Главная Коллекция "Revolution" Экономика и экономическая теория Особенности финансирования завершающего этапа работ на нефтегазовом месторождении

Особенности финансирования завершающего этапа работ на нефтегазовом месторождении

Международная практика гарантии финансирования ликвидации скважин и восстановления окружающей среды, применяемые в России, Канаде, США. Расчёт экономической эффективности разработки и рекультивации месторождений методом дисконтированных денежных потоков.

Рубрика Экономика и экономическая теория
Вид статья
Язык русский
Дата добавления 16.09.2020
Размер файла 973,2 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

Национальный исследовательский университет «Высшая школа экономики»

Факультет мировой экономики и мировой политики

Департамент мировой экономики

Образовательная программа «Мировая экономика»

МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

по направлению подготовки 38.04.01 Экономика

Особенности финансирования завершающего этапа работ на нефтегазовом месторождении

Выполнила Сенченко Н.В.

Научный руководитель к.э.н.,

доцент О.С. Анашкин

Москва 2020

Оглавление

  • Введение
  • 1. Инструменты финансовых гарантий ликвидационных работ
  • 2. Международная практика гарантии финансирования ликвидации скважин и рекультивации земель
    • 2.1 Мировая практика использования инструментов гарантии финансирования
    • 2.2 Инструменты гарантии финансирования ликвидации скважин и восстановления окружающей среды, применяемые в Канаде
    • 2.3 Инструменты гарантии финансирования и расчет стоимости ликвидации скважин и восстановления окружающей среды, применяемые в США
  • 3. Инструменты гарантии финансирования ликвидации скважин и восстановления окружающей среды, применяемые в РФ
    • 3.1 Законодательное регулирование гарантии финансирования ликвидации скважин и восстановления окружающей среды
    • 3.2 Порядок расчета стоимости ликвидации скважин и рекультивации месторождений на практике на примере ПАО «ЛУКОЙЛ»
    • 3.3 Сравнительный анализ практик РФ, Канады и США
  • 4. Расчёт экономической эффективности разработки месторождения методом дисконтированных денежных потоков
  • Заключение
  • Список литературы
  • Приложения

Введение

Недра земли сегодня являются одним из главных источников производства топливно-энергетических ресурсов во многих странах мира, удовлетворение потребностей которых осуществляется за счет добычи основных энергетических полезных ископаемых, таких как нефть и газ. Основным способом добычи этих полезных ископаемых сегодня является бурение скважин на разведанных месторождениях недр земли.

Из текста Статьи 1.2. «Собственность на недра» Закона РФ «О недрах» Закон РФ от 21.02.1992 №2395-1 (ред. от 27.12.2019) закона "О недрах" (с изм. и доп., вступ. в силу с 03.02.2020). следует, что «Недра в границах территории Российской Федерации, включая подземное пространство и содержащиеся в недрах полезные ископаемые, энергетические и иные ресурсы, являются государственной собственностью. Вопросы владения, пользования и распоряжения недрами находятся в совместном ведении Российской Федерации и субъектов Российской Федерации».

В этом же законе утверждается, что участки недр не могут быть предметом купли, продажи, дарения, наследования, вклада, залога или отчуждаться в иной форме. Права пользования этими участками недр могут отчуждаться или переходить от одного лица к другому в той мере, в какой их оборот допускается федеральными законами. Сегодня это право работает в одну сторону, участки можно приобретать и присоединять вместе с их правообладателем, но практически невозможно выделять, продавать и отчуждать иному лицу.

Совершенно иное отношение к добытым из недр полезным ископаемым и иным ресурсам. По условиям лицензии они могут находиться в любой форме собственности, а именно: в федеральной государственной, субъектов Российской Федерации, муниципальной, частной и прочих.

Таким образом, Российское государство, являясь собственником недр обладает безусловным правом получения рентной платы за использование принадлежащих ему факторов производства, по аналогии с другими экономическими агентами, которые являются собственниками капитала и труда, используемыми для производства товаров и услуг.

К таким одним из основных факторов производства, позволяющим осваивать природные ресурсы относятся пробуренные и обустроенные скважины, которые в нашей стране возводятся предприятиями, получившими соответствующие лицензии на осуществление этой деятельности.

Если строительство скважин связано с привлечением инвестиций для начала строительства объектов инфраструктуры с целью обеспечения добычи полезных ископаемых, то после окончания добычи, сами «предприятия по добыче полезных ископаемых и подземные сооружения, не связанные с добычей полезных ископаемых, подлежат ликвидации или консервации по истечении срока действия лицензии или при досрочном прекращении пользования недрами.

До завершения процесса ликвидации или консервации пользователь недр несет ответственность, возложенную на него действующим Законом Статья 26 Закона РФ от 21.02.1992 №2395-1 (ред. от 27.12.2019) "О недрах" (с изм. и доп., вступ. в силу с 03.02.2020). РФ.

Учитывая последнее, стоит помнить о риске «безбилетника», а именно о том, что на стадии завершения добычи, рентабельность данной деятельности становится минимальной, в связи с чем финансовое обеспечение ликвидационных работ исключительно за счет текущей выручки не представляется возможной. Известны прецеденты как в РФ, так и в мире, когда вследствие отсутствия необходимого объема денежных средств, компании намеренно инициировали банкротство юридического лица или использовали сложную пирамиду смены собственников. В результате чего инициирование и финансирование ликвидационных работ перекладывалось и становилось обязанностью государства за счет государственного бюджета, а в итоге налогоплательщиков. К примеру, по оценкам члена экспертного совета при Росимуществе, гендиректора Консалтингово-Аналитического Союза Артема Генкина, сегодня в РФ «не менее 13 тысяч нефтяных и нефтегазовых скважин находятся на балансе государства и при этом не вовлечены (или даже не могут быть вовлечены) в хозяйственный оборот». Зыкова Т. Неопознанные скважины // Российская газета - Столичный выпуск. № 122(6693). 8 июня 2015: https://rg.ru/2015/06/08/skvazhiny.html

Данный факт подтверждает наличие существенных проблем в области регулирования, а именно «пробелов» в институциональных условиях, в результате чего отсутствует гарантия выполнения взятых на себя обязательств компаниями или иной механизм, возможность, позволяющие одновременно обеспечить максимально возможную нефтедобычу, создав при этом необходимый резерв для финансирования ликвидационных работ на завершающей стадии месторождения.

Целью настоящей работы является проведение сравнительного анализа применяемых практик обеспечения гарантии финансирования ликвидационных работ на месторождениях в России и других странах и/или регионах , а также поиск новых возможностей решения этой проблемы в РФ в будущем.

Объектом настоящего исследования является процесс ликвидации месторождений, а именно основных объектов, предназначавшихся для обеспечения добычи энергетических полезных ископаемых.

Предметом - возможные инструменты финансовой гарантии, используемые в процессе ликвидации месторождений.

Задачи настоящего исследования могут быть сформулированы следующим образом:

1. Определить существующие инструменты финансовой гарантии ликвидации месторождений;

2. Изучить инструменты финансовой гарантии ликвидации месторождений, используемые в России и в других странах;

3. Изучить практику их использования в других странах с учетом экономических, правовых и иных факторов, оказывающих влияние на добычу углеводородов;

4. Оценить возможность использования успешного опыта других стран в России;

5. На основе расчетов и проведенного анализа предложить подходящий механизм, обеспечивающий гарантию финансирования недропользователем ликвидационных работ на месторождении и максимально возможную нефтедобычу.

Первая глава посвящена изучению и рассмотрению теоретической базы и возможному спектру доступных методов, обеспечивающих гарантии финансирования ликвидационных работ, используемых для этих целей в различных странах мира. Вторая глава посвящена анализу возможных инструментов гарантии, методов оценки стоимости ликвидационных работ в РФ и в странах и/или местностях со схожими климатическими и/или технико-экономическими условиями. Для этого были использованы такие методы как сбор информации, её анализ, сопоставление, сравнение и обобщение полученной информации и др. В третьей главе автором демонстрируется разработанная им модель на примере условного месторождения, а именно формирование чистого дисконтированного дохода в течение его эксплуатации на протяжении всего жизненного цикла. На основе полученных результатов были сделаны заключения и даны необходимые рекомендации.

1. Инструменты финансовых гарантий ликвидационных работ

Последние десятилетия мировое сообщество озабочено вопросами экологии, поэтому неудивительно, что нефтегазовая сфера находится под пристальным вниманием. Процесс ликвидации месторождений, включая как технические, так и экономические аспекты, также не является исключением. Так, в 2007 г. сотрудники Международной финансовой корпорации (the International Finance Corporation, IFC), подразделения Всемирного Банка, пришли к выводу, что ликвидационные работы должны быть включены в предварительное технико-экономическое обоснование проектов, то есть ещё на стадии его зарождения. При этом компании обязаны подтвердить наличие денежных средств на осуществление данных операций на момент их необходимости в будущем. Подобное подтверждение должно быть сделано посредством использования инструментов финансовой гарантии. Подкреплением наличия озабоченности международных институтов этими вопросами может служить выпущенный в 2009 г. Всемирным Банком документ Sassoon, M. Financial surety: guidelines for the implementation of financial surety for mine closure (English). // World Bank. 2009 «Руководство по осуществлению финансовой поддержки закрытия горных объектов» («Guidelines for the Implementation of Financial Surety for Mine Closure»), который содержит подробный обзор инструментов финансовых гарантий ликвидационных работ, а также примеры их внедрения в странах и рекомендации по их реализации для государственных институтов.

Европейская комиссия (European Commission), чей доклад и послужил основой для работы Всемирного Банка, делит инструменты финансовой гарантии на 3 группы в зависимости от того, кто обладает правом распоряжаться денежными средствами:

1. финансовая гарантия, распоряжение которой осуществляется самим лицензиатом,

2. финансовая гарантия, выполнение которой обеспечивается третьей стороной,

3. финансовая гарантия, обеспечение которой находится под непосредственным контролем государства.

Данная классификация позволяет проследить один из самых важных моментов для добывающей компании в выборе инструмента, а именно, возможность использования денежных средств в своей операционной деятельности. Используя её, инструменты финансовой гарантии были поделены на группы соответствующим образом (рисунок 1).

Рисунок 1 - Классификация инструментов финансовой гарантии, разработанная Европейской комиссией

Источник: составлено автором по «Guidelines on Financial Guarantees and Inspections for Mining Waste Facilities» Guidelines on Financial Guarantees and Inspections for Mining Waste Facilities // European Commission DG Environment. 2008

Как не сложно заметить, риск невыполнения обязательств лицензиатом снижается по мере перехода распоряжения инструментом от компании к государству. Предпочтения же самого недропользователя имеют обратную последовательность. Стоит рассмотреть представленные инструменты поподробнее, чтобы иметь более полное представление о том, как они функционируют, чем отличаются друг от друга, почему нужно иметь возможность их выбора в зависимости от сложившихся обстоятельств.

Самостоятельное оформление материальной ответственности методом начисления на бухгалтерских счетах (Self-bonding by accounting accruals)

Используя данный подход, компания призвана создать ликвидационный фонд, куда будут поступать отчисления от доходов. Европейская комиссия подчеркивает, что компании выполняют данное действие на свое собственное усмотрение, в зависимости от их финансового «здоровья». Накопленные таким образом обязательства формируются в части пассива бухгалтерского баланса.

Естественно, что для добывающей компаний данный метод является предпочтительным, так как все денежные средства продолжают находиться в их полном распоряжении, что позволяет им по факту использовать их по своему усмотрению (Фонд фактически формируется в бумажном отчете).

Однако же, с точки зрения гарантии выполнения своих обязательств, данный подход наиболее рискованный, а значит и наименее предпочтительный для государства, потому что даже большие компании не застрахованы от возможного банкротства, в связи с чем есть риск невыполнения ими взятых на себя обязательств, в том числе проведения ликвидационных работ, потому что суммы накопления могут быть абсолютно фиктивными, так как на самом деле, эти денежные средства будут участвовать в обороте компании и могут быть внезапно израсходованными.

Залог активов (Pledge of assets)

Данный инструмент подразумевает, что лицензиат может заложить все избыточное в будущем имущество, которое может возникнуть в результате приостановления добычи, включая даже вырученные средства от продажи металла демобилизованного оборудования, установок и т.д. Чтобы исключить субъективность, а точнее завышения стоимости закладываемых активов, для проведения оценки привлекается третья сторона, которая кроме прочего призвана учитывать будущие транспортные расходы с места добычи.

При этом стоит принять во внимание, что полученная сумма не является фиксированной, и зависит от рыночного спроса, текущих цен, а также состояния активов на момент продажи и многих других факторов, поэтому данный метод практически не применяется в большинстве стран.

Гарантия материнской компании (Parent company guarantee)

Отличие данного метода от самостоятельного оформления материальной ответственности методом начисления на бухгалтерских счетах состоит только в том, что недропользователь - это дочернее предприятие. Следовательно, обязательство по гарантии проведения ликвидационных работ обеспечивает ее материнская компания путем создания саморегулируемого фонда. Головная компания консолидирует обязательства всех своих дочерних предприятий и отражает их в пассиве своего бухгалтерского баланса.

На первый взгляд, данный подход является более предпочтительным по сравнению с предыдущими. Однако, стоит вспомнить принцип «слишком крупные, чтобы обанкротиться» («too big to fall»). Опыт последнего десятилетия доказал, что от банкротства и приостановления деятельности никто не застрахован, в связи с этим данный подход также не может обеспечить стопроцентной гарантии, что бремя расходов на демобилизацию не ляжет на плечи государства, а как следствие налогоплательщиков.

Страхование (Insurance Policy)

Страхование уже относится к следующей группе инструментов, в рамках которой компании привлекают к обеспечению гарантии третью сторону. Существует большое количество возможностей и способов страхования, основными из которых для горнодобывающей отрасли по мнению Еврокомиссии, являются:

1. финансирование страховой премии (premium financing);

2. общее страхование ответственности (commercial general liability);

3. страхование профессиональной ответственности (professional indemnity).

При всем этом ни одна из предложенных форм не покрывает обязательств компании в сфере экологии в долгосрочной перспективе. На этот случай имеется полис проведения страховых работ, который в свою очередь является комбинацией финансовой страховки и экологической, что снижает риск невыполнения восстановительных работ недропользователем. При этом страховая компания, в свою очередь, выпускает под них облигации, за счет которых также получает необходимый доход.

В данном случае недостатком является наличие риска, что итоговая сумма слишком зависит от ежегодно выплачиваемой до этого премии, которая в свою очередь зависит от возможности ее выплачивать лицензиатом. Чтобы устранить подобный риск, страховые компании США, к примеру, прежде чем выдать страховой полис, обязаны оценить полную стоимость ликвидационных работ, кредитоспособность недропользователя, а также провести оценку его активов на случай банкротства, что является весьма не простой задачей, особенно если сроки их проведения отодвинуты на большой период. Полученные же суммы на восстановительные работы выплачиваются государству. При этом в большинстве юрисдикций, где применяется данная схема, страховые премии вычитаются из налогооблагаемой базы.

Безотзывной аккредитив / Банковская гарантия (Letter of Credit / Bank Guarantee)

Безотзывной аккредитив, или как он еще называется банковская гарантия, представляет собой соглашение между банком или иным другим институтом и недропользователем, в данном случае клиентом, о том, что первый обязуется предоставить средства для финансирования ликвидационных работ по требованию третьей стороны. В качестве третьей стороны выступает соответствующий государственный орган в случае дефолта компании.

Условия безотзывного аккредитив также коррелируются с планом проводимых работ и их стоимостью. Внесение каких-либо изменений в документ требует согласование и подписания тремя сторонами.

Чтобы получить безотзывной аккредитив, недропользователю требуется доказать наличие финансовых ресурсов на проведение ликвидационных работ, а именно существование соответствующего фонда на балансе в настоящее время и его сохранение и пополнение в будущем. Стандартно, аккредитив выпускается на конкретный срок, чаще всего на год, поэтому и обновляется ежегодно, что требует дополнительной работы для пересмотра его условий. Если же по каким-либо причинам банк отказывается обновлять соглашение, то государство имеет право потребовать от недропользователя полностью выплатить сумму аккредитива.

Стоит согласиться, что столь частые проверки позволяют заблаговременно предвидеть изменение стоимости ликвидации, а также возможные ухудшения финансового состояния компании. В то же время для компании это гарантированно крупные дополнительные финансовые затраты, так как требуется привлечение независимых экспертов для проведения оценки, а также вовлечения значительных внутренних кадровых ресурсов компании.

Стоит добавить, что сама плата за безотзывной аккредитив тоже неоправданно высокая, а именно: ежегодная ставка за такой аккредитив варьируется от 0,5% до 9% от стоимости покрытия. Этот разбег объясняется тем, что зависит от кредитного рейтинга лицензиата, то есть чем хуже его «финансовое здоровье», тем выше его расходы на безотзывной аккредитив.

Гарантийные обязательства (Surety bond)

В случае гарантийного обязательства, соглашение заключается между двумя сторонами: страховой компанией и клиентом, то есть добывающей компанией. Первая обязуется предоставить средства, размещенные в фонде, третьей стороне при определённых обстоятельствах. Под третьей стороной в данном случае понимается государство, а под обстоятельствами - прекращение разработки месторождения и необходимость его ликвидации.

При этом план восстановления, стоимость работ и условия выпуска гарантийного обязательства обговариваются добывающей компанией с соответствующим государственным институтом заранее. В случае же необходимости внести изменения в соглашение, то, так же как при безотзывном аккредитиве, требуется вовлечение и согласие всех трех сторон. Если же ликвидационные работы будет решено перенести, то и гарантию необходимо будет обновить, сумма которой может быть пересмотрена как в большую, так и в меньшую сторону, согласно изменениям, принятым в плане ликвидационных работ. Если же по каким-либо причинам недропользователь не продлил гарантию и не предоставил альтернативное подтверждение наличия финансов на эти работы, то государство имеет право изъять денежные средства в размере, равном стоимости ликвидационных работ.

Стоит так же упомянуть, что только аккредитованные страховые компании имеют право выпускать подобные гарантийные обязательства. И добывающая компания несет ответственность за покрытие всех необходимых издержек по приобретению и сохранению гарантийного обязательства, а государство обязано отслеживать наличие последнего.

В сравнении с банковской гарантией, данный инструмент дешевле в обслуживание: 1,0-1,5% от суммы гарантированной выплаты, и он не требует такого частого обновления информации по объекту. Недостатком для добывающей компании является то, что рабочий капитал находится не в ее распоряжении, а финансового института, что уменьшает возможности использования имеющихся финансовых ресурсов самой компанией.

Коллективный страховой пул (Bond pool)

Данная схема строится на основе коллективной ответственности добывающих компаний. Членство в пуле носит необязательный характер, и, как правило, вступление подразумевают первоначальную проверку финансового состояния компании, а именно ее:

1. соответствия стандартам уже имеющегося опыта, включая информацию о количестве нарушений,

2. финансовой устойчивости,

3. количество лет в отрасли,

4. опыт проведение ликвидационных работ.

Члены пула обязуются оплатить ликвидационные работы каждого из них, в случае банкротства или иных форс-мажорных обстоятельств, вследствие которых они не могут выполнить взятые на себя обязательства.

Данный инструмент больше подходит небольшим компаниям в нефтегазовой отрасли, большинство из которых не соответствуют требованиям страховых компаний для выдачи аккредитива или гарантийного обязательства.

Депозит в денежной форме или ином эквиваленте (Deposit of cash or cash equivalents)

Денежные средства, необходимые для покрытия расходов на ликвидационные работы, перечисляются напрямую на депозитный счет, доступ к которому имеется только у государства. Если же недропользователь по каким-либо причинам не может выполнить свои обязательства, то государство может воспользоваться этими средствами на счете. Альтернативой денежным средствам могут быть инвестиционные бумаги, такие как казначейские векселя, сумма по которым будет выплачена в случае дефолта добывающей компании.

В данном случае у недропользователя изымается значимая часть финансовых ресурсов, которая, в свою очередь, может быть использована государством, что ставит под угрозу сохранность средств, если в стране качество институтов находится на низком уровне.

Траст-фонд (Trust fund)

Трастовый фонд представляет собой не что иное как гарантию недропользователя откладывать денежные средства или их эквивалент в фонд, цель которого - финансирование ликвидационных работ, рекультивация земли на площади разрабатываемого участка. Условия соглашения обязаны учитывать план работ, стоимость работ, а график и процент платежей должны обеспечить надежность покрытия издержек в каждый момент наступления необходимости проведения работ.

Существуют различные практики организации того, кто и как управляет фондом: это может быть как государство, так и банк или иной другой финансовый институт, впоследствии называемый «трастовой компанией». Однако, ни одна из форм не защищает полностью от риска некачественного управления, что равноценно потере денежных средств.

Залог (Mortgage)

Добывающая компания отдает государственному органу в залог какое-либо собственное имущество, обычно это недвижимость. Факт заложенного актива рассматривается как гарантия того, что компания произведет все необходимые операции по восстановлению участка, иначе заложенное имущество не будет ей возвращено на баланс. Если по каким-либо причинам добывающая компания не осуществила все необходимые действия, то государство имеет право сделать это самостоятельно на сумму, эквивалентную заложенному активу. Однако, стоит учитывать, что последняя не является константой и подвержена значительным колебаниям вследствие изменения рыночной конъюнктуры и иных факторов.

2. Международная практика гарантии финансирования ликвидации скважин и рекультивации земель

2.1 Мировая практика использования инструментов гарантии финансирования

Большинство развитых и некоторые развивающие страны уже внедрили обязательные для недропользователя инструменты финансовой гарантии, цель которых -минимизация риска проведения ликвидационных работ за счет государственного бюджета. В данной главе будут рассмотрены соответствующие примеры и проведен сравнительный анализ различных используемых финансовых гарантий, а также методы расчета стоимости проведения работ ликвидации скважин и рекультивации земель.

Наше внимание было уделено как опыту стран, описанному в работе Европейской комиссии (European Commission), так и опыту стран, территорий, которые находятся в схожих с Россией географических условиях как, к примеру, Канада, Аляска. Итак, если мы обратимся к докладу Европейской комиссии, сотрудники которой проанализировали опыт стран в ликвидации объектов горной отрасли таких государств, как Австрия, Германия, Великобритания, Румыния, Польша, Швеция, Канада (Онтарио), США (Невада), Папуа Новая Гвинея, Намибия, Аргентина, Конго, Казахстан, Австралия, то увидим, что наиболее используемые инструменты:

1) банковская гарантия,

2) депозит,

3) безотзывной аккредитив,

4) страховой полис, покрывающий в том числе риск банкротства.

Проверка финансового состояния может производиться как самим государством, так и банком или иной ответственной организацией, как это происходит, к примеру, в Швеции, и в других странах, где гарантом проведения работ являются финансовые гарантии, выполнение которых обеспечивает третья сторона.

По результатам опросов, проведенных среди компаний, перечисленных ранее стран, большинство из них предпочли бы ограничиться проверкой «финансового здоровья» компании или же аккумулированием средств на соответствующем бухгалтерском счете. Можем предположить, что основная причина таких предпочтений кроется в том, что данные меры минимально отражаются на ликвидности денежных средств компании и структуре ее бухгалтерского баланса. Опрошенные компании ФРГ, имея видимо более дальновидный подход, заметили, что компромиссным решением для них и государства могло бы быть использование банковской гарантии. [41]

Таблица 1

Результаты опроса компаний горной добывающей отрасли

Компания

Страна

Добываемый продукт

Используемая финансовая гарантия

WBH GmBH

Австрия

Вольфрам

Начисление в бухгалтерском балансе

MBRAH GmBH

ФРГ

Бурый уголь

Начисление в бухгалтерском балансе

Gabriel Resources

Румыния

Золото

Решение не принято

KGHM Miedz S.A.

Польша

Медь

Решение не принято

EMPG

ФРГ

Нефть и газ

Начисление в бухгалтерском балансе

Boliden

Швеция

Цветной метал

Банковская гарантия, гарантийной обязательство

Общая практика

Канада, Онтарио

Цветной метал, золото

Банковская гарантия, гарантийной обязательство и т.д.

Общая практика

США, Невада

Цветной метал, золото

Банковская гарантия, гарантийной обязательство, страхование и т.д.

OTML

Папуа Новая Гвинея

Золото

Банковская гарантия, депозит

Общая практика

Намибия

Цветной метал, уран

Начисление в бухгалтерском балансе, траст фонд и т.д.

Cerro Castillo SA

Аргентина

Цветной метал

Не требуется

Инкаи

Казахстан

Уран

Начисление в бухгалтерском балансе

Общая практика

Австралия

Цветной метал, уран

Депозит, банковская гарантия и т.д.

Согласно же результатам того же опроса Европейской комиссии (таблица 1), большинство опрошенных компанией, осуществляющих разработку горных объектов, производят оценку суммы финансовой гарантии на основе плана ликвидации (и восстановления земель) объекта, при этом учитывается, что объем работ будет выполнен третьей стороной, и что потребует оплаты оказываемых ей работ и услуг, включая вознаграждение. Некоторые страны или штаты, земли обязывают компании покрывать финансовой гарантией все необходимые работы, включая последующий мониторинг, работы по восстановлению и т.п. Тем не менее, стандартные методы их оценки еще не созданы и не определены, поэтому компании проводят оценку, используя «наиболее подходящий» к той или иной ситуации метод. То есть это может быть выполнено самыми различными способами, как на основе бюджетирования, выполненного сервисной компанией, так и силами самого недропользователя.

Альтернативным методом оценки стоимости ликвидационных работ и работ по восстановлению является расчет, который производится посредством применения удельных затрат, путем умножения площади земель или глубины скважины на оценку стоимости работ, к примеру, за 1 кв. м.

Вследствие того, что Европейский Союз (ЕС) включает в себя ряд стран, которые имеют собственное право законодательной инициативы и их принятие или отклонения, то ЕС имеет только наднациональные директивы, которые диктуют общие требования. Так, в области защиты окружающей среды, а именно ликвидации горных объектов, в том числе нефтегазовых, страны ЕС обязаны придерживаться директивы по Захоронению отходов ЕС 1999/31/EC «EU Landfill Directive 1999/31/EC» EU Landfill Directive 1999/31/EC // Council of the European Union. 1999. Статья 28 данного документа обязывает всех недропользователей выполнять обязательства, данные при получение разрешения на разработку объекта. Статья 7 Директивы гласит, что заявление на инструмент финансовой гарантии должно быть сделано параллельно, т.е. не позже заявки на разработку объекта. Статья 13 подтверждает наличие свободы у правительств стран выбрать ряд или один единственный инструмент финансовой гарантии, которые не должны противоречить требованиям директивы.

Таким образом, Брюссель устанавливает лишь рамочные требования, а каким образом то или иное государство следует им, оно решает самостоятельно. Вероятно, это обосновано не только сохранением национального суверенитета, но и различиями в экономическом развитие стран-членов ЕС, в объектах, подпадающих под данную Директиву. К примеру, карьеры по добыче угля, на долю которого на ЕС приходится 6.5% по данным Statistical Review of World Energy 2017 [31], это принципиально другой вид добычи, который требует других технологий, денежных вложений и методов ликвидации. В этих условиях дифференциации на данном этапе разумнее всего предоставить самим странам выбор инструментов финансирования и контроля, чтобы обеспечить наиболее подходящие как типу разработки, экономическим условиям, так и не наносящие вред финансовому состоянию компаний, которое тоже разнится от страны к стране.

2.2 Инструменты гарантии финансирования ликвидации скважин и восстановления окружающей среды, применяемые в Канаде

Безусловно, что особый интерес представляет практика Канады, которая в некоторой степени похожа на Россию, а именно: по развитию экономики - преобладание топливно-энергетического сектора, который является крупнейшей отраслью, по государственному устройству - это федеративное государство, по схожим климатическим условиям, географическому положению страны и её обширным территориям..

На федеральном уровне нефтегазодобывающая отрасль и использование недр регулируются:

1. Законом о нефтегазовых ресурсах Канады (Canadian Petroleum Resources Act), 1985 г.;

2. Законом о добыче и консервации нефти и газа (Oil and Gas Production and Conservation Act), 1985 г.,

3. Нормативно-правовые акты, принятые в соответствии с двумя этими законами.

Что же касается государственных регуляторов, то на федеральном уровне они следующие:

1. Министерство природных ресурсов Канады (The National Energy Board, в ведение которого находятся вопросы торговли между провинциями и международной, в том числе импорт и экспорт, транспортировка углеводородов, а также на территориях национальных парков, проводит геологическую съемку на всей территории страны;

2. Агентство по оценке воздействия на окружающую среду Канады (Canadian Environmental Assessment Agency);

3. Департамент рыболовов и океанов, которое следит за уровнем загрязнения в акватории и обязано предлагать программы по снижению уровня данного показателя Manning L., Tamura-O'Connor B., Lundell L. Oil and gas regulation in Canada: overview // Thompson Reuters practical law.

Следовательно, на уровне земель покрываются только общие вопросы, так как, согласно Конституции, именно провинции несут ответственность за сохранность и использование природных ресурсов. Поэтому каждая провинция имеет собственные НПА в данной отрасли, которые в свою очередь обязаны не противоречить Конституции и федеральным законам. Исключением являются природные ресурсы в провинции Юкон, в Северо-Западных территориях и Нунавут, а также на территориях национальных парков. Но все же 80% ресурсов находятся в ведомстве региональных органов власти. Моргунов Е.В. Управление недропользованием в Канаде // Народонаследие. 2014. №2. 128 с.

Стоит заметить, что при этом выдача лицензий на добычу входит в обязанности федерального органа власти, а именно Министерства природных ресурсов Канады. Получив одобрение Плана разработки Министерством, недропользователь может приступать к операционной деятельности. В процессе которой он обязан обновлять план в соответствие с развитием проекта добычи, а также учитывая обновления технологий и законодательства, в том числе касательно ликвидации скважин, демонтажа наземных основных производственных фондов (ОПФ), рекультивации участка.

Вероятно, управление нефтегазовой отраслью на двух уровнях власти призвано обеспечить двухступенчатый контроль органов друг друга, но при этом присутствует стремление к координированию деятельности, так как провинции не должны идти в разрез федеральным политикам.

Другой особенностью Канады является, что в добывающих провинциях Альберта, Британской Колумбии Management Rating Program Manual // BC Oil & Gas Comission, March 2020 и Саскачевана Directive PNG025 Licensee Liability Rating (LLR) Program // Government of Saskatchewan, May 2018. 7 p. используемый инструмент гарантии финансирования - траст-фонд «Фонд нефтегазовых бесхозных активов» (The Oil and Gas Orphan Fund). Управление фондом осуществляют органы Министерства природных ресурсов Канады.

Недропользователи обязаны производить взносы в Фонд, которых существует, как минимум, два типа:

1. Ежегодный взнос (Orphan Fund Levy);

2. Гарантийный депозит (Security deposit), взымаемый по требованию, а именно в случае риска несостоятельности выполнить свои обязательства по ликвидации лицензиатом.

В провинции Саскачевана существует еще третий обязательный взнос - депозит в размере 10 тысяч долларов, который является разовым и взымается при регистрации лицензиата как нефтегазодобывающей компанией.

Вернемся же к ежегодному взносу. Каждый год Ассоциация бесхозных скважин (The Orphan Well Association, OWA), Канадская ассоциация производителей топлива (Canadian Association of Petroleum Producers, CAPP), и Ассоциация компаний по разведке и добыче (Explorers and Producers Association of Canada, EPAC) утверждают сумму бюджета фонда на год. Каждый лицензиат обязан внести свою долю суммы, которая определяется по формуле:

,

Ежегодная сумма взноса меняется. Так, к примеру в провинции Альберта на 2018/2019 она составила 45 млн. долларов, а в 2019/2020 год - 60 млн. долларов.

Кроме того, используется инструмент отслеживания контроля финансового здоровья лицензиатов - государственная Программа ответственности лицензиата (legislated licensee liability rating programmes, LLR или ПОЛ). Цель программы - управление риском невыполнения лицензиатом принятых на себя обязательств по ликвидации и рекультивации. Так как в каждой провинции свой регулятор, то существуют незначительные различия в методологии оценки финансового здоровья, но, в целом, используются единый подход.

В каждой провинции регулятор отслеживает финансовое здоровье, используя отношение активов к пассивам (LLR или ПОЛ). Если значение ниже 1, то лицензиат обязан внести гарантийный депозит в Фонд.

При этом согласно методике данной программы числитель «Всего активов» вычисляется следующим образом:

В данной формуле:

ѕ ГОДНЭ (годовой объем добычи нефтяного эквивалента, англ. AOE) - это вычисленный годовой объем добычи скважины в нефтяном эквиваленте в кубометрах;

ѕ Нетбэк отрасли - это средний за три года нетбэк по отрасли в провинции, который вычисляется и предоставляется регулятором;

ѕ Период возврата равен трем годам.

,

где:

ѕ ГОДН (годовой объем добычи нефти, англ. AOP) - объем нефти в кубометрах, добытой со скважин лицензиата, за последние 12 месяцев;

ѕ ГОДГ (годовой объем добычи газа, англ. AGP) - объем газа в тысячах кубометров, добытого со скважин лицензиата, за последние 12 месяцев;

ѕ К - коэффициент перевода, который устанавливается регулятором;

ѕ С - коэффициент сжатия, который устанавливается регулятором.

Что же касается «Пассивов в виде скважин», то подразумеваются все затраты на ликвидацию скважин и рекультивацию земель по формуле ниже.

,

где:

ѕ Затраты на ликвидацию можно определить исходя из таблицы, предоставленной Фондом. Сумма затрат рассчитывается в зависимости от показателей скважины, таких как конфигурация скважины, типа скважинного заканчивания и глубины скважины по вертикали. Если же скважина пробурена в том числе и по горизонтали, то сумму затрат увеличивают на 25%;

ѕ Затраты на рекультивацию, которые так же требуется рассчитать по таблице;

ѕ ФОС - фактор остаточной стоимости. Значения согласно фазе скважины или используемого объекта или же исходя из причины ликвидации скважины (даны Фондом).

,

где:

ѕ Значение «Эквивалента скважине» необходимо определить по методике регулятора, представленной в виде таблице, согласно характеристикам, таким как: тип объекта, расчетную производительность;

ѕ Стандартная стоимость ликвидации разнится между провинциями. Так в провинции Саскачевана, она равна 10 тысячам долларов на эквивалент скважине, а в провинции Альберта зависит от конструкции скважины;

ѕ Стоимость рекультивации определяется по методике, предложенной в рамках ПОЛ, и зависит от месторасположения и других факторов. Directive PNG025 Licensee Liability Rating (LLR) Program // Government of Saskatchewan May 2018, p. 7.

Контроль же за тем, что лицензиаты выполнили ликвидацию, демонтаж фондов и рекультивацию в срок осуществляется на двух уровнях власти. К моменту, когда недропользователь закончил проект добычи, он обязан согласовать план его ликвидации с соответствующим государственным органом, который в свою очередь обязан удостовериться в отсутствие рисков негативного воздействия ликвидированных объектов, скважин в том числе, на окружающую среду, и что все планируемые работы планируется провести в безопасных условиях. Если такие риски отсутствуют, то орган выдает лицензиату сертификат реабилитации земель (reclamation certificate). Этот сертификат необходим при сдачи объекта недр ответственным органам провинции, так как именно им принадлежат права на недра Land Reclamation // CAPP. В некоторых провинциях лицензиаты несут ответственность, что выбросы вредных веществ с реабилитированного участка не превышают нормативного критерия после окончания его аренды.

Рисунок 2 - Инструмент финансовой гарантии Канады

Источник: составлено автором

Итак, если резюмировать, то Фонд нефтегазовых бесхозных активов представляет своего рода траст-фонд, членство в котором обязательно для всех нефтедобывающих компаний провинций. И, чтобы все его члены несли соразмерную ответственность, регулятор использует инструмент ПОЛ (LLR), и в зависимости от критичности его уровня взымает гарантийный депозит, чтобы избежать уступки требований или, по-юридически, цессии, на членов Фонда. То есть Фонд ввел две ступени контроля исполнения обязательства по ликвидации, а именно обязательный взнос и депозит, который лицензиат обязан внести только в случае риска его банкротства (рисунок 2). Стоит признать, что последний негативно отражается на балансе лицензиата, но обязывает его отложить финансовые средства на проведение работ вне зависимости от положения компании.

Подобный подход призван обеспечить должный уровень надежности и своевременную реакцию на ухудшение финансового здоровья лицензиатов. Но его наиболее очевидный недостаток - это трудозатратность и вытекающая из этого высокая стоимость, так как ежемесячный мониторинг, постоянный пересмотр стоимости ликвидации, рекультивации и т.д. требуют работы большого количества квалифицированных специалистов как со стороны лицензиата, так и регулятора. И опять же нагрузка всецело ложится на бизнес, т.к. содержание регулятора, Фонда нефтегазовых бесхозных активов, производится за их счет.

2.3 Инструменты гарантии финансирования и расчет стоимости ликвидации скважин и восстановления окружающей среды, применяемые в США

В США, как и в Канаде, регулирование и контроль нефтедобычи осуществляется на двух уровнял власти: федеральной и на уровне штатов. На федеральном уровне этим занимаются следующие ведомства:

1. Министерство энергетики (Department of Energy, DOE);

2. Министерство природных ресурсов (Department of the Interior, DOI):

2.1 Бюро по управлению энергоресурсами океана (Bureau of Ocean Energy Management -- BOEM),

2.2 Бюро по обеспечению безопасности и охраны окружающей среды (Bureau of Safety and Environmental Enforcement, BOSEE),

2.3 Департамент управления доходами от добычи природных ресурсов (Office of Natural Resources Revenue, ONRR),

2.4 Бюро по управлению государственными и общественными землями (Bureau of Land Management, BLM).

В функции перечисленных выше государственных органов входит законодательная инициатива, разработка долгосрочных планов развития, а в части экологической деятельности: разработка программ и контроль за ходом их внедрения.

На региональном уровне контроль и мониторинг выполняется Железнодорожными комиссиями (Railroad Commission). В функции которых входят:

1. текущий контроль основных технологических параметров разработки нефтяных месторождений;

2. текущий контроль разведочных работ, добычи нефти и её транспортировки;

3. текущий контроль за рациональным использованием недр;

4. текущий экологический контроль;

5. текущий контроль за безопасным ведением работ.

Отдельной территорией, находящейся под особым надзором является континентальный шельф, который в свою очередь разделен на внешний и внутренний. Под внутренним имеется в виду - прибрежная трёхмильная зона арктического шельфа. Соответственно, и обязанности по контролю распределены по различным государственным органам в зависимости от территории, а именно: внешний контролируется федеральными властями, а внутренний находится в юрисдикции штата Аляска. На уровне штата власть тоже рассосредоточена между несколькими органами, (возможно, чтобы снизить риск коррумпированности):

1. Комиссия по рациональному использованию нефтегазовых ресурсов (Alaska Oil and Gas Conservation Commission, AOGCC);

2. Департамент по защиты окружающей среды (Alaska Department of Environmental Conservation);

3. Департамент по управлению рыбными ресурсами (Alaska Department of Fish and Game);

4. и др. Requirements for Restoring Lands After Oil Production Ceases // GAO. June 2002

При этом непосредственно само решение о допуске компании к разработке на континентальном шельфе, вне зависимости от какого, принимается на федеральном уровне, а именно это находится в компетенции Бюро по управлению энергоресурсами океана (BOEM). Утверждение плана разведочных работ входит также в функции данного органа.

Параллельно утверждению плана, недропользователю требуется получить специальное разрешение, выдаваемое Агентством по охране окружающей среды (Environmental Protection Agency). Агентство призвано подтвердить безопасность применяемого оборудования и эффективность разработанных мер по снижению экологических рисков. Тодоров А. А. Подходы зарубежных стран к правовому регулированию разработки нефтегазовых ресурсов на шельфе Арктики // Арктика и Север. 2018. №30. 43 с.

И третьим инструментом контроля за соблюдением экологических норм является приобретение инструмента гарантии финансирования. Для федеральных земель это контролирует Бюро по управлению государственными и общественными землями (Bureau of Land Management, BLM). При этом ведомство не ограничивает лицензиатов в выборе инструмента: это может быть как гарантийное обязательство, так и альтернативные инструменты, такие как метод начисления на бухгалтерских счетах, залог капитала. Рассмотрение, обеспечивает ли тот или иной инструмент необходимый уровень гарантии, происходит в индивидуальном порядке. Andersen M., Coupal R., White B. Reclamation Costs and Regulation of Oil and Gas Development with Application to Wyoming // Western Economics Forum, Spring. 2009. 2 p.

Что же касается земель, находящихся в собственности штатов, то требования тоже разнятся. Но в большинстве штатах требуется приобрести гарантийное обязательство (Surety bond). При этом в каждом штате существуют собственные государственные органы, регулирующие и контролирующие отрасль нефти и газ, и установлены свои минимумы обязательства (таблица 2).

Таблица 2

Размеры гарантийного обязательства в 2019 г. Источник: [33]

Штат

Гарантированное обязательство для индивидуальной аренды, тыс. долл.

Гарантированное обязательство для коллективной аренды, тыс. долл.

Гарантированное обязательство по ликвидации скважины, тыс. долл.

Аляска

100

500

Минимум 100 на скважину, 200 (межштатное коллективное обязательство)

Калифорния

По решению Штата

По решению Штата

25-40 (индивидуальная аренда) 200-2000 (коллективное обязательство)

Колорадо

отсутствует

отсутствует

5 (единственная скважина) 15 (на все скважины) 25 (межштатное коллективное обязательство)

Пенсильвания

25

4 (единственная скважина) 600 (межштатное коллективное обязательство)

Техас

отсутствует

отсутствует

25-250 (межштатное коллективное обязательство)

Вайоминг

отсутствует

100

0,001-20 (единственная скважина) 5 (межштатное коллективное обязательство)

Что же касается последующего пересмотра суммы финансовой гарантии, то он производится только в случае каких-либо изменений в договоре аренды месторождения (участка) или в ранее утвержденных документах, определяющих операционную активность: план разработки и добычи (DPP), документ по координации операционного развития (DOCD), план освоения (EP). По итогам этой проверки регулирующий орган может потребовать дополнительной финансовой гарантии выполнения работ ликвидации и рекультивации. Bonding or Other Financial Assurance // BOEM. 2015

Однако, в целом, по отрасли бытует мнение, что данные меры предосторожности устарели и не соответствуют уже действительным затратам, которые необходимо понести при ликвидации скважин и восстановлении земель. Decommissioning, Removal, and Restoration Regulatory Review // State of Alaska, Department of Natural Resources, Division of Oil and Gas. 2014. 9 p. Нововведением 2020 года является то, что Комиссия по рациональному использованию нефтегазовых ресурсов Аляски (AOGCC) пересмотрела минимальные границы гарантийного обязательства недропользователей в сторону увеличения, и в настоящее время они следующие:

1. Если у недропользователя до 10 скважин, то размер обязательства - 400 тыс. долл. на скважину;

2. Если у недропользователя от 11 до 40 скважин, то размер кумулятивного обязательства - 6 млн;

3. Если у недропользователя более 1000 скважин, то размер гарантийного обязательства растет пропорционально количеству данных активов до 30 млн. долл. Brehmer, E. Oil regulators consider relief for new bond requirements // Alaska Journal of Commerce, 22 January 2020. 3 p. Данное изменение вызвано тем, что лимиты, установленные в Аляске ранее, действительно не отвечали условиям рынка. В частности стоимость ликвидационных работ превосходила размер обязательства вследствие влияния на нее инфляции и ужесточения экологического регулирования. В итоге, выплаты по гарантийным обязательствам не покрывали расходы на ликвидацию и рекультивацию.

Но в отличие от практики, реализуемой в Канаде, в США каждая компания обязана приобретать финансовый инструмент, а не только те, чье финансовое здоровье ставит под угрозу исполнение обязательств. Поэтому нет надобности отслеживать финансовое здоровье с целью оценки способности произвести ликвидационные работы.

Этому подходу соответствуют принципы ведения бухгалтерского учета, т.е. информация об ARO (оценочное обязательство по ликвидации активов и восстановлению окружающей среды) отражается консолидировано по всем месторождениям (участкам), где компания ведет свою деятельность.

В вычислении ARO компания обязана придерживаться стандарта ASC 410-20, который детализирует US GAAP. Согласно нему компания обязана учитывать оценочное обязательство (ARO) с момента его появления, а не с момента, когда будут понесены денежные расходы. В течение же всего жизненного цикла месторождения оценочное обязательство должно капитализироваться, и соответственно необходимо отражать изменения его стоимости, если таковые происходят. ASC 410-20 подразумевает дисконтирование оценочной стоимости обязательства, используя безрисковую кредитную ставку. Для этого требуются:

1. Рыночная стоимость оценочного обязательства на текущую дату,

2. Дата ожидаемого срока погашения обязательств,

3. Уровень инфляции (в США он традиционно колеблется на уровне 1-3%. Могут быть использованы данные Inflationdata.com или federalreserve.gov),

4. Безрисковая кредитная ставка (CARFR), т.е. ставка дисконтирования до вычета налогов, отражающая текущую рыночную оценку стоимости денег во времени (следовательно, не учитываются риски).

При расчете ARO нефтегазовые компании должны следовать последовательности ASC 410-20, описанной в таблице 3.

В первую очередь, необходимо произвести оценку стоимости работ. Это можно сделать посредством коммерческого предложения, полученной от нефтесервисной компании или внутреннего подразделения, если таковое имеется, или же использовать сумму затрат на уже произведенные недавно ликвидационные работы на скважине, имеющей схожую конструкцию.

Таблица 3

Алгоритм расчета оценочного обязательства (ARO) согласно ASC 410-20, US GAAP при первоначальном признании

Этап

Алгоритм действий

1

Определение перечня работ и состава затрат

2

Определение оценочной стоимости затрат на ликвидацию/восстановление

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены