инструментом. Так, невозможно внесение в качестве вклада в простое товарищество геологической информации или права пользования недрами. Также такое корпоративное образование будет ограничено в доступе к разработке континентального шельфа РФ.
Кроме того, не владеющий лицензией оператор (будь он подрядчик по операторскому договору с недропользователем или управляющий товарищ в простом товариществе — консорциуме), сталкивается с массой правовых препятствий в оформлении и проведении различного рода работ на объекте добычи, в вопросах строительства, владения инфраструктурой, привлечения собственной рабочей силы.
Привлечение рискового финансирования также практически невозможно. Контракт с риском упомянут в ч.3 ст. 10.1 Закона о недрах, но он распространяется только на отношения между государством и недропользователем. Кроме того, существенные условия такого контракта нигде не урегулированы.
Таким образом, недропользователю остается на свой страх и риск либо разработать и заключить с партнерами подробно прописанные договоры, не предусмотренные действующим законодательством, либо подчинить свои сделки удобному иностранному праву, как правило, английскому. При этом добросовестные участники гражданского оборота оказываются между молотом и наковальней: в случае спора российский суд с одной стороны может «разбить» непонятный ему договор на элементы поименованных договоров и применить императивные нормы соответствующих разделов ГК РФ, а, с другой стороны, в силу норм ст. 1210, 1193 ГК РФ применить к «иностранным» сделкам нормы российского права. Кроме того, подчинение российских сделок иностранному праву и арбитражу в нынешней исторической обстановке чревато не совсем приятными последствиями (например, последствия подписания Договора об энергетической хартии Россией), а зависимость от иностранных юристов в один прекрасный день может «парализовать» значительную часть хозяйственной деятельности. Принятый курс на деофшоризацию российской экономики так же осложнит применение иностранного права.
Очевидно, механическое перенесение ряда удобных конструкций нефтяных договоров, основывающихся на доктрине и институтах англо-саксонского права «хаотизирует и ослабит (и без того пока далекую от совершенства) российскую систему правоустановления и правоприменения».
Возможно, стоит обратиться к опыту близких к нам по правовой системе государств, проводящих ответственную и взвешенную политику в области законотворчества и вдумчиво, продуманно адаптировать необходимые институты в российское право, опираясь на базовый принцип свободы договора и с учетом основных принципов российского права. Наряду с законодательными изменениями, как представляется, не помешало бы издание в помощь судам соответствующих судебных разъяснений, ориентированных на толкование смысла и общей цели договоров, а не их буквы, а также разработка подробных модельных договоров (в нашей правовой системе они могли бы выполнять роль обычаев).
Что касается конкретных законодательных изменений, то, в первую очередь, следует принять следующие поправки:
— «оживить» и сделать полезным для бизнеса институт простого товарищества, чтобы на его основе стало возможным создание консорциумов с возможностью распределения добытого сырья/доходов от его реализации, а не прибыли, и финансирования расходов партнёра без изменения доли в прибыли проекта (керри-финансирование);
— ввести институт операторского договора с риском в ФЗ «О недрах» (с устранением возможных конфликтов в нормах ГК РФ) для создания возможности передачи риска и ответственности от недропользователя оператору за вознаграждение из прибыли от реализации проекта, а также сообразно скорректировать законодательство о налогах и сборах, чтобы стороны такого договора могли учесть свои реальные расходы и у них не возникала «бумажная» прибыль.
— ввести понятие «Оператор» в Закон о недрах, гармонизировав закон с Федеральным законом от 30.09.2013 № 268-ФЗ «О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса Российской Федерации и отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер налогового и таможенно-тарифного стимулирования деятельности по добыче углеводородного сырья на континентальном шельфе Российской Федерации»
Указанные изменения не приведут к радикальному изменению разрешительной системы недропользования, но позволят российским нефтяникам использовать все преимущества современных инструментов привлечения инвестиций, оставаясь в рамках российского права. Одновременно необходимо будет привести правило бухгалтерского и налогового учета расходов в соответствие с новыми институтами (распространение правил об учете расходов на освоение природных ресурсов на операторов, распределение расходов и доходов в консорциуме и пр.).
Следует согласиться со словами Р.Н. Салиевой о том, что основной ближайшей задачей со стороны государства на федеральном уровне должна стать активная законодательная деятельность, направленная на скорейшее устранение непростительных пробелов в правовом регулировании предпринимательской деятельности в нефтяной отрасли.
Источник