С.Л. Рыльчикова, М.В. Акуленко, З.Н. Аминова, Л.О. Сулейманова (ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

 

В 2009 году впервые за 15-летнюю практику лицензирования в сфере недропользования и проведения аукционов была принята первая методика расчета стартового бонуса за право пользования недрами. До принятия единой методики геолого-экономическую и стоимостную оценку полезных ископаемых и участков недр при предоставлении в пользование на условиях аукционов или конкурсов месторождений осуществляло Роснедра и его территориальные органы. Оценочные расчеты выполнялись различными специализированными предприятиями. Как правило, для Роснедра бонусы рассчитывал ВНИГНИ, для территориальных органов — предприятия на территории субъектов. При этом использовались расчеты на основе разных методик. В результате участки недр с одинаковыми запасами и расположенные в одном регионе выставлялись на аукционы за различные стартовые платежи.

Проблема объективности геолого-экономических оценок права пользования недрами при выставлении участков на конкурс или аукцион всегда считается наиболее важной в государственном регулировании отношений недропользования. Установление завышенного размера бонуса приводит к отсутствию конкуренции на участок и в конечном итоге — к срыву аукционов, а заниженный размер бонуса — к потерям доходов государства [3].

Анализ реализации программ лицензирования в Югре за последние четыре года показал низкую эффективность проведения аукционов на право пользования недрами. Из 31 объявленного аукциона в 2005 г. состоялось 13 (42%), из 50 объявленных аукционов в 2007 г. состоялось 17 (34%). Одна из основных причин отсутствия интереса со стороны нефтяных компаний к участкам недр автономного округа, выставляемым на аукцион на право пользования недрами, — это неоправданно завышенный стартовый размер разового платежа.

Наконец, в 2009 году была принята единая методика, и, казалось бы, проблема уже решена, однако анализ объявленных аукционов за 7 месяцев 2009 г. показал, что в целом по России состоялось лишь 13% от общего числа объявленных аукционов. Остальные участки оказались невостребованными из-за отсутствия заявителей. После проведенного анализа размеров стартовых разовых платежей за право пользования недрами стало очевидно, что размер бонусов явно завышен и не отвечает реальной действительности. Для исправления ситуации через три месяца существования методики Минприроды вынуждено вносить новые поправки в действующую методику. В мае текущего года был утвержден Приказ Минприроды РФ от 14.05.2009 № 128 «О внесении изменений в Приказ Минприроды России от 30.09.2008 № 232», зарегистрированный в Минюсте РФ 18.06.2009 № 14109, начало действия документа — 10.07.2009 г. [2].

В настоящей статье приводится сравнительный анализ размеров стартовых бонусов по утвержденной методике и методике с внесенными МПР изменениями, проанализированы базовые принципы расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами (далее — Рп), а также последовательность выполнения работ по определению размера Рп. Для примера рассматривается расчет бонуса по участкам «Прогнозного перечня объектов лицензирования на 2009 год по Ханты-Мансийскому автономному округу Югре», утвержденного Роснедра от 27.12.2008г. (опубликован в бюллетене «Недропользование в России» 15 января 2009 г.). В Прогнозный перечень…» включено 35 поисковых участков с перспективными и прогнозными ресурсами и 17 участков с выявленными суммарными запасами нефти категорий С₁+С₂ от 0,45 до 13 млн.т. Все месторождения относятся к нераспределенному фонду недр.

Как видно на рис. 1, размер Рп, рассчитанный с учетом изменений, внесенных МПР, практически по всем участкам уменьшается в 2-3 раза. Размер Рп по утвержденной методике варьирует от 1370 млн. руб. до 0,91 млн. руб., по измененной методике — от 637 млн. руб. до 0,16 млн. руб.

Важно отметить, что размер Рп дифференцируется в зависимости от того, какой участок выставляется на аукцион (конкурс) — поисковый с прогнозными или перспективными ресурсами, либо участок с выявленными запасами (рис. 1). Диапазон размера платежа на участках с месторождениями колеблется от 1,3 млрд. руб. (в измененной методике — от 637 млн.руб.) до 20 млн.руб. ( в измененной — до 16 млн.руб.) и на поисковых участках с перспективными локализованными и прогнозными ресурсами — от 166 млн.руб. (в  измененной методике — от 42,7 млн.руб.) до 0,9 млн.руб. (в измененной методике — до 0,16 млн.руб.) (рис. 2, 3).

 

Рис. 1. Сравнение размера Рп, рассчитаного по утвержденной и измененной методикам

 

Рис. 2. Зависимость размера Рп от Рп_мин и интегрального поправочного коэффициента (К _инт), рассчитаных по утрержденной методике

 

Рис. 3 . Зависимость размера Рп от Рп_мин  и К _инт, рассчитанных по измененной методике

 

Для анализа расчета Рп необходимо выделить основные факторы, оказывающие влияние на его величину:

   1.   Геолого-промысловые:

• объем и структура запасов углеводородов;
• объем и структура ресурсов углеводородов;
• глубина залегания продуктивных пластов;
• геолого-технологические свойства добываемого сырья.

2.   Экономико-географические:

• климатические условия;
• наличие объектов инфраструктуры;
• удаленность от потребителей добываемого сырья и т.д.
• цена на добытые полезные ископаемые;
• ставка рефинансирования ЦБ РФ.

3.   Характеристика изученности участка.

В дальнейшем при характеристике параметров, используемых при расчетах Рп, будет показано, каким образом тот или иной фактор влияет на размер Рп.

Главные принципы расчета Рп

Согласно принятой методике, стартовый размер разового платежа за пользование недрами рассчитывается по формуле:

Рп = Рп_мин • К_инт ,

где Рп_мин — минимальный стартовый размер разового платежа за пользование недрами, тыс. руб.;

К_инт — интегральный поправочный коэффициент, характеризующий рассматриваемый участок недр.

Минимальный стартовый размер разового платежа за пользование недрами устанавливается в размере не менее чем десять процентов (10%) величины суммы налога на добычу полезных ископаемых в расчете на среднегодовую проектную мощность добывающей организации и рассчитывается по формуле:

Рп_мин = НДПИ_год• 0,1 ,

где НДПИ_год — величина суммы налога на добычу полезных ископаемых в расчете на среднегодовую проектную мощность добывающей организации (далее среднегодовая величина суммы налога на добычу полезных ископаемых), тыс. руб. [1].

Согласно методике, среднегодовая величина суммы НДПИ для полезных ископаемых исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы:

НДПИ_год = V_ср • С_ндпи ,

где С_ндпи (руб.) — ставка налога на добычу полезного ископаемого;

V_ср (тыс.т, тыс. м³) — среднегодовая проектная мощность добывающей организации (среднегодовая добыча полезного ископаемого).

Ставка налога на добычу полезного ископаемого — С_ндпи (руб.)

Расчет средней величины ставки налога надобычу полезных ископаемых для пределения Рп осуществляется Федеральным агентством по недропользованию по данным Федеральной налоговой службы.

Средняя величина С_ндпи определяется как умножение базовой ставки, установленной статьей 342 Налогового кодекса Российской Федерации, на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на добытые полезные ископаемые (Кц), за 36 месяцев, предшествующих дате объявления конкурса или аукциона. В принятых МПР изменениях по оценке бонуса, среднее значение Кц определяется за последние 6 месяцев. Для сравнения, по состоянию на 01.08.2009 г. С_ндпи по утвержденной методике (период мониторинга цен составляет до 36 месяцев) будет равен 2687,45 руб., за период мониторинга цен до 6 месяцев составляет 1543,97 руб.

На рис. 4 представлена динамика средней величины С_ндпи за 3 последних года.

 

Рис. 4. Динамика средней величины С_ндпи за 2006-2009 гг.

 

Среднегодовая проектная мощность добывающей организации (среднегодовая добыча полезного ископаемого) — V_ср (тыс. т, тыс. куб. м)

Среднегодовая добыча полезного ископаемого зависит от величины извлекаемых запасов. Методика регламентирует, что при расчете минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами учитываются запасы полезных ископаемых всех категорий, а также прогнозные ресурсы полезных ископаемых, содержащиеся на участке недр. Запасы полезных ископаемых категорий A, B, C₁, C₂, а также ресурсы категории С₃ принимаются в объеме, учтенном в Государственном балансе запасов полезных ископаемых. Ресурсы полезных ископаемых принимаются по «Уточненной количественной оценке ресурсов углеводородного сырья России».

Для проведения расчетов запасы и ресурсы полезных ископаемых приводятся к единой промышленной категории ABC₁. Перевод запасов и прогнозных ресурсов полезных ископаемых из низких категорий в более высокие осуществляется с использованием формул, включающих коэффициенты, характеризующие достоверность оценки запасов и прогнозных ресурсов полезных ископаемых.

В утвержденной методике, в частности, для оценки минимального (стартового) разового платежа по участкам недр, содержащим УВ сырье, используется следующая формула для определения АВС_1усл:

ABC_1усл= A+B+С₁+0,5 •С₂ +0,25 • С₃+ 0,15 •D_1л + 0,1 • (D₂ + D₃).

Причем, при расчете в формуле используются геологические запасы нефти, природного газа, газового конденсата, а извлекаемые запасы нефти, природного газа, газового конденсата определяются как произведение коэффициентов извлечения полезного ископаемого, умноженных на геологические запасы и ресурсы полезного ископаемого, приведенных к категории ABC_1усл. При этом коэффициент извлечения по запасам нефти устанавливается равным 0,3, по запасам природного газа — 0,9, по запасам газового конденсата — 0,3.

В измененной методике — перевод уже извлекаемых запасов полезных ископаемых из низких категорий в более высокие (промышленные категории) и прогнозных ресурсов полезных ископаемых из низких в более высокие категории по нефти, природному газу и газовому конденсату осуществляется по формуле:

АВС_1усл=А+В+С₁+0,5•С₂ + 1/(1+Е)^t₁ • (0,25•С₃+ 0,15•D_1л ) + 1/(1+Е)^t₂ • (0,1•(D₂ + D₃)),

где – 1/(1+Е)^t поправочный коэффициент, учитывающий сроки проведения работ по геологическому изучению, необходимые для подтверждения и перевода запасов и ресурсов полезных ископаемых из низших категорий в более высокие категории; t₁ — принимается 5 лет; t₂ — принимается 10 лет; Е — коэффициент приведения планируемых денежных поступлений, равный ставке рефинансирования Центрального банка Российской Федерации на дату определения размера разового платежа (единиц).

На представленной диаграмме (рис. 5) показана разница в оценке АВС_1усл, рассчитанной по двум методикам. Следует отметить, что на участках с не установленной нефтегазоносностью значения АВС_1усл практически совпадают. Другая ситуация — на участках с выявленными запасами. Разница при расчетах получается более чем значительная для участков, где коэффициент нефтеизвлечения на месторождениях, согласно Государственному балансу запасов, ниже установленного «Методикой …» коэффициента 0,3. И это понятно — в Прогнозный перечень включены участки с открытыми залежами, большая часть запасов которых сосредоточена в продуктивных пластах ачимовских и юрских отложений, где коэффициент нефтеизвлечения весьма низкий. Отсюда и завышенные размеры бонусов (практически в 2 раза) именно на участках с месторождениями, запасы которых можно отнести к трудно извлекаемым.

 

Рис. 5. Сравнение размера АВС_{1 усл}, рассчитанных по утвержденной и измененной методикам

 

Интересен анализ зависимости размера Рп от объема и структуры ресурсов (рис. 6, 7). На поисковых участках размер Рп прямо пропорционален объему перспективных ресурсов категории С₃ (рис. 6). На участках с месторождениями прослеживается явный тренд в зависимости Рп от АВС_1усл. Скачки на кривой Рп обусловлены неодинаковостью физико-географических условий (Восточно-Никольский участок, рис. 7), заложенных в определении К_инт. На рис. 6 и 7 также показано, что интегральный коэффициент К_инт практически не оказывает влияния на величину Рп участков в определенном интервале значений АВС_1усл, которая зависит от плотности запасов и ресурсов на участке недр.

 

Рис. 6. Зависимость размера Рп от объема и структуры ресурсов на поисковых участках

 

 

Рис. 7. Зависимость размера Рп от объема и структуры ресурсов на участках с месторождениями

 

Исходя из расчета АВС_1усл, среднегодовой уровень добычи нефти определяется для участков недр, содержащих извлекаемые запасы нефти, газового конденсата:

— 3,5% — для участков недр с извлекаемыми запасами более 30 млн. т;

— 5% — для участков недр с извлекаемыми запасами от 3 до 30 млн. т;

— 6,5% — для участков недр с извлекаемыми запасами до 3 млн. т.

Для участков недр, содержащих запасы природного газа:

— 3% — для участков недр с извлекаемыми запасами более 500 млрд. м³;

— 5% — для участков недр с извлекаемыми запасами от 30 до 500 млрд. м³;

— 8% — для участков недр с извлекаемыми запасами до 30 млрд. м³ [2].

В измененной методике в редакцию пункта 7 внесены следующие поправки:

— среднегодовая добыча полезного ископаемого в зависимости от величины извлекаемых запасов определяется (см.выше) при условии отсутствия технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти, газа, конденсата и попутных компонентов для участков недр, содержащих извлекаемые запасы нефти, газового конденсата, запасы природного газа;

— для участков недр с учтенными Государственным балансом запасами полезных ископаемых промышленных категорий среднегодовая проектная мощность устанавливается по материалам технико-экономических обоснований (далее — ТЭО) коэффициента извлечения нефти, газа, конденсата и попутных компонентов. (На практике ТЭО коэффициента извлечения нефти, газа, конденсата и попутных компонентов утверждается при государственной экспертизе запасов на ГКЗ РФ. На сегодняшний день в нераспределенном фонде Югры нет месторождений, отчет по подсчету запасов и ТЭО КИН по которым проходили государственную экспертизу);

— в случае, если запасы полезных ископаемых на участке недр относятся к трудноизвлекаемым (по величине вязкости нефти), соответствующая величина среднегодовой проектной мощности умножается на 0,8. В действующем законодательстве не определены критерии отнесения запасов углеводородного сырья к трудноизвлекаемым. Возможно, используя аналогию норм, содержащихся в главе 26 Налогового кодекса РФ (применение нулевой ставки НДПИ для добычи сверхвязкойнефти), данное условие применимо к сверхвязкой нефти (нефть вязкостью более 200 мПахc в пластовых условиях).

Интегральный поправочный коэффициент К_инт

Согласно «Методике …», стартовый размер разового платежа за пользование недрами рассчитывается как произведение минимального размера разового платежа на повышающий коэффициент К_инт.

Для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы нефти, природного газа, газового конденсата, интегральный поправочный коэффициент К_инт является произведением значений поправочных коэффициентов:

К_инт = К_изуч • К_инфр • К_гл ,

где К_изуч — поправочный коэффициент, выражающий степень геологической изученности участка недр;

К_инфр — поправочный коэффициент, учитывающий состояние инфраструктуры района и основные географо-экономические факторы (близость магистральных трубопроводов, железнодорожных путей, иных видов транспорта и коммуникаций, источников электроэнергии, состояние местной инфраструктуры);

К_гл — поправочный коэффициент, характеризующий глубину залегания продуктивного пласта.

В измененной методике для расчета К_инт добавляется К_раз — поправочный коэффициент, учитывающий размерность месторождения полезного ископаемого.

Шкала величин К_инт для участков, предлагаемых для выставления на аукцион в Югре, меняется от 6,95 до 2,12 на участках с месторождениями и от 2,81 до 1,68 на поисковых участках (см. рис. 3).

Рассмотрим особенности расчета поправочных коэффициентов.

Коэффициент К_ИЗУЧ для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы нефти, природного газа, газового конденсата, определяется по формуле:

К_изуч = К_i^ABC1 •РБ_ABC1 /РБ_сумм+К_i^C2 • РБ_С2 /РБ_сумм+К_i^C3 • РБ_C3 /РБ_сумм + К_i^Д • РБ_Д /РБ_сумм ,

где К_i — коэффициент для соответствующей категории запасов и прогнозных ресурсов и территории, на которой расположен участок недр;

РБ_х — ресурсная база соответствующей х-й категории запасов и ресурсов;

РБ_сумм — общая ресурсная база участка, которая соответствует начальным суммарным ресурсам участка недр и определяется по формуле:

РБ_сумм = А+В+С₁+С₂+С₃+Д [2].

Коэффициент К_i для участков недр, содержащих запасы или прогнозные ресурсы углеводородов, зависит от степени изученности, экономико-географического положения участка.

Объективно данный коэффициент оценивает степень геологического риска. Для участков с месторождениями (сиреневые столбики, рис. 8) значения коэффициента варьируют между 2,866 и 1,4, на поисковых участках (голубые столбики, рис. 8) — от 1,86 (участки Вартовской поисковой зоны) до 1,15 (слабоизученные участки Березовской и Юганской поисковых зон). Чем выше степень разведанности запасов, т.е., чем больше выявлено в пределах участка запасов промышленных категорий, тем меньше риск и больше  значение Рп. На рис. 8 хорошо видно, что на некоторых поисковых участках в районах с высокой плотностью ресурсов коэффициент К_изуч сравним с таковым для участков с месторождениями и даже несколько выше. Однако степень геологического риска на поисковых участках с неподтвержденной нефтеносностью не может быть такой, как на участках с уже открытыми запасами, и в этом — слабое место принятой методики.

 

Рис. 8. Зависимость коэффициента К_изуч от объема и структуры ресурсов (АВС_{1 усл}) на поисковых участках и участках с месторождениями

 

Поправочный коэффициент, характеризующий глубину залегания продуктивного пласта К_гл

К_гл определяется по формуле К_гл = 2,02 — 1,6•H/10 000,

где H — глубина залегания продуктивного горизонта, м.

В измененной методике К_гл определяется по формуле:

К_гл = 1,6 — H / 10 000

Средняя глубина продуктивных горизонтов в зависимости от расположения участка и этажа нефтегазоносности изменяется от 1700 до 3500 м.

Поправочный коэффициент, учитывающий состояние инфраструктуры района и основные географо-экономические факторы К_инфр

Значения коэффициента К_инфр на участках Прогнозного перечня изменяются от 1 для участков с неблагоприятными географо-экономическими условиями до 3 для участков с весьма благоприятными условиями.

Географо-экономические условия зависят от многих факторов:

— удаленности участков от дорог общего пользования (в т.ч. железнодорожных и др. коммуникаций, в случае их необходимости для вывоза продукции) и ЛЭП;

— развитости социальной инфраструктуры и наличия свободной рабочей силы;

— приуроченности участка к равнинному, низкогорному, средне- или высокогорному рельефу, к безводным районам, либо районам со значительно развитой речной сетью и/или заболоченностью;

— наличия территорий традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов;

— наличия других территорий, право пользования которыми ограничено действующим законодательством (земли обороны и безопасности, особо охраняемые территории и т.д.).

К сожалению, в методике отсутствуют геолого-географические параметры для обоснования таких понятий, как низкогорный или безводный район, средне- и высокогорный рельеф, значительно развитая речная сеть и заболоченность. Отсутствуют также параметры для определения экономических показателей — развитость социальной инфраструктуры, наличие свободной рабочей силы и др.

Из-за отсутствия законодательных норм для обоснования тех или иных параметров увеличивается число противоречий и несоответствий в расчетах Рп. Например, в августе 2009 года опубликованы извещения о проведении аукционов на право пользования недрами Южно-Кустового, Малоключевого, Южно-Владигорского, Гальнадского, Мытаяхинского и Вонтерского участков. Опубликованные размеры разового стартового платежа по участкам превышают представленные в данной статье расчеты в 3-4 раза (табл. 1). При сравнительном анализе величин параметров, используемых при расчете бонуса, была выявлена существенная разница в оценке К_инфр и К_гл. В конкретном случае при оценке К_инфр не было учтено наличие на участках зарегистрированных территорий традиционного природопользования.

 

Таблица 1. Сравнительные расчеты Рп по участкам, аукционы на право пользования которыми запланированы на 28 октября 2009 г. (приказы Роснедра от 24.08.2009 г. № 778-783)

 

В Перечне участков, предлагаемых для предоставления в пользование в 2009 году, по экспертизе ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» отсутствуют участки с весьма благоприятными географо-экономическими условиями, кроме Восточно-Никольского. Это связано с наличием на участках территорий традиционного природопользования, расположением участков в заболоченных районах, либо с развитой речной сетью. Такие участки относятся к участкам с неблагоприятными географо-экономическими условиями и К_инфр равен 1.

При проведении геолого-экономической оценки таких параметров, как приуроченность участка к низкогорным или безводным районам, средне- и высокогорным рельефам, значительной развитой речной сети и/или заболоченности по аналогии используются «Методические рекомендации по установлению геолого-географических критериев обоснования конкретных размеров ставок регулярных платежей за пользование недрами», утвержденные Приказом МПР России от 05.09.2002 № 558 [2].

Поправочный коэффициент, учитывающий размерность месторождения полезного ископаемого

К_раз появляется в формуле для расчета К_инт только в измененной методике. В прогнозный перечень включены участки с выявленными суммарными запасами категорий С₁+С₂ до 13 млн.т, поэтому для оценки Рп данный коэффициент не имеет значения.

И в заключение представим анализ относительной стоимости запасов/ресурсов по стартовому платежу, рассчитанному по утвержденной и измененной методикам.

Как видно на приведенном рисунке, средняя стоимость запасов/ресурсов по Рп, рассчитанному по утвержденной и измененной методикам, уменьшилась в 2 раза и составляет 34 руб./т по утвержденной и 17 руб./т — по измененной методикам.

Максимальная стоимость запасов отмечается на Восточно-Никольском участке (единственный участок, расположенный в районе с благоприятными географо-экономическими условиями), относительная стоимость запасов которого по стартовому платежу составляет 93 руб./т. Минимальная стоимость запасов наблюдается на участках: Чуэльский, Сотэ-Юганский, Шухтунгортский, где расположены газовые месторождения. Она составляет 5 руб./м³. Максимальная же стоимость ресурсов наблюдается на поисковых участках со значительной долей перспективных ресурсов С₃. При этом надо отметить, что в среднем стоимость запасов/ресурсов по стартовому платежу оказалась одинаковой как на поисковых участках, так и на участках с месторождениями. Возникает вопрос о насущной для недропользования проблеме: А насколько все-таки объективна данная методика?

 

Таблица 2. Значения коэффициента К_раз

 

Рис. 9. Сравнение относительной стоимости запасов/ресурсов по стартовому платежу, рассчитанному по утвержденной и измененной методикам

 

Выводы

Значительно влияет на размер Рп величина С_ндпи, которая определяется как умножение  базовой ставки на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на добытые полезные ископаемые (Кц). В условиях нестабильности мировых цен большое значение имеет срок мониторинга мировых цен при определении этого коэффициента. По состоянию на первое полугодие 2009 года среднее значение Кц составляет 1759,534 руб., и бонус, рассчитанный при таких значениях, уменьшается практически в 2-3 раза в сравнении с бонусом, рассчитанным при К ц за 3 года, предшествующих дате объявления конкурса или аукциона.

Следующий коэффициент, оказывающий существенное влияние на размер бонуса — К_инфр. При проведении геолого-экономических оценок права пользования недрами экспертам, обосновывающим размер Рп, необходимо внимательно подойти к оценке К_инфр. Относительные понятия таких географических условий, как низкогорный или безводный район, средне- и высокогорный рельеф, значительно развитая речная сеть и заболоченность, либо таких экономических факторов, как развитость социальной инфраструктуры и наличие свободной рабочей силы, требуют проведения дополнительной экспертизы и определения критериев для отнесения таких участков к благоприятным или неблагоприятным районам.

Методика предписывает, что при расчете минимального стартового размера разового платежа за пользование недрами учитываются запасы полезных ископаемых всех категорий, а также прогнозные ресурсы полезных ископаемых, содержащиеся на участке недр. На практике при подготовке перечней объектов лицензирования на участках с выявленными запасами расчет прогнозных ресурсов категории Д₁+Д₂ не производится. Поэтому при подготовке программ лицензирования необходимо оценивать прогнозные ресурсы категории Д₁+Д₂ на всех без исключения участках.

4. Размер минимального стартового размера разового платежа, рассчитанный по принятой методике за пользование недрами, не дифференцируется в зависимости от вида пользования и цели предоставления участка — с целью поиска и оценки, либо геологического изучения, а также разведки и добычи. Отсюда стоимость в среднем запасов/ресурсов по стартовому платежу оказалась одинаковой как на поисковых участках, так и на участках с месторождениями, хотя риски, как геологические, так и финансовые, несравнимы для поисковых участков и участков, предоставленных для разведки.

5. Возможно, при окончательном выборе стартового значения разового платежа не должны исключаться и административные подходы, учитывающие резкие колебания конъюнктуры рынка, государственную заинтересованность в углеводородном сырье, благоприятные или неблагоприятные условия размещения участка недр и т.д. При этом размер стартового значения разового платежа не может быть ниже его минимального значения, определенного согласно Закону РФ «О недрах».

ЛИТЕРАТУРА

1. Закон «О недрах» от 21.02.1992 № 2395-1.
2. Методика расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами (Приказ Минприроды России от 30 сентября 2008 г. № 232).
3. Цуканов И.Л., Богданов С.Д., Богданов Н.С., Ткач А.А. Основные принципы стоимостной оценки запасов углеводородного сырья при обосновании минимального размера разового платежа на стадии лицензирования объектов// www.valnet.ru.