ИПС "Әділет"

Unofficial translation

In accordance with paragraph 1 of Article 10-1 of the Law of the Republic of Kazakhstan dated July 5, 2008 “On Transfer Pricing”, the Government of the Republic of Kazakhstan hereby RESOLVES:

1. To approve the attached Rules (methodology) for determining the market price of goods sold under production sharing agreements, including transactions with parties registered in countries with concessional taxation.

2. This resolution shall take effect from January 1, 2009 and is subject to official publication.

Prime Minister of the Republic of Kazakhstan

K. Massimov

	Approved by
	Resolution No. 848
	of the Government
	of the Republic of Kazakhstan
	dated June 26, 2012

Rules (methodology) of determining the market price of goods, sold under production sharing agreements, including transactions with parties registered in countries with concessional taxation 1. General Provisions

1. These Rules (methodology) for determining the market price of goods sold under production sharing agreements, including transactions with parties registered in countries with concessional taxation (hereinafter - the Rules), establish the procedure for determining (calculating) prices on transactions made in accordance with sales and purchase contracts for oil and gas raw materials produced in the Karachaganak oil and gas condensate field.

2. Terms used in these Rules

2. Terms, definitions and abbreviations used in these Rules:

1) fair market price or fair market cost- has the meaning specified in article I of the FPSA (definitions of terms from article I of the Final Production Sharing Agreement, which are contained in these Rules and are given in the supplement to these Rules);

2) joint management committee - has the meaning specified in subsection 6.1 of the FPSA;

3) approved transactions - has the meaning specified in subsection 9.2 (b) (iv) of the FPSA and paragraph 7 of these Rules;

4) BTU (British Thermal Unit) means the heat amount needed to raise the temperature of one pound (in the British system of measures) of pure water from 59.0 degrees Fahrenheit to 60.0 degrees Fahrenheit at an absolute pressure of 14.696 psi (pound/sq. inch);

5) joint activity - has the meaning specified in subsection 9.2 (b) of the FPSA and paragraph 4 of these Rules;

6) FSU means countries or territories that, as of December 31, 1984, were part of the Union of Soviet Socialist Republics;

7) gas project - has the meaning specified in article I of the FPSA;

8) challenged transaction - a transaction specified in subsection 9.2 (b) (v) of the FPSA and paragraph 8 of these Rules;

9) challenged transaction initiator (hereinafter - CTI) - has the meaning specified in subsection 9.2 (b) (v) of the FPSA and paragraph 8 of these Rules;

10) delivery point - has the meaning specified in article I of the FPSA;

11) participant or participants - has the meaning specified in paragraph 3 of these Rules;

12) CPC - has the meaning specified in article I of the FPSA;

13) contractor - contractor companies referred to in Article I of the FPSA;

14) oil and gas raw materials - has the meaning specified in article I of the FPSA;

15) oil and gas raw materials share - has the meaning specified in article I of the FPSA;

16) FPSA - final production sharing agreement for the contractual site of the Karachaganak oil and gas condensate field dated November 18, 1997 (as amended);

17) FPSA effective date means January 27, 1998;

18) authorized body - has the meaning specified in article I of the FPSA;

19) joint marketing committee (hereinafter - JMC) - a committee specified in subsection 9.2 (a) of the FPSA;

20) expert – means the person specified in subsection 30.2 (b) of the FPSA;

21) net receipts - has the meaning specified in subsection 9.2 (b) (ii) of the FMSA;

22) final sale - has the meaning specified in article I of the FPSA;

23) BC means Big Chagan;

24) FOB means, in relation to any volume of hydrocarbons at any delivery point, that these hydrocarbons are provided for shipment at that delivery point on a free onboard FOB) conditions, but without making prepayment or assuming other obligations in relation to further transportation, treatment, insurance and any other levies, costs or expenses;

25) small oil refinery (hereinafter -a small refinery) - has the meaning specified in article I of the FPSA.

3. Establishment of a joint marketing committee and authority scope thereof, approved and challenged transactions

3. In accordance with Article IX of the FPSA (as set out in the supplement to these Rules), the parties shall establish a joint marketing committee (JMC). In accordance with the FPSA the JMC shall comprise one person from each contractor company (or from each group of contractor companies that came to an agreement to act jointly) and the same number of Participants from the authorized body (or a smaller number determined at the discretion thereof); to hold meetings a quorum shall be required, represented by the majority of persons appointed by contractor companies and the majority of persons appointed by the authorized body.

The authorized body or contractor (each to be named as Participant as applied to these Rules) shall have one vote in the course of taking decisions by the JMC, at that, to take any decision of that kind, it is necessary for both Participants to vote for this decision.

4. In accordance with the provisions of Article IX of the FPSA, all the decisions regarding transportation, treatment, exchange and sale (both within the final sale and otherwise) of oil and gas raw materials, except for those from a reliable flow, as provided for in section 9.7 of the FPSA (joint activity), shall be taken by the JMC or by the contractor provided that the contractor is vested with the JMC powers. To avoid misinterpretation, joint activities shall primarily include, inter alia:

1) decisionmaking on the transportation, exchange and sale of oil and gas raw materials to be pumped via the CPC system;

2) decisionmaking on the transportation, exchange and sale of oil and gas raw materials to be directed to Orenburg city;

3) oil and gas raw materials to be sold under the gas project;

4) oil and gas raw materials to be sold to a small refinery in accordance with section 9.13 of the FPSA.

5. Each Participant shall have the right to offer transactions to JMC, on condition that such offer (x) will provide for a final sale transaction and (у) will provide for either the use of existing commercial agreements (previously approved by JMC) between the delivery point and the sale point within the proposed final sale transaction so as not to impede their use for other joint activities or the use of proposed new commercial arrangements that will not impede the existing joint activities. The JMC shall take decisions for the purposes of ensuring maximum net receipts, subject to the volumes, conditions, reliability and credit solvency of the counterparty and presence or absence of alternatives.

6. The participant shall have the right to challenge the proposed transaction only in the following events:

1) when another transaction can be made resulting in higher net revenue;

2) in respect of final sale transactions - the buyer is unable to ensure reliability of the payment sufficient to back up the transaction;

3) when the proposed transaction carries a higher risk of default by the counterparty than other options available for the transaction;

4) when the extraction cost of oil and gas raw materials required to carry out the proposed transaction is higher than the estimated net revenue;

5) when, in the absence of another directly possible option, the Participants commit themselves to a much longer term than the one during which it is possible with a reasonable degree of probability to expect the emergence of a more profitable alternative transaction option;

6) in respect of contracts whose validity term exceeds one year, when the proposed transaction does not contain a provision on price indexation, sufficiently reflecting possible rise in the fair market price during the transaction period;

with the exception of cases where the objecting Participant offers an alternative transaction, the amount of which does not exceed the share of oil and gas raw materials that is due to this Participant minus its proportional share of existing contractual obligations, as well as cases when by force of the existing production capacity or existing commercial arrangements (previously approved by the JMC) these two proposed options are to a certain extent mutually exclusive.

7. Transactions approved by the JMC shall be referred to as “Approved Transactions”. The shares of oil and gas raw materials of both Participants shall be distributed between the approved transactions, while both Participants take a share in costs and revenue receipts in connection with the approved transactions on a pro rata basis.

8. If the JMC does not approve the proposed transaction, the Participant who proposed it (the “challenged transaction initiator” or “CTI”) may carry out the indicated transaction (“Challenged Transaction”) for a term of not more than three years by purchasing this amount of oil and gas raw materials at the delivery point, provided that the specified amount does not exceed the right of the CTI to oil and gas raw materials, and taking into account existing contractual obligations on a pro rata basis for both Participants at a fair market price as established by Section 9.2 (b) (vi). In cases (x) when any Participant wishes to carry out a transaction which is challenged by the other Participant on economic reasons set forth in subparagraphs (a) - (e) of paragraph 6 of these Rules, and (y) when the other Participant wishes to carry out a transaction which is challenged by the first Participant solely on non-economic reasons set forth in the proviso at the end of paragraph 6, and (z) when two transactions are mutually exclusive partially or completely in connection with restrictions on production capacity and existing contractual obligations, then the proposed transaction mentioned in part (x) above may be carried out as a challenged transaction to the extent consistent with the right of the Participant to offer oil and gas raw materials, minus a proportionate share of its existing obligations, and herewith, the proposed transaction referred to in part (y) above shall be carried out as an approved transaction to the extent consistent with the right of the Participant, who offered it, on oil and gas raw materials, less a pro rata share of its existing commitments.

9. The cost of oil and gas raw materials marketed through the challenged transaction shall be determined (x) by the JMC or (y) in the absence of consent from the JMC - as agreed by the Participants or (z) in the absence of consent from the Participants - by the Expert in the manner specified in subsection 9.2 ( b) (vi) and article XXX of the FPSA (as set out in the supplement to these Rules).

4. Pricing procedure on oil and gas raw materials produced at the Karachaganak oil and gas condensate field

10. The transaction price for oil and raw materials, except for transactions on the purchase and sale of unstabilized condensate and crude gas supplied for further processing at the Orenburg gas processing complex, to which paragraph 11 of these Rules applies, shall be determined as follows:

to determine the transaction price for oil and gas raw materials, the contractor applies the methodology specified in article IX of the FPSA. Transactions shall be approved by the joint marketing committee (or in transactions that are otherwise carried out and evaluated with involvement of the Expert, in accordance with the challenged transaction procedure provided for in subsection 9.2 (b) (v) - (vi) of the FPSA). The resulting transaction price shall be considered to be market based and on the “arm's length” principle.

11. The transaction price for unstabilized condensate and crude gas supplied for further processing to the Orenburg gas processing complex shall be determined as follows:

taking into account (1) conditions on the local market, including impossibility of storing unstabilized condensate and crude gas at the production site due to the properties of these products, (2) a limited number of customers with unlimited access to the Orenburg gas processing complex and local oil refineries, (3) given the existence of monopoly on the transport and processing of unstabilized condensate and crude gas and the fact that (4) supplies of unstabilized condensate and crude gas for further processing at the Orenburg gas processing complex can be carried out only via a special pipeline system, which in turn significantly impacts formation of the market price, to determine the transaction price for unstabilized condensate and crude gas for further processing at the Orenburg gas processing complex, the contractor shall apply the methodology specified in article IX of FPSA. Transactions shall be approved by the joint marketing committee in accordance with Article IX of the FPSA (or for transactions that are otherwise carried out and evaluated with involvement of the Expert in accordance with the challenged transaction procedure specified in subsection 9.2 (b) (v) - (vi) of the FPSA). The resulting transaction price shall be considered to be market based and on the “arm's length” principle.

12. The procedure (methodology) for determining the market price established by these Rules shall be applied to transactions concluded from the effective date of the FPSA, including transactions with counterparties registered in the countries with concessional taxation.

	Supplement
	to Resolution No. 848
	of the Government
	of the Republic of Kazakhstan
	dated June 26, 2012

ARTICLE I. “Definitions” of the Final Production Sharing Agreement for the contractual site of the Karachaganak oil and gas condensate field dated November 18, 1997 (Extract) DEFINITIONS

The authorized body shall mean a closed joint-stock company Kazakhoil National Oil and Gas Company, acting in the interests of the Republic of Kazakhstan, or any other individual or legal entity designated by the Government of the Republic of Kazakhstan as the "Authorized Body" or its successors.

