Лицензионный раунд в Индии.

8 января 1999 г. Индия опубликовала извещение о 48 блоках, выставляемых на открытый международный тендер в соответствии с Новой лицензионной политикой поисков и разведки (NELP). Это первый лицензионный раунд, проводимый Индией, на котором выставляются глубоководные участки.

Из предложенных участков наибольший интерес вызвали 12 глубоководных участков, информацию по которым приобрели пять компаний. Три компании оплатили данные по 26 мелководным участкам. Ожидается продажа пакетов информации по глубоководным участкам еще трем компаниям, представившим письменные заявки. На 10 континентальных участков до сих пор еще не получены заявки.

Компании могут подавать заявки на один или несколько участков самостоятельно или в объединении с другими компаниями. Победившая компания или группа затем могут сформировать объединенное предприятие. Победители должны будут заключить соглашение о разделе продукции согласно индийской модели PSC.

Индия считает, что на сегодняшний день ее политика лицензирования поисков и разведки является одной из лучших в мире.

Основные черты NELP следующие:

• Отсутствие бонусов за подписание, открытие или добычу.
• Не обязательно участие индийских национальных нефтяных компаний.
• Привязка к ценам мирового рынка нормы роялти.
• Не облагаются таможенными пошлинами товары, импортируемые для операций с нефтью и газом.
• Отсутствие минимальных инвестиционных обязательств.
• Полная свобода реализации продукции в Индии.
• Дополнительные стимулы для поисково-разведочных и промысловых работ на глубоководье.
• Возможность получить 7-летние налоговые каникулы после начала промышленной добычи.
• Возможность передать долевое участие другим фирмам.
• Разрешено полное возвращение прибыли.

 

Рис.1.

При выборе победителя будут рассматриваться обязательства по рабочей программе, норма раздела прибыли и процент годовой добычи, предназначаемый на возмещение издержек.

Раздел прибыли базируется на величине, вычисляемой как частное от накопленной прибыли и понесенных затрат. Для маржинальных и мелких месторождений предусматривается автоматическая скидка при разделе прибыли.

Затраты на поисково-разведочные, промысловые и эксплуатационные работы, понесенные до или после начала добычи, будут учитываться при возмещении издержек. Роялти также подлежат возмещению и на возмещение издержек может идти до 100 % добычи.

Для налоговых целей совокупные убытки могут быть перенесены на 8 лет с момента начала промышленной добычи, и компании имеют возможность в течение 10 лет амортизировать совокупные расходы на поисково-разведочные работы и бурение, понесенные до начала промышленной добычи.

Предложения будут оцениваться исходя из совокупной доли государства, включая предлагаемую конкурсантом норму раздела прибыли и возмещение издержек. Компании не будут исключаться из торгов на основании показателей финансовой или производственной деятельности.

Нормы роялти по нефти составляют 12.5% для континентальных участков, 10% — для морских, по газу — 10%. Глубоководная добыча (более 400 м) облагается специальной нормой в 5% на первые 7 лет.

Поисково-разведочный период в соответствии с NELP длится 7 лет (8 для глубоководных участков) и делится на три фазы. Первая фаза – продолжительностью 3 года (4 для глубоководья), а фазы 2 и 3 – по 2 года.

В конце первой фазы 25% контрактной площади должно быть возвращено. Следующие 25% возвращаются после второй фазы , но это требование может быть скорректировано. После третьей фазы вся площадь, за исключением продуктивной или считающейся продуктивной, должна быть возвращена.

Дополнительные работы, выполненные на какой-либо фазе, могут быть учтены в счет работ, требуемых для следующей фазы. Продолжительность фазы может быть увеличена на 6 месяцев, если минимальная рабочая программа не завершена. В конце каждой фазы возможен отказ от дальнейших работ.

В случае произведенного открытия для оценки отводится 2.5-3 года.

OGJ, Apr.26,1999, стр.24

Равнодушный интерес к длительному раунду в Индии с его Новой политикой лицензирования поисковых работ (NELP) не принес удачи индийской стороне. Раунд был начат два года назад. Из 48 морских участков, подлежащих передаче, 45 заявок было подано на 27 блоков. Гигант индийской перерабатывающей промышленности компания Рилаиенс Индастриз была наиболее агрессивным среди частных компаний претендентом. Раунд закрылся 18 августа 1999 года. Рилаиенс совместно с канадской Нико Ресорсиз выиграла 14 блоков, что уступает только 15 участкам, выигранным государственной Нефтяной и газовой компанией. Ни одна крупная международная компания не приняла участие в раунде (только 11 отечественных фирм, пять из которых государственные, и 10 иностранных).

OGJ Newsletter, Aug.23, 1999

Итоги 172-х торгов по центральной части Мексиканского залива.

На 172-х торгах по центральной части Мексиканского залива, проходивших 17 марта в Новом Орлеане, было выставлено 3806 участков, находящихся на расстоянии 6-380 км от берегов Луизианы, Миссисипи и Алабамы на глубинах моря 4-3425 м. 67 операторов-победителей представили заявки на общую сумму в 171.8 млн. долл. на 207 участков.

Около 43 % блоков, на которые были поданы заявки, располагалось на глубинах моря более 800 м. Около 51 % заявок приходилось на участки с глубиной моря менее 200 м.

Всего было представлено 272 заявки на сумму в 1996.6 млн.долл, что на 85% меньше, чем на прошлогодних 169-х торгах по центральной части залива, сумма заявок на которых составила 1 349.7 млн. долл.

Показатель в 171.8 млн.долл. за предложения победителей можно сравнить с 810 млн.долл., которые операторы заплатили за 794 арендных участка на 169 торгах.

Наиболее активным участником торгов была компания Сонат Эксплорейшн, чьи предложения-победители по 22 участкам составили 5.7 млн.долл. Затем следуют Вастар Ресорсиз с предложениями по 18 участкам на общую сумму в 12.2 млн.долл. и Керр-МкГи Ойл энд Гэс с предложениями по 17 участкам на общую сумму в 16.8 млн.долл.

Максимальной оказалась заявка в 16.6 млн. долл. за 121-й блок Уолкер Ридж. Единственную заявку на этот участок совместно представили Марафон Ойл и Керр-МкГи.

Операторы представили 105 предложений на сумму в 42.3 млн.долл. за участки на глубинах менее 200 м. Биды-победители дали в сумме 32.8 млн.долл.

На 7 участков на глубинах моря 200-400 м были поданы заявки на сумму в 8.2 млн.долл., а биды-победители составили 6.7 млн.долл.

Для глубины 400-800 м спрос и предложение совпали и составили 1.3 млн.долл. за пять участков. И для глубин моря более 800 м биды по 89 участкам составили 147 млн.долл., а биды-победители – 130.8 млн.долл.

Так же, как и на торгах в 1998 г., основной интерес компаний был направлен на глубоководье. Хотя только 45 % участков, на которые были поданы заявки, находятся на глубинах более 400 м, на эти блоки приходится 76 % от суммы бидов-победителей.

Меньший объем торгов объясняется низкими ценами на нефть и, как следствие, спадом в промышленности. Операторы придерживают свои средства для разведки и разработки на участках, где они уже ведут работы.

OGJ, Mar.22, 1999, стр.40

Первые представительные раунды лицензирования за 45 лет возродят поисковые работы вЮжной Австралии (Из специального обзора по нефтедобывающей промышленности Австралии, авторы: M.T.Bradshaw, C.B.Foster, M.E.Fellows, D.C.Rowland, Австралийская геологическая служба, Канберра).

Южная Австралия переживает ренессанс поисково-разведочных работ. В освоении газоносной провинции Купер и вышерасположенного бассейна Эроманга в Южной Австралии долгое время доминировала компания Сантос Лтд. и ее партнеры по совместным предприятиям. Сантос групп начала приобретать в пользование лицензии в бассейне Купер-Эроманга на проведение поисково-разведочных работ и добычи с 1954 года. К февралю 1999 года сроки всех взятых на изучение лицензий истекли и закончились права на их возобновление.

Поэтому правительство начало проводить поиск заявителей для передачи в три этапа 30 с лишним участков на проведение поисковых работ в этом регионе. Первый раунд лицензирования был открыт в октябре 1998 года и закрыт в марте 1999 года для 11 участков, расположенных вдоль границы лицензий, взятых для изучения совместными предприятиями компании Сантос. На второй раунд выставляются блоки, расположенные в центральной части бассейна Купер-Эроманга, третий начнется и завершится в 2000 году. Всего будет выставлен 31 блок.

 

Рис.2.

Если разрабатываемые блоки Сантоса широко изучались сейсмическими работами и бурением в течение десятилетий, то оставшиеся блоки лишь слегка опоискованы на нефть.

Согласно специальным публикациям, большие площади седиментационного бассейна в пределах штата имеют значительный потенциал нефти и газа.

На первый раунд лицензирования в бассейне Купер-Эроманга первоначально была подана 41 заявка от 15 компаний. Согласно условиям этих торгов, компании должны вложить почти 45 млн. долл. в поисковые работы в течение 5 лет. Сроки действия лицензий, выданных в результате первого раунда, максимум 15 лет (три раза по пять лет).

На второй раунд выставляется 8 участков, расположенных в бассейне Купер, общей площадью около 6000 км². Эти блоки, имеющие каждый площадь от 440 до 1070 км2, примыкают к существующим нефтяным и газовым месторождениям. Раунд заканчивается в ноябре 1999 года. Лицензии, которые будут переданы по результатам торгов, продолжительностью 5 лет могут быть возобновлены на дополнительный такой же срок после возврата 50% площади участка.

Третий раунд, на который будет выставлено 12 блоков, откроется в июне 2000 года. Блоки будут переданы в пользование на условиях выполнения обширной рабочей программы. Если будет произведено коммерческое открытие, то лицензии на добычу могут быть выданы сроком на 21 год после переоформления.

В бассейне Купер-Эроманга развитая инфраструктура с сетью трубопроводов длиной 3740 км, транспортирующих нефть, газ и конденсат на рынки Южной Австралии и Нового Южного Уэльса.

OGJ, июнь 7, 1999, стр. 53-54

Успех первого раунда лицензирования в Бразилии (см. Вестник недропользователя №2, стр. 65) подтвержден передачей 8 блоков в первый день открытия торгов. Остальные 4 блока были переданы во второй день. В целом из 27 блоков, предложенных бразильским Национальным Нефтяным Агентством (ANP), заявки были поданы лишь на 12 участков.

Несколько блоков было выиграно группой компаний с участием государственной компании Бразилии Петробрас (пять заявок). Но настоящая сенсация состоит в том, что мультинациональные компании изо всех сил старались проникнуть во внутренние воды Бразилии и сумма самых высоких предложений составила почти 190 млн. долл.

Блоки с самыми высокими предложениями: блок 4, бассейн Сантос, выигран компанией Аджип за 76 млн. долл., блок 4, бассейн Кампос, выиграла совместная компания Аджип (55%) и Аргентинас Уай-Пи-Эф (45%) за 28.9 млн. долл. и блок 2, бассейн Эспирито Санто, выигран за 18 млн долл. компаниями США Анокал (40.4%) и Тексако (32%) совместно с Уай-Пи-Эф (27.5%).

За другие блоки предложения составили от 0.5 до 16 млн. долл.

Раунд стал переломным для нефтяной промышленности Бразилии, нарушив 45-летнюю монополию Петробраса на ведение поисково-разведочных и промысловых работ в Бразилии. Теперь здесь будут работать 10 иностранных компаний: Аджип, Уай-Пи-Эф, Тексако, Бритиш-Борнео Ойл энд Гэс, Эксон, Амерада Хесс, Керр-МкГи, Аноукл, БиПи Амоко и Ройал Датч/Шелл.

По словам представителей ANP, Петробрас как любая государственная компания ограничена в своих возможностях при соревновании с частными компаниями, т.к. бюджет ее капиталовложений определяется федеральным правительством.

По некоторым сообщениям, несколько крупных нефтекомпаний не участвовали в конкурсе из-за того, что бразильское правительство до последней минуты не принимало шагов по упрощению процедуры тендера и обременительной налоговой системы нефтяной отрасли.

ANP и Министерство горного дела и энергетики изучают новые механизмы для проведения будущих тендеров по континентальным площадям. То, что континентальные участки в штате Парана не пользовались спросом, может быть связано с отсутствием временного освобождения от налогов, таких как налоги на импорт, налог на продажи и налоги на промышленные товары для нефтяного оборудования, применяемого на суше. В свою очередь, ключевым фактором в успехе первого лицензионного раунда считается освобождение импортируемого нефтяного оборудования для морских работ от этих налогов.

OGJ, Newsletter, June21, 28, 1999.

Бразильская компания Петробрас и ее партнеры инвестируют в поисково-разведочные и промысловые работы в Бразилии 5 млрд.долл. в течение следующих 5 лет. Об этом заявил президент компании Генри Филипп Рейчстал через несколько дней после завершения первого лицензионного раунда. Эти инвестиции предназначены для районов, отведенных бразильским Национальным Нефтяным Агентством Петробрасу для формирования совместных предприятий с иностранными компаниями. З млрд.долл. дает Петробрас и 2 млрд.долл. – партнеры.

В середине июля ожидается подписание договоров о формировании 15 СП по поисково-разведочным работам, а соглашения о партнерстве по разработке будут подписаны в конце июля. Петробрас подпишет контракт с компанией Эссо на совместную разработку гигантского морского месторождения Альбакора-А-Лист в бассейне Кампус. Кроме оператора Эссо в сделке участвуют компании Тексако, Шелл и японские компании Джапекс и Марубени. Ожидается, что месторождение будет давать до 16 тыс.м³/сут нефти.

OGJ Newsletter, June 28, 1999

Раунд лицензирования в Никарагуа на телеграфе. Фагро Геотим АС, Осло, подрядчик (контрактор) по проведению поисковых работ сообщил о наличии неэксклюзивных сейсмических данных по Карибскому континентальному шельфу Никарагуа в предверии раунда лицензирования, который ожидается в 2000 году.

Лицензионный раунд в Никарагуа будет первым, где выставляется участок, доступ к которому для международной нефтяной промышленности был открыт в 1970-х годах.

В Никарагуа в марте 1998 года утверждено новое нефтяное законодательство относительно лицензирования.

Фагро Геотим АС провел 3097 пог.км сейсмических работ 2D в шельфовых водах восточного побережья Никарагуа.

Информационный пакет содержит данные по ранее пробуренным восьми скважинам и будет доступен потенциальным заявителям в августе-сентябре.

Контрактор сообщил, что предварительное изучение данных показывает, что перспективы могут быть связаны со структурными и стратиграфическими ловушками.

OGJ, July 19, 1999, стр.35. 

Служба управления минеральными ресурсами США проведет свои ежегодные торги по западной части Мексиканского залива 25 августа в Новом Орлеане. На 174-е торги выставляется 3651 блок общей площадью 19.86 млн. акров. Они расположены в 9-200 милях от берега на глубине, изменяющейся от 8 м до более чем 3000 м. Министерство минеральных ресурсов сообщило, что 2212 блоков, расположенных на глубине свыше 200 м, попадают под действие закона о снижении величины роялти для глубоководных участков. Министерство намерено потребовать минимальный бид 25 долл/акр за блоки, расположенные на глубине менее 800 м, но увеличить требование для блоков, расположенных на глубине более 800 м, до 37.5 долл/акр. Министерство также сообщило, что 1701 блок, расположенный на глубине воды менее 400 м, будет передан на условиях применения роялти в 162/3 %, тогда как 1950 оставшихся блоков на глубине более 400 м – на условиях 12 1/2 % роялти.

OGJ, July 26, 1999, стр.46.