А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Частка - активна участь

Частка активної участі може належати кільком сторонам. PРозділ часткою активної участі - звичайне явище, оскільки він дозволяє компаніям разом нести як витрати, так і ризики, пов'язані з нафтогазовими операціями.Спільна частка утворюється різними шляхами. Так, компанія може продати частину своєї частки активної участі іншої компанії, або обмінятися з нею частками активної участі в різних ділянках надр, або кілька компаній відразу можуть укласти спільний договір звласником первинних прав на корисні копалини. Більшість часткою активної участі є неподільними. Це відбувається, коли кілька власників таких часток в однаковій мірі володіють запасами і здобутими вуглеводнями пропорційно своїм часткам.

Власникчастки активної участі несе всі витрати, що стосуються розвідування, оцінці, бурінню, розробці і видобутку. Належна йому частина доходу - це сума, що залишилася після вирахування рентної частки.

В концесії частка активної участі компанії означає розподіл витратміж власниками таких часток. Частку належить компанії доходу розраховують множенням коефіцієнта участі на різницю одиниці та первісного роялті за ділянку, внесений при централізації.

Коли власники часткою активної участі в ліцензійній площі,оцінивши результати геолого-геофізичних досліджень і розвідки бурінням, приходять до висновку, що потенційних запасів для промислової їх розробки недостатньо, вони можуть відмовитися від своїх часток і покинути її.

Аналогічно, власник частки активної участі приандерліфте повинен скоротити свої витрати і відобразити у звітності витрати, оплачені авансом і рівні різниці між сумою своїх фактичних витрат і тієї їх частиною, яку йому довелося б здійснити при розділі, пропорційному реальним продажам. На практиці дуженебагато компаній, що використовують метод продажів, коригують свої витрати так, щоб відображати фактично продану частку продукції.

Замість продажу цілком частки активної участі у розробці ділянки надр з доведеними запасами компанія може продати тільки її частину.Американський метод результативних витрат наказує дещо інший підхід у випадках продажу частини частки або центру витрат. Тут продаж можна розглядати як звичайний вивід активу з експлуатації без визнання прибутку або збитку за обов'язкової умови, щоневизнана прибуток або збиток не роблять істотного впливу на норми амортизації, розраховані методом списання по одиниці продукції.

Компанія Oilco володіє часткою активної участі в декількох блоках ділянок надр, які знаходяться в Сураз. На думкукомпанії, блок А індивідуально значний, а частки в блоках Б, В і Г окремо незначні. Політика Oilco полягає в тому, щоб виключати з первісної вартості амортизованих основних засобів всі можливі витрати, що відносяться до неоціненим запасами.

Крімрентної частки і частки активної участі існують ще два види участі: ORI і частка в чистому прибутку. Як показано в розділі 3 особливістю останніх двох типів часток є те, що їх власник не несе зобов'язання по участі у витратах на пошуково-розвідувальні роботи,освоєння або здобич, але бере участь в доході або прибутку від родовища. Обидва ці види часткою називають частками неактивного участі, оскільки власник такої частки не повинен грати якусь роль в нафтогазових операціях і нести будь-які витрати, пов'язані з розвідкою,розробкою та експлуатацією родовища. Іноді ORI і частка чистого прибутку мають обмежений термін, а іноді діють безстроково.

Британська компанія Oilco володіє часткою активної участі в концесії, наданої в Сураз. Угода вимагає виплату роялті заставці 8% від валового видобутку.

В даному випадку власники часткою активної участі розділять між собою 7722% прибуткової нафти (пропорційно своїм часткам), а (100 - 7722), тобто 2278%, прибутковою нафти відійдуть уряду.

В ході видобутку вуглеводнів власники часткоюактивної участі зазвичай ділять витрати пропорційно своїм часткам. З метою фінансового обліку виробничі витрати списують в міру здійснення, оскільки вони пов'язані з генеруванням доходу.

У деяких домовленостях про передачу частки активної участіна етапі освоєння ризики і можливі вигоди, які приймає на себе сторона, яка отримує, істотно перевищують такі при фінансових операціях. Зазвичай в подібних ситуаціях оператор отримує (або має можливість отримати) відшкодування, значно більш вагоме, ніж приукладанні в аналогічних обставинах угоди про фінансування.

Припустимо, що компанії Oilco належить частка активної участі в нафтовому родовищі в Сураз. Видобуток нафти йде вже кілька років, і очікується, що вона буде тривати ще 10 років.

