Темы диссертаций по экономике » Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда

Методы снижения рисков Инвестора и Государства при реализации нефтегазовых проектов на условиях СРП тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат

Ученая степень	кандидат экономических наук
Автор	Исмагилов, Азамат Фаритович
Место защиты	Москва
Год	2004
Шифр ВАК РФ	08.00.05

Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Методы снижения рисков Инвестора и Государства при реализации нефтегазовых проектов на условиях СРП"

На правах рукописи

Исмагилов Азамат Фаритович

Методы снижения рисков Инвестора н Государства при реализации нефтегазовых проектов на условиях СРП

Специальность: 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством: (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленности)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

МОСКВА-2004

Работа выпонена в Уфимском государственном нефтяном техническом Университете.

Научный руководитель:

доктор физико-математических наук, профессор Бахтизин Р.Н. доктор экономических наук, профессор Дунаев В.Ф. доктор экономических наук, профессор Перчик А.И.

Научный консультант:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

кандидат экономических наук

Глухова Н.В.

ОАО ВНИИОЭНГ

Защита состоится л;

на заседании диссертационного

совета Д.212.200.13 в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по специальности. 08.00.05 Ч Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями,

Ваши отзывы и заключения на автореферат и диссертацию в двух экземплярах с подписью, заверенной гербовой печатью, просим отправлять по адресу: 117917 Москва, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета,

отраслями, комплексами

промышленности) в л _ часов в ауд. 1308.

доктор экономических наук, профессор

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования

В настоящее время значительная часть запасов нефти и природного газа России начинает разрабатываться на условиях заключенных соглашений о разделе продукции (проекты Сахалин - 1, Сахалин - 2, Харьягинское месторождение). Наряду с этим, как в государственных структурах, на которые возложены функции управления нефтегазовыми ресурсами страны, так и в заинтересованных российских и иностранных нефтегазовых компаниях, рассматриваются возможности заключения новых соглашений.

Не является секретом, что многие статьи заключенных СРП оказались недостаточно проработанными, что временами приводило и приводит до сих пор к известной напряженности в отношениях между представителями государства и соответствующих нефтяных компаний. Сюда в первую очередь следует отнести отсутствие дожной ответственности компаний-операторов за своевременное представление проектных технологических документов на разработку месторождений, а самое главное - за соблюдение установленных в них темпов осуществления инвестиций. В то же время от этого во многом зависят возможности достижения тех уровней их эффективности, в соответствии с которыми раздел продукции дожен изменяться в пользу Российской Федерации.

Анализ научных публикаций, посвященных рассмотрению экономических инструментов, которые были включены в механизм раздела продукции, свидетельствует о том, что их смысл для многих остается недостаточно ясным. С одной стороны, это приводит к впоне понятным опасениям о том, что в заключенных соглашениях не в дожной мере соблюдены интересы Российской Федерации, а с другой, - к необоснованной критике их отдельных положений и ее использованию отдельными российскими нефтяными компаниями для достижения своих узко

К этим инструментам и положениям следует отнести:

- зависимость раздела продукции от уровня достигнутой эффективности инвестиций;

- включение в соглашение (с единой - схемой раздела Х продукции) нескольких месторождений углеводородов или объектов разработки;

- сокращение налогооблагаемой базы (прибыльной продукции) на величину амортизации, ускоренно начисляемой по мере создания производственных объектов;

- начисление процентов на невозмещенную часть возмещаемых затрат (так называемый лаплифт);

- механизмы отчислений на создание финансовых ресурсов для осуществления ликвидационных работ и ряд других.

Имея представление о том, какие цели преследуются нефтяными компаниями, предлагающими те или иные модели раздела продукции, можно избежать ошибок и соблюсти интересы государства при заключении новых СРП. Вэтом свете количественный анализ этих инструментов и положений, в той или иной мере влияющих на риски государства и инвесторов при заключении СРП, представляется необходимым и актуальным.

Предоставление государством своих нефтегазоносных недр нефтяным компаниям для разработки и эксплуатации на длительный срок на неизменных в его пределах условиях сопряжено со значительными рисками. В частности, при обосновании и закреплении в СРП раздела продукции риски государства и инвестора во многом связаны с неопределенностями, касающимися будущей цены реализации продукции на мировом рынке.

В случае более благоприятной конъюнктуры рынка углеводородного сырья, чем это предусматривалось при обосновании раздела продукции, потери государства могут выражаться в недополучении части доходов, которые, исходя из понятий нормального вознаграждения инвестора, дожны были бы принадлежать собственнику нефтегазоносных недр. Поэтому поиски путей снижения этих рисков и разработка соответствующих моделей раздела

продукции представляются перспективными, так как далее частичное устранение ценовыхрисков обеих сторон СРП дожно существенно облегчить достижение компромисса в переговорном процессе.

Цель исследования

Целью настоящей работы являются:

1. Разработка методов раздела продукции, который приводил бы к существенному снижению ценовых рисков инвестора и государства.

2. Количественная оценка действия экономических инструментов и положений, включенных в условия раздела продукции в российских СРП, выявление их экономического смысла и возможных последствий для обеих сторон.

Достижение этой цели потребовало решения следующих задач:

1. Анализ особенностей условий раздела продукции в российских СРП и их экономического обоснования, причин расхождения ожидавшихся ранее и ныне прогнозируемых экономических показателей.

2. Критический анализ разработок и предложений, появившихся в последний период в научных публикациях и касающихся экономического обоснования механизма раздела продукции и его отдельных составных частей.

3. Количественный анализ последствий включения некоторых экономических инструментов и положений в российские СРП.

4. Обоснование принципа раздела продукции в зависимости от уровней будущих текущих цен на добываемую продукцию.

5. Разработка метода расчета многовариантной шкалы раздела продукции, позволяющей снижать ценовые риски партнеров и быстрее достигать согласия на переговорах.

Предметом исследования являются экономические инструменты снижения рисков инвестора и государства, включаемые в механизм раздела продукции при разработке месторождений углеводородов на условиях СРП.

Объектом исследования являются заключенные в России СРП, их

технико-экономические обоснования (ТЭО), ТЭО проектных технологических

документов на разработку соответствующих месторождений, а также текущие результаты выпонения соглашений.

Методологической основой являются положения теории эффективности. инвестиций в рыночной экономике (концепция сопоставления выгод и затрат, учет альтернативного использования производственных ресурсов, учет разновременности затрат и результатов), имитационное моделирование реализации догосрочных инвестиционных проектов.

Обобщению мирового опыта использования СРП посвящены труды ряда ученых как за рубежом, так и в России. В первую очередь здесь необходимо отметить монографии Д. Джонстона Налоговые системы и соглашения о разделе продукции и Богданчикова СМ. и Перчика А.И. Соглашения о разделе продукции. Теория, практика, перспективы.

Методам экономического обоснования раздела продукции при заключении СРП и другим, связанным с ними вопросам, посвящены работы Аккайсиевой А.У., Андреева А.Ф., Апостолова Р.Ю., Герта А.А., Глуховой Н.В., Дунаева В.Ф., Зубаревой В.Д., Конопляника А.А., Копничева. Д.И., Круглыхина А.В., Кунина М.М., Кима А.С., Лазаряна Б.С., Миловидова К.Н., Салиной А.И., Саркисова А.С., Свистельникова А.Г., Смирнова Н.Э., Субботина М.А., Халимова Э.М. и других.

Научная новизна исследования заключается в разработке и обосновании методов снижения ценовых рисков инвестора и государства при реализации СРП, в выявлении последствий использования в СРП отдельных положений и экономических инструментов, влияющих на раздел продукции.

Научная новизна конкретизируется в следующих аспектах: 1. Существует возможность практически поного устранения ценовых рисков инвестора и государства (цены на углеводороды на внешнем и внутреннем рынках). Она может быть реализована разработкой многовариантной, шкалы раздела прибыльной продукции. При этом договаривающимся сторонам достаточно прийти к согласию о том, какая часть допонительных денежных поступлений от повышения цены дожна отходить

инвестору, и какая часть его потерь, связанных с ее уменьшением, дожна компенсироваться за счет доли государства в прибыльной продукции. В качестве измерителя эффекта и потерь может использоваться как показатель чистого дисконтированного дохода (ЧДД), так и показатель внутренней нормы доходности (ВНД).

2. В условия раздела продукции в российских СРП был включен целый ряд экономических инструментов и положений, которые существенным образом снижают финансовые риски инвесторов. Сюда следует отнести: неизменность большой доли компенсационной и прибыльной продукции инвестора вплоть до- достижения высокого уровня рентабельности капиталовложений; возможность сокращения ставки налога на прибыль в случае ее снижения в налоговом законодательстве РФ; применение общего механизма раздела продукции для нескольких месторождений, а также для вновь открываемых объектов разработки; применение нормы ускоренной амортизации капиталовложений с уменьшением налогооблагаемой прибыли на ее величину (с переносом возможных убытков на следующие годы).

3. Включение лаплифта в условия раздела продукции не может преследовать цель последующего затягивания хода возмещения затрат и накапливания процентов для получения в будущем соответствующих денежных сумм - это приводило бы к еще большим экономическим потерям от отсрочки получения прибыльной продукции. Процесс начисления процентов не адекватен появлению допонительных источников финансирования, капитальных вложений. Он не может оказывать влияние на темпы освоения месторождений углеводородов, а представляет собой метод снижения финансовых рисков инвестора.

Включение нескольких месторождений в единую схему раздела продукции и их последовательное освоение приводят к существенному сокращению потребности в объеме внешнего финансирования и уменьшению капитала риска.

Практическая ценность работы. Разработанные положения о методах снижения рисков инвестора и государства позволят более обоснованно подходить к формированию условий раздела продукции, устранять риски, связанные с неопределенностью конъюнктуры мирового рынка нефти, избегать ошибок и добиваться баланса интересов партнеров при заключении СРП.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на конференциях: Экономические проблемы рационального недропользования и функционирования предприятий нефтегазового комплекса (Уфа, БашНИПИнефть, 2001 г.); Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 г.); Проблемы развития нефтяной промышленности (Тюмень, СибНИИНП, 2003 г.) Результаты исследований опубликованы в 6 печатных работах.

Структура и содержание работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, библиографического списка и приложений. Объем работы в том числе 22 рисунка, 31 таблица. Список

литературы включает 250 работ отечественных и зарубежных авторов.

2. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование выбора темы, изложена ее актуальность, цель и новизна. Здесь же определены задачи, предмет и объект исследования, а также практическая значимость результатов исследования.

В первой главе Проблемы реализации СРП в Российской Федерации проведен анализ особенностей условий раздела продукции в российских СРП, последних изменений и допонений к Закону РФ О соглашениях о разделе продукции, предложений, появившихся в последний период в научных публикациях и касающихся экономического обоснования, механизма раздела продукции.

Все три действующие в России СРП были заключены по решению Правительства РФ до появления Закона РФ О соглашениях. о разделе продукции (конец 1995 г.). На них не распространяются положения этого закона, а основой взаимоотношений инвесторов и государства является содержание самих соглашений.

В диссертационной работе приводится подробная характеристика прописанных в этих СРП механизмов раздела продукции, их особенностей, отдельных положений, которые могут, в конечном счете, существенно повлиять. на раздел рентного дохода между государством и нефтяными компаниями.

В частности, обращается внимание на. формальный характер используемой во всех СРП, так называемой, гибкой или динамической шкалы раздела прибыльной продукции. Формальность состоит в том, что она никак не связана> с экономическими расчетами, обосновывающими ожидаемые результаты, которые проводились или дожны были проводиться в период подготовки соглашений. При заключении всех трех СРП иностранные компании настояли на том, что до поной окупаемости капиталовложений и получения 17,5% на вложенный капитал никакого повышения в доле прибыльной продукции государства происходить не будет. В соглашениях предусматривается ее увеличение только после достижения этого уровня.

Отсутствие такой связи становится особенно очевидным в свете последних проектных документов, в которых оцениваются ожидаемые результаты за весь период реализации СРП: в рамках всех соглашений упомянутый уровень (17,5%) не достигается. Так что гибкая шкала на самом деле носит декларативный характер и, по существу, оказывается очень жесткой.

Все СРП предусматривают высокую предельную долю компенсационной продукции (100% - Сахалин - 2 и Харьягинское месторождение, 85% -Сахалин - 1), что дает инвесторам максимально быстро окупать капиталовложения в разработку месторождений и реализацию углеводородов.

Следует отметить, что все рассматриваемые СРП характеризуются недостаточно ясными положениями, касающимися проблемы ликвидации последствий недропользования и источников финансирования соответствующих работ.

Наиболее проработанным этот вопрос оказася в рамках СРП - Сахалин - 1. В рамках СРП - Сахалин - 2 эта проблема лишь недавно начала обсуждаться представителями государства и инвесторов. В СРП -Харьягинское месторождение отсутствует информация о методе расчета отчислений с каждого добываемого барреля нефти. В тексте не упоминается величина годовой процентной ставки, в соответствии с которой дожен происходить процесс накопления необходимых денежных средств. Впоне возможно, что отчисления будут рассчитываться делением стоимости ликвидации на объем предполагаемой добычи. Такой метод приводил бы к завышению отчислений на ликвидацию, включаемых в возмещаемые затраты, и приносил бы инвестору ничем не обоснованный допонительный доход.

В заключительной части первой главы приводится критический анализ некоторых положений,. касающихся последних допонений и изменений < в > законодательстве о СРП, а также обзор различных точек зрения и предложений по его совершенствованию.

Во второй главе Исследование экономических инструментов, используемых инвестором при разработке нефтяных, и газовых месторождений на условиях СРП рассматриваются вопросы, связанные с включением в условия раздела продукции лаплифта и множественности месторождений (объектов добычи углеводородов), включаемых в единое СРП.

В работе рассмотрены результаты анализа эффективности инвестиций в разработку одного из нефтяных месторождений, включенных в перечень объектов, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции.

Анализу подвергались разные сценарии реализации проекта, сравнение результатов по двум, из которых (базовому и пессимистическому) дает возможность проилюстрировать эффект лаплифта (годовая ставка - 9%). По каждому сценарию рассчитывались показатели коммерческой эффективности инвестиций с аплифтом и без аплифта. Пессимистический сценарий характеризовася уровнем средней цены на нефть, который на 30% меньше, чем в базовом сценарии (ожидаемом).

Для выявления экономического смысла лаплифта раздел прибыльной продукции по вариантам с аплифтом и без аплифта был подобран таким образом, что при реализации базового сценария экономические результаты оказывались одинаковыми (табл. 1). Для этого в варианте без аплифта пришлось увеличить долю инвестора в прибыльной продукции на 3% (табл. 2) с сохранением всех других параметров раздела (ставка налога на добычу полезных ископаемых, предельная доля компенсационной продукции, ставка налога на прибыль).

Принципиальная возможность такого подбора свидетельствует о том, что < в случае 100% вероятности реализации базового сценария лаплифт становися бы лишним инструментом при обосновании условий раздела продукции в СРП.

Из данных таблицы 1 следует, что с начала реализации проекта величины накопленных ЧДД по вариантам с аплифтом и без аплифта начинают существенно расходиться за счет большей доли инвестора в прибыльной продукции в варианте без аплифта (на 3%). К моменту возмещения капитальных вложений (конец 5 года) ЧДД без аплифта больше на 40 мн. руб., чем ЧДД с аплифтом. Однако, к концу 7 года в связи с включением в компенсационную продукцию накопленной суммы процентов, начисляемых на невозмещенную часть возмещаемых затрат, ЧДД по варианту с аплифтом оказывается уже больше на 190 мн. руб., чем по варианту без аплифта. В дальнейшем, до конца проектного периода это преимущество практически сводится на нет за счет большей доли компенсационной продукции по варианту без аплифта.

Допонительные денежные поступления (по сравнению с вариантом без аплифта) нефтяная компания получает только после возмещения своих реальных капиталовложений (6 и 7 годы). Отсюда следует, что использование лаплифта в СРП не может являться для нефтяной компании допонительным источником финансирования инвестиционного проекта, как это казалось некоторым экономистам. В связи с этим присутствие этого инструмента в механизме раздела продукции не может влиять на динамику капиталовложений, определяемую выбранным на основе экономических критериев технологическим вариантом разработки месторождения.

блица 1 - Экономические показатели инвестора > с аплифтом и без шифта по базовому сценарию

Период Экономические показатели (базовый сценарий)

с аплифтом без аплифта

нчдц инвестора, мрд. руб. вид. инвестора, % нчдц инвестора, мрд. руб. вид инвестора, %

0 -1,38 0,00 -1,38 0,00

1 -2,60 0,00 -2,59 0.00

2 -3,02 0,00 -3,01 0,00

3 -2,68 0,00 -2,66 0,00

4 -1,88 0,00 -1,85 0,00

5 -0,83 0,62 -0,79 1.12

6 -0,04 9,50 -0,06 9,48

7 0,45 13,42 0,26 12.18

8 0,73 15.11 0,56 14,27

9 0,99 16,50 0,86 15,93

10 1,22 17,51 1.11 17,13

11 1,44 18,31 1.35 18,06

12 1,61 18,86 1.54 18,68

13 1.75 19,24 1.69 19,13

14 1,86' 19,51 1.81 19,42

15 1,94 19,67 1,90 19,61

16 2.00 19,80 1,97 19,75

17 2,05 19,88 2,02 19,86

18 2,10 19,94 2.07 19,93

19 2,13 19,99 2,10 19,97

20 2,15 20,02 2.13 20,02

Таблица 2 - Схема раздела прибыльной продукции, по базовому и пессимистическому вариантам с аплифтом и без аплифта

Сценарий Цена на нефть, руб7т Доля инвестора %

с аплифтом без аплифта

Базовый 4460 34 37

Пессимистический 3122 34 37

Таблица 3 - Экономические показатели инвестора с аплифтом и без аплифта по пессимистическому сценарию

Период Экономические показатели (пессимистический сценарий)

с аплифтом без аплифта

нчдц инвестора, мрд. руб. ВИД инвестора, % нчдц инвестора, мрд. руб. вид инвестора, %

0 -1,49 0,00 -1,49 0,00

1 -2,94 0,00 -2,93 0,00

2 -3,65 0.00 -3,64 0,00

3 -3,65 0,00 -3,64- 0,00

4 -3,19 0,00 -3,17 0,00

5 -2,53 0,00 -2,51 0,00

6 -1,84 0,00 -1,81 0,00

7 -1,08 2.45 -1,04 2,73

8 -0,58 6,49 -0,53 6,76

9 -0,08 9,54 -0,24 8,67

10 0.20 10,99 -0,05 9,73

II 0,36 11,74 0,13 10,65

12 0,50 12,27 0,28 11,32

13 0,60 12,66 0,39 11,80

14 0.68 12,94 0,48 12.14

15 0,74 13,12 0,54 12,37

16 0.78 13.27 0,59 12,54

17 0,82 13,37 0.63 12,67

18 0,85 13,45 0,66 12,76

19 0,87 13,50 0,69 12.84

20 0,89 13,56 0,71 12,89

Сравнение показателей эффективности инвестиций в случае реализации пессимистического сценария по вариантам с аплифтом и без аплифта (табл. 3) свидетельствуют о том, что аплифт является механизмом защиты инвестора от возможных негативных отклонений параметров проекта, на

которые ориентировались при принятии инвестиционных решений. В данном примере применение лаплифта дало бы возможность инвестору сократить убытки на 180 мн. руб. (при норме дисконта 10%).

Таким образом, экономический смысл использования лаплифта связан со стремлением инвестора исключить убыточность капиталовложений или смягчить ее в случае неблагоприятных обстоятельств, которые могут возникнуть в ходе осуществления- проекта. Это может касаться цен на добываемую продукцию, величин запасов и уровней добычи углеводородов, размера капитальных и эксплуатационных затрат и ряда других факторов.

Известно, что СРП Сахалин - 1 и Сахалин - 2 предусматривают освоение нескольких нефтегазовых месторождений в рамках единых условий раздела продукции. СРП Харьягинское месторождение включает статью, предусматривающую возможность осваивать в рамках того же СРП новых открываемых в процессе разведки нефтегазоносных залежей или пластов (по обоюдному согласию сторон).

Из мировой практики известно, что с целью создания {благоприятного инвестиционного климата нефтяным компаниям разрешалось включать в себестоимость добычи углеводородов на уже эксплуатируемых месторождениях затраты на проведение поисково-разведочных работ (по сути -капитальные вложения) на новых лицензионных участках. Это приводило к сокращению налогооблагаемой базы нефтяных компаний (налог на прибыль) и ускорению возмещения соответствующих инвестиций. В периоды низких цен на углеводородное сырье такие меры со стороны государства - владельца недр способствовали поддержанию необходимого уровня инвестиций, направляемых на открытие и разведку новых запасов углеводородов. Эти меры рассматривались как существенные налоговые льготы.

Единый механизм раздела продукции в отношении всех объектов, включаемых в СРП, приводит к экономическим последствиям такого же рода. В компенсационную продукцию, получаемую на одном месторождении (участке), включаются капитальные вложения, связанные с более поздней

разработкой другого (других). В сочетании с высокой долей компенсационной продукции (100%) и с порядком формирования налогооблагаемой базы (с ускоренной амортизацией капиталовложений) это может приводить к существенному сокращению размеров финансирования капитальных вложений за счет внешних источников и длительной отсрочке начала выплат устанавливаемого налога на прибыль.

В работе предпринята попытка моделирования подобных ситуаций с целью количественной оценки возможностей сокращения потребности во внешнем финансировании (капитала риска) при реализации СРП, включающих несколько месторождений углеводородов.

Использовавшиеся при этом условия раздела продукции представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Условия раздела продукции

Показатели Ед. шм. Значение

Налог на добычу % 8,25

11редельная доля компенсационной продукции % 100

Доля инвестора в прибыльной продукции -

при ВНД <17,5% % 70

при ВНД >17,5% % 40

Налог на прибыль % 24

Рассматривались три идентичных объекта, которые в принципе могли бы осваиваться одновременно и последовательно с тем или иным периодом задержки начала их разработки по отношению к предыдущему объекту. Условия раздела продукции были подобраны таким образом, чтобы проектная. \ ВНД при разработке этого типового объекта была равна 20%.

Следует отметить, что такая ситуация ни в коем случае не может идентифицироваться с российскими СРП. В СРП Сахалин - 1 и Сахалин -2 все объекты связаны необходимостью предварительного создания

инфраструктуры для транспортировки углеводородов (за исключением Астохского участка Пильтун-Астохского месторождения). Рассматриваемая ситуация лишь в той или иной мере отражает принципиальные возможности сокращения объема во внешнем финансировании, которые заложены в единой (для всех объектов) схеме раздела продукции.

В табл. 5 представлены результаты расчетов экономических показателей при последовательном увеличении интервала времени между моментами начала разработки каждого последующего объекта и предыдущего.

Таблица 5 - Экономические показатели реализации СРП при последовательном освоении трех месторождений

Интервал между началами освоения месторождений, лет НЧДЦ, мрд. руб. ВНД.% Капитал риска, мрд. руб. Срок окупаемости, лет Доход государства, мрд. руб.

0 1,38 20 0,96 10 4,11

1 1,32 19 0,95 11 3,64

2 1,22 19 0,82 11 3,33

3 1,19 18 0,78 12 2,92

4 1.13 18 0,74 13 2,65

5 1.10 18 0.67 13 2,38

6 1,06 17 0,56 13 2,16

9 0,84 17 0,38 13 1.75

Рис. 1. Динамика чистых потоков в зависимости от вариантов освоения месторождений (рассмотрены 3,6 и 9 летние интервалы)

0,8 0.6 0,4 0.2 0,0 Х0,2 -0,4 0,6 -0,8

При увеличении интервала ЧДД и ВНД начинают сокращаться за счет все большего удаления времени получаемых доходов от разработки каждого последующего (второго и третьего) объекта (рис. 1). Их максимальные значения соответствуют одновременному вводу в разработку всех трех объектов (ЧДД - 1,38 мрд. руб., ВНД - 20%). При этом возрастает срок окупаемости инвестиций. Вместе с тем, резко сокращается потребность во внешнем финансировании за счет увеличения самофинансирования при освоении каждого последующего объекта в рамках единого СРП.

При увеличении интервала до 9 лет потребность во внешнем финансировании сокращается на 60%, в то время, как ЧДД только на 40%, ВНД - на 15% (от первоначальной величины - 20%, которая рассматривается в качестве 100%). Наибольшие потери несет государство - его доход сокращается более чем на половину.

Таким образом, включение нескольких объектов в единую схему раздела продукции позволяет инвестору в случае возможностей их последовательного ввода в разработку (оговоренных в СРП) существенным образом снизить риски, связанные с необходимостью привлечения больших финансовых ресурсов в случае одновременной разработки объектов. При подготовке СРП

представителям государства следует учитывать рассмотренные зависимости и добиваться приемлемого для них компромисса в отношении устанавливаемых сроков ввода объектов в разработку.

В диссертации рассмотрены ситуации, соответствующие включению в единое СРП нескольких объектов, различающихся уровнем доходности и последовательностью их освоения.

Третья глава посвящена Разработке методов снижения рисков государства и инвестора, связанных с изменчивостью конъюнктуры мирового нефтяного рынка.

В последнее время в практике подготовки заключений СРП в России и разработки для этого ТЭО стал использоваться в известном смысле новый подход к созданию экономического механизма раздела продукции между государством и инвестором: раздел ставится в зависимость от уровня текущих цен на нефть. Для этого предлагается многовариантный раздел, охватывающий диапазоны возможных цен на мировом рынке. Однако, при этом отсутствуют четкие количественные критерии для его обоснования, что является существенным недостатком, который может тормозить процесс достижения компромисса между представителями обеих сторон.

Известно, что чаще всего представители нефтяной компании на переговорах обосновывает свою позицию необходимостью достижения некоторого проектного уровня доходности (ВНД) своих капиталовложений в разработку месторождения. Если имеется согласие в отношении такого уровня (например, ВНД = 20%), то на основании созданной модели освоения месторождения могут быть рассчитаны условия раздела продукции, которые при каждой рассматриваемой цене будут приводить к достижению этого уровня к концу расчетного периода (20 лет).

В таблице 6 представлены результаты подбора доли прибыльной продукции инвестора (нефтяной компании) для широкого диапазона возможных цен на нефть. В расчетах, проводившихся в постоянных ценах, использовася курс рубля, равный 32 руб. за один долар США.

Таблица 6 - Многовариантная шкала раздела прибыльной продукции >

Показатели > Цена на нефть, дол./барр.

6-10 | 10-14 | 14-18 | 18-22 | 22-26 | 26-30 | 30-34

Средним цена, дол7барр.

8 ] 12 | 16 | 20 | 24 | 28 | 32

Доля прибыльной продукции инвестора, %

100 75 53 37 23 15 10

ВНД инвестора, % 20 20 20 20' 20 20 20

НЧДД инвестора, мрд руб. 3.6 3,5 3,0 2,1 1.6 1,2 0,9

НЧДД государства, мрд 0,4- 4,5 9,0 14,3 18,9 23,4 27,8

НЧДД проекта (до раздела продукции), мрд руб. 4,0 8,0 12,0 16,3 20,5 24,6 28,7

Ш1Д проекта (до раздела продукции), % 23 31 43 56 72 91 114

Модель освоения была построена на базе имеющейся информации о месторождении, находящемся в Ханты-Мансийском автономном округе. Месторождение включено в перечень объектов, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции.

Ниже приведены условия раздела продукции при базовом уровне цены (20 доУбаррель), которым соответствует ожидаемая ВНД инвестора, равная 20%:

- предельная доля компенсационной продукции - 85%;

- доля инвестора в прибыльной продукции - 37,5%;

- налог на добычу полезных ископаемых (рояти) - 8,25%

- налог на прибыль - 24%.

Как следует из данных таблицы 6, по мере снижения цены нефти для достижения желаемой эффективности капиталовложений" (ВНД = 20%) приходится увеличивать долю инвестора в прибыльной продукции, а при ее росте - снижать. В то же время чистый дисконтированный доход (ЧДЦ, дисконт 10%) нефтяной компании при увеличении цены уменьшается, а при ее уменьшении, - растет. Это объясняется (см. рис. 2 и 3) тем обстоятельством,

что при увеличении цены за счет допонительных денежных поступлений (высокая доля компенсационной продукции) резко сокращается срок окупаемости (быстрый возврат капиталовложений), что при прочих равных условиях вызывает рост ВНД. Для нейтрализации этого роста (ВНД дожна быть выведена на уровень 20%) оказывается, что доля инвестора в прибыльной продукции дожна быть значительно уменьшена, что и приводит к резкому сокращению его ЧДД. При снижении цены нефти наблюдается противоположная ситуация - ЧДЦ нефтяной компании растет при неизменной ВНД.

Рис. 2. Динамика НЧДД инвестора Рис. 3. Динамика годовых чистых

при различных ценах на нефть дисконтированных потоков инвестора при

различных ценах на нефть

Использование в таком виде многовариантного раздела продукции (его зависимость от уровня цен) исключает возможность получения инвестором допонительного дохода от улучшения ситуации на рынке (более высокий уровень средней цены по сравнению с базовым). Вместе с тем, в случае реализации менее благоприятного сценария по сравнению с базовым, инвестор не будет нести потерь, так как он будет получать допонительную часть прибыльной продукции за счет снижения государственной доли. Однако, такой раздел не соответствует принципам предпринимательства. Стимул получения

допонительных доходов, связанных с предвидением конъюнктуры рынка, дожен быть сохранен в экономическом механизме раздела продукции.

Для реализации этого положения договаривающиеся стороны дожны установить, какая часть допонительных чистых денежных поступлений от повышения цены (по сравнению с базовой) дожна отходить инвестору и какая часть его потерь, связанных с ее уменьшением, дожна компенсироваться за счет доли государства в прибыльной продукции. В качестве измерителя. эффекта и потерь может использоваться показатель ВНД.

В таблице 7 представлена полученная таким образом шкала многовариантного раздела прибыльной продукции. При ее расчете предполагалось, что в случае более высоких цен по сравнению с базовой ценой две трети допонительного дохода (до раздела продукции) принадлежит владельцу недр - государству, а в случае более низких - одна треть соответствующих потерь будет относиться на инвестора.

Таблица 7 - Многовариантный раздел прибыльной продукции (с учетом достигнутых договоренностей о распределении рисков (ВНД) между государством и инвестором)

Показатели Средняя цена на нефть в выделенных интервалах, доУбарр.

8 | 12 | 16 | 20. | 24 | 28 | 32

То же с учетом дисконта (10 %), доУбарр.

3,6 | 5,4 | 7,2 | 9,1 | 10,9 | 12,7 | 14,5

Доля прибыльной продукции иивестора, %

59 44 39 37 38 40 43

НЧДД инвестора, мрд руб -0,7 0.4 и 2,1 3.0 4.1 5,5

ИНД инвестора, % 8 12 16 20 25 31 39

11ЧДД государства, мрд руб. 4.8 7,8 11,0 143 17.5 20,6 23,4

Кроме шкалы, в таблице приведены соответствующие экономические показатели инвестора (ЧДД и ВНД) и государства (ЧДД) в случае неизменности средней интервальной цены в течение двадцатилетнего периода. Для целей

дальнейших сопоставлений в таблице приведено ее значение с учетом дисконта (среднее за двадцатилетний период).

Подбор пропорций раздела прибыльной продукции для каждого уровня цены производится с условием ее неизменности в течение всего расчетного периода. Для оценки действенности предлагаемого инструментария в условиях изменяющихся цен была рассчитана ВНД инвестора в соответствии с четырьмя сценариями эволюции нефтяного рынка.

сценарий - имитация динамики годовых цен в течение расчетного периода с помощью датчика случайных чисел. Для этого была использована стандартная функция лRandomize в MS Excel. Выбраны результаты одной итерации в интервале от 8 до 32 доларов за баррель (рис. 4).

2 сценарий - динамика цен, характеризующаяся высокими значениями в начале 20-летнего периода и низкими значениями в его конце с диапазоном от 8 до 32 дол /баррель (рис. 5).

3 сценарий - динамика цен, характеризующаяся их ростом в течение 20-летнего периода в том же интервале (рис. 6).

4 сценарий - динамика годовых значений мировых цен на нефть (реальные цены за прошедший 20-летний период) с 1982 по 2001 гг. (рис. 7).

Рис. 4. Динамика цен по 1 сценарию Рис. 5. Динамика цен по 2 сценарию

Рис. 6. Динамика цен по 3 сценарию > Рис. 7. Динамика цен по 4 сценарию

На рисунке 8 представлены результаты расчетов в виде кривых роста ВНД инвестора.

Рис. 8. Динамика ВНД инвестора по четырем сценариям)

о 5 10 15 20

В таблице 8 представлены результаты сравнения полученной на основе многовариантного раздела ВНД инвестора (6-ой стобец) с ее величиной,

соответствующей установленным в процессе переговоров принципам - в случае улучшения конъюнктуры рынка ВНД инвестора увеличивается на треть прироста ВНД проекта (до раздела продукции), а в случае ухудшения -уменьшается на треть сокращения ВНД проекта.

Таблица 8 - Сопоставление результатов использования многовариантной шкалы раздела по четырем сценариям с установленными принципами раздела прибыльной продукции

Вариант (сценарий) Средняя цена (с дисконтом 10%) Полученная ВНД проекта(до раздела продукции), % Прирост (сокращение) ВИД проекта по сравнению с базовым вариантом, % Требуемая ВНД инвестора(с учетом исходных положений), % Полученная ВНД инвестора, % Погрешность, %

1 2 3 4 5 6 7

Базовый 9,1 56,5 - 20 - -

Первый 8,7 52,3 -4,2 18,6 18,8 1,0

Вюрой 13,2 100,3 43,8 34,4 34,6 -

Третий 7,5 45,2 -11,3 163 163 0,5

Четвертый 12,4 84,3 27,8 293 293 -

О конъюнктуре рынка по каждому сценарию (за двадцатилетний период) можно судить по уровню средней цены с учетом дисконта (2-ой стобец) Ч 1 и 3 сценарий характеризуются ее ухудшением, а 2 и 4 - улучшением по сравнению с базовым вариантом.

Сопоставление показывает, что предложенный инструментарий построения многовариантного раздела продукции может использоваться при его экономическом обосновании - погрешность (7-ой стобец) составляет крайне незначительную величину, и желаемые конечные результаты, закрепленные в СРП, будут достигаться и в условиях нестабильных цен на нефтяном рынке.

В заключении диссертационного исследования сформулированы следующие основные выводы и предложения:

1. Анализ научных публикаций, связанных с экономическими проблемами использования СРП в Российской Федерации, а также последних изменений в законодательных актах, касающихся СРП, показал, что многие экономические инструменты, часто включаемые в состав механизма раздела продукции, трактовались неправильно, а предложения по его совершенствованию носили не обоснованный характер.

Это касается последствий начисления процентов на невозмещенную часть возмещаемых затрат (лаплифт), включения в целях соблюдения интересов государства в компенсационную продукцию начисляемой амортизации основных фондов, а не капиталовложений, использования текущей величины модифицированной внутренней нормы доходности, как критерия раздела прибыльной продукции.

2. Последние изменения в налоговом законодательстве в отношении использования. СРП (ограничение размера компенсационной продукции, фиксированная ставка налога на добычу полезных ископаемых) не столько способствует соблюдению интересов государства, сколько лишает гибкости эту договорную форму, что является главным ее преимуществом. Ограничение предельной доли компенсационной продукции не решает для государства проблемы ускорения налоговых поступлений, так как доля инвестора в прибыльной продукции не лимитирована, а следовательно, в соответствии с достигнутыми договоренностями, она может быть очень большой. Лимитирование же размеров прибыльной продукции инвестора поностью выхолостило бы экономический смысл этой договорной формы освоения месторождений углеводородов.

3. Анализ и сравнение условий раздела продукции в заключенных российских СРП показал, что по инициативе инвесторов в условия раздела был включен целый ряд экономических инструментов и положений, которые существенным образом снижают их финансовые риски. К ним относятся: лаплифт - СРП Харьягинское месторождение; неизменность высокой доли компенсационной и прибыльной продукции до достижения высокого уровня

рентабельности капиталовложений (17,5% - все СРП), снижение первоначально установленной и использовавшейся при обосновании раздела продукции ставки налога на прибыль (35%) в случае ее снижения в соответствии с изменениями в налоговом законодательстве РФ (СРП - Сахалин- 1); применение общего механизма раздела продукции для нескольких месторождений, включаемых в СРП (СРП - Сахалин - 1 и Сахалин - 2); переход на первоначальные пропорции деления прибыльной продукции даже после достижения уровня ВНД 17,5% в случае появления отрицательного годового сальдо денежного потока; применение нормы ускоренной амортизации (33,3%), вводимых в действие основных фондов и уменьшение налогооблагаемой прибыли на ее величину с переносом возможных убытков на следующие годы.

4. Начисление процентов на невозмещенную часть возмещаемых затрат (лаплифт), приводящее к увеличению размера компенсационной продукции, являющейся собственностью инвестора и используемое в СРП Харьягинское месторождение, представляет собой метод снижения финансовых рисков инвестора. В случае ухудшения условий реализации инвестиционного проекта по сравнению с проектными (более низкие цены на продукцию, меньшие добывные возможности месторождения, повышенные капитальные или эксплуатационные затраты) инвестор, сразу после возмещения капиталовложений начинает получать денежные поступления, соответствующие накопленным процентам, отражающим цену заемного капитала. Учет цены капитала в СРП путем адекватного повышения доли прибыльной продукции приводит в этом случае к потерям чистого дисконтированного дохода по сравнению с использованием лаплифта

5. Эффектом такого же рода сопровождается включение в механизм раздела продукции положения об уменьшении налогооблагаемой прибыли на величину ускоренно начисляемой амортизации: несмотря на получение инвестором прибыльной продукции с начала добычи углеводородов, денежные поступления государству, соответствующие налогу на прибыль, отодвигаются

на значительный срок. В случае ухудшения условий реализации проекта этот срок адекватно увеличивается.

6. Включение нескольких месторождений в рамки СРП с едиными условиями раздела продукции (Сахалин - 1 и Сахалин - 2) существенным образом снижает финансовые риски инвестора, отражаемые величиной показателя потребности во внешнем финансировании.

7. Учитывая диапазон колебаний цен на мировом рынке нефти за последние три десятилетия, наиболее существенным риском. инвестора и государства при заключении СРП следует считать ценовой риск, так как при обосновании условий раздела продукции практически, невозможно с приемлемой для решения этой задачи точностью предугадать будущую эволюцию этого рынка. Снижение ценового риска до минимальных размеров оказывается возможным с помощь раздела прибыльной, продукции в зависимости от будущих фактических цен на мировом рынке нефти (многовариантный раздел).

8. Для обоснования такого раздела договаривающиеся стороны дожны устанавливать, какая часть допонительных денежных поступлений в связи с повышением цены (по сравнению с базовой) дожна отходить инвестору, и какая часть его потерь, связанных с ее уменьшением, дожна компенсироваться за счет доли государства в прибыльной продукции. В качестве измерителя эффекта (допонительные поступления) и потерь (уменьшение поступлений) может использоваться как показатель ЧДЦ, так и показатель ВНД. Для обоих случаев разработаны агоритмы подбора пропорций раздела прибыльной продукции. Разработанный агоритм построения многовариантного раздела продукции может использоваться при' заключении: желаемые конечные результаты, закрепленные в СРП, будут достигаться и в условиях нестабильных цен на нефтяном рынке.

9. Существенным (преимуществом такой модели раздела продукции по сравнению с действующими в России СРП оказывается возможность получения государством допонительных доходов в периоды относительного повышения

цен на нефть (по сравнению с базовым уровнем, установленным в СРП). Это может происходить с самого начала добычи углеводородов на месторождении, а не по истечении достаточно длительного периода окупаемости инвестиций и достижения установленных в СРП уровней ВНД. Как показывает ход реализации заключенных СРП; эти уровни достаточно высоки, а любая задержка темпов осуществления освоения < месторождений приводит к практической невозможности их достижения. Практическая реализация разработанной модели раздела продукции обеспечивает надежность достижения планируемых экономических результатов как инвестором, так и государством. Это адекватно значительному снижению риска, связанного с трудностью прогнозирования эволюции нефтяного рынка, что в свою очередь может являться основанием для снижения в процессе заключения СРП уровней ВНД, при которых раздел продукции дожен изменяться в пользу государства.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Дунаев В.Ф., Коробейников Н.Ю., Исмагилов А.Ф., Терегулова Г.Р: Еще раз об использовании аплифта в соглашениях о разделе продукции // Нефть, газ и бизнес. - 2001. - № 6 - с. 9-12.

2. Бахитов P.P., Исмагилов А.Ф. Выбор- оптимального варианта инвестирования в условиях недостатка информации. Материалы межрегиональной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов Экономические проблемы рационального недропользования и функционирования . предприятий нефтегазового комплекса, Уфа, БашНИПИнефть, 2001. - с. 12-14.

3. Бахитов P.P., Исмагилов А.Ф. Оценка финансового риска разработки нефтегазовых месторождений. Материалы межрегиональной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов Экономические проблемы рационального недропользования и

функционирования предприятий нефтегазового комплекса, Уфа, БашНИПИнефть, 2001. - с. 77-79.

4. Дунаев В.Ф., Исмагилов А.Ф., Хасанов И.Ш. Методы снижения рисков (при заключении - СРП), связанных с неопределенностью конъюнктуры нефтяного рынка. Тезисы докладов 5-ой научно технической конференции и выставки Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России, Москва, 23-24 января 2003 г., РГУНГ им. И.М. Губкина. - с. 9-10.

5. Дунаев В.Ф., Бахтизин Р.Н., Исмагилов А.Ф., Хасанов И.Ш. Методика обоснования многовариантного раздела продукции при освоении нефтяных месторождений на условиях СРП // Нефть, газ и бизнес. -2003.- № 2 - с. 5-9.

6. Исмагилов А.Ф., Дунаев В.Ф., Бахтизин Р.Н. Методы- учета конъюнктуры мирового рынка нефти при заключении соглашений о разделе продукции // Нефтегазовое дело. - 2003. - № 1 - с. 265-271.

Подписано в печать Формат 60x90/16 Объем Тираж 100 _Заказ VI6_

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфйи РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Исмагилов, Азамат Фаритович

Введение

1 ПРОБЛЕМЫ РЕАЛИЗАЦИИ СРП В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

1.1 Обзор и анализ научных исследований в области создания оптимальных схем раздела продукции при заключении СРП

1.2 Понятие экономического механизма раздела продукции. Анализ условий раздела продукции в СРП, заключенных и реализуемых в России

1.3 Риски, возникающие при реализации инвестиционных проектов на условиях СРП

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИНСТРУМЕНТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИНВЕСТОРОМ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА УСЛОВИЯХ СРП

2.1 Аплифт как экономический инструмент снижения риска инвестора в случае реализации пессимистических сценариев разработки нефтегазовых месторождений

2.1.1 Исследование эффекта лаплифта

2.1.2 Способы погашения лаплифта и их влияние на прибыль государства и инвестора

2.1.3 Исследование влияния амортизации, включаемой в компенсационную продукцию, на экономические показатели государства и инвестора

2.2 Множественность объектов добычи углеводородов в СРП как инструмент снижения потребности во внешнем финансировании проекта

2.2.1 Предпосыки и способы разработки инструмента снижения капитала риска проекта

2.2.2 Последствия для государства

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ СНИЖЕНИЯ РИСКОВ ГОСУДАРСТВА И ИНВЕСТОРА, СВЯЗАННЫХ С ИЗМЕНЧИВОСТЬЮ КОНЪЮНКТУРЫ МИРОВОГО НЕФТЯНОГО РЫНКА

3.1 Учет будущих событий в СРП

3.2 Ретроспектива эволюции мирового рынка нефти

3.3 Построение имитационной модели разработки нефтяного месторождения на условиях СРП

3.4 Разработка многовариантного раздела продукции на базе достижения заданной внутренней нормы доходности

3.5 Разработка многовариантного раздела продукции на базе достижения заданного чистого дисконтированного дохода

3.6 Разработка многовариантного раздела продукции как функции текущей цены продукции и текущей рентабельности инвестиций на базе достижения заданной внутренней нормы доходности

3.7 Проблема выбора критериев раздела продукции

Диссертация: введение по экономике, на тему "Методы снижения рисков Инвестора и Государства при реализации нефтегазовых проектов на условиях СРП"

В последнее десятилетие в России наблюдается тенденция ухудшения структуры запасов нефти: выработанность крупных высокодебитных месторождений достаточно велика, а воспоняемость запасов становится все более проблематичной на фоне общего снижения их прироста по сравнению с объемом добычи нефти и снижения вероятности обнаружения крупных месторождений. На фоне отсутствия участия государства в инвестировании, обусловленного дефицитностью бюджетных ресурсов, резко сокращаются объемы инвестиций как в геологоразведочные работы, так и в модернизацию изношенных основных фондов добычи нефти и газа. Недостаточен приток прямых инвестиций для реализации проектов разработки крупных, уже разведанных месторождений, требующих больших капиталовложений.

Одним из способов привлечения необходимого объема инвестиций в нефтегазовый комплекс является разработка месторождений на условиях соглашений о разделе продукции (СРП). Являясь специальным режимом, СРП позволяет более точно просчитать экономическую эффективность конкретных проектов за счет значительного уменьшения количества неизвестных факторов и гарантирует инвесторам приемлемый уровень риска и стабильности. Таким образом, в период, когда обычный налоговый режим подвергается частым и значительным изменениям, инвесторы будут рассматривать Россию как объект для своих капиталовложений только при условии наличия серьезных допонительных гарантий и установления особых и неизменных правил игры, минимизирующих политические риски. Представляется, что режим СРП в большей мере отвечает указанным требованиям, чем обычный режим разработки месторождений в России, и, в этой связи, является наиболее предпочтительным для инвесторов.

Особую актуальность применение механизмов СРП обретает в связи с острой потребностью в негосударственных источниках финансирования программ поиска и разведки новых месторождений углеводородного сырья на шельфе и на суше России. Опыт зарубежных стран показывает, что передавая в пользование на условиях СРП перспективные, но неразведанные участки недр, государство может проводить крупномасштабное геологическое изучение своей территории не только без бюджетных затрат, но и имея при этом допонительные поступления в казну.

Закон О соглашениях о разделе продукции был принят в 1995 г. Однако с момента появления закона не было заключено ни одного нового соглашения. Проекты новых соглашений до сих пор находятся на стадии подготовки. Одной из причин этого является недостаточно эффективное применение экономических механизмов раздела продукции. Такая ситуация приводит к неудовлетворительному учету интересов государства на фоне высоких рисков, сопровождающих реализацию проектов. В конечном итоге, непоное использование потенциала экономических механизмов создает трудности на пути достижения компромиссов и заключения соглашений.

В этой связи, необходимой задачей является совершенствование методики экономического обоснования раздела продукции в СРП. Во многом это обусловлено тем, что часто используемая зависимость долей прибыльной продукции от величины показателя накопленной доходности (динамическая шкала раздела продукции) может приводить к несправедливому разделу дохода. С позиций государства такой раздел продукции, кроме больших сложностей в определении фактического уровня доходности, имеет еще один существенный недостаток: в период высоких цен на углеводородное сырье на мировом рынке (пример - нынешняя ситуация) оно не получает допонительных денежных поступлений. Выгоды от этого состоят лишь в возможности ускорения достижения периода, когда текущий раздел продукции будет для него более благоприятным. Данное обстоятельство, в частности, служит основанием для критики заключенных в России СРП [139]. Потери государства могут возникнуть также и в условиях неопределенности уровня добычи, величины капитальных затрат, эксплуатационных расходов и других переменных величин.

Различные схемы раздела продукции при освоении месторождений углеводородов на условиях СРП могут приводить в конечном итоге к различным результатам в изменяющихся условиях хозяйствования. Поэтому различны и риски, связанные с возможностью потерь государства при применении одной схемы расчетов относительно другой (упущенной выгоды). Это дожно учитываться при формировании условий соглашения.

В этой связи, актуальным является разработка новых методов, позволяющих в условиях неопределенности эффективнее обеспечивать достижение поставленных целей инвестором и государством при подготовке и реализации проектов на условиях СРП.

В России в настоящее время заключено четыре соглашения о разделе продукции - проекты Сахалин-1, Сахалин-2, проект освоения Харьягинского месторождения и проект освоения Самотлора, однако реализуются только три из них (за исключением Самотлорского месторождения). Все СРП построены по индонезийскому типу с трехступенчатым распределением доходов. Это означает, что доход государства образуется из трех основных компонент: доли государства в прибыльной продукции, налога на прибыль и рентных платежей (рояти) (рисунок 1 Приложения А).

Основные технико-экономические показатели действующих проектов, реализуемых на условиях СРП, приведены в таблице 1 Приложения А.

Реализуемые в настоящее время сахалинские проекты являются крупнейшими в масштабах всего мира. Планируется, что реализация этих проектов позволит решить не только финансовые, но и крупные социальные проблемы. Однако реализация таких больших проектов сопряжена с соразмерной величиной риска отклонения показателей проекта от запланированных в соглашении, связанного, например, с результатами переоценки геологических запасов углеводородов, выпонения новой интерпретации данных сейсморазведки ЗО, колебания цен на углеводороды.

Так, контроль непосредственного хода реализации российских проектов со стороны государства регулярно показывает различные нарушения (по мнению государства), приводящие к потерям государства и отрицательно сказывающиеся на перспективах заключения других СРП. Эти нарушения, представляющие собой уменьшение величины открытых запасов углеводородов, снижение объемов добычи нефти, увеличение капитальных и эксплуатационных затрат и, соответственно, компенсационной продукции, то есть характеризующиеся отклонениями от первоначально заданных в соглашении технико-экономических показателей проекта, в конечном счете приводящие к снижению дохода государства, являются предметом споров между обеими сторонами СРП. Примером может служить спор между оператором соглашения Харьягинское месторождение и представителями Ненецкого автономного округа (НАО), связанный с обоснованием сметы расходов нефтяной компании и приведший к судебным разбирательствам (Стокгольмский арбитраж).

Не является секретом, что многие статьи заключенных СРП оказались недостаточно проработанными, что временами приводило и приводит до сих пор к известной напряженности в отношениях между представителями государства и соответствующих нефтяных компаний. Сюда в первую очередь следует отнести отсутствие дожной ответственности компаний-операторов за своевременное представление проектных технологических документов на разработку месторождений, а самое главное - за соблюдение установленных в них темпов осуществления инвестиций. В то же время от этого во многом зависят возможности достижения тех уровней их эффективности, в соответствии с которыми раздел продукции дожен изменяться в пользу РФ.

Анализ научных публикаций, посвященных рассмотрению экономических инструментов, которые были включены в механизм раздела продукции, свидетельствует о том, что смысл их для многих остается недостаточно ясным. С одной стороны, это приводит к впоне понятным опасениям о том, что в заключенных соглашениях не в дожной мере соблюдены интересы государства, а с другой, - к необоснованной критике их отдельных положений и ее использованию отдельными нефтяными компаниями для достижения своих узко корпоративных целей.

К этим инструментам и положениям следует отнести:

- зависимость раздела продукции от уровня достигнутой эффективности инвестиций;

- включение в соглашение (с единой схемой раздела продукции) нескольких месторождений или объектов разработки;

- сокращение налогооблагаемой базы (прибыльной продукции) на величину амортизации, ускоренно начисляемой по мере создания производственных объектов;

- начисление процентов на невозмещенную часть возмещаемых затрат (так называемый лаплифт);

- различные подходы к налогообложению (рисунок 2 Приложения А), применяемые в проектах Сахалин-1 и Сахалин-2, с одной стороны, и в проекте Харьягинское месторождение, с другой;

- переход на первоначальные пропорции деления прибыльной продукции даже после достижения заданного в соглашении уровня внутренней нормы доходности (ВНД) в случае появления отрицательного годового сальдо денежного потока (рисунок 3 Приложения А);

- механизмы отчислений на создание финансовых ресурсов для осуществления ликвидационных работ и ряд других.

Имея представление о том, какие цели преследуются нефтяными компаниями, предлагающими те или иные модели раздела продукции, можно избежать ошибок и соблюсти интересы государства при заключении новых СРП. В этом свете количественный анализ этих инструментов и положений, в той или иной мере влияющих на риски государства и инвесторов при заключении СРП, представляется необходимым и актуальным.

Предоставление государством своих нефтегазоносных недр нефтяным компаниям для разработки и эксплуатации на длительный срок на неизменных в его пределах условиях сопряжено со значительными рисками. В частности, при обосновании и закреплении в СРП раздела продукции риски государства и инвестора во многом связаны с неопределенностями, касающимися будущей цены реализации продукции на мировом рынке.

В случае более благоприятной конъюнктуры рынка углеводородного сырья, чем это предусматривалось при обосновании раздела продукции, потери государства могут выражаться в недополучении части доходов, которые, исходя из понятий нормального вознаграждения инвестора, дожны были бы принадлежать собственнику нефтегазоносных недр. Поэтому поиски путей снижения этих рисков и разработка соответствующих моделей раздела продукции представляются перспективными, так как даже частичное устранение ценовых рисков обеих сторон СРП дожно существенно облегчить достижение компромисса в переговорном процессе.

Целью настоящей работы является разработка методов раздела продукции, который приводил бы к существенному снижению ценовых рисков инвестора и государства, а также количественная оценка действия экономических инструментов и положений, включенных в условия раздела продукции в российских СРП, выявление их экономического смысла и возможных последствий для обеих сторон.

Достижение этой цели потребовало решения следующих задач.

1) Анализ особенностей условий раздела продукции в российских СРП и их экономического обоснования, причин расхождения ожидавшихся ныне прогнозируемых экономических показателей.

2) Критический анализ разработок и предложений, появившихся в последний период в научных публикациях и касающихся экономического обоснования раздела продукции и его отдельных составных экономических инструментов.

3) Количественный анализ последствий включения некоторых экономических инструментов и положений в российские СРП.

4) Обоснование принципа раздела продукции в зависимости от уровней будущих текущих цен на добываемую продукцию.

5) Разработка метода расчета многовариантной шкалы раздела продукции, позволяющей снижать ценовые риски партнеров и быстрее достигать согласия на переговорах.

Предметом исследования являются экономические инструменты снижения рисков инвестора и государства, включаемые в механизм раздела продукции при разработке месторождений углеводородов на условиях СРП.

Объектом исследования являются заключенные в России СРП, их технико-экономические обоснования (ТЭО), ТЭО проектных технологических документов на разработку соответствующих месторождений, а также текущие результаты выпонения соглашений.

Методологической основой исследования являются положения теории эффективности инвестиций в рыночной экономике (концепция сопоставления выгод и затрат, учет альтернативного использования производственных ресурсов, учет разновременности затрат и результатов), имитационное моделирование реализации догосрочных инвестиционных проектов. Обобщению мирового опыта использования СРП посвящены труды ряда ученых как за рубежом, так и в России. В первую очередь здесь необходимо отметить монографии Джонстона Д. Налоговые системы и соглашения о разделе продукции, Богданчикова С.М. и Перчика А.И. Соглашения о разделе продукции. Теория, практика, перспективы.

Методам экономического обоснования раздела продукции при заключении СРП и другим, связанным с ними вопросам, посвящены работы Аккайсиевой А.У., Андреева А.Ф., Апостолова Р.Ю., Герта A.A., Глуховой Н.В., Дунаева В.Ф., Зубаревой В.Д., Конопляника A.A., Копничева Д.И., Круглыхина A.B., Кунина М.М., Кима A.C., Лазаряна Б.С., Миловидова К.Н.,

Салиной А.И., Саркисова A.C., Свистельникова А.Г., Смирнова Н.Э., Субботина М.А, Халимова Э.П. и других.

Научная новизна исследования заключается в разработке и обосновании методов снижения ценовых рисков инвестора и государства при реализации СРП, в выявлении последствий использования с СРП отдельных положений и экономических инструментов, влияющих на раздел продукции.

Научная новизна конкретизируется в следующих аспектах.

1. Существует возможность практически поного устранения ценовых рисков инвестора и государства (цены на нефть на внешнем и внутреннем рынках). Она может быть реализована разработкой многовариантной шкалы раздела прибыльной продукции. При этом договаривающимся сторонам достаточно прийти к согласию о том, какая часть допонительных денежных поступлений от повышения цены дожна отходить инвестору, и какая часть его потерь, связанных с ее уменьшением, дожна компенсироваться за счет доли государства в прибыльной продукции. В качестве измерителя эффекта и потерь может использоваться как показатель чистого дисконтированного дохода (ЧДД), так и показатель ВНД.

2. В условия раздела продукции в российских СРП был включен целый ряд экономических инструментов и положений, которые существенным образом снижают финансовые риски инвесторов. Сюда следует отнести: неизменность большой доли компенсационной и прибыльной продукции инвестора вплоть до достижения высокого уровня рентабельности капиталовложений; возможность сокращения ставки налога на прибыль в случае ее снижения в налоговом законодательстве РФ; применение общего механизма раздела продукции для нескольких месторождений, а также для вновь открываемых объектов разработки; применение нормы ускоренной амортизации капиталовложений с уменьшением налогооблагаемой прибыли на ее величину (с переносом возможных убытков на следующие годы).

3. Включение лаплифта в условия раздела продукции не может преследовать цель последующего затягивания хода возмещения затрат и накапливания процентов для получения в будущем соответствующих денежных сумм - это приводило бы к еще большим экономическим потерям от отсрочки получения прибыльной продукции. Процесс начисления процентов не адекватен появлению допонительных источников финансирования капитальных вложений. Он не может оказывать влияние на темпы освоения месторождений углеводородов, а представляет собой метод снижения финансовых рисков инвестора. Включение нескольких месторождений в единую схему раздела продукции и их последовательное освоение приводят к существенному сокращению потребности в объеме внешнего финансирования и уменьшению капитала риска.

Практическая значимость исследования заключается в возможности применения полученных результатов при формировании условий СРП. Разработанные положения о методах снижения рисков инвестора и государства позволят более обоснованно подходить к формированию условий раздела продукции, устранять риски, связанные с неопределенностью конъюнктуры мирового рынка нефти, избегать ошибок и добиваться баланса интересов партнеров при заключении СРП.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на конференциях: Экономические проблемы рационального недропользования и функционирования предприятий нефтегазового комплекса (Уфа, БашНИПИнефть, 2001 г.); Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 г.); Проблемы развития нефтяной промышленности (Тюмень, СибНИИНП, 2003 г.). Результаты исследований опубликованы в 6 печатных работах.

Структура и содержание работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, библиографического списка и приложения. Объем работы составляет 143 страницы, в том числе 22 рисунка, 31 таблица. Список литературы включает 250 работ отечественных и зарубежных авторов.

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Исмагилов, Азамат Фаритович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время основной проблемой, возникающей в ходе реализации российских СРП, является недостаточная проработанность документов, охватывающая целый список вопросов: неустановленный порядок разрешения разногласий, неустановленные санкции за нарушения условий соглашений, неоднозначное токование ряда статей соглашений и прочие. Эта проблема, в свою очередь, приводит к спорам между сторонами соглашения (достижение заданных в ТЭО технологических и экономических показателей, обоснование сметы затрат, включаемых в компенсационную продукцию инвестора, соответствие расходов инвестора рыночным ценам, обоснование раздела прибыльной продукции, наличие стабилизационной оговорки, позволяющей инвестору забирать максимальную долю сверхдоходов в периоды высоких цен на нефть и другие).

По причине многочисленных споров между инвестором и государством происходят задержки в сроках начала эксплуатации скважин. Уже характерной для проекта Харьягинское месторождение является задержка мобилизации допонительных ресурсов (с производственной точки зрения), необходимых для второй очереди разработки, откладывание подписания договоров, что приводит в дальнейшем к срывам графиков работ, длительный процесс получения необходимых разрешений и согласований, что отражается на экономике проекта, так как это приводит в неизбежному увеличению возмещаемых инвестиционных затрат, задержка с сроках бурения скважин и прочие. Из результатов реализации проекта Харьягинское месторождение вырабатывается важнейшая рекомендация, связанная с необходимостью включения в обязанности инвестора соблюдения темпов разбуривания месторождения, намеченного в ТЭО СРП.

Так или иначе, практически все недоработки в самом документе СРП увеличивают риски обеих сторон соглашения. В этой связи, перспективы снижения рисков инвестора и государства в проектах СРП являются основой на пути создания атмосферы доверия к использованию договорных форм взаимоотношений двух сторон.

Главным образом, проблема рисков государства и инвестора становится актуальной в моменты отклонения заданных в ТЭО технико-экономических показателей проекта, особенно при осуществлении пессимистических сценариев реализации инвестиционного проекта.

Необходимо отметить, что в СРП уже заложены некоторые экономические инструменты снижения рисков инвестора Ч это увеличение компенсационной продукции на величину процентов, начисляемых на невозмещенную в текущем году подлежащих возмещению расходов инвестора (лаплифт), включение амортизации в компенсационную продукцию и применение ускоренной амортизации капитальных вложений, уменьшающей налогооблагаемую прибыль, снижение величины капитала риска инвестора за счет последовательного ввода месторождений в разработку.

Однако не существует пока действенной защиты государства, особенно от таких рисков, как потери потенциальных доходов в периоды высоких мировых цен на нефть, что служит объектом критики действующих российских СРП и самого режима СРП со стороны некоторых представителей и инвестора, и государства.

С целью разработки способов снижения рисков государства и инвестора в проектах СРП автором исследования выявлен смысл экономических инструментов, используемых в СРП (снижение рисков инвестора), и разработана методика раздела продукции, учитывающая уровень текущих цен на мировом рынке нефти. Ее использование приводит к существенному устранению ценовых рисков обеих сторон в соглашении.

Исследования, проведенные автором, позволили сформулировать следующие выводы и предложения.

1. Анализ научных публикаций, связанных с экономическими проблемами использования СРП в Российской Федерации, а также последний изменений в законодательных актах, касающихся СРП, показал, что многие экономические инструменты, часто включаемые в состав механизма раздела продукции, трактовались неправильно, а предложения по его совершенствованию носили необоснованный характер. Это касается последствий начисления процентов на невозмещенную часть возмещаемых затрат (лаплифт), включения в целях соблюдения интересов государства в компенсационную продукцию начисляемой амортизации основных фондов, а не капиталовложений, использования текущей величины модифицированной внутренней нормы доходности как критерия раздела прибыльной продукции.

2. Последние изменения в налоговом законодательстве в отношении использования СРП (ограничение размера компенсационной продукции, фиксированная ставка налога на добычу полезных ископаемых) не столько способствуют соблюдению интересов государства, сколько лишают гибкости эту договорную форму, что является главным ее преимуществом. Ограничение предельной доли компенсационной продукции не решает для государства проблемы ускорения налоговых поступлений, так как доля инвестора в прибыльной продукции не лимитирована, а, следовательно, она, в соответствии с достигнутыми договоренностями, может быть очень большой. Лимитирование же размеров прибыльной продукции инвестора поностью выхолостило бы экономический смысл этой договорной формы освоения месторождений углеводородов.

3. Анализ и сравнение условий раздела продукции в российских СРП показал, что по предложениям инвесторов в условия раздела был включен целый ряд экономических инструментов и положений, которые существенным образом снижали их финансовые риски. К ним относятся: лаплифт (СРП Харьягинское месторождение); неизменность высокой доли компенсационной и прибыльной продукции до достижения высокого уровня рентабельности капиталовложений (17,5 % во всех СРП); снижение первоначально установленной и использовавшейся при обосновании раздела продукции ставки налога на прибыль (35 %) в случае ее снижения в соответствии с изменениями в налоговом законодательстве РФ (СРП Сахалин-1); применение общего механизма раздела продукции для нескольких месторождений, включаемых в СРП (СРП Сахалин-1, Сахалин-2); переход на первоначальные пропорции деления прибыльной продукции даже после достижения уровня ВНД 17,5 % в случае появления отрицательного годового сальдо денежного потока; применение нормы ускоренной амортизации (33,3 %) вводимых в действие основных фондов и уменьшение налогооблагаемой прибыли на ее величину с переносом возможных убытков на следующие годы.

4. Начисление процентов на невозмещенную часть возмещаемых затрат (лаплифт), приводящее к увеличению размера компенсационной продукции, являющейся собственностью инвестора и используемое в СРП Харьягинское месторождение, представляет собой метод снижения финансовых рисков инвестора. В случае ухудшения условий реализации инвестиционной проекта по сравнению с проектными (более низкие цены на продукции, меньшие добывные возможности месторождения, повышенные капитальные или эксплуатационные затраты) инвестор, сразу после возмещения капиталовложений начинает получать денежные поступления, соответствующие накопленным процентам, отражающим цену заемного капитала. Учет цены капитала в СРП путем адекватного повышения доли прибыльной продукции приводит в этом случае к потерям чистого дисконтированного дохода по сравнению с использованием лаплифта.

5. Эффектом такого же рода сопровождается включение в механизм раздела продукции положения об уменьшении налогооблагаемой прибыли на величину ускоренно начисляемой амортизации: несмотря на получение инвестором прибыльной продукции с начала добычи углеводородов, начало денежных поступлений государству, соответствующих налогу на прибыль, отодвигается на значительный срок. В случае ухудшения условий реализации проекта этот срок адекватно увеличится.

6. Включение нескольких месторождений в рамки СРП с едиными условиями раздела продукции (Сахалин-1, Сахалин-2) существенным образом снижает финансовые риски инвестора, отражаемые величиной показателя потребности во внешнем финансировании.

7. Учитывая диапазон колебаний цен на мировом рынке нефти за последние три десятилетия, наиболее существенным риском инвестора и государства при заключении СРП следует считать ценовой риск, так как при обосновании условий раздела продукции практически невозможно с приемлемой для решения этой задачи точностью предугадать будущую эволюцию этого рынка. Риск государства при этом определяется возможностью роста своих убытков при более низких ценах на нефть, чем предполагалось (так как инвестор обычно обосновывает свою долю необходимостью достижения заданного уровня ВНД независимо от внешних будущих условий). Риск инвестора определяется возможностью потери допонительных доходов при высоких ценах на нефть. Для минимизации этих рисков необходимо использовать раздел продукции, который основан на прогнозных значениях уровней мировых цен на нефть (многовариантный раздел).

8. Существующие на сегодняшний день методы прогнозирования, в том числе сложные математические модели, не позволяют в достаточной (для оценки соответствующих рисков отклонения технико-экономических параметров проекта) степени спрогнозировать непрерывную модель догосрочного поведения мировых цен на нефть. Практическим решением задачи догосрочного прогнозирования может и дожно быть моделирование цен на нефть с использованием сценариев возможного появления тех или иных политических или экономических событий. Эти сценарии можно, в частности, учитывать в динамике интервально задаваемых уровней цен на нефть в общем проектном периоде, который по экспертным оценкам (основанным на истории движения фактических цен на нефть) будет наиболее точно охватывать нижнюю и верхнюю границу ценовых колебаний.

9. Снижение ценового риска до минимальных размеров возможно с помощью раздела прибыльной продукции в зависимости от будущих фактических цен на мировом рынке нефти (многовариантный раздел). Для обоснования такого раздела договаривающиеся стороны дожны устанавливать, какая часть допонительных чистых денежных поступлений (в целом по проекту) от повышения цены (по сравнению с базовой) дожны отходить инвестору, и какая часть его потерь, связанных с ее уменьшением, дожны компенсироваться за счет доли государства в прибыльной продукции. В качестве измерителя эффекта (допонительные поступления) и потерь (уменьшение поступлений) может использоваться как показатель ЧДД, так и показатель ВНД. Для обоих случаев разработаны агоритмы подбора пропорций раздела прибыльной продукции. Разработанный агоритм построения многовариантного раздела продукции может использоваться при заключении: желаемые конечные результаты, закрепленные в СРП, будут достигаться и в условиях нестабильных цен на нефтяном рынке.

10.Существенным преимуществом такой модели раздела продукции по сравнению с действующими в России СРП оказывается возможность получения государством допонительных доходов в периоды относительного повышения цен на нефть (по сравнению с базовым уровнем, установленным в СРП). Это может происходить с самого начала добычи углеводородов на месторождении, а не по истечении достаточно длительного периода окупаемости инвестиций и достижения установленных в СРП уровней ВНД. Как показывает ход реализации заключенных СРП эти уровни достаточно высоки, а любая задержка темпов осуществления освоения месторождений приводит к практической невозможности их достижения.

11.Практическая реализация в СРП предлагаемой методики, в которой раздел продукции ставится в зависимость от уровня текущих цен на нефть на базе достижения заданных ВНД или ЧДД, обеспечивает надежность достижения планируемых экономических результатов, как инвестором, так и государством. Это адекватно значительному снижению риска, связанного с трудностью прогнозирования эволюции нефтяного рынка, что в свою очередь может являться основанием для снижения в процессе заключения СРП уровней ВНД, при которых раздел продукции дожен изменяться в пользу государства.

12.Некоторой модификацией предлагаемой модели является механизм раздела продукции, которая включает зависимость доли инвестора в прибыльной продукции как от уровня текущей цены на добываемую продукцию, так и от текущего уровня доходности инвестиций. Применение такой модели позволит также устранить риски, связанные с отклонениями фактических значений уровней добычи продукции, капитальных и эксплуатационных затрат от их проектных значений.

13.Разработанная методика раздела продукции в зависимости от уровня текущих мировых цен на нефть позволит построить оптимальный раздел продукции, приемлемый для инвестора и государства, при дальнейшем освоении нефтегазовых месторождений в рамках новых проектов СРП.

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

БТЕ - британская тепловая единица

ВНД (IRR) - внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return)

ГКЗ - Государственный комитет по запасам Министерства природы Российской Федерации

ДНС - действующая налоговая система

Дол./барр. - доларов за баррель

Ед. изм. - единица измерения

КИН - коэффициент извлечения нефти

МВНД - модифицированная внутренняя норма доходности

MIRR) (Modified Internal Rate of Return)

HAO - Ненецкий автономный округ

НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых

НЧДД - накопленный чистый дисконтированный доход (Net

NPV) Present Value)

ОПЕК - Организация стран-экспортеров нефти

РФ - Российская Федерация

СПГ - сжиженный природный газ

СРП - Соглашение о разделе продукции

ТЭО - Технико-экономическое обоснование

ХМАО - Ханты-Мансийский автономный округ

ЦКР - Центральная комиссия по разработке месторождений горючих полезных ископаемых Министерства энергетики

ЧДД - чистый дисконтированный доход

FANCP - Первый уровень накопленных чистых денежных поступлений

LIBOR - London Interbank Offered Rate

SANCP - Второй уровень накопленных чистых денежных поступлений

Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Исмагилов, Азамат Фаритович, Москва

1. Федеральный закон "О внесении в законодательные акты Российской Федерации изменений и допонений, вытекающих из Федерального закона "О соглашениях о разделе продукции" от 10.02.99 №32-Ф3.

2. Федеральный закон "О континентальном шельфе Российской Федерации" от 30.10.1995 №187-ФЗ.

3. Федеральный закон "О недрах" от 10.08.2001 №126-ФЗ.

4. Федеральный закон "О соглашениях о разделе продукции" от 30.12.1995 №225-ФЗ.

5. Положение Правительства РФ "О составе и порядке возмещения затрат при реализации соглашений о разделе продукции" от 03.07.1999 №749.

6. Допонение к РД 153-39-007-96 "Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции". М.: Минтопэнерго, 1999.

7. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-00796). М.: Минтопэнерго, 1996.

8. Аверина Д. В чем ошибки инвесторов?: Особенности маркетинга товаров и услуг в проектах, разрабатываемых в рамках соглашений о разделе продукции // Нефть России. 2001. - №2. - С. 50-51.

9. Аверкин А., Клубничкин М., Никитин К. Потепление на северо-западе Каспия?: Перспективы для инвестиций в нефтедобычу России:эволюция налогового режима // Нефтегазовая вертикаль. 2001. -№11. - С. 76-79.

10. Аккайсиева А. У. Совершенствование экономического механизма соглашений о разделе продукции: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. М, 1997.

11. Алексеев Ю. Инвестор друг, но прибыль нам дороже // Российская газета. - 2003. - № 32 (3146). - 19 февраля.

12. Амиров И.Ш. Проблемы реализации нефтегазовых СРП в России // Нефть, газ и бизнес. 2002. - № 1. - С. 22-24.

13. Амиров И.Ш., Субботин М.А. СРП в России: выгоды прямые и косвенные // Промышленный мир. 2001. - №1. - С. 34-39.

14. Анатомия застоя // Приложение к журналу Нефтегазовая вертикаль. -2003.-№ 1.-С. 50-92.

15. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В Д. и др. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. М.: 1997. - 341 с.

16. Апостолов Р.Ю. Методы эффективной реализации экономических механизмов при разработке месторождений углеводородов на условиях соглашения о разделе продукции: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. М, 2003.

17. Апостолов Р.Ю. Особенности анализа и моделирования доходности инвестиций в крупных проектах нефтегазовой отрасли // Экономика и финансы. 2001. - №2. - С. 2-8.

18. Апостолов Р.Ю. Построение экономических механизмов СРП: стратегия договаривающихся сторон // Экономика и финансы. 2002. -№12. -С. 32-42.

19. Арбатов П.А. Где налоги лучше? // Бурение и нефть. 2003. - № 3. - С. 6-9.

20. Арбатов П. А. Рентный налог как вариант совершенствования механизма налогообложения в недропользовании // Нефть, газ и бизнес. 2002. - № 3. - С. 25-27.

21. Басов A.B. Правовые аспекты режима раздела продукции в Российской Федерации // Законодательство и экономика. 2001. - №10. - С. 37-43.

22. Белокон A.B. Проблема обоснования нормы дохода инвестиционного проекта: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. Самара, 2000.

23. Богданов C.B., Пороскун В.Н., Черникова З.Н. Стратегия ведения переговоров по условиям СРП, обеспечивающая баланс интересов государства и потенциального инвестора // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №3. - С. 23-25.

24. Богданов С.Д., Холимое Э.П. О балансе доходов между государством и недропользователем в зависимости от налогового режима // www.geolib.narod.ru. 1998.

25. Богданчиков С.М., Перчик А.И. Соглашения о разделе продукции. Теория, практика, перспективы. Право. Экономика. М.: Нефть и газ, 1999.-496 с.

26. Брылон A.B. Совершенствование методов оценки рисков нефтегазовых проектов: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. М, 1999.

27. Валуйскова Т.Н. Инвестиционная стратегия разработки месторождений в поздней стадии эксплуатации // Нефть, газ и бизнес. 2001. - № 4. - С. 16-18.

28. Валуйскова Т.Н., Низовцева М.Ю. Зависимость эффективности нефтяного проекта от выбора схемы финансирования // Нефть, газ и бизнес. 2002. - №1. - С. 35-37.

29. Валуйскова Т.Н., Холимое Э.М. О совершенствовании налоговой системы в нефтедобывающей отрасли // Нефть, газ и бизнес. 2001. -№1. - С. 54-55.

30. Василевская Д., Винидиктов А., Никандрова Е. Российская модель соглашений о разделе продукции: особенности и пути совершенствования законодательства // Нефть. Газ. Право. 2002. -№5. - С. 32-40.

31. Василевская Д.В. Защищены ли интересы РФ в соглашениях о разделе продукции? // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №5. - С. 52-55.

32. Василевская Е.А. Развитие методов анализа и управления инвестиционными проектами в нефтегазовой промышленности: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. М, 1999.

33. Василенко А. Все, что вы хотели знать о разделе продукции // Нефть икапитал. 2002. - №12. - С. 32-34.

34. Вине Р. Математика управления капиталом. Методы анализа риска для трейдеров и портфельных менеджеров. М.: Издательский дом "Альпина", 2003.-408 с.

35. Воконский В.А., Кузовкин А.И. Цены на топливо и энергию. Инвестиции. Бюджет // Экономика и математические методы. 2001. -№2. - С. 22-37.

36. Выгон Г.В. Методы оценки нефтяных компаний в условиях неопределенности // www.optim.ru. 2001.

37. Герт A.A. Экономическое обоснование эффективности управленческих решений в нефтегазовом комплексе: Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора экономических наук. Новосибирск, 2000.

38. Глухова Н.В. Больше стабильности, точнее расчеты // Нефтегазовая вертикаль. 2002. - №2. - С. 90-93.

39. Глухова Н.В., Тихонова Л.В., Стречень Е.В. Еще раз о выгодах СРП // Нефть, газ и бизнес. 2001. -№3. - С. 16-19.

40. Горбунов И. Как потерять $100 мрд.? // Финансовые известия. 2002. -22 октября.

41. Греф Г. Перестройка во имя ускорения // Нефтегазовая вертикаль. -2002.-№2. -С. 10-14.

42. Гусев A.A. Совершенствование критериев оценки эффективности инвестиционных проектов в отраслях минерально-сырьевого комплекса: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. М, 2000.

43. Гутман И.С., Дунаев В.Ф. "Регламент" поможет в охране государственных интересов // Нефть, газ и бизнес. 2000. - №2. - С. 6467.

44. Девликамова Г.В. Анализ системы налогообложения предприятий нефтяной отрасли // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №2. - С. 52-53.

45. Джонстон Д., Мадай-Арслан М. В поисках "идеального" режима: Попытка сравнительного анализа существующих в мире финансово-правовых норм для нефтяной отрасли // Нефть России. 2001. - №7. -С. 48-51.

46. Джуварлы Т. Азербайджанская нефть: поиски равнодействующей. Азербайджан и Россия: общества и государства // \vww.sakharov-center.ru.

47. Донской С.Е., Семикозов Д.Е. Развитие государственного управления пользования недрами в Норвегии // Нефть, газ & СРП. Приложение к журналу "Нефтегазовые технологии". 2003. - №2. - С .18-29.

48. Дунаев В.Ф., Апостолов Р.Ю. "Прямой раздел" продукции: экономические последствия его использования в СРП // Нефть, газ и бизнес. 2002. - №4. - С. 7-11.

49. Дунаев В.Ф., Бахтизин Р.Н., Исмагилов А.Ф., Хасанов И.Ш. Методика обоснования многовариантного раздела продукции при освоении нефтяных месторождений на условиях СРП // Нефть, газ и бизнес. -2003. №2. - С. 5-9.

50. Дунаев В.Ф., Гутман И.С., Кунын М.М. Механизм раздела продукции с СРП: как его построить для месторождений, находящихся в эксплуатации // Нефть, газ и бизнес. 1998. - №3. - С. 33-36.

51. Дунаев В.Ф., Коробейников Н.Ю., Исмагилов А.Ф., Терегулова Г.Р. Еще раз об использовании аплифта в соглашениях о разделе продукции // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №6. - С. 9-12.

52. Дунаев В.Ф., Максимов А.К. Методы оценки экономической эффективности доразработки нефтяных и газонефтяных месторождений // Нефть, газ и бизнес. 2000. - №2. - С. 59-63.

53. Дунаев В.Ф., Саркисов A.C., Кунин М.М. Механизм раздела продукции с СРП: как его построить для новых месторождений // Нефть, газ и бизнес. 1998. - №2. - С. 20-23.

54. Ершов Ю. Работа над ошибками: Вступление в ВТО требует от России внесения изменений в Закон "О СРП" // Нефть России. 2001. - №2. -С. 43-45.

55. Ершов Ю., Цветков Н. Весомый вклад в теорию СРП // Нефть России.- 1999.-№12.-С. 82.

56. Захаров Е.В., Никитин П.Б. О методике геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа российского шельфа в современных условиях недропользования // Нефть, газ и бизнес. 2002. - №5. - С. 45-52.

57. Зворыкина Ю.В. Концессии: от истории к современности // Бурение и нефть. 2003. - №3. - С. 10-13.

58. Золоева Я. Концессионное соглашение как одна из возможных договорных форм недропользования в России // Нефть. Газ. Право. -2003.-№1.-С. 36-44.

59. Золотарева Е. Сахалин-2: первые во всем // Нефтегазовая вертикаль. -2003.-№1.-С. 73-75.

60. Золотарева Е.А. Выгоден ли для России проект "Сахалин-2"? // Нефть, газ & СРП. Приложение к журналу "Нефтегазовые технологии". 2003.- №2. С. 12-14.

61. Зубарева В.Д., Андреева O.A. Экономический анализ инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности // Нефть, газ и бизнес.-2002. -№5. -С. 60-63.

62. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. и др. Разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 270 с.

63. Иваненко С. Проспали.: Пассивность Правительства РФ в продвижении СРП обошлась бюджету в $5-10 мрд. // Нефтегазовая вертикаль. 2001. - №18. - С. 46-49.

64. Иваненко С., Мельников А., Михайлов А. Шаг вперед и два назад // Нефтегазовая вертикаль. 2002. - №4. - С. 12-14.

65. Игнатова М. Pro и Contra. СРП разделило нефтяную общественность на две части // Известия. 2003 .- 11 февраля.

66. Игнатова М. Мы делили апельсин // Известия. 2003. - 11 февраля.

67. Игнатова М. Три березы под окном. Инвесторы ждут, когда законы о СРП пустят корни // Известия. 2003. - 11 февраля.

68. Илюмжинов В., Перчик А. Новые направления перспективного развития СРП//Нефть, газ и право. 2001. - №2. - С. 18-21.

69. Илюхин Р.В. Деление по согласию: Раздел продукции: основополагающие принципы и условия // Российское предпринимательство. 2002. - №5. - С. 85-91.

70. Исмагилов А.Ф., Дунаев В.Ф., Бахтизин Р.Н. Методы учета конъюнктуры мирового рынка нефти при заключении соглашений о разделе продукции // Нефтегазовое дело. 2003. №1. - С. 265-271.

71. Исмагилов А.Ф., Исмагилова А.Б. Способы погашения аплифта и их влияние на прибыль государства и нефтяной компании. Материалы отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Проблемы развития нефтяной промышленности".

72. Тюмень.: СибНИИНП, 2003. в печати.

73. Калюков Е. Ну не получается у России раздел продукции // "Газета.ру".- 2002. 14 ноября.

74. Катренко В. Все на подъем деловой репутации: Российские законодатели активно участвуют в процессе улучшения инвестиционного климата // Нефть России. - 2001. - №5. - С. 32-34.

75. Катренко В. Закон фундамент СРП // Нефтегазовая вертикаль. - 2003.- №1. С. 62-64.

76. Ким А.С., Свистелъников А.Г. Выбор критериев прямого раздела продукции // Нефть, газ & СРП. Приложение к журналу "Нефтегазовые технологии". 2003. - №2. - С. 33-37.

77. Клубничкин М., Аверкин А. Налоговых сюрпризов быть не дожно: В Госдуму внесен "цивилизованный" законопроект, посвященный налогообложению при выпонении СРП // Нефть и капитал. 2001. -№2.-С. 10-13.

78. Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. М.: Финансы и статистика, 2000. - 144 с.

79. Ковалев С. Укрощение недр // Ведомости. 2001. - 4 декабря.

80. Конопляник А. Стулья завтра, деньги - сегодня. // Нефтегазовая Вертикаль. - 2000 г. - №10. - С. 140-142.

81. Конопляник А., Лазарян Б., Субботин М. Uplift: аргументы "за" и "против" // Нефть и капитал. 1996. - №11. - С. 20-22.

82. Конопляник А., Лебедев С. Анализ рисков финансирования нефтегазовых проектов. Рейтинговая оценка рисков //Инвестиции в России. 2001. - №9. - С. 36-42.

83. Конопляник A.A. Анализ эффекта от реализации нефтегазовых проектов СРП в России для бюджетов разных уровней // Нефтяное хозяйство. -2000.-№10.-С. 24-30.

84. Конопляник A.A. Борьба против СРП: кому она выгодна и почему? // Нефть и капитал. 2003. - №6. - С. 12-18.

85. Конопляник A.A. Договор к Энергетической Хартии: путь к инвестициям и торговле для Востока и Запада (под ред. Т. Вальде -англ. изд. и А. Конопляника рус. изд.). - М.: Международные отношения, 2002. - 632 с.

86. Конопляник A.A. Закон о разделе продукции выгоден всем: инвестору, правительству и регионам как "сырьевым", так и "машиностроительным" // Финансовые Известия. - 1995. - №51(180). -20 июля.

87. Конопляник A.A. И при низких ценах можно остаться с прибылью. Уровни издержек при нефтедобыче, динамика и факторы их изменения // Нефть России. 2000. - №9. - С. 84-86.

88. Конопляник A.A. Как собирать нефтяную ренту, чтобы не пропадали стимулы к инвестициям и "не убегали" капиталы? // Нефть России. -2003. № 5. - С. 44-47.

89. Конопляник A.A. Когда в выигрыше все. К вопросу исследования экономического эффекта от применения механизма СРП // Нефть и капитал. 2000. - №9. - С. 64-67.

90. Конопляник A.A. Комплексный подход к привлечению иностранных инвестиций в российскую энергетику: Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора экономических наук.

91. М.: ГАУ им С.Орджоникидзе, 1995. 103 с.

92. Конопляник A.A. Куда исчезли справочные цены? Эволюция механизма ценообразования на нефтяном рынке // Нефть России. 2000. - №7. - С. 76-80.

93. Конопляник A.A. Мировой рынок нефти: возврат к эпохе низких цен? // Нефтегазовая вертикаль. 1999. - №4. - С. 60-63.

94. Конопляник A.A. Мировой рынок нефти: возврат эпохи низких цен? (последствия для России). М.: Изд-во ИНП РАН, 2000. - 126 с.

95. Конопляник A.A. Многосторонние международно-правовые инструменты как путь снижения рисков проектного финансирования и стоимости привлечения заемных средств // Нефтяное хозяйство. 2003.- №5. С. 24-30 (часть I), № 6. - С. 18-22 (часть И).

96. Конопляник A.A. Налоговый Кодекс и соглашения о разделе продукции- два паралельных режима попонения государственного бюджета // Минеральные ресурсы России. 1998. - №1. - С. 36-40.

97. Конопляник A.A. Налоговый режим как фактор ценовой конъюнктуры (чем компенсировать ухудшение природных условий добычи?) // Нефть России. 2001. - №2. - С. 96-97.

98. Конопляник A.A. Неизбежен ли кризис в российской нефтедобыче // Минеральные ресурсы России. 2001. - №1. - С. 30-39.

99. Конопляник A.A. О порядке перевода меких месторождений углеводородов на режим СРП // Нефтяное хозяйство. 2002. - №6. - С. 83-89.

100. Конопляник A.A. О формах привлечения иностранного капитала в нефтяную промышленность России // Нефтяное хозяйство. 1992. -№3. - С. 2-4.

101. Конопляник A.A. От прямого счета к обратному (эволюция формулы ценообразования) // Нефть России. 2000. - №8. - С. 78-81.

102. Конопляник A.A. От чего уходили к тому и пришли. Новая налоговая система в недропользовании оказалась ничуть не лучше прежней //

103. Российская бизнес-газета. 2003. - №9 (399). - С.5.

104. Конопляник A.A. Ошибка президента. В чьих интересах в России фактически ликвидирован режим СРП? // Нефть России. 2003. - №9. -С. 60-65 (часть 1), №10. - С. 47-49 (часть 2).

105. Конопляник A.A. Политика российских компаний в отношении СРП // Нефть России. 2002. - №9. - С. 32-34.

106. Конопляник A.A. Реформы в нефтяной отрасли России (налоги, СРП, концессии) и их последствия для инвесторов. М., 2002. - 224 с.

107. Конопляник A.A. С новыми налогами, господа! // Нефть и капитал.2002. -№1.- С. 6-10.

108. Конопляник A.A. Спор об СРП: убрать конкурента // Ведомости. 2003. . №44 (844).

109. Конопляник A.A. Частный капитал осторожен и разборчив (условия для частных инвестиций в нефтегазовый комплекс России) // Нефтегазовая Вертикаль. 1998. - №5. - С. 116-119.

110. Конопляник A.A. Эволюция структуры нефтяного рынка. От сделок с реальным сырьем к сдекам с "бумажным" товаром // Нефть России. -2000. - №4.-С. 76-81.

111. Конопляник A.A., Арбатов A.A., Белова М.А. Спор об СРП. М.: Олита,2003. 228 с.

112. Конопляник A.A., Атнашев М. Лицензионная политика как инструмент рационального управления нефтегазовым комплексом // Нефтяное хозяйство. 2003. - №9. - С. 16-21.

113. Конопляник A.A., Субботин М.А. Государство и инвестор: об искусстведоговариваться. М.: ЭПИцентр, Харьков (Фолио), 1996. - 128 с.

114. Конопляник A.A., Субботин М.А. Как утолить инвестиционный голод? (вопросы создания правовой базы для производственных соглашений между государством и инвестором) // Нефтяное хозяйство. 1995. -№1-2.-С. 8-16.

115. Конопляник A.A., Субботин М.А. Тяжба о разделе. М.: ВНИИОЭНГ, 1996.-224 с.

116. Копничев Д.И. Методы обоснования раздела продукции при поисках, разведке и разработке нефтяных месторождений на условияхсоглашений о разделе продукции: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. М, 2002.

117. Коробов М. Режим СРП не адекватен потребностям инвестиционного процесса // Нефтегазовая вертикаль. 2002. - №2. - С. 98-100.

118. Королев А. Законодательство субъектов Российской Федерации о СРП и недропользовании // Нефть, газ и право. 2002. - №2. - С. 26-35.

119. Крайнова Э.А. Экономика нефти и газа. Уфа: УГНТУ, 1998. - 152 с.

120. Круглыхин A.B. Экономические механизмы повышения надежности разработки нефтяных месторождений: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. М, 1999.

121. Курский А. Законодательство о недрах: от закона до кодекса И Нефть России. 2003. - №2. - С. 74-78.

122. Курский А.Н., Даниленко М.А. О налоговой реформе в нефтедобывающей промышленности // Нефть, газ и бизнес. 2001. -№4. - С. 19-22.

123. Лаврентьев Е. Организационные аспекты повышения эффективности управления проектами СРП // Нефтегазовая вертикаль. 2002. - №2. -С. 48-50.

124. Линник Л.К. Иностранный капитал в энергетике России: настоящее ибудущее. М.: ЗАО "МК-Периодика", 2002. - 240 с.

125. Линник Л.К Налоговое регулирование при пользовании недрами в

126. России и зарубежных странах. М.: ВНИИВС, 2002. - 125 с.

127. Линч М. Изменчивость новое качество мировых цен на нефть // Нефтьи капитал. 2001. - №6. - С. 32-37.

128. Липсиц И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект. М.: Бек, 1996. -125 с.

129. Лисицкий А., Авилов Н. Делить по русски. Недра дожны быть собственностью России, а не ее чиновников // Новая газета. 2003. - 24 февраля.

130. Литвинов А. Касьянов отказася от СРП // "Газета.Ки". 2003. - 14 февраля.

131. Манделъброт Б. Фрактальная геометрия природы. Пер. с англ. А.Р. Логунова. Науч. ред. А.Д. Морозова. М.: Институт компьютерных исследований, 2002. - 656 с.

132. Мельников А., Субботин М.А. Налог на добычу полезных ископаемых:проблемы и перспективы // Налоги. 2003. - №1. - С. 4-9.

133. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) / М-во экон. РФ, М-во фин. РФ, ГК по стр-ву, архит. и жил. политике; рук. авт. кол.: Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. М.: Экономика, 2000. - 421 с.

134. Мещерин А. Лучше меньше, да лучше: Перспективы малых СРП в России // Нефтегазовая вертикаль. 2001. - №6. - С. 17-19.

135. Мещерин А. Нужны ли СРП России? // Нефтегазовая вертикаль. 2003. - №5. - С. 4-11.

136. Мещерин А. Сага о разделе продукции // Нефтегазовая вертикаль. -2001.-№18. -С. 36-40.

137. Мещерин А. СРП: агоритм индивидуальности // Нефтегазовая вертикаль. 2001. - №1. - С. 71-74.

138. Миловидов КН., Калашников A.B. Тенденции изменений в контрактных и налоговых системах мировой нефтяной промышленности // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №2. - С. 24-27.

139. Министерство топлива и энергетики российской Федерации. Основные концептуальные положения развития нефтегазового комплекса России // Нефтегазовая вертикаль. 2000. - №1 (специальный выпуск). - 113 с.

140. Михайлов А., Мельников А. По прямой быстрее, чем по кривой: О легализации в России прямого раздела продукции // Нефть и капитал. -2001.-№9.-С. 18-20.

141. Михайлова Т. СРП делим, а что в остатке? // Российская газета. - 2003. -№17 (3131).-29 января.

142. Низовцева М., Валуйскова Т. Зависимость эффективности нефтяного проекта от выбора схемы финансирования // Инвестиции в России. -2001.-№7.-С. 33-35.

143. Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года// www.enippf.ru. 1999.

144. Отчет Счетной палаты РФ // www.npacific.kamchatka.ru. 1999.

145. Павлова Л.П., Канатаев Д.Ю. Проблемы совершенствования системы налогообложения при недропользовании (на примере нефтедобывающей отрасли) // Финансы. 2002. - №6. - С. 31-34.

146. Перчик А.И. Горное право: Учебник. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Издательский Дом "Филология три", 2002. - 525 с.

147. Петере Э. Хаос и порядок на рынках капитала. Новый аналитический взгляд на циклы, цены и изменчивость рынка. Пер. с англ. М.: Мир, 2000. - 333 с.

148. Пономарева И.А., Богаткина Ю.Г, Лындин A.B. Модель экономической оценки вариантов разработки месторождений на условиях СРП // Нефть, газ и бизнес. 1999. - №4. - С. 24-26.

149. Пономарева М.А., Богаткина Ю.Г. Комплексная экономическая оценка неразведанных месторождений // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №3. - С. 13-15.

150. Салина А.И. Налог на добычу полезных ископаемых как новый методический подход к налогообложению природных ресурсов // Финансы. 2002. - №1. - С. 43-45.

151. Салина А.И. Налогообложение деятельности, связанной с реализацией соглашений о разделе продукции // Налоговый вестник. 2001. - №12. -С. 3-7.166167168169170171172173174,175176177,178,179,

152. Салина А.И. Налогообложение природных ресурсов // Налоговый вестник 2001. - №9. - С. 12-16.

153. Саркисов A.C. Метод оценки устойчивости показателей эффективности инвестиционных проектов // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №1. - С. 4450.

154. Саркисов A.C. Шкалы раздела прибыльной продукции, рояти и предельного уровня компенсационной продукции в СРП // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №4. - С. 14-15.

155. Смирнов Н., Неклюдов А. СРП дело для профессионалов // Нефтегазовая вертикаль. - 2002. - №13. - С. 16-18. Смирнов Н.Э. Мифы о СРП // Нефть и капитал. - 2002. - №7-8. - С. 1820.

156. Смирнов Н.Э. Теряем время // Нефть и капитал. 2001. - №11. - С. 3235.

157. Сотников И. Черные дыры экономики // Комсомольская правда. 2003.- №18 (649). 28 февраля.

158. СРП-2000: Материалы конференции // Нефтегазовая вертикаль. 2000.- № 10. 175 с.

159. СРП-2001: Материалы конференции // www.nefte.ru. 2002. СРП-2002: Материалы конференции // Нефтегазовая вертикаль. - 2003.- №1. С. 57-92.

160. Степанченко С. Не стоит рубить сплеча. По поводу соглашения о разделе продукции // Труд. 2003. - 26 февраля.

161. Субботин М.А. "Дедушкина оговорка" по-российски // Экономика и жизнь. 1999. - №49. - С. 27.

162. Субботин М.А. Вместо налогов раздел продукции // Российская газета. Бизнес в России. - 1995. - 11 мая.

163. Субботин М.А. Глава 26 НК о налоге на добычу полезных ископаемых // Иностранный капитал в России: налоги, валютное и таможенное регулирование, учет. 2001. - №12. - С. 11-23.180181182183184185186187,188189190191.192,193,

164. Субботин М.А. Государство и инвестор: в поисках согласия // Минеральные ресурсы России. 1995. - №1. - С. 34-36. Субботин М.А. Делиться не время? // Политбюро. - 2003. - №4. - С. 4045.

165. Субботин М.А. Закон "О СРП" выходит на работу // Нефть России. -1999.-№2.-С. 82-85.

166. Субботин М.А. Закон о недрах. Парламентские слушания // Российская газета. Бизнес в России. 2003. - 21 июня.

167. Субботин М.А. Инвестиционный тянитокай // Нефть и капитал. -2001.-№5. -С. 13-16.

168. Субботин М.А. Инвестор решил делиться с государством "напрямую" // Нефть России. 2001. - №3. - С. 41-42.

169. Субботин М.А. Инвесторам нужны гарантии // Мировая энергетическая политика. 2002. - №7. - С. 75.

170. Субботин М.А. Как распорядиться имуществом государства? Концессии как цивилизованная система контрактов инвестора с государством // Мировая энергетическая политика. 2002. - №7. - С. 58-61.

171. Субботин М.А. Критика СРП: мифы и реальность // RusEnergy.com. -2003.

172. Субботин М.А. Легенда о двух сахалинских братьях и сестер их Харьяге // Нефть России. 2003. - №3. - С. 46-51.

173. Субботин М.А. Новый подход к старой проблеме. Интерес к production sharing в России все еще жив // Нефть России. 2002. - №9. - С. 112113.

174. Субботин М.А. Расконсервация СРП // RusEnergy.com 2002.

175. Субботин М.А. Режим специального налогообложения при СРП: состояние проблемы // Иностранный капитал в России: налоги, валютное и таможенное регулирование, учет. 2001. - №9. - С. 11-17.

176. Субботин М.А. Режим специального налогообложения при СРП: состояние проблемы // Иностранный капитал в России: налоги, валютное и таможенное регулирование, учет. 2002. - №9. - С. 10-25.

177. Субботин М.А. Российские СРП топчутся на месте // Промышленный мир.-2001.-№2.-С. 34-39.

178. Субботин М.А. Северные инвестиции: роль СРП // Нефть, газ & СРП. -2003. -№1.-С. 22-26.

179. Субботин М.А. Соглашения о разделе продукции в России // Минеральные ресурсы. 1998. - №1. - С. 51-53.

180. Субботин М.А. Сокровищница дна морского // Энергия Востока. -2003.-№1.-С. 44-46.

181. Субботин М.А. Справедливая цена соглашения // Деловые люди. -1999.-№102.-С. 131-133.

182. Субботин М.А. СРП дело темное, но выгодное // Ведомственное приложение "Российская газета. Бизнес в России". - 2000. - 12 сентября.

183. Субботин М.А. СРП на фоне поглощений и слияний // Нефть, газ & СРП. -2003. -№3. С. 15-20.

184. Субботин М.А. СРП: время "черного пиара" // Нефть, газ & СРП. Приложение к журналу "Нефтегазовые технологии". 2003. - №2. - С. 3-11.

185. Субботин М.А. СРП: непорядок с подрядами // Вестник СРП. 2002. -№6.-С. 17-21.

186. Субботин М.А. СРП: новый этап старой борьбы // Мировая энергетическая политика. 2003. - №2. - С. 60-64.

187. Субботин М.А. Стабильность условий деятельности инвестора ("дедушкина оговорка") // Нефть, газ и право. 2000. - №5. - С. 11-15.

188. Субботин М.А. Федеральный закон "О соглашениях о разделе продукции": последние изменения // Иностранный капитал в России: налоги, валютное и таможенное регулирование, учет. 2001. - №7. - С. 11-16.

189. Субботин М.А. Эффект "отложенных инвестиций" // Экономика и жизнь. 1999. - №43. - С. 29.

190. Субботин М.А., Аверкин А. Законодательство о соглашениях о разделе продукции // Нефть, газ и право. 2000. - №4. - С. 3-12.

191. Субботин М.А., Аверкин А. Правовое регулирование соглашений о разделе продукции // Закон. 1999. - №12. - С. 51-54.

192. Субботин М.А., Амиров И.Ш. Законодательство о СРП: состояние и перспективы // ТЭК. 1998. - №3-4. - С. 45-47.

193. Субботин М.А., Конопляник A.A. Два новых закона помогут инвесторам вкладывать свои деньги // Нефть и капитал. 1995. - №1. -С. 28-31.

194. Субботин М.А., Конопляник A.A. Концессионное законодательство и инвестиционный климат в России // Инвестиции в России. 1995. - №5 (12).-С. 16-19.

195. Субботин М.А., Конопляник A.A. Куются оковы для инвестора // Инвестиции в России. 1995. - №6-7. - С. 11-12.

196. Субботин М.А., Конопляник A.A. О праве государства договариваться с инвестором // Внешняя торговля. 1995. - №9. - С. 2-5.

197. Субботин М.А., Конопляник A.A., Аверкин А. Инвестор свои деньги не отдаст. Пока не получит правового единообразия // Нефть и капитал. -1995.-№12.-С. 10-12.

198. Субботин М.А., Конопляник A.A., Аверкин А., Сосна С. Создание правовой базы для концессионных соглашений и соглашений о разделе продукции в России // Разведка и охрана недр. 1995. - №9. - С. 2-9.

199. Субботин М.А., Конопляник A.A., Швембергер Ю. Закон "О соглашениях о разделе продукции": история, документы и комментарии //Нефть, газ и право. 1996. - №1. - С. 1-104.

200. Субботин М.А., Швембергер Ю. О проекте закона "О соглашениях о разделе продукции" // Бюлетень "Экономические и правовые вопросы недропользования в России". Том III. №9. - С. 13-14.

201. Сухов А. Эффект от СРП может быть мультипликативным // Нефтегазовая вертикаль. 2000. - №10. - С. 146-148.

202. Сценарные условия социально экономического развития Российской Федерации на 2004 год и на период до 2006 года // www.geb.ru. - 2003.

203. Тамбузер Р. Медленнее, чем хотелось бы // Нефтегазовая вертикаль. -2003.-№1.-С. 76-77.

204. Токачев В.М. Фьючерсы: снижение коммерческих рисков маркетинга нефти объектов СРП // Нефть, газ & СРП. Приложение к журналу "Нефтегазовые технологии". 2003. - №2. - С. 15-17.

205. Токачев М. Воз надуманных проблем // Нефтегазовая вертикаль. -2003.-№1.-С. 70-72.

206. Токачев М., Ким А., Токачев В. Через СРП к недрам // Нефть России. - 2003. - №5. - С. 53-55.

207. Третьякова Е. Нефть сахалинского шельфа идет нарасхват // Нефть России. 2003. - №2. - С. 48-50.

208. Федер Е. Фракталы. М.: Мир, 1991.-254 с.

209. Федоров A.C. О концепции налогообложения в нефтяной отрасли // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №2. - С. 4-6.

210. ХайнзДж. X. Одна страна, две системы // Нефть России. 2003. - №2. -С. 79-82.

211. Хайнз Дж. X. Преимущества и недостатки правового режима недропользования России в свете мирового опыта // Нефть, газ & СРП. Приложение к журналу "Нефтегазовые технологии". 2003. - №2. - С. 30-31.

212. Холимое Э.М., Копничев Д.И. Состояние соглашений о разделе продукции в России // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №5. - С. 13-17.

213. Хан Г. Письмо Правительству: СРП: Столько Работы Попусту // Ведомости. 2002. - 18 апреля.

214. Хартуков Е.М. Цены нефтяного рынка: международные и внутренние аспекты // Нефтяное хозяйство. 2001. - №1. - С. 18-26.

215. Хисамов Р. Старое даст фору новому (разработка Ромашкинского месторождения на условиях СРП позволит добыть около 350 мн. тонн нефти). // Нефть и капитал. 1999 г. - №9. - С. 18-21.

216. Храмов Д. Трудный опыт действующих проектов СРП окажет неоценимую помощь в подготовке следующих соглашений // Нефть и капитал. 2002. - №9. - С. 56-58.

217. Цикун И.И. О роли бонусов в СРП // Нефть, газ & СРП. Приложение к журналу "Нефтегазовые технологии". 2003. - №2. - С. 32.

218. Шигапов А., Смирнов Н. В ожидании консенсуса (государство и инвестор не могут "поделить" Самотлор). // Нефть и капитал. 1999. -№9. - С. 22-25.

219. Шипицына Н. Аттракцион неслыханной щедрости. Что такое СРП и как с ним бороться? // Московский комсомолец. 2003. - 27 февраля.

220. Шохина Е. Неудачный режим // Эксперт. 2002. - №40 (347).

221. Brennan М., Schwartz Е. Evaluating natural resource investments // J. Bus. -1985.-№58.-P. 135-158.

222. Cox J., Ingersoll J., Ross S. The relation between forward and futures prices // Journal of Financial Economics. 1981. - №9. - P. 321-346.

223. Dias M.A.G., Rocha K.M.C. Petroleum concessions with extendible options using mean reversion with jumps to model oil prices. Int. Conf. On Real Options. The Netherlands, 1999. - 23 p.

224. Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. New York: Perm Well Publishing Company, 1994. - 352 p.

225. Konoplyanik A.A. A struggle for mineral rent // Petroleum Economist. -2003. №8. - P. 23-24.

226. Konoplyanik A.A. PSA debate not over yet // Petroleum Economist. 2003. -№7.-P. 12.

227. Konoplyanik A.A. Would Russian Oil Companies really like to have a PSA regime in Russia? // Oil & Gas Journal. 2002. - №12. - P. 20-26.

228. PindyckR. Irreversibility, uncertainty, and investment // J. Econ. Lit. 1991. -№29.-P. 1110-1148.1. СРП "Сахалин-1"1. СРП "Сахалин Г1. СРП "Харьяга"1. Швлифоеыо месторождения:

229. Аркупн-Дйш Одопту Чайво

Похожие диссертации

• Методические основы формирования баланса экономических интересов субъектов нефтегазовой сферы Российской Федерации
• Анализ рисков при реализации проектного финансирования нефтегазовых проектов
• Экономические механизмы управления внешними инвестиционными рисками в промышленности России
• Экономический анализ российских СРП и разработка схемы многовариантного раздела продукции между инвестором и государством