Contractor shall mean (i) for the period from the date of the license issue to the date of the Texaco share acquisition (not including this date) - Agip, British Gas and RAO Gazprom; (U) for the period from the date of Texaco share acquisition (inclusive) until the date of signing of this Agreement (not including this date) - Agip, British Gas, RAO Gazprom and Texaco; and (iii) for the period from the date of signing of this Agreement (inclusive) and further (subject to the provisions of Article XXIII and this Agreement) - Agip, British Gas, Texaco and LUKOIL. The relative shares of the contracting companies in the contractor at the date of conclusion of this Agreement are as follows (and may be changed only in accordance with the provisions of Article XXIII of this Agreement): Agip - 32.5%; British Gas-32.5%; Texaco - 20%; and LUKOIL - 15%.

CPC means the pipeline from Atyrau to Novorossiysk, which is to be built and put into operation.

A delivery point with respect to any volumes of oil and gas raw materials received under this Agreement shall mean, most commonly, a point in Kazakhstan through which oil and gas raw materials are carried from the contractual site, or if such volume cannot be measured for the purpose of distribution of products under this Agreement, the first point in Kazakhstan after removal outside the contractual site where such a measurement can be made; with the only proviso, however, that for oil and gas raw materials pumped through the connecting pipeline, the delivery point will be BC, and for oil and gas raw materials pumped along the lines to Orenburg, the delivery point will be the intersection point of these lines with the border between the Republic and the Russian Federation; also with the proviso that JOC is entitled intermittently to additionally establish other delivery points for specific flows of oil and gas raw materials.

Fair market price or fair market cost in relation to the sale or supply of any inventory or service provision shall mean the price in monetary terms that can be achieved by fair sale by an independent third party of such inventory or service in the respective market, when the price in monetary terms is the only form of payment.

Final sale shall mean any sale of (i) oil and gas raw materials or (ii) any hydrocarbons received by a contractor or contractor company or the authorized body in an exchange transaction or a series of hydrocarbon exchanges in which the first such exchange transaction involved the supply of oil and gas raw materials by a contractor or contractor company or the authorized body for remuneration not in the form of hydrocarbons. To avoid misinterpretation, a hydrocarbon exchange transaction shall not be considered a sale in relation to this Agreement.

Gas project shall mean an enterprise designed for (i) an initial processing capacity of 5 billion cubic meters per year of (crude) gas (or more or less as agreed by the authorized body, contractor and sponsors of the gas project) and (ii) for the final processing capacity of at least 10 billion cubic meters per year of (crude) gas; also pipelines for transporting purified gas to a delivery point, agreed upon between the sponsors of the gas project and the republic.

Oil and gas raw materials shall mean oil, gas, condensate, other hydrocarbon products, and all other hydrocarbon substances that can be discovered, extracted or otherwise obtained and stored during the operation of the contract area.

The share of oil and gas raw materials under this Agreement in relation to the contractor, any contractor company or the competent authority shall mean, respectively, the total amount of compensatory oil and gas raw materials, profitable oil and gas raw materials and other oil and gas raw materials, which in accordance with the terms of this Agreement and related documents will be due intermittently to this party.

A small refinery shall mean (and shall be limited to this meaning) an oil processing and oil refining plant, designed to treat 400,000 tons of liquid hydrocarbons per year, which has already been partially built on the territory of the contractual site.

ARTICLE IX. “Realization and calculation of the cost of oil and gas raw materials” of the Final Agreement on the production sharing of the contractual site of the Karachaganak oil and gas condensate field dated November 18, 1997

SECTION 9.1. General Provisions In relation to all financial indicators, the cost of oil and gas raw materials and associated substances shall be determined in accordance with the procedure established in this article. Sales and other types of realization of oil and gas raw materials and associated substances shall be carried out in accordance with the procedure established in this article IX. This article also stipulates conditions or methodology for determining the conditions for the offtake of oil and gas raw materials from small refineries, offtake of oil and gas raw materials obtained in accordance with Article IX, and the sale of oil and gas raw materials realized in connection with challenged transactions.

SECTION 9.2. Joint marketing. (a) Joint Marketing Committee. The parties shall establish a joint marketing committee (JMC). JMC shall comprise one person from each contractor company (or from each group of contractor companies that agreed on acting jointly) that has at least fifteen percent (15%) interest and the same number of Participants from the authorized body (or a smaller number determined at the discretion thereof). To hold meetings a quorum is required, which shall be made up of the majority of persons appointed by the contractor companies and majority of persons appointed by the authorized body. The authorized body and contractor (each to be named as Participant as applied to this Article IX) shall have one vote in the course of taking decisions by the JMC, at that, to take any decision of that kind, it is necessary for both Participants to vote for this decision.

(b) Jointly resolved matters, (i) starting from the date of entry into force, subject to subsections below (iv), (v) and (vi), all the decisions regarding transportation, treatment, exchange and sale (both within final sale, one way or another) of oil and gas raw materials, with the exception of raw materials from reliable flow, as provided for in Section 9.7 (“Joint Activities”), shall be taken by the JMC or the contractor provided that the contractor is vested with the JMC powers. To avoid misinterpretation, joint activities shall initially include, inter alia, (A) decisionmaking on the transportation, exchange and sale of oil and gas raw materials pumped via the CPC system, (B) decisionmaking on the transportation, exchange and sale of oil and gas raw materials directed to Orenburg, and (C) oil and gas raw materials to be sold on the gas project, and also (D) the oil and gas raw materials to be sold to a small refinery in accordance with section 9.13.

