Составитель сборника В.К.Горохов.
| НАВЕРХ | ПОДПИСКА | ПОЧТА | КНИГА |
| Реклама: |
1.1. Численность Персонала, занятого в Проекте, по годам колеблется от 123 до 154 человек. По состоянию на июль 1999 года числится 126 человек, из них российских граждан 57 человек (45,2% всей численности). В центральном офисе в г. Хьюстон занято 66 человек, в г. Южно-Сахалинске – 57 человек, в г. Москве – один представитель. Офис в г. Кройдоне в 1999 году ликвидируется.
1.2. Финансирование Проекта "Сахалин-1" осуществляется в соответствии с годовыми программами работ и сметами расходов, которые составляются оператором, утверждаются рабочим комитетом Консорциума и одобряются УГО.
1.2.1. Финансирование Проекта обеспечивается каждым участником самостоятельно пропорционально своей доле участия. Оператор исходя из суммы предстоящих расходов на месяц, ежемесячно выставляет каждому участнику счет, который в течение двух недель должен быть оплачен. В случае задержки начисляется штраф из расчета Либор + 6% в год. Если по истечении 30 дней после установленного срока оплаты деньги не поступят на счет оператора, участник теряет долю в полном объеме.
1.2.2. Российские инвесторы финансирование своей доли участия осуществляют основном за счет привлечения краткосрочных кредитовало состоянию на 1 июля 1999 года российскими участниками инвестировано в Проект 153,4 млн. долларов США. Из них 11,3 млн. долларов – собственные средства, 142,1 млн. долларов – за счет заемных средств.
С сентября 1998 года в рамках специального соглашения участников Консорциума доля акционерных обществ: "Роснефть-Сахалин" и "Сахалинморнефтегаз-Шельф" финансируется компаниями "Эксон" и "Содеко".
1.2.3. В ближайшее время в связи с переходом от стадии изучения недр к стадии обустройства и добычи потребность в объемах финансирования резко возрастет, и обеспечить их за счет краткосрочных кредитов станет невозможным. До 2004 года планируется провести затраты в сумме 3290 млн. долларов США, в том числе доля российских участников – 1316 млн. долларов США.
1.2.4. Стратегия финансирования доли российских участников на период геологоразведочных работ и на период обустройства была построена на привлечении долгосрочных крупномасштабных иностранных кредитов и выпуске ценных бумаг на европейском рынке. Для осуществления данной стратегии было необходимо реализовать одно из условий:
– освободиться от негативного залога Мирового банка реконструкции и развития;
– провести приватизацию ОАО нефтяной компании "Роснефть" (далее НК "Роснефть").
1.2.5. Не проведенная приватизация НК "Роснефть", действие негативного залога на ее активы, наложенные Международным банком реконструкции и развития и Европейским банком реконструкции и развития, а также кризис 17 августа 1998 года лишил российских участников возможности получения долгосрочных кредитов и размещения ценных бумаг на европейском рынке. Из-за действия "негативного залога" на ЗАО "Роснефть-Сахалин" и "Сахалинморнефтегаз-Шельф", являющихся дочерними предприятиями НК "Роснефть" (предприятия, в которых государство имеет более 50% голосующих акций, а также их дочерние предприятия, в которых материнская компания имеет более 50% акций, попадают под действие "негативного залога"), не могут оформить долгосрочный кредит и, следовательно, профинансировать Проект.
В связи с этим руководства НК "Роснефть", ЗАО "Роснефть-Сахалин" и "Сахалинморнефтегаз-Шельф" с 1997 года неоднократно обращались в Правительство Российской Федерации с предложением о снятии "негативного залога".
1.2.6. В октябре 1998 года руководство ЗАО "Роснефть-Сахалин" и "Сахалинморнефтегаз-Шельф" вынуждено было заключить с компаниями "Эксон" и "Содеко" "Соглашение о временной приостановке передачи доли и отсрочке платежных обязательств", согласно которому иностранные участники Проекта временно (до июля 1999 года) взяли на себя финансирование доли российских инвесторов. С июля 1999 года ЗАО "Роснефть-Сахалин" и "Сахалинморнефтегаз-Шельф" оплачивают соответствующую текущую долю по затратам и расходам (авансовые платежи по внутреннему Соглашению инвесторов).
Данное Соглашение предусматривает передачу без какого-либо дальнейшего уведомления от компании "Эксон" и "Содеко" половины долей российских компаний-участников Соглашения в пользу компаний "Эксон" и "Содеко". ЗАО "Роснефть-Сахалин" и "Сахалинморнефтегаз-Шельф" при неисполнении обязательств по уплате отсроченных платежей и суммы невыполнения обязательств вместе с начисленными процентами позднее 30 сентября 1999 года немедленно передают половину своих соответствующих долей и отказываются от всех прав интересов в отношении передаваемой доли.
Срок погашения задолженности по займам, предоставленным компаниями "Эксон" и "Содеко", трижды продлевался. Российским инвесторам удалось 30 сентября 1999 года погасить долг перед компаниями "Эксон" и "Содеко" за счет привлечения краткосрочного кредита в Московском банке Сбербанка Российской Федерации. Вопрос получения долгосрочного кредита остается нерешенным.
Одновременно с подписанием "Соглашения о временной приостановке передачи доли и отсрочке платежных обязательств" российские участники начали работу по подготовке тендера для продажи части доли в Соглашении "Сахалин-1" внешнему инвестору.
1.2.7. Проект "Сахалин-1" является единственным проектом, реализуемым на условиях соглашения о разделе продукции, в котором представлены российские компании. Нефтяная компания "Роснефть" (далее – НК "Роснефть") через свои дочерние компании ЗАО "Роснефть-Сахалин" и "Сахалинморнефтегаз-Шельф" имеет 40% доли участия. При потере1 российской стороной доли в Соглашении "Сахалин-1" Российская Федерация теряет возможность "внутреннего" контроля за реализацией Проекта через управление государственным пакетом акций в российских компаниях, а также будущие доходы от реализации нефти и газа, которые предполагалось получить ЗАО "Роснефть-Сахалин" и "Сахалинморнефтегаз-Шельф".
Кроме того, это может затруднить отстаивание позиций российской стороны по привлечению к реализации Проекта российских подрядчиков, что отразится на занятости населения и экономическом развитии Сахалинской области и Дальнего Востока.
1В соответствии с "Общими условиями, применяемыми к кредитным договорам и договорам гарантии" МББР (приложение D, раздел 9.03 "Негативный залог") обязательство по негативному залогу является обязательством по предотвращению приоритета иного внешнего долга по отношению к долгу МББР "при выделении, реализации или распределении иностранной валюты". Обязательство по негативному залогу не означает прямых обязательств для "Роснефти" или "Сахалинморнефтегаза", но имеет отношение к Российской Федерации.
В связи с тем, что обе эти компании контролируются Российской Федерацией, то их активы, права по СРП, средства на счетах в российских и иностранных банках, а также акции этих компаний, являющиеся активами их акционеров, контролируемых Российской Федерацией, согласно положению о негативном залоге являются составной частью "государственных активов", в отношении которых может быть осуществлено обременение.
1.3. Затраты до вступления Соглашения в силу (1994-1996 годов) составили 22,2 млн. долларов США.
В 1996 году (после вступления Соглашения в силу) – 33,8 млн. долларов.
В 1997 году – 160,3 млн. долларов.
В 1998 году – 130,3 млн. долларов США.
Из них сумма возмещаемых затрат на 1 января 1999 года, по данным оператора за период с 1994 по 1998 год (включительно), составила 346,7 млн. долларов США.
1.4. Полное освоение Чайвинского, Одоптинского и Аркутун-Дагинского месторождений в едином комплексе должно включать шесть ледостойких платформ, восемь подводных комплексов добычи и 611 скважин.
Согласно основным технико-экономическим расчетам (далее ТЭР) к Соглашению о разделе продукции "Сахалин-1" добыча углеводородов намечается на 2004-2005 годы, максимальный годовой уровень добычи нефти – 24 млн. тонн, добычи газа – 19,7 млрд. кубических метров.
1.5. Минимальные обязательства Консорциума по проведению работ по программе геологического изучения недр (на основе данных ТЭР к Соглашению "Сахалин-1") в соответствии со ст. ХП Соглашения составляют:
– в первый контрактный год пробурить одну разведочную скважину и провести трехмерную сейсморазведку на месторождении "Аркутун-Даги" (661 кв. километр),
– во второй контрактный год пробурить одну разведочную скважину и провести трехмерную сейсморазведку на месторождении "Чайво" (179 кв. километров),
– в третий контрактный год пробурить одну разведочную скважину;
– в четвертый контрактный год пробурить одну разведочную скважину,
– в пятый контрактный год пробурить одну разведочную скважину и провести трехмерную сейсморазведку на месторождении "Одопту" (179 квадратных километров).
1.6. В ходе проведенной проверки было проанализировано выполнение программы работ по геологическому изучению недр.
1.6.1. В отступление от ст. XII Соглашения о разделе продукции "Сахалин-1" пятилетняя программа работ по геологическому изучению недр была утверждена УГО только в декабре 1998 года, спустя 2,5 года после вступления соглашения в силу. После представления Консорциумом первого варианта программы она восемнадцать месяцев согласовывалась и уточнялась.
На сегодня программа предусматривает бурение девяти разведочных скважин и отработку трехмерной сейсморазведки на площади 1600 квадратных километров.
1.6.2. В 1996-1998 годах работы по реализации Соглашения "Сахалин-1" проводились по следующим годовым программам работ и сметам расходов:
1). Программой работ 1996 года предусматривалось бурение разведочной скважины Даги-5, проведение трехмерной сейсморазведки на площади Аркутун-Дагинского месторождения с целью оконтуривания первоочередного участка разработки (далее ПУР) в объеме 530 квадратных километров и подготовки работ 1997 года.
Скважина Даги-5 была пробурена на глубину 2500 метров. Программа бурения скважины завершена 14 октября 1996 года. В скважине проведен полный комплекс геофизических исследований и отбор керна. Результаты анализов керна указали на благоприятное качество коллекторов.
В нарушение программы работ 1996 года из-за поздних сроков начала бурения скважины не проводилось испытание ее на продуктивность, не была спущена эксплуатационная колонна. В настоящее время скважина находится в консервации, в ожидании ликвидации.
2). В соответствии с программой работ на 1997 год планировалось бурение трех скважин: Даги-6, Даги-7 и Даги-8, а также проведение испытания одной из них с целью подготовки запасов для разработки с первой платформы по схеме полного освоения Аркутун-Дагинского месторождения, а также подтверждения углеводородных контактов и определения характеристики коллекторов.
Скважина Даги-6, начатая бурением 15 июня, пробурена до глубины 2500 метров и вскрыла водоносные пласты выше глубин, определенных по скважине Даги-5. Результаты бурения скважины снизили потенциальные запасы на месторождении, выяснилось, что месторождение "Аркутун-Даги" состоит из двух обособленных гидродинамических систем.
Скважина Даги-8, начатая бурением 18 июля, была пробурена до глубины 2500 метров. В скважине проведены испытания в колонне XXVI и ХХШ пластов, из которых получены притоки нефти с максимальным дебитом до 300-450 тонн в сутки. Скважина вскрыла скопления нефти во всех перспективных коллекторских интервалах и, с целью возможных будущих испытаний, законсервирована.
Скважина Даги-7, начатая бурением 2 сентября, пробурена до глубины 2616 метров. Результаты геофизических исследований указывают на то, что в скважине газонефтяные контакты не вскрыты и нефтяные залежи основных пластов простираются далее по восстанию пластов. Из-за позднего начала бурения скважина не испытана. Спущена и зацементирована 7-дюймовая обсадная колонна, и скважина была законсервирована.
Трехмерная сейсморазведка отработана на оставшейся части Аркутун-Дагинского месторождения (350 квадратных километров), которая не была охвачена в 1996 году, и на Чайвинском месторождении (245 квадратных километров). По восточной части месторождения "Аркутун-Даги" выполнена интерпретация сейсморазведочных материалов с целью определения наличия промышленных эффективных толщин. Первоначальные результаты указывают на сложное литостратиграфическое строение месторождения с многочисленными разломами.
В дальнейшем оператор отказался от проведения испытаний скважин Даги-8 и Даги-7, ссылаясь на то, что их результаты не повлияют на разработку первоочередного участка разработки. УГО настаивает на испытании скважины Даги-7, так как отсутствие этих результатов может отрицательно повлиять на подсчет и защиту запасов углеводородов в Государственной комиссии запасов Министерства природных ресурсов Российской Федерации на дальнейшие планы освоения месторождения.
По восточной части месторождения "Аркутун-Даги" выполнена интерпретация сейсморазведочных материалов с целью определения наличия промышленных эффективных толщин. Отработана трехмерная сейсморазведка на оставшейся части Аркутун-Дагинского месторождения, которая не была проведена на Чайвинском месторождении в 1996 году.
Фактически в 1997 году израсходовано 160321 тыс. долларов США, или 87,7% предусмотренных средств (182740 тыс. долларов США). На изучение коллекторов израсходовано средств на 121,9% больше намеченного, перерасход – 414 тыс. долларов США. Остальные статьи сметы недоиспользованы. На проведение геологических работ освоено только 82,8% предусмотренных сметой средств, на проведение буровых работ – 89,7%, на проектирование сооружений – 79,4%, на метео-океанологические исследования – 96,5%, на охрану окружающей среды – 86,1%, на управленческие затраты – 97,5%
3). В 1998 году планировалось бурение двух скважин Даги-15 и Даги-13 для дальнейшего оконтуривания месторождения и вскрытия глубокозалегающих поисковых объектов в нефтяных оторочках и газовых шапках.
Скважина Даги-15 была пробурена до глубины 2472 метра, планировалось – на 2600 метров с дальнейшим углублением до 4500 метров в 1999 году. В результате проведенных работ получены притоки нефти дебитом 150 тонн/сутки, газа – 595 тыс. м. куб/сутки, и конденсата – 31 тонна в сутки. Предполагается общее снижение начальных геологических запасов нефти на 5-10% и увеличение начальных геологических запасов газа.
Скважина Даги-13 была пробурена с целью изучения перспективности юго-восточной части месторождения по глубоким горизонтам. В ходе бурения от вертикального ствола был забурен боковой ствол, глубиной 3863 метра, с целью вскрытия полной высоты газовой залежи XXVII пласта и проведено его испытание. Из верхней части пласта получен приток газа с дебитом 450 тыс. куб. м/сутки и конденсата 60 тонн/сутки. По результатам бурения скважины Даги-13 снизились запасы газа.
Оператором Проекта по Аркутун-Дагинскому месторождению геологические запасы углеводородов до бурения скважин Даги-15 и Даги-13 оценивались по нефти – 635 млн. тонн и по газу – 204 млрд. куб. метров. По результатам их бурения ожидается снижение запасов нефти и газа на 5-10 процентов.
В нарушение программы работ 1997 и 1998 годов (из-за задержек со стороны оператора, связанных с получением разрешений на бурение) не проведена расконсервация и испытание скважин Даги-7 и Даги-8 , что может отрицательно повлиять на подсчет и защиту запасов углеводородов ГКЗ и на дальнейшие планы освоения месторождения проекта "Сахалин-1".
Фактически в 1998 году израсходовано 130274 тыс. долларов США, или 72,9% предусмотренных средств (178762 тыс. долларов США).
Все статьи сметы недоиспользованы. На проведение геологических работ освоено только 66,8%, на проведение буровых работ – 99,0%, на проектирование сооружений – 73,6%, на изучение месторождений – 42,2%, на метео-океанологические исследования – 68,8%, на охрану окружающей среды – 56,3%, на управленческие затраты – 85,5%.
4). Программой работ и сметой расходов в 1999 году, утвержденной УГО в декабре 1998 года, планировалось бурение скважины "Чайво-6" глубиной 4000 метров.
Смета расходов на 1999 год утверждена УГО в разрезе пятилетней программы изучения недр в сумме 111685 тыс. долларов США, в ходе реализации смета была уточнена и в настоящее время согласована в объеме 95667 тыс. долларов США, что на 16018 тыс. долларов США меньше, предусмотренного ранее. На треть сокращено финансирование геологических работ, на 45,4% уменьшился объем буровых работ, .на 41,2% – по проектам на острове Сахалин.
Фактически освоено в первом полугодии только 28529 тыс. долларов США, или 29,8% предусмотренных средств уточненной годовой сметы, причем из использованных средств 46,7% составили расходы на управление.
1.6.3. Анализ выполнения программы работ по геологическому изучению недр за 1996-1999 годы позволяет сделать вывод, что, основное внимание Консорциума было уделено проведению работ по подготовке запасов Аркутун-Дагинского месторождения. Была проведена доразведка данного месторождения с целью подтверждения его запасов и уточнения модели разработки. Выполненная программа работ на Дагинском участке подтвердила промышленную нефтегазоносность отложений вскрытого скважинами разреза.
1.7. Изменений в объемах запасов углеводородного сырья по Проекту в 1996-1999 года практически не произошло.
Геологические запасы нефти (с конденсатом) по проведенной переоценке находятся на уровне оцененных в 1992 году запасов (570 млн. тонн), а запасы газа увеличились до 150 млрд. куб. метров вместо 133 млрд. куб. метров, определенных в 1992 году.
1.8. Оператор Соглашения не обеспечил выполнение своих обязательств по безусловному выполнению программы работ геологического изучения недр:
– не в полном объеме выполнил годовые программы работ (1996, 1997 и 1998 годы) в период геологического изучения недр не смотря на неоднократные требования УГО;
– не выполнил в 1999 году работы, связанные с углублением скважины Даги-15 до 4500 метров, вследствие чего до сих пор не оценены перспективы нефтегазоносности глубоких горизонтов месторождения "Аркутун-Даги";
– сорвал выполнение программы работ 1999 года по бурению скважины "Чайво-6".
1.9. В марте 1999 года Консорциумом в одностороннем порядке принято решение уменьшить глубину бурения скважины до 3000 метров. С целью оценки потенциальных запасов глубоких перспективных пластов УГО настаивал на бурении скважины "Чайво-6" в соответствии с утвержденной в 1998 г. программой работ (глубиной 4000 метров) и не согласился с предложенной Консорциумом ее корректировкой.
В январе 1999 года оператор Соглашения "Сахалин-1" представил в Госкомэкологии России проектные материалы на бурение скважины "Чайво-6" для проведения Государственной экологической экспертизы. Консорциум настаивал на проведении буровых работ на данном месторождении в территориальном море Российской Федерации со сбросом отработанных буровых растворов и шлама в морскую среду, мотивируя тем, что сброс низкотоксичного бурового раствора на водной основе и шлама в морскую среду, является обычной, обоснованной с экологической точки зрения и принятой во всем мире практикой.
Однако это противоречит природоохранительному законодательству Российской Федерации, так как сброс бурового раствора и шлама в морскую среду запрещен статьями 34 и 37 Федерального закона "О внутренних морских водах, территориальном море и прилегающей зоне Российской Федерации".
Для решения спорного вопроса о сбросе бурового раствора и шлама в морскую среду при бурении скважины "Чайво-6" по инициативе Минтопэнерго России 5 февраля 1999 года было проведено совещание у Председателя Госкомэкологии России и создана межведомственная рабочая группа из представителей Минтопэнерго России, Госкомэкологии России, Министерства природных ресурсов Российской Федерации, Роскомрыболовства России и компании "Роснефть". Рабочая группа, учитывая результаты научных исследований, принимая во внимание несовершенство нормативно-правовой базы, регламентирующей освоение морских углеводородных ресурсов, выработала заключение и подготовила проект распоряжения Правительства Российской Федерации о возможности проведения в порядке исключения работ по бурению скважины "Чайво-6". Выданное заключение предусматривает бурение скважины "Чайво-6" со сбросом бурового раствора и шлама в морскую среду, при условии выполнения установленного регламента и требований к составу сброса сточных вод и отходов, а также строгого контроля со стороны природоохранительных органов.
Министерством природных ресурсов Российской Федерации оператору Проекта была выдана лицензия на водопользование (№ 00008 от 16.05.99 г. на срок действия до 01.01.2000 г.), в которой определен регламент сброса в морскую воду бурового раствора и шлама, а также разрешение на бурение. Однако данные документы могли вступить в силу только при наличии положительного заключения Государственной экологической экспертизы. Госкомэкологии России 26 мая 1999 года утверждено отрицательное заключение Государственной экологической экспертизы, которое исключило возможность проведения буровых работ.
Подготовленный проект Распоряжения, согласованный всеми перечисленными министерствами и ведомствами, был отклонен Правительством Российской Федерации.
Министерство природных ресурсов Российской Федерации совместно с Минтопэнерго России вторично подготовило и направило в Правительство Российской Федерации новый проект Распоряжения Правительства "О введении временного регламента работ по разведке морских нефтегазовых месторождений в пределах территориального моря и континентального шельфа Дальнего Востока России". Данное Распоряжение Правительство Российской Федерации подписало 15 июля 1999 года за № 1131 р.
Министерство природных ресурсов Российской Федерации 20 июля 1999 года выдало компании "Эксон" повторные условия пользования водным объектом (разрешение на бурение).
Однако и после этого оператором Проекта бурение скважины "Чайво-6" начато не было. Оператор настаивал на том, чтобы Госкомэкологии России был издан приказ, который не требует проведения отдельной Государственной экологической экспертизы при бурении оценочной скважины "Чайво-6", что противоречит российскому природоохранному законодательству.
Следует отметить, что компания "Эксон" получив 26 мая 1999 года отрицательное заключение Государственной экологической экспертизы, вместо поиска взаимоприемлемых вариантов решения проблемы, переложил всю ответственность по реализации проекта "Сахалин-1" на российскую сторону, что противоречит п. 30.1 ст. XXX Соглашения о разделе продукции, так как сложившуюся ситуацию оператор обязан был "либо разумно предвидеть, либо избежать с помощью разумных мер", а этого сделано не было.
Оператор Проекта в конце июля 1999 года уведомил УГО о возможном возникновении обстоятельств форс-мажора, в связи с отсутствием положительного заключения Государственной экологической экспертизы на бурение скважины "Чайво-6" и о намерении демобилизации бурового оборудования.
Невыполнение программы работ 1999 года по бурению скважины "Чайво-6" может привести к тому, что оператором Проекта не будет представлен отчет по подсчету запасов углеводородов месторождения "Чайво" в Государственную комиссию запасов Министерства природных ресурсов Российской Федерации, что приведет к продлению периода геологического изучения недр, увеличению затрат по реализации Проекта, в том числе и непроизводительных возмещаемых затрат.
Участники Консорциума ЗАО "Сахалинморнефтегаз-Шельф" и ЗАО "Роснефть-Сахалин" в августе 1999 года обратились к президенту Консорциума о созыве внеочередного заседания рабочего комитета для прояснения ряда вопросов, связанных с бурением скважины "Чайво-6".
Внеочередное заседание рабочего комитета Консорциума проведено 22 сентября 1999 года в г. Хьюстоне. На нем не были приняты окончательные решения по поставленным вопросам и их обсуждение перенесено на очередное заседание рабочего комитета в г. Москве.
С учетом невыполненных работ по бурению скважины "Чайво-6" необходимо скорректировать смету затрат 1999 года в части возмещаемых затрат.
1.10. Анализ исполнения смет расходов за период с 1996 года по первое полугодие 1999 года свидетельствует о том, что:
1.10.1. Утвержденные УГО сметы расходов ежегодно не осваиваются. Так, смета расходов 1996 года использована на 86,3%, 1997 года – на 87,7%, 1998 года – на 72,9%, уточненная годовая смета 1999 года за первое полугодие использована только на 29,8% Причем, если затраты "на управление" освоены на 100% в 1996 году, на 97,5% – в 1997 году, на 85,5% – в 1998 году и на 34,1% – в первом полугодии 1999 года, то по статье "охрана окружающей среды" освоение средств составило соответственно – 83,5; 86,1; 56,3; 15,5%, "геологические работы" – 68,3; 82,8; 66,8 и 44,6%, "проекты на острове Сахалин" в 1996 году не планировались, в 1997 году освоено – 17,5%; в 1998 году – 18,9 и в первом полугодии 1999 года – 56,0 процентов;
1.10.2. Отчеты об исполнении смет расходов по освоению месторождений оператором представляются в укрупненных показателях, а разбивка статей сметы в формате, согласованном оператором с российской стороной. Смету расходов, представленную в таком формате, проанализировать по основным направлениям, предложенным программой проверки, не представляется возможным.
Так, для утверждения сметы расходов оператор Проекта представляет разбивку геологических работ на исследовательские, полевые и прочие работы, а после согласования в представленных отчетах смета расходов по этим работам показывается одной строкой, без разбивки на составляющие. В 1998 году была представлена на утверждение смета геологических работ на сумму 10200 тыс. долларов США, в том числе на геолого-геофизические исследовательские работы на 6400 тыс. долларов США, на полевые – 3600 тыс. долларов США, на прочие – 200 тыс. долларов США, а в отчете показана утвержденная в целом сумма сметы расходов геологических работ 9575 тыс. долларов США без разбивки. Такое же положение и по другим статьям сметы.
1.10.3. В фактических затратах, освоенных за период с 1996 по первое полугодие 1999 года, наибольший удельный вес приходится на буровые работы – 38,5%, расходы на управление составили – 27,6%, проектирование сооружений – 10,8%, геологические работы – 10,4%, метео-океанологические исследования и охрана окружающей среды – по 3,6% каждый, проекты на острове Сахалин – 2,9%, материально-техническое обеспечение – 1,1%, изучение коллекторов – 0,7%, обустройство месторождений и прочие расходы – по 0,4% каждая.
1.10.4. Статья расходов "проекты на острове Сахалин" включает работы по предоставлению материально-технического обеспечения программы проведения буровых работ и работ по созданию инфраструктуры на острове Сахалин, затраты на телекоммуникационное обеспечение, оплату услуг вертолетов и авиации за воздушные перевозки при проведении работ на острове.
1.10.5 Статья расходов "на изучение коллекторов" включает оценку пластовых размеров, подготовку и прогонку моделей разработки пластов, оценку извлекаемых запасов углеводородов и норм добычи по скважинам, а также исследование рынков сбыта газа.
1.10.6. Статья расходов "на метео-океанологические (геотехнические) исследования" включает работы по сбору и обработке данных по физическим параметрам природной среды шельфа и суши острова Сахалин для разработки соответствующих критериев проектирования.
1.10.7. Статья расходов "на проектирование сооружений" включает выполнение исследований по проектированию с целью оценки различных вариантов разработки и выбора наиболее целесообразной и рентабельной схемы освоения для месторождений "Чайво", "Аркутун-Даги" и "Одопту".
1.10.8. Статья расходов "на обустройство месторождений" включает работы по проведению исследований и оценок с целью подготовки концептуальных схем разработки месторождений. Работы по социальной инфраструктуре включают строительство жилья для проживания иностранных и российских специалистов, комплекс офисов для обеспечения постоянных полевых работ.
1.10.9. Статья расходов "по охране окружающей среды" включает программы работ по обеспечению экологической и нормативно-правового режима для получения разрешений на проведение программы буровых работ.
1.10.10. Управленческие расходы персонала включают административный, технический, инженерный и рабочий состав, занимающий постоянные должности, связанные с выполнением работ по Проекту.
Затраты на управление состоят из расходов на персонал Проекта, административных расходов оператора и косвенных затрат.
Анализ расходов, сделанный по данным, имеющимся в ежегодных отчетах оператора, показал, что большую часть управленческих затрат составляют расходы на персонал Проекта. В 1996 году эти расходы составили 80,1%, в 1997 году – 91,5%, в 1998 году – 92,9%, в 1999 году – 95,5 процента.
Структура расходов на Персонал Проекта (по данным за 1997 – первое полугодие 1999 года) следующая: заработная плата составляет 44,2%, командировочные расходы – 9,9%, обработка данных и связь – 6,8%, расходы на перевод – 1,8%, прочие расходы офиса – 30,0% от общих затрат на управление. Кроме этого, в затраты на управление входят расходы на организацию совещаний – 0,8%, страхование – 0,6%, финансовую и юридическую поддержку, обучение российских кадров и прочее – 5,9 процентов.
Удельный вес отдельных статей затрат по годам колеблется. Так, заработная плата в управленческих расходах составила в 1997 году 35,2%, в 1998 году – 50,3%. в первом полугодии 1999 года – 53,3%, командировочные расходы – 11,1%, 9,14% и 8,5% соответственно.
Входящие в управленческие расходы косвенные затраты колеблются по годам от 11 до 3% от всех расходов управления, административные расходы оператора – от 7,9 до 0,8%.
Косвенные затраты – это расходы, совершаемые за пределами Сахалинской области на услуги по управленческой и кадровой поддержке Проекта.
Административные расходы оператора – это затраты на организацию технических совещаний участников Соглашения, страхование, юридическая и финансовая поддержка, поездки и встречи генерального директора.
1.10.11. За период с 1997 по 1 июля 1999 года сумма средств, израсходованных на страхование, составила 551 тыс. долларов США (данные за 1996 год в отчете проставлены общей суммой, без выделения в управленческих затратах страхования).
Оператор осуществляет ежегодное страхование проекта "Сахалин-1" по следующим видам страхового покрытия деятельности Консорциума:
– "ответственность третьей стороны";
– "управление скважинами" – основное покрытие и дополнительное;
– "грузы".
Страховой полис "ответственность третьей стороны" охватывает любые работы, выполняемые оператором как на суше, так и на море, включая складские помещения в порту города Корсаков и в офисе в городе Южно-Сахалинске.
Страховой полис "управление скважинами" включает работы, выполняемые в рамках программы морского бурения и других видов затрат, включая затраты, связанные с утечкой нефти и ликвидацией последствий загрязнения окружающей среды, продолжительным перебуриванием, подземным управлением скважинами и восстановительными работами.
Страховой полис "грузы" обеспечивает покрытие всех перевозок бурового оборудования и материалов, мебели и прочих товаров, включая процесс их погрузки и разгрузки, в случае, если будет признано, что Консорциум несет финансовую ответственность за какой-либо ущерб.
Страхование осуществляют следующие компании с долей участия:
Таблица 1 (в процентах)
| Наименование страховых компаний | Ответственность третьей стороны | Управление скважинами | Грузы |
|---|---|---|---|
| RUS-AJG (российско-американские страховые компании) | 0.1 | 0.1 | 0 |
| LONDON (английские страховые компании) | 39.9 | 0 | 0 |
| TM&F (японские страховые компании) | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
| ANCON (дочернее предприятие компании "Эксон") | 30.0 | 5.0 | 0 |
| GENERAL-ACCIDENT & VRS COS | 0 | 64.9 | 0 |
| LLOYDS (английские страховые компании) | 0 | 0 | 70.0 |
| ИТОГО: | 100 | 100 | 100 |
Следует отметить, что УГО в 1998 и 1999 годах не запрашивал у оператора информацию о состоянии дел по страхованию проекта "Сахалин-1".
1.11. В обсуждении программ работ и смет расходов непосредственное участие принимают Департамент по освоению минерально-сырьевых ресурсов континентального шельфа администрации Сахалинской области. Департамент по подготовке и реализации соглашений о разделе продукции и другие структуры Минтопэнерго России, РВО "Зарубежнефть", привлекаются также Специалисты других министерств и ведомств.
1.12. УГО анализирует исполнение смет расходов по укрупненным показателям, информацией по отдельным видам и элементам затрат не располагает, поэтому проанализировать более детально исполнение сметы расходов в разрезе статей в ходе проведения проверки не представлялось возможным.
1.13. Как показала проверка, УГО вел переписку с оператором Проекта по представлению отчетов в определенной форме, детализации затрат и отнесению их к возмещаемым затратам, указывал на отсутствие аудита годовых отчетов. Однако законные требования УГО оператором Проекта до настоящего момента не исполняются.
© Сборник «Авантюра века, или Парадоксы сахалинского шельфа». Москва. 2001.
Составитель сборника В.К.Горохов.
/sh/sp/p1_31.htm
НАВЕРХ ПОДПИСКА ПОЧТА КНИГА
Реклама: