Так, в довольно простом контракте первого поколения (1966-1976 гг.) возмещение затрат ограничивалось 40% от объема добытой нефти. Остальные 60% делились между государством (государственной нефтяной компанией) и контрактором в соотношении 65-35% (при добыче, превышающей 75000 бар./день, - в соотношении 67.5-32.5%). Стоимость принадлежащей контрактору доли добытой нефти представляла из себя чистую прибыль компании, так как обязательство об уплате налогов брала на себя государственная нефтяная компания. В начале 70-х годов с ростом цен на нефть раздел добычи изменился в пользу государства в пропорции 70/30, а с дальнейшим ростом цен в 1973 г. – раздел продукции производился в отношении 85/15 в пользу государственной компании. Кроме того, контрактор брал на себя обязательство (Domestic Market Obligation) поставить на внутренний рынок Индонезии до 25% причитающейся ему доли добытой нефти, за что получал вознаграждение из расчета 0.2 долл. за баррель.
В этот период в контракты СРП было введено правило «Ring fence» – «сплошной ограды». Контракторы, имеющие более одного лицензионного участка, не могли объединить финансовые результаты при выполнении своих обязательств по контракту. Это правило сохранено в последующих поколениях контрактов.
В 1975 г. правилами налогообложения США были запрещены налоговые кредиты по корпоративным налогам, выплачиваемые контракторами в Индонезии в соответствии с условиями СРП. В связи с этим были изменены условия существующих контрактов и создана модель второго поколения (1976-1988 гг.). Принципиальные основы СРП остались прежними, но было введено 100%-ное возмещение затрат. Оставшаяся прибыль делилась в соотношении 85/15 в пользу государства, причем, 15% - это размер чистой прибыли компании после выплаты государству 56%-ного подоходного налога, раздел прибыльной нефти с учетом подоходного налога реально происходил в соотношении 65.9091/34.0909% в пользу государства.
Декларация о возмещении затрат без установленного верхнего предела привела к осложнениям в начале 80-х годов, когда цены на нефть стали падать. Для того, чтобы доход государства был гарантирован даже в случае открытия небольших месторождений, было выработано правило, по которому новое месторождение могло быть объявлено «промышленным объектом» только при положительном для государства потоке наличности .
В 1988 г. правительством Индонезии был принят ряд мер, стимулирующий развитие нефтяной промышленности, который привел к созданию новой модели СРП – третьего поколения. Была введена градация для доли государства при разделе прибыльной продукции: 80% - для отработки мелких месторождений на условно нефтеносных площадях и 75% - на пограничных площадях и на месторождениях с особыми условиями. Вознаграждение за выполнение контрактором обязательств по обеспечению внутреннего рынка увеличилось сначала до 10% от экспортной цены, а в 1992 году – до 15%. В течение первых 5 лет нефть, поставляемая контрактором на внутренний рынок, оплачивается по полной экспортной цене. В то же время ставка подоходного налога снизилась до 48%, что привело к снижению прибыли подрядчика (до уплаты подоходного налога с 34.0909 до 28.8462%).
Для установления нижнего предела прибыли государства и устранения недостатков декларации о превращении месторождения в промышленный объект в 1988 г. был введен механизм, получивший название «нефть первоочередной поставки», который, в сущности, дал начало четвертому поколению контрактов СРП (по Д.Джонстону). Еще до возмещения затрат контрактором по этому механизму отделяются 20% от общего объема добытой нефти и делятся между государством и компанией на условиях СРП (в соотношении 71.1538/28.8462). С помощью этого механизма государству гарантируется нижний предел прибыли от разработки каждого месторождения в размере 14.23% (своего рода роялти). Этот механизм не затрагивает уже действующие соглашения, но входит в пакет документов, принятый в 1992 г. Этот пакет либо используется контрактором в полном объеме, либо не применяется вовсе.
Приведенные исторические примеры показывают, насколько гибкой может быть система заключения контрактов на условиях раздела продукции, когда есть возможность изменения ее параметров в зависимости от тех целей, которые преследует государство стремясь гарантировать себе некоторую долю прибыли от разработки месторождений и в то же время привлечь иностранные инвестиции.
Многие страны используют наряду с контрактами подрядные или концессионные соглашения. Однако отправной точкой для всех этих систем является финансовый итог, который определяет, как возмещаются издержки и делятся доходы.
Выбор системы налогообложения всегда остается за государством.
Привлекательность продакшн-шеринговых систем именно для развивающихся стран с неустойчивой экономикой, нуждающихся в привлечении иностранных компаний для инвестирования национальной нефтяной и газовой промышленности, во многом объясняется тем, что согласие сторон (государства и компании) достигается путем переговоров, этим самым компенсируются недостатки существующей системы налогообложения.
Анализ нефтяных финансовых систем, сделанный Ван Майерсом и Ко на основании выбранных им нескольких экономических критериев, показал, что наиболее благоприятные финансовые условия наблюдаются в странах с наименее благоприятными геологическими условиями, самыми высокими затратами и самыми низкими ценами на нефть; обычно это страны, импортирующие нефть. И наоборот, регионы, лучшие в геологическом отношении, имея самые низкие затраты и высокие цены на нефть, могут выдвинуть самые жесткие финансовые условия, что обычно характерно для стран-экспортеров.
Так, условия контракта с разделом добытой нефти на VII раунде торгов в Индии в 1994 г. включали: отсутствие бонуса подписания и бонуса добычи, роялти и таможенных пошлин; на разведочной стадии доля участия государства предполагалась в размере 10%, на стадии открытия промышленного месторождения – 40%; после 100%-ного возмещения эксплуатационных затрат добытая нефть делится по скользящей шкале в зависимости от прибыльности месторождения в каждом квартале, доля подрядчика может составлять от 15% до 47.5% прибыльной нефти; подоходный налог выплачивается государством от имени подрядчика отдельно от распределяемой нефти.
Интересен еще один пример по России.
В конце 1994 г. был объявлен конкурс на пользование недрами прибрежной части Астраханского месторождения (блок I) и два поисковых блока. Условия конкурса предполагали заключение с победителем контракта СРП. Другие условия: результаты конкурса будут определены, основываясь на закрытых конкурсных предложениях по минимальным гарантированным расходам за первые 5 лет проекта. Они составляют: блок I - 60 млн.$, блок II – 15 млн.$, блок III - 15 млн.$. Другие условия: годовая плата за 1 км2 лицензионной территории составляет 20 долл. - в первый год, 400 долл. - в пятый год. При условии выполнения работ ежегодно подлежат возврату 300 км2 территории. Бонус за коммерческое открытие на блоках II и III составляет 1 млн. долл. Доля нефти государства определяется в зависимости от внутренней нормы рентабельности (IRR): IRR менее 24 - 30%, 24-26 - 40%, более 30 - 70%. Администрация Астраханской области передает часть своей квоты на пользование трубопроводом для экспорта газа из РФ победителю конкурса по первому блоку, начиная с 1997 г. (то есть через год-полтора после заключения соглашения). Стартовый размер роялти – 6%; стартовые бонусы подписания – 15 млн.$ - по блоку I, 3 млн.$ и по 1 млн.$ - по блокам II и III.
В процессе переговоров по заключению соглашений на добычу нефти правительство исходит из оптимистического сценария с высокими ценами на нефть и низкими издержками, чтобы избежать обвинений в обеспечении нефтяных компаний излишними доходами. Компании же обеспокоены вопросом выживания в условиях сценария, предполагающего низкие цены на нефть, высокие издержки производства и неудачные поисковые работы. Для сведения конфликта к минимуму необходимо, чтобы соглашения о добыче нефти обеспечивали “справедливую прибыль” в самых разных ситуациях. Именно этого стремится достичь соглашение о разделе продукции, где большая часть условий вырабатывается путем переговоров в процессе разработки контракта.
Однако, если бы все сводилось только к «справедливой прибыли», то при заключении контрактов эта цель могла бы быть достигнута. Но правительство при заключении соглашений на добычу нефти преследует и многие другие цели, такие как получение максимальной ренты, минимизация рискованных инвестиций, четко установленный график рентных поступлений, эффективное извлечение нефти, решение исследовательских задач, получение информации о запасах, защита окружающей среды, проблемы безопасности и другие.