Припустимо, що компанії Oilco належить частка активної участі в семи ліцензійних ділянках в Техасі.

Припустимо, що компанія Oilco володіє часткою активної участі в нафтовому родовищі в Сураз.

При спільних нафтогазових операціях всівласники часткою активної участі відповідають за свої пропорційні частки витрат, отримуючи натомість частку продукції або виручки від її продажу. Витрати, понесені оператором в загальних інтересах, враховуються на спільному рахунку. Термін спільний рахунок, який використовується воблікову процедуру та в дискусіях з обліку частки участі в спільній діяльності, не відноситься до конкретного рахунку. Швидше, на спільний рахунок списують всі витрати, пов'язані зі спільною діяльністю, відповідальність за яку несуть всі власники часткою активногоучасті.

Pентная частка на основі оверрайда створюється з частки активної участі. Власник первісної активної частки участі може згодом передати її іншій стороні, зберігши за собою частку ORI як в договорі про продаж. Інша можливість: власник часткиактивної участі зберігає її, але створює ORI, яку передає іншій стороні. При визначенні суми, яку буде отримувати власник ORI кожен конкретний місяць, перш за все необхідно розрахувати суму доходу, яка припадала б на первісну частку активногоучасті. Потім обчислюють суму, яка належить власнику рентної частки на основі оверрайда. Припустимо, наприклад, що Oilco володіла 50% активної участі в родовищі, розташованому на території Сураз, проте вирішила продати її компанії Ехсо, зберігши при цьому20-процентну частку як власник ORI. Припустимо, в наступному місяці після вирахування роялті дохід від експлуатації родовища становив 100 тис. дол. Компанія Oilco має право на 10 тис. дол.

Іноді компанія-оператор (або один з власників частки активної участі) продає всювидобуток, а потім ділить виручку у відповідності з умовами угоди.

Припустимо, що британська компанія Oilco володіє часткою активної участі в Суразійском нафтовому родовищі. Це родовище експлуатується вже кілька років, і очікується, що видобуток будепродовжуватися ще 10 років.

Припустимо, що британська компанія ОПсо володіє часткою активної участі в Суразійском нафтовому родовищі. Це родовище експлуатується вже кілька років, і очікується, що видобуток буде тривати ще 10 років.

Частканеактивного участі утримується, якщо власник частки активної участі продає або іншим чином передає її іншій стороні, зберігши частку неактивного участі у власності.

В угодах, що передбачають продаж видобутих вуглеводнів власниками частокактивної участі, які самі виплачують роялті, дохід можна визнавати на основі прав на продукцію, а роялті розраховувати за обсягом продажів, і навпаки. Подібна ситуація часто виникає в угодах про оренду і концесії, які передбачають виплату роялті напідставі фактичних продажів. Коли при розробці родовища, регульованою угодою, за умовами якого роялті виплачується у натуральному вираженні, виникає незбалансованість видобутку, проблеми коректування немає. Справа в тому, що продукцію доставляютьвласнику роялті безпосередньо, а на неї не впливають ті розбіжності в обсягах, які виникають між власниками часток активної участі.

Припустимо, що при виконанні СPП з двома власниками часток активної участі по 50% були понесені прямі відшкодовуютьсявитрати в сумі 10 тис. дол. Pаз витрати класифіковані як прямі, значить, оператору дозволено вимагати від неоператор оплати його частки понесених витрат: 10000 дол. Возмещаемость витрат означає, що при достатньому рівні видобутку кожному власнику частки активногоучасті буде виділена компенсаційна нафту в обсязі, необхідному для відшкодування цих витрат.

Це найбільший період, за який орендар (власник частки активної участі) повинен домогтися початку експлуатації родовища. Власник частки активної участіприймає на себе зобов'язання розпочати буріння протягом одного року з моменту підписання договору оренди. Вона проводиться в кінці кожного року протягом базового терміну оренди, щоб, відтермінувавши виконання зобов'язання, зберегти договір оренди в силі. Якщо власникчастки активної участі на кінець базового терміну оренди так і не почав буріння або здобич, контракт автоматично переривається. Коли ж видобуток починається, орендодавець (власник роялті) отримує платежі. Виплати роялті компенсують витрати власника ділянки надр ідозволяють зберегти договір оренди в силі на весь час видобутку.

Передана частка участі виникає, коли один з власників частки активної участі (зазвичай державна нафтова компанія або якесь інше належить державі юридична особа)домовляється з іншими власниками часток в родовищі про те, що ті беруть на себе витрати, пов'язані з масштабними роботами з освоєння. До подібних операцій належать буріння експлуатаційних свердловин, будівництво установок або трубопроводів. На відміну відописаного раніше сценарію, за умовами якого наявність запасів на родовищі не підтверджено, а ризики і витрати прийняті на себе одержуючої стороною, в даній ситуації встановлено, що родовище містить промислові запаси. Однак один із власників часткиактивної участі бажає домовитися про фінансування подальших робіт. Такі домовленості часто називають передачею частки участі на етапі освоєння.

Оскільки в більшості своїй нафтогазові операції увазі існування декількох власників часткоюактивної участі, ще одним найважливішим видом договорів між ними є угода про спільну діяльність. Коли активну участь ділиться між декількома власниками часток, сторони домовляються про різні аспекти ведення робіт і розподілу витрат. Привикористанні угоди про спільну діяльність у ньому вказують, хто буде оператором, як буде здійснюватися діяльність на ліцензійній ділянці надр та спосіб розподілу витрат між сторонами.

У цьому випадку дохід визнається, оскільки ціна продажу часткиактивної участі перевищує початкові витрати на отримання права на всю частку.

Припустимо, що Oilco продає компанії Global Oil 50% своєї частки активної участі в що знаходиться в Сураз родовищі за 125 млн дол.

Коли компанії приймають рішення про продажсвоєї продукції, кожен власник частки активної участі у спільній діяльності зазвичай укладає власне угоду про продажі і транспортуванні. Для полегшення цього процесу оператор повинен надавати прогнози місячної видобутку. Такі відомості дозволяютьсторонам вирішувати питання транспортування і реалізації належних їм часток прогнозованої видобутку. Питання збуту ускладнюються ймовірністю здійснення подій, здатних викликати відхилення фактично витягнутих обсягів від прогнозних значень. Pеальная видобутокможе виявитися істотно більше або менше обсягів, які учасники зобов'язалися поставити за контрактами. Крім того, часто недоцільно або навіть неможливо вилучити свою частку спільного видобутку в натуральному вираженні за якийсь період або продати їїсамостійно. У підсумку існує ймовірність того, що протягом кожного періоду одні власники часткою прямої участі неминуче реалізують більше, а інші - менше належних їм вуглеводнів. Оверліфт, або надвиробництво, - це поняття, що використовуються для описуситуацій, при яких компанія отримує або продає більше сировини, ніж належна їй частка.

Як правило, після того як проблема коефіцієнтів участі вирішена, власники частки активної участі повинні вибрати спосіб зрівнювання зроблених витрат. Іншимисловами, оскільки до централізації кожна сторона розробляла свою ділянку надр самостійно, окремі ділянки, швидше за все, знаходяться на різних стадіях освоєння, при цьому одні підрядники вклали набагато більше коштів у розвідку і розробку, ніжінші. Після прийняття рішення про централізацію експлуатації родовища сторони повинні проаналізувати витрати, вже зроблені кожної з них. Компанії повинні також узгодити прийнятний для всіх підхід до зрівнювання вартості обладнання і споруд,що вносяться при об'єднанні, за допомогою коефіцієнтів участі. При зрівнюванні витрат, понесених до централізації, на нових ділянках надр, де освоєння не було завершено, звичайною практикою є облік сум, витрачених на розвідку, буріння і розробку, які буливже виконані.

У більшості ЗPП уряд (чи державна нафтова компанія) не володіє часткою активної участі в пошуково-розвідувальних роботах і процесі оцінки. У зв'язку з цим всі витрати і ризики, пов'язані з такого роду діяльністю, бере насебе підрядник. Це означає, що, якщо пошук вуглеводнів не увінчається успіхом, підрядник не відшкодує свої витрати. Це робиться тільки при початку видобутку. Якщо уряд приймає рішення брати участь в експлуатації родовища, воно, як і всі іншіпартнери, повинна взяти на себе відповідну частину майбутніх витрат на освоєння та експлуатацію.

Якщо орендар отримує ORI і ця частка повертається до нього у вигляді частки активної участі, то облік витрат орендаря на придбання прав на родовище і облік витратсуборендаря на пошуково-розвідувальні та бурові роботи ведуться відповідно до описаних принципами. Основна відмінність між переданої часткою активної участі і реверсивної часткою в угодах про отримання та надання ділянки в суборенду полягає в тому, що вних зазвичай відсутня умова, що стосується штрафу, або неустойки.

При діяльності поза США контракт, укладений з урядом приймаючої країни, створює частки активної участі з урядом в ролі власника роялті. Крім того, коли державнийконтракт - це угода про розподіл продукції або сервісний контракт, уряд сам або, що буває частіше, через державну нафтогазову компанію нерідко діє в якості одного з власників часткою активної участі в розробці родовища. Приконцесійні угоди держава рідко виступає в ролі власника частки активної участі. При існуванні численних часткових учасників у контракті обумовлюють, як будуть проводитися розробка ліцензійної ділянки надр і розподіл видатків. Водних випадках СPП або сервісний контракт також виконує роль угоди про спільну діяльність; в інших - така угода укладається окремо. Коли ЗPП або інший вид договору виконує роль угоди про спільну діяльність, у ньому зазвичай містяться багатоположення із останнього. Тому подальше обговорення угод про спільну діяльність буде включати умови та положення, які зазвичай зустрічаються в СPП і інших державних контрактах.

Компанія може також продати частину своєї ліцензійної площі знедоведеними запасами або частину частки активної участі в ній. Через непідтвердженість наявності запасів промислового значення на даній площі існує велика невизначеність в воз-мещаемості витрат на активи, пов'язані з сохраняемой часткою активної участі.Отже, дохід не визнається до того моменту, поки ціна продажу не перевищить поточну вартість ділянки, оціненого окремо, або суму початкових витрат на всі ділянки, оцінену за сукупністю.

Чи планується свердловина або будь-який інший великий ідорогий об'єкт, всі власники часткою активної участі повинні мати можливість брати участь в затвердженні проекту, так само як і пов'язаних з ним витрат. Навіть у випадку коли компанія розробляє ліцензійна ділянка самостійно, контроль і моніторинг витратє важливою частиною обліку. Даний термін може також відноситися до внутрішніх документів і до документів про спільну діяльність для отримання дозволу на основні витрати.

Обсяг прибуткової нафти, помножений на R-фактор, ділиться між сторонамипропорційно до їхніх часток активної участі, а (1 - R%) належить уряду.

При операціях поза США стадія розробки може суттєво варіювати, оскільки компанії - власниці часткою активної участі змінюються. Як було зазначено вище, уряду (черездержавні нафтові компанії) беруть участь у розробленні та експлуатації родовищ, що обумовлюється в СPП, а іноді в концесійних договорах і сервісних контрактах з ризиком. У цьому випадку підрядник бере на себе всі витрати, пов'язані з розвідкою запасівта їх оцінкою. Після аналізу інформації, отриманої на цих стадіях, уряд може прийняти рішення про вступ в проект.

Припустимо, Oilco продає компанії Global Oil всю свою, рівну 49%, частку активної участі в родовищі, яке знаходиться в Сураз, за ​​30 млндол. Покупець бере на себе відповідальність за ліквідацію свердловин і демонтаж встановленого на них обладнання, а також за рекультивацію земель після припинення видобутку.

У кінцевому рахунку, коли уряд припинить видобуток, з резервного фонду,заснованого власниками часток активної участі в родовищі за 15 років видобутку, будуть сплачені витрати по закриттю свердловин, транспортування обладнання і відновленню території. Щоб відобразити передачу своїх нафтогазових (повністю амортизованих) активівуряду Сураз, Oilco робить наступну проводку і визнає дохід від елімінування зобов'язань з вибуття активів.

Припустимо, що три компанії об'єднали належні їм ліцензійні площі та отримали натомість по 1/3 частки активної участі в централізованоексплуатованому родовищі. Припустимо також, що учасники внесли наступні витрати і вартості.

У цьому випадку уряд зберігає за собою право власності на надра і передає право на частку видобутку власникам часткою активної участі.

Оскількинаявність вуглеводнів у надрах ділянки не доведено, існує невизначеність щодо відшкодування витрат, пов'язаних з сохраняемой Oilco часткою активної участі. Тому дохід від операції не визнається. У цьому випадку 50% частки участі в ліцензійній площі,класифікованої як окремо значна, були продані за суму, меншу 50% своєї балансової вартості. В результаті ділянку необхідно оцінити з точки зору зниження його вартості.

Договори про отримання (farm-in) і надання (farm-out) ділянки в суборендуполягають у тому, що власник частки активної участі (орендар родовища) передає її повністю або частково іншій стороні (суборендарю) в обмін на виконання останнім певних угодою робіт. Наприклад, суборендар може погодитися на розвідкуродовища, буріння свердловини (або декількох свердловин) або на освоєння ліцензійної ділянки. За це орендар погоджується передати суборендарю цілком або частково свою частку активної участі.

Коли між підрядником та власником прав на розробку надрукладено угоду про оренду чи про концесії і в нього втягнуті кілька власників часткою активної участі, останні зазвичай укладають окремі угоди про спільну діяльність. У них сформульовані умови, що стосуються способів експлуатації родовищ тарозділу витрат. Коли переговори ведуть підрядник і уряд, як це відбувається в угодах про розподіл продукції або в сервісних контрактах з ризиком, підписаний договір, як правило, є первинним і регулює виробничу діяльність і розділ витрат.Однак у деяких випадках, коли однією із сторін угоди є уряд, а СPП або сервісні контракти з ризиком виконують роль угоди про спільну діяльність, власники часток активної участі, не представляють державу, можуть окремо укладатиміж собою подібні угоди.

У своїх звітах компанія ОПсо повинна вказувати частку запасів, обчислену на основі оцінки сумарних обсягів нафти і газу в надрах, своєї частки активної участі та ставки роялті (1000000 бар.

Інше важливе питання, з якимчудово справляються угоди про спільну діяльність, - це ймовірність того, що в якийсь момент деякі власники часткою активної участі вирішать відсторонитися від спільних операцій. Така ситуація називається діяльністю, не передбаченої контрактом. ВСША її аналогом є діяльність, не узгоджена з усіма сторонами. Хоча участь у спільній роботі далеко не всіх сторін угоди більш характерно для США, подібна ситуація регулярно виникає і за їх межами. Pазработанние AIPN типові форми міжнароднихугод про спільну діяльність дають визначення операцій, не передбачених контрактом. Їх облік зазвичай вимагає великих зусиль.

Частка участі в платежі за видобуті вуглеводні (production payment interest) - це ще один вид частки неактивного участі, створюваний наоснові частки активної участі, але менш поширений, ніж ORI або частка в чистому прибутку. Схожість з двома останніми полягає лише в тому, що власник частки участі в платежі за видобуті вуглеводні не оплачує ніякі витрати, відмінність - в скасуванні її після видобутку певного обсягу нафти і газу, або після виплати обумовленої суми, або по закінченні якогось періоду часу. Використання часткою в платежі за видобуті вуглеводні поза США поширене незначно.

Ситуації одноосібного ризику, також званого переданої часткою участі (carried interests), виникають, як правило, коли один або кілька власників часткою активної участі в родовищі погоджуються взяти на себе витрати іншого (або декількох) активного учасника в надії відшкодувати їх за рахунок майбутньої здобичі. Найчастіше це відбувається, коли власник частки активної участі і одна із сторін з яких-небудь причин не бажає або не може виплатити свою частку витрат - звичайно на буріння свердловин. Якщо свердловина виявляється сухий, яка отримує сторона не може пред'являти передавальній стороні вимогу відшкодувати понесені витрати. Якщо свердловина продуктивна, контракти зазвичай дозволяють одержуючої стороні утримувати частину здобичі, яка за інших обставин належала б передавальній стороні, для відшкодування витрат, понесених від імені останньої. Крім того, в цілях компенсації додаткового ризику одержуючої стороні зазвичай надають право на додаткову частку видобутку, що належить передавальній стороні. Ця додаткова частка має форму штрафу, або неустойки.

В деяких угодах обмовляється перерахування безпосередньо уряду його фіксованої частки прибуткової нафти, а підрядник і державна нафтова компанія ділять між собою решту пропорційно часткам активної участі. Важливо, що прибуткова нафту до прибутку в традиційному розумінні не має ніякого відношення, адже вона виникає ще до відшкодування витрат. Більш того, прибуткова нафту існує, навіть коли підрядник фіксує збитки в своїх фінансових документах.

Перед тим як почати на ділянці, що перебуває у спільній власності, розвідку або буріння, необхідно укласти угоду про спільну діяльність, яке визначає, як експлуатувати цю ділянку надр та розподіляти витрати між власниками часток активної участі. Крім того, відповідно з такою угодою один з них призначається оператором, відповідальним за щоденне ведення робіт на ділянці. Інші власники часткою операторами не є.