Про затвердження Тимчасової методики розрахунку балансу інтересів держави та інвестора при укладанні угод про розподіл продукції у сфері видобування вуглеводнів

З метою забезпечення балансу інтересів держави та інвестора при укладанні угод про розподіл продукції у сфері видобування вуглеводнів

1. Затвердити Тимчасову методику розрахунку балансу інтересів держави та інвестора при укладанні угод про розподіл продукції у сфері видобування вуглеводнів.

2. Департаменту інвестиційної діяльності Міністерства економіки України (Загородній В.М.) забезпечити подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра економіки України Слюсаренко О.О. та заступника Міністра фінансів України Мярковського А.І.

1. Ця Методика призначена для визначення механізму розподілу продукції між державою та інвестором при розробці угод про розподіл продукції у сфері видобування вуглеводнів.

2. Методика розроблена відповідно до Закону України "Про угоди про розподіл продукції".

1. Дохідність інвестора і держави при виконанні Угоди про розподіл продукції (далі - Угода) визначається відповідно до Закону України "Про угоди про розподіл продукції" (далі - Закон) при поточному (квартальному) розподілі між державою та інвестором вуглеводневої сировини, видобутої у період промислової розробки (експлуатації) родовищ через забезпечення виконання таких параметрів розподілу, про що заявляється в умовах конкурсу та/або в Угоді:

відшкодування інвестору витрат Компенсаційною продукцією відповідно до положень Угоди;

розподіл прибуткової продукції між державою та інвестором;

отримання податку на прибуток від інвестора та інших податків, зборів (обов'язкових платежів), визначених Законом.

2. Витрати, що виникають у інвестора під час виконання Угоди, поділяються на три категорії - такі, що підлягають відшкодуванню за рахунок компенсаційної продукції; такі, що відшкодовуються з прибуткової продукції через механізм віднесення їх до валових витрат при розрахунку податку на прибуток; і такі, що не підлягають відшкодуванню прибутковою та компенсаційною продукцією.

Склад зазначених витрат визначається законодавством, яке є чинним на момент підписання Угоди, та Угодою за погодженням її сторін - держави та інвестора.

У складі таких витрат можуть виділятися такі групи:

капітальні витрати (геологічного вивчення, уключаючи дослідно-промислову розробку запасів родовища вуглеводневої сировини, облаштування родовища та його промислової розробки);

експлуатаційні (операційні) витрати видобутку вуглеводневої сировини;

інші витрати (віднесення до категорії інших витрат є предметом переговорів при укладенні Угоди і фіксуються в її тексті).

3. Максимальна величина відсотка компенсаційної продукції не може бути більше 70 відсотків від загального обсягу (вартості) виробленої у відповідному періоді вуглеводневої сировини.

Указаний розмір компенсаційної продукції є параметром, що регулює не тільки швидкість відшкодування витрат інвестора, але й розмір прибуткової частини видобутої вуглеводневої сировини у відповідному періоді розподілу.

4. Величина загальної прибуткової частини вуглеводневої сировини, що підлягає розподілу у відповідному розрахунковому періоді, обчислюється як різниця між загальним обсягом (вартістю) виробленої сировини в такому періоді та загальним обсягом (вартістю) компенсаційної продукції, визначеним у порядку, установленому Угодою.

5. Розмір чистої прибуткової продукції інвестора визначається як різниця між величиною прибуткової частини вуглеводневої сировини, що відповідно до умов Угоди передається у власність інвестора як винагорода, та:

5.1 величиною податкових зобов'язань відповідного розрахункового періоду, таких як:

5.1.1 збір за геологорозвідувальні роботи, виконані за рахунок державного бюджету, на умовах, визначених Угодою;

5.1.2 платежі за користування надрами на умовах, визначених Угодою;

5.1.3 податок на прибуток інвестора;

5.2 внесками до державних загальнообов'язкових фондів:

5.2.1 внески на загальнообов'язкове державне соціальне страхування українських працівників та іноземних громадян, найнятих на роботу в Україні;

5.2.2 збір на обов'язкове державне пенсійне страхування українських працівників та іноземних громадян, найнятих на роботу в Україні;

та

5.3 величиною інших витрат, пов'язаних з виробництвом вуглеводневої сировини, що включаються до складу валових витрат, але не відшкодовуються інвестору компенсаційною продукцією, у тому числі витрат, не відшкодованих прибутковою продукцією інвестора попередніх періодів.

6. Сукупний дохід інвестора визначається, виходячи з суми компенсаційної продукції та розміру чистої прибуткової продукції інвестора.

7. Сукупний дохід держави обчислюється з урахуванням таких показників:

7.1 вартість належної їй частини прибуткової вуглеводневої сировини;

7.2 сума узгоджених (сплачених) податкових зобов'язань з податку на прибуток;

7.3 крім того, до суми загального доходу держави включається сума узгоджених (сплачених) податкових зобов'язань:

7.3.1 зі збору за геологорозвідувальні роботи, виконані за рахунок державного бюджету, на умовах, визначених Угодою;

7.3.2 з платежів за користування надрами на умовах, визначених Угодою;

7.3.3 внесків на загальнообов'язкове державне соціальне страхування українських працівників та іноземних громадян, найнятих на роботу в Україні;

7.3.4 збору на обов'язкове державне пенсійне страхування українських працівників та іноземних громадян, найнятих на роботу в Україні.

8. Економічний механізм розподілу вуглеводневої сировини повинен забезпечувати інтереси держави та умови рентабельної діяльності інвестора.

1. Економічна ефективність реалізації проектів в умовах угод, що укладаються відповідно до Закону, оцінюється за співвідношенням між сумами вартості виробленої продукції та вартістю загальних капітальних і експлуатаційних (операційних) витрат, які відшкодовуються компенсаційною продукцією:

2. Економічна ефективність реалізації проектів в умовах угод, що укладаються відповідно до Закону, для інвестора оцінюється за співвідношенням між розміром чистої прибуткової продукції інвестора та вартістю загальних капітальних і експлуатаційних (операційних) витрат, які відшкодовуються інвестору компенсаційною продукцією:

3. Розрахунки техніко-економічного обґрунтування Угоди повинні забезпечити визначення її ефективності для держави (бюджетна ефективність), у якій враховуються доходи, отримані державою у вигляді прибуткової продукції та податків, зборів (обов'язкових платежів), що будуть сплачені до державного бюджету.

4. Термін окупності вкладених інвестором інвестицій відповідає періоду, у якому розмір накопиченої чистої прибуткової продукції дорівнюватиме сукупній вартості загальних капітальних та експлуатаційних (операційних) витрат інвестора, що відшкодовуються компенсаційною продукцією.

1. Розрахунки показників оцінки ефективності проекту здійснюються на підставі даних, викладених у додатку 1.

При оцінці ефективності проекту застосовуються діючі розмір ставки податку на прибуток, внесок на загальнообов'язкове державне соціальне страхування українських працівників та іноземних громадян, найнятих на роботу в Україні, та збір на обов'язкове державне пенсійне страхування українських працівників та іноземних громадян, найнятих на роботу в Україні (далі - державні страхові внески), прогнозний розмір збору за геологорозвідувальні роботи, виконані за рахунок державного бюджету, та платежів за користування надрами, визначених в Угоді (далі - ресурсні платежі).

При визначенні доходу від реалізації Угоди застосовується ціна реалізації вуглеводневої сировини (без ПДВ), яка склалася на дату здійснення розрахунків на:

природний газ (на внутрішньому або зовнішніх ринках з урахуванням економічної доцільності реалізації);

нафту (на внутрішньому або зовнішніх ринках з урахуванням економічної доцільності реалізації).

Інші показники оцінки ефективності проекту визначаються згідно з програмою робіт інвестора, яка є невід'ємною частиною проекту Угоди, зокрема:

щорічні загальні капітальні витрати інвестора на геологічне дослідження та облаштування родовища і будівництво свердловин;

щорічні експлуатаційні (операційні) витрати (витрати на нафту та газ), а також інші витрати інвестора;

щорічний обсяг видобутку вуглеводневої сировини (нафта, природний газ, газовий конденсат);

горизонт планування (років).

На підставі зазначених даних визначаються дохідна та витратна частини проекту за Угодою в цілому та окремо для інвестора і держави.

Розмір капітальних витрат розраховується інвестором на підставі технологічних показників і необхідних капітальних укладень у роботи з геологічного вивчення, облаштування родовищ та буріння свердловин.

При цьому визначення розміру загальних капітальних витрат, відповідні підходи, які застосовуватимуться інвестором, повинні бути детально викладені інвестором в матеріалах, що додаються до техніко-економічного обґрунтування інвестиційних проектів за Угодою.

2. Експлуатаційні (операційні) витрати обчислюються на підставі технологічних показників і нормативів витрат (питомі витрати на одиницю об'єму рідини, що може бути видобута на одній свердловині, тощо).

3. У пояснювальній записці до техніко-економічного обґрунтування Угоди вказуються джерела інформації для застосованих в розрахунках нормативів.

У разі застосування іншого методу визначення експлуатаційних (операційних) витрат у техніко-економічному обґрунтуванні угод, що укладаються відповідно до Закону, надається відповідне обґрунтування.

1. За результатами оцінки економічної ефективності промислової розробки родовища визначаються конкретні умови Угоди відповідно до схеми розподілу продукції між державою та інвестором (додаток 2).

2. Пропорції розподілу виробленої продукції між державою та інвестором визначаються виходячи з умов досягнення певного рівня економічної ефективності проекту в цілому та окремо для інвестора.

3. Передбачувані при підготовці Угод пропорції розподілу видобутої продукції, а також ставки ресурсних платежів та інші умови Угод повинні забезпечити максимальний рівень доходів держави при збереженні реальної можливості залучення інвестицій для виконання Угод.

4. Розрахунок ефективної оцінки прибуткових частин держави та інвестора наведено в додатку 3.