(ii) Each Participant shall have the right to offer transactions to the JMC on condition that such offers (x) will provide for the proposed final sale transaction and (y) will provide for either the use of existing commercial agreements (previously approved by the JMC) between the delivery point and the sale point within the proposed final sale transaction so as not to impede their use for other types of joint activities, or the use of the proposed new commercial arrangements that will not impede the existing types of joint activities. The JMC shall take decisions for the purposes of ensuring maximum net receipts, subject to the volumes, conditions, reliability and credit solvency of the counterparty and presence or absence of alternatives. As applied to this Article IX, the term “Net Revenue” shall mean the total proceeds from final sale, sale to a third party and sale to a related party, net of selling costs, as defined in this term in section 9.5.

(iii) The Participant shall have the right to challenge the proposed transaction only in the following events:

(A) when another transaction can be made, resulting in higher net receipt;

(B) in respect of final sale transactions, when the buyer is unable to ensure a reliable payment sufficient to back up the transaction;

(C) when the proposed transaction carries a higher risk of default by the counterparty than other available transaction options;

(D) when the cost of extraction of oil and gas raw materials required to carry out the proposed transaction is higher than the estimated net receipt;

(E) when, in the absence of another directly possible option, the Participants commit themselves to a much longer term than the one during which it is possible with a reasonable degree of probability to expect the emergence of a more profitable alternative transaction option;

(F) in respect of contracts whose validity term exceeds one year, when the proposed transaction does not contain a provision on price indexation, sufficiently reflecting possible rise in the fair market price during the transaction period;

(iv) Transactions approved by the JMC shall be referred to as “Approved Transactions”- the shares of oil and gas raw materials of both Participants shall be distributed between the approved transactions, and both Participants shall take a share in the costs and revenue receipts in connection with the approved transactions on a pro rata basis.

All the transaction obligations assumed by the contractor as the agent of the authorized body and in force on the effective date shall apply to the approved transactions within the specified period of validity of these obligations, but not including any extension periods, except those carried out exclusively at the discretion of the counterparty. Marketing of oil and gas raw materials to a small refinery as provided for in section 9.13 shall also apply to approved transactions.

(v) If the JMC does not approve the proposed transaction, the Participant who proposed it (the “challenged transaction initiator” or “CTI”) may carry out the indicated transaction (the “Challenged Transaction”) for a period of not more than three years by purchasing this amount of oil and gas at the delivery point, provided that the specified volume does not exceed the right of the CTI to oil and gas raw materials, and taking into account the existing contractual obligations on a pro rata basis for both Participants at a fair market price as determined in Section 9.2 (b) (vi). Payment of the indicated purchased volume is made, if possible, by a compensation offset between the amount of payment by the CTI of the indicated purchased volume and the monetary amount provided for by the equity right of the CTI in this or subsequent contract periods from the net receipts of the approved transactions and the challenged transactions. In cases (x) when any Participant wishes to carry out a transaction, which is challenged by another Participant on economic grounds set forth in subsections (A) - (F) of section 9.2 (b) (iii), and ( s) when another Participant wishes to carry out a transaction which is challenged by the first Participant solely on non-economic grounds, set forth in the proviso at the end of section 9.2 (b) (iii), and (z) when two transactions are partially or fully mutually exclusive in connection with restrictions in respect of production capacity and existing contractual obligations, then the proposed transaction referred to in p. (x) above may be carried out as a challenged transaction to the extent consistent with the right of the Participant to offer it for oil and gas raw materials, minus a proportionate share of its existing obligations, and at the same time, the proposed transaction referred to in subsection (y) above shall be carried out as an approved transaction to the extent consistent with the right of the Participant offering it in oil and gas raw materials, less a pro rata share of its existing commitments.

(vi) The cost of oil and gas raw materials marketed by the challenged transaction, in relation to financial indicators, as well as in the calculation of the amount payable by the acquiring Participant, shall be determined at a fair market price at the delivery point that would have been received as a result of an independent commercial transaction and determined by (x) JMC, or (y) in the absence of consent from the JMC - as agreed by the Participants, or (z) in the absence of consent from the Participants - by the Expert in accordance with the procedure established by this present sub-section and Article XXX. In determination of such a fair market price at the independent commercial transaction of the JMC, the Participants or Expert, depending on the circumstances, shall take into account the following factors:

(A) availability of alternative transaction options in relation to oil and gas raw materials of the type proposed for marketing within the challenged transaction, in the existence of such options, (and the net value of such transactions);

(B) net unit cost of the output (unit cost) of this type of crude oil and gas raw materials resulting from existing approved transactions (but only if the specified approved transactions are able to provide such a net unit cost at a higher specific throughput);

(C) net unit cost that is likely to be achieved as a result of the challenged transaction (taking into account all relevant factors, including, in particular, the counterparty’s reliability and solvency);

(D) duration of the proposed transaction and of any more advantageous alternative transactions that are likely to emerge within a specified period; and

(E) Participants' goals for maximizing net receipt.

If the fair market price in an independent commercial transaction is determined by the Expert, the latter shall also (aa) indicate whether the unit value determined by him will be higher, equal to or less than the probable net unit value of the challenged transaction, determined by him, and provide rationale for it; and (bb) in respect of the transactions involving liabilities whose validity term is longer than one year - determine firstly whether it is necessary, and if it is, to what extent the fair market price of the said transactions has to be adjusted during the validity term of the agreement, and secondly, what should be the appropriate mechanism for the implementation of any such necessary adjustments. After the Expert makes this conclusion, each Participant may change its decision within ten (10) days (i.e. the Participant who initiated the challenged transaction may decide not to carry it out, or the Participant who challenged it may decide to withdraw the objections (and in the latter case, this transaction shall qualify as an approved transaction)).

(vii) In cases where the Expert determines that the specific fair market price for the challenged transaction does not exceed the probable specific net value of the challenged transaction determined by him, the proposed transaction shall become an approved transaction.

(viii) Each Participant shall annually submit to the JMC an accounting report on its challenged transactions throughout the previous twelve months, indicating the net revenue received per unit of output over the specified period. If, as a result of the challenged transaction, net proceeds per unit of output are obtained in the amount of at least the specific fair market price determined by the JMC, the Participants or the Expert, then, at the discretion of the Participant who initially challenged the transaction proposed at that time, such a transaction can be considered as if it were an approved transaction within the specified twelve-month period, with the introduction of appropriate adjustments to the joint bank account and to all the settlements relating to financial indicators.

(c) Implementation of approved transactions. The contractor shall assume responsibility for all the approved transactions.

(d) Implementation of challenged transactions. At the delivery point the ownership right of all oil and gas raw materials directed for the fulfillment of the challenged transactions shall pass to the initiator of the challenged transaction, and at the same time he (it) shall assume responsibility for all subsequent activities related to this oil and gas raw material, with the only proviso that the CTI is entitled to request the contractor to carry out the specified activity, and his request is not groundlessly rejected.

(e) Information disclosure. The contractor shall provide any member of the joint marketing committee, upon request, with all information and documentation regarding all the approved transactions and challenged transactions carried out by the contractor.

(f) Access to facilities. To avoid misunderstanding, it shall be acknowledged by the parties that implementation of the challenged transaction by the authorized body does not relieve the contractor of its obligations under section 3.10.

(g) If the JMC identifies opportunities for approved transactions on the basis of a cash sale (spot transaction), then the JMC shall take appropriate arrangements to enable such sales without the need to approve each transaction with the JMC.

SECTION 9.3. Calculation of the value of challenged transactions. The cost of oil and gas raw materials obtained for the purpose of challenged transactions fulfillment shall be determined in accordance with the above provisions of Section 9.2 (b) (vi) in relation to all the financial indicators and to calculation of the amount payable by the acquiring Participant. The rights of both Participants to oil and gas raw materials shall be distributed pro rata in relation to the challenged transactions, and both Participants shall take a share in the receipts from the purchase of the indicated oil and gas raw materials from the CTI on a pro rata basis. The Contractor shall keep separate records on each of the challenged transactions carried out by it for the Participant in whose favor the challenged transaction is carried out, and shall pass to the credit or debit of the Participant the difference between (i) the estimated value determined in accordance with the above provisions of Section 9.2 (b) (vi), and (ii) receipts actually received, net of actual costs, by their nature attributable to selling costs. These credits or debits shall not be taken into account in the calculation of all the financial indicators.

SECTION 9.4. Calculation of the cost of oil and gas raw materials obtained for the purpose of sale within the approved transactions.

The cost of oil and gas raw materials obtained for the purpose of sale within the approved transactions frames, with regard to all the financial indicators, shall be determined in the following order.

(a) The cost of each barrel of liquid hydrocarbons produced during the contract term shall be determined in the following order:

(i) at the delivery point, each barrel is assigned a conditional value equal to zero. Proceeding from the subsequent adjustment in the order prescribed in this section, the conditional value must be used to calculate all financial indicators;(ii) after that, the cost of each barrel shall be adjusted to the time of its (or of any hydrocarbons received in exchange for it) sale, usage for payment in kind, final determination of its loss or final sale in another order, as follows:

(A) in the event of sale to a third party (except for challenged transactions) - the cost of a barrel shall be determined by the amount of actual receipt received in relation to the specified sale transaction per barrel, net of selling costs per barrel for this sale;

(B) in the event of a sale to a related party, which represents the final sale with delivery to the export point from the FSU or to the point outside the FSU (except for challenged transactions) - on each consignment the cost per barrel shall be determined by arithmetic average price per barrel of representative liquid hydrocarbons and liquid hydrocarbon products for a five-day period, the central date of which shall be the date of the bill of lading for the given batch, on FOB terms representative export ports published in the Platts Oilgram (or in another directory of market prices, internationally recognized and selected by consent of the parties), as amended by quality, grade, volume and other special circumstances (if any), net of sales costs per barrel, for this sale;

(C) in the event of sale to a related party, which represents the final sale with delivery to a point on the territory of the FSU (except for challenged transactions) for each consignment, the cost per barrel shall be determined by its fair market price at the point of delivery to the buyer, determined on the basis of similar transactions with similar liquid hydrocarbons or liquid hydrocarbon products, with the necessary adjustments to the place, nature of the parties and difference in quality, less the cost of sales per barrel for this sale;

(D) in the event of a sale in the frames of challenged transaction, the cost per barrel shall be determined in accordance with the procedure established in section 9.2 (b) (vi);

(E) in the event of finally established loss of product, for each lost volume the cost per barrel will be zero or a higher value for each barrel that will be ultimately received as a result of any claim brought against third parties to recover these losses, whether in accordance with insurance contracts, contracts for the transportation and treatment of products, other agreements or otherwise;

(F) if used for payment in kind, the cost of a barrel will be equal to the weighted average (in volume) value (determined in accordance with paragraphs (A) - (C) above, but before deducting the sales costs) on all liquid hydrocarbons sold in final sale transactions over a given contract period; with the only proviso, however, that in the absence of such final sale transactions over a given contract period, the value will be equal to the average value determined over the last contract period where it is deemed determinable, or if the indicated average value was not determined for any previous contract period - the average value determined for the nearest contract period, where it is deemed determinable;

(G) in the event of sales with the use of barter, the cost of a barrel shall be determined by the weighted average (by volume) value (determined in accordance with paragraphs (A) - (C) above, but before deducting the sales costs) for all liquid hydrocarbons sold within the final sale transactions for a given contract period; with the only proviso, however, that in the absence of such final sale transactions for a given contract period, the value will be equal to the average value determined for the last contract period where it is deemed determinable, or if the indicated average value was not determined for any previous quarter - the average value determined for the nearest contract period where it is deemed determinable, minus the cost of sales per barrel specifically for this sale;

(H) in the event of oil and gas raw materials sale in a different order than that specified in paragraphs (A) - (G) of this section 9.4, the JMC shall agree on an appropriate calculation method, including any provisions on accounting for sales costs, if necessary. In the absence of approval by the JMC, this issue shall be referred for expert review as provided in section 30.2.

(b) the value of each thousand cubic meters of gas received during the contract period shall be determined in the following order:

(i) at the delivery point, each thousand cubic meters is assigned a conditional value equal to zero;

(ii) after that, the cost of each thousand cubic meters of gas is adjusted to the time of its (or any hydrocarbons received in exchange for it) sale, use for payment in kind, final determination of its loss or final sale in a different order, as follows:

(A) in the event of a sale to a third party (except for challenged transactions), the value is determined by the amount of actual receipts received from the said sale for one thousand cubic meters, net of selling costs per thousand cubic meters, specifically for this sale;

(B) in the event of a sale to a related party, which appears as final sale (except for challenged transactions), the cost is determined at the price per thousand cubic meters of gas for a given contract period agreed by the parties to this Agreement, net of selling costs per thousand cubic meters for this sale;

(C) in the event of a sale to a gas project, the cost shall be determined on the terms provided for in the supply agreement agreed upon between the authorized body, contractor and sponsors of the gas project, net of selling costs per thousand cubic meters for this sale;

(D) in the event of sale in the frames of a challenged transaction, the value shall be determined in accordance with the procedure established in section 9.2 (b) (vi);

(E) in the event of the finally established loss of production, for each lost volume the cost will be equal to zero or a higher value for every thousand cubic meters ultimately received as a result of any claim brought against third parties for the purpose of recovering these losses, whether in accordance with insurance contracts, contracts for the transportation and treatment of products, other agreements or otherwise;

(F) if used for payment in kind, the cost will be equal to the weighted average (in volume) value (determined in accordance with paragraphs (A) - (B) above) before deducting the selling costs for all gas sold within the final sale transactions for a given contract period; with the only proviso, however, that in the absence of such final sale transactions for a given contract period, the value will be equal to the average value determined for the last contract period where it is deemed determinable, or if the indicated average value was not determined for any previous contract period - the average value determined for the next contract period, where it is deemed determinable;

(G) in the event of sales through barter, the value is determined by the weighted average (in volume) value (determined in accordance with paragraphs (A) to (C) above) before deducting the sales costs for all gas sold within the final sale transactions for the given contract period; with the only proviso, however, that in the absence of such final sale transactions for the given contract period, the value will be equal to the average value determined for the last contract period where it is deemed determinable, or if the indicated average value was not determined for any previous contract period - the average value determined for the next contract period, where it is deemed determinable, minus the cost of sales per thousand cubic meters specifically for this sale.

(H) in the event of sale of oil and gas raw materials in a different order than that specified in paragraphs. (A) - (G) of this section 9.4, the JMC shall agree on an appropriate calculation method, including any provisions on accounting for sales costs, if necessary. In the absence of approval by the JMC, this issue shall be referred for expert review as provided in section 30.2.

(c) At the moment when it is feasible to receive other hydrocarbon products and (or) any associated substances for their sale separately from liquid hydrocarbons or gas, the parties shall be required to meet for negotiations in good faith to determine the calculating method for the cost of the said products. These negotiations must decide whether these transactions should initially be considered as an integral element of a joint activity in accordance with Section 9.2 or as a sale to reliable flows in accordance with Section 9.7. If they are referred to as an integral element of a joint activity, the JMC shall establish the procedure for formal examination and approval with the JMC of the issue that the terms of transportation, processing, exchange, intermediate and final sale transactions with respect to other hydrocarbon products are recognized as relevant to a reliable flow and no longer regulated by the joint activities procedure.

(d) In cases when the oil and gas raw materials supply to the competent authority is carried out in accordance with the terms of Article XI, the calculation of the cost of this oil and gas raw materials in relation to financial indicators shall be carried out on the actual revenue received in relation to this transaction per unit of output.

(e) For the purpose of distributing the final sales of oil and gas raw materials received for the purpose of sales under approved transactions, and losses of oil and gas raw materials originally received for the purpose of sales within the frames of approved transactions not included in the costs of selling oil and gas raw materials received for carrying out approved transactions, the FIFO order of receipt shall apply. In relation to this Agreement, the FIFO principle means that oil and gas raw materials are deemed realized or lost in the same sequence as they were received by the contractor at the delivery point.

(f) If the volumes in any final sale are not measured in barrels (in the case of liquid hydrocarbons) and not in thousands of cubic meters (in the case of gas), but in other units of measurement, then the prices that apply to these sales transactions shall be adjusted in such a way as to reflect the price per barrel or per thousand cubic meters (depending on the circumstances) using conversion factors determined by agreement with the JMC, and in the absence of such coordination - determined by the Expert.

(g) If either party is able to prove in a form acceptable enough for the other party that there is a method for calculating the cost of liquid hydrocarbons realized as part of the final sale transaction in the FSU, enabling a more objective determination of the value of these hydrocarbons, then this method shall be applied to calculate the value of the final sale transactions relating to the sale to related parties of specified hydrocarbons for delivery to the FSU.

(Һ) In the event that an individual or legal entity transporting or processing oil and gas raw materials after the delivery point uses a quality bank or other adjustment methods to account for differences between (i) the quality of the oil and gas raw materials received by the specified individual or legal entity, and ( ii) the quality of the oil and gas raw materials supplied by the indicated individual or legal entity, then the unit cost shall be adjusted in such a way as to fully take into account these discrepancies (but without duplicating any articles included in the calculation of the sales costs).

SECTION 9.5. Sales costs on approved transactions

(a) Definition. For the purpose of determining sales costs on approved transactions, “sales costs” in relation to the sold oil and gas raw materials of any volume and any type shall mean the expenses (including all taxes, duties and similar payments, cost of insurance against losses of oil and gas raw materials, payments in kind in the form of oil and gas raw materials or oil and gas products), and also the uninsured physical losses of oil and gas raw materials (including natural loss during processing) that are incurred downstream from the delivery point in connection with processing and transportation to the point of final sale (in respect of sale to a third party) or to the point where the cost was calculated (in respect of sale to a related party), and the indicated costs and losses: (i) that would be incurred or would be inevitable and would not be insured by any prudent and bona fide person in the framework of a similar bona fide commercial transaction with participation of independent parties, carried out at the same time in the same market in order to arrange processing and transportation to the sale point of these oil and gas resources (in relation to the sale to a third party), or as far as the point in which the calculation of its value was made (in terms of sales to a related party); and (ii) represent part of the actual remuneration paid by the contractor or the losses incurred by it in connection with the indicated processing and transportation. The cost of payment in kind in the form of oil and gas raw materials, as well as their physical losses provided for in the determination of sales costs, is determined with the aim of calculating sales costs based on the value assigned to the indicated oil and gas raw materials in accordance with the above subsections (E) and (F) of section 9.4 ( a) (ii) and subsections (E) and (F) of section 9.4 (b) (ii).

(b) calculation of sales costs per unit of output. Sales costs per barrel of liquid hydrocarbons or per thousand cubic meters of gas (“unit sales costs”) for each contract period and for each point of the final sale transactions are determined by adding:

(i) the total amount of costs paid in monetary terms with respect to approved transactions for the contract period,

(ii) the number of units lost multiplied by the unit cost determined in accordance with section 9.4 (a) (ii) (E) for liquid hydrocarbons or in accordance with section 9.4 (b) (ii) (E) for gas, and

(iii) the number of units used for payment in kind multiplied by the unit cost of the output determined in accordance with section 9.4 (a) (ii) (F) for liquid hydrocarbons or in accordance with section 9.4 (b) (ii) (F) for gas, and dividing the sum by the total number of product units sold through final sale transactions, barter transactions or otherwise.

(c) If any other costs that would otherwise be included in the calculation of selling costs relate to the payment by the contractor or its affiliate of the services provided or the cost of their own infrastructure facilities, then these costs shall only be included in the calculation of selling costs if they do not exceed the rates traditionally prevailing in the international oil and gas industry charged for it as part of similar bona fide commercial transactions involving independent parties. To avoid discrepancies, the sales costs shall not include capital contributions and other payments made as a result of the contractor company having the status of owner, sponsor or shareholder of any property, equipment or facility used in the process of transportation or processing of oil and gas raw materials (or received in exchange for hydrocarbons in the framework of one or several hydrocarbon exchanges) upstream from the point of final sale or another type of their final sale. Through its representatives in the JMC, the contractor shall submit to the authorized body the covering documentation for all costs and losses included in the contractor’s calculation of the sales costs, together with sufficiently detailed written rationale of these calculations and the reasons for these costs and losses. If the authorized body through its representatives in the JMC challenges the calculation of the sale costs, then this dispute shall be settled by the Expert as prescribed in Article XXX below. Before the adopted decision in accordance with Article XXX, the said rationale (in the absence of an obvious error) and the calculation of the sales costs made by the contractor shall prevail and shall be used for the purpose of calculating the cost; provided that any calculation of the sales costs is subject to final adjustment in compliance with any decision made in accordance with Article XXX, including interest at the applicable rate, starting from the date the contractor initially determined the cost and up to the date of the indicated amounts adjustment inclusive.

SECTION 9.6. Creation of joint accounts

(a) The Contractor shall open a joint bank account with interest accrual (“Joint Bank Account”), to which the proceeds from the final sale are transferred in the frames of the approved transactions and the challenged transactions carried out by the contractor on behalf of the authorized body, before payment of costs and distribution of these net receipts between the parties concerned.

(b) The Contractor shall submit to JOC the forecast on the expected levels of production, sales, costs and revenues for each contract term. The contractor shall ensure that sufficient funds are available in the joint bank account to pay for costs that are included in or related to the costs of the sale in respect of the relevant transactions, in which the sales costs are expected to exceed the total receipt from the final sale of the respective transactions. In the event of shortage of funds in the joint bank account to cover the projected expenses, the contractor shall send monetary claims to the contracting companies (proportional to the right of each of them to oil and gas raw materials, plus the proportional share of the costs of each contractor related to the right of the authorized body to oil and gas raw materials) to pay for expected expenses, with each contractor required to transfer the indicated amount to the joint bank account. The return of all the funds paid under these requirements shall be carried out (on a proportional basis in the order of their initial payment) from the joint bank account on the last business day of the first month, in which the funds will be available in excess of the projected needs. To avoid discrepancies, any negative values resulting from the excess of the sum of selling costs in relation to the total receipt from the final sale in approved transactions are set off in the corresponding total values on a cumulative total in relation to the calculation of financial indicators.

(c) In the event that the actual cash proceeds received from the sale to related parties in the framework of approved transactions for any contract term are less than the cost of the oil and gas raw materials used in the frames of such transactions (and established as provided for in this Article IX, until deduction of sales costs), the contractor shall debit to each party its respective share of the difference. In the event that the indicated actual cash proceeds are more than the cost of the indicated oil and gas raw materials, then the contractor shall credit to each party its corresponding share of the difference.

(d) Subject to (i) any adjustments made in respect of the payment or reimbursement of any cash claims or projected deductions necessary to pay the costs of the sale as specified in section 9.6 (b), (ii) any credit or debit offsets, relating to the purchase of oil and gas in the context of the contested transaction provided for in section 9.2 (v), or (iii) any credit or debit offsets required for sales to a related party stipulated in accordance with section 9.6 (c) on the last business day of every month the contractor shall distribute the balance of any funds available in the joint bank account between all parties in proportion to their right to the share of the oil and gas raw materials to which such funds relate. To avoid discrepancies, any adjustment to crediting in accordance with sections 9.2 (v) or 9.6 (c) shall provide for the right of a party to receive funds in the size of the credited amount, while any adjustment to debiting in accordance with sections 9.2 (v) or 9.6 (c) shall be considered a payment in favor of the respective party.

(f) Interest accrued on the joint bank account shall be distributed among the Participants depending on the funds transferred to the account to which this interest is accrued.

SECTION 9.7. Reliable sales flows. (a) Oil and gas raw materials, the transportation and sale of which (or the transportation, processing and sale of which) are carried out in accordance with agreements, deemed by the JOC as commercially viable and reliable, shall be considered to be “Reliable flows”. The cost of oil and gas raw materials sold within the final sale as reliable flows shall be determined in accordance with the procedure established in section 9.8.

(b) The final sale of oil and gas raw materials as reliable flows is not governed by the JMC decisions, but is controlled by the party or the Participant holding the ownership right for these oil and gas raw materials, taking into account the right of the competent authority to require the contractor to sell a full or partial share of the oil and gas raw materials owned by the competent authority, in accordance with the terms of section 9.8.

(c) The JMC establishes the procedure for official consideration and approval by the JOC of the issue that the conditions of transportation, processing, exchange, intermediate and final sale transactions in relation to a particular stream are recognized as relevant to a reliable stream and are no longer regulated by the joint activities procedure.

SECTION 9.8. Joint marketing of reliable flows. (a) Subject to the exit right clauses provided for in section 9.8 (d), the contractor or each contracting company (as the case may be) shall assume responsibility for organizing all transportation, treatment, exchange, transactions of the intermediate and final sale of oil and gas raw materials on behalf of the authorized body as reliable streams in accordance with the provisions of this section 9.8. The contractor or contracting company shall have the right to conclude with the authorized body a separate joint marketing agreement governing the terms and conditions under which the contractor or contracting company will be selling the share of oil and gas raw materials owned by the authorized body, provided that this joint marketing agreement complies with this section 9.8. All the essential terms of this joint sale agreement are set forth in this section 9.8.

(b) Distribution of oil and gas raw materials owned by the authorized body. If the authorized body does not exercise its exit right provided for in section 9.8 (d), then the contractor or each contracting company (as the case may be) shall include a proportionate share of the oil and gas raw materials belonging to the authorized body in each transaction organized by the contractor or contracting company. All direct costs and expenses (as well as internal costs, but only provided they comply with the rules set forth below for transactions with affiliated persons) incurred in connection with such a transaction, as well as proceeds from it, shall also be distributed between the contractor or contracting company and the authorized body on a non-discriminatory and proportional basis.

(c) Authorized activity of the contractor. In cases where the contractor or contractor company concludes agreements for the transportation, processing, exchange, intermediate and final sale of oil and gas raw materials on its own behalf or on behalf of the authorized body, the contractor or contractor company shall be entitled to make any decision regarding the authorized body’s share of the oil and gas raw materials, in the same way as a contractor or contracting company has the right to make any decision regarding operations with its own share (“permitted activities”). Without prejudice to the general nature of the above proposal, the parties agreed that the contractor or contracting company has the right to carry out the following specific activities related to marketing:

(i) carry out authorized activities through affiliated persons, only if the operation carried out through an affiliated person:

(A) does not entail a decrease in the actual amount received by the authorized body below the fair market price, and

(B) if the indicated costs do not exceed the rates traditionally prevailing in the international oil and gas industry established in this respect as part of bona fide commercial transactions between independent Participants.

If the authorized body reasonably considers that the price charged by the affiliate does not correspond to the price of similar services, which a prudent and bona fide operator would have agreed to within bona fide commercial transactions between independent Participants in this market, the contractor and the authorized body shall meet with the purpose of agreeing as prescribed in section 9.9 (a) (ii), and subject to section 9.9 (1), on the corresponding price for independent third parties, which could be taken as the basis for determining the amount of the cost of services;

(ii) carry out cash sales or product exchanges or enter into long-term supply contracts, provided that the contractor or contracting company notify the authorized body within thirty days of any obligations with a validity term of more than one year and enable it to exercise the exit right provided for in section 9.8 (d);

(iii) enter into hedging agreements, deemed by the contractor or contracting company as prudent, provided that the indicated agreements are for oil and gas raw materials owned by the contractor or contracting company, and for oil and gas raw materials owned by the authorized body on a non-discriminatory basis. Hedