Условия и пути взаимодействия государства и инвестора

 

Система недропользования страны в целом и ее отдельных регионов имеет ряд недостатков, которые являются причинами неэффективности ее функционирования с экономической точки зрения. Эффективность функционирования системы проявляется прежде всего в эффективном экономическом взаимодействии основных субъектов недропользования - государства и инвестора.

Такое взаимодействие должно иметь под собой методическую основу, которая служит фактором, влияющим на достижение баланса интересов между субъектами недропользования.

Наиболее тесное взаимодействие органов государственной власти и нефтегазодобывающих предприятий начинается с момента передачи прав пользования недрами. Существующее в России законодательство предусматривает преимущественно административно-правовой характер освоения ресурсов и запасов углеводородного сырья, что выражается в лицензионной политике государства, которое является собственником недр.

В настоящее время система недропользования характеризуется наличием тенденций отставания темпов воспроизводства ресурсной базы от темпов добычи нефти. В связи с отменой отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы государство фактически существенно снизило объемы проведения геологоразведочных работ в нераспределенном фонде недр, поэтому приоритетным направлением лицензионной политики выступает выставление на аукционы поисковых блоков, основными направлениями пополнения запасов углеводородного сырья для нефтедобывающих предприятий являются:

приобретение крупными компаниями малых недропользователей, деятельность которых в текущих условиях зачастую оказывается нерентабельной;

прирост запасов путем проведения комплекса геологоразведочных работ на уже имеющихся лицензионных участках;

участие инвесторов в проводимых государством раундах лицензирования недр (конкурсах и аукционах) в целях получения на правах пользования участков с уже открытыми месторождениями и подготовленными запасами промышленных категорий;

получение в пользование поисковых блоков недр, содержащих прогнозные ресурсы, и самостоятельный их перевод в запасы. [9]

Как свидетельствует анализ, наиболее часто используется два направления - доразведка разрабатываемых участков и победа на тендерах с получением права разведки и добычи.

В последнее время в связи с отменой отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы государство фактически существенно снизило объемы проведения геологоразведочных работ в нераспределенном фонде недр, поэтому приоритетным направлением лицензионной политики выступает выставление на аукционы участков для геологического изучения с ресурсами категорий Д1-Д2 и С3-Д0. Таким образом, чтобы определить приоритетность путей восполнения углеводородного потенциала нефтедобывающих предприятий, целесообразно провести сравнительный анализ альтернатив: во-первых, возможности получения прав пользования запасами на тендере, во-вторых, прав пользования поисковым участком с дальнейшей подготовкой запасов за счет средств недропользователя.

Прежде чем изложить результаты сравнения, скажем: для оценки эффективности тендеров были выбраны шесть регионов, характеризующихся достаточно большим практическим опытом передачи прав пользования недрами. Это следующие субъекты РФ:

Ханты-Мансийский автономный округ

Иркутская область

Красноярская область

Оренбургская область

Саратовская область

Пермская область

Инвестор при приобретении участка с запасами уплачивает бонус. Исходя из этого платежа рассчитывается средняя цена приобретения подготовленных запасов на аукционе на право пользования участком недр для целей разведки и добычи. Затраты на перевод ресурсов в запасы в данном случае осуществляет государство. Стоимость запасов на тендере для инвестора складывалась из нескольких составляющих: стоимости презентации, стоимости информационного пакета, величины сбора за участие в конкурсе/аукционе, итогового размера бонуса подписания. [3]

При покупке на тендерах поисковых блоков затраты инвестора складываются из стоимости прав пользования ресурсами в рамках тендера, затрат на перевод имеющихся на участке ресурсов категорий Д1+Д2 в категории С3+Д0, затрат на открытие месторождения, то есть перевод ресурсов С3+Д0 в запасы возмещаемых расходов государства, уплачиваемых недропользователем при факте открытия промышленно значимого месторождения.

 

Таблица - 1 Сравнение удельной стоимости получения запасов инвесторами на раундах лицензирования по регионам РФ

Регион	Средняя удельная стоимость запасов, руб. /т запасов условной категории С1
ХМАО	16, 52
Иркутская область	20, 06
Красноярская область	2, 93
Пермская область	165, 59
Оренбургская область	789, 57
Саратовская область	30, 38

 

Элементом затрат инвестора в рамках определения стоимости самостоятельного воспроизводства запасов является удельная величина возмещаемых затрат государства, уплачиваемая инвестором при факте открытия им месторождения углеводородов за проведенный комплекс ГРР на участке до выдачи лицензии на геологическое изучение.

 

Рис. - 1 Сравнение прогнозных величин возмещаемых затрат государству.

Минимальная стоимость возмещаемых затрат государству приходится на Красноярскую область - 1, 34 руб. /т ресурсов. Максимальные затраты в Оренбургской области, они в 77 раз больше. Расчет производился, исходя из фактического объема ГРР, проведенного на каждом участке за счет средств государства, удельных затрат на конкретные виды работ и индексов пересчета фактической стоимости ГРР в текущие цены. При открытии инвестором промышленно значимого месторождения площадь, на которой проведены ГРР за счет государства, существенно сокращается, и инвестор фактически уплачивает возмещаемые расходы по участку, передаваемому ему для целей разведки и добычи.

Суммарные удельные затраты инвестора на получение запасов учитывают также фактор времени. Он заключается в том, что подготовка запасов производится инвестором в течение какого-то периода, а, следовательно, деньги, вложенные в освоение недр, могли бы быть отвлечены на основную деятельность по добыче нефти (альтернативное вложение денег). Для учета влияния фактора времени целесообразно увеличить совокупную удельную величину затрат инвестора, используя средний период времени, необходимый для открытия месторождения, а также нормальную доходность инвестора при реализации проектов разработки месторождений нефти и газа. Уточним: регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96 предусмотрено 15%.

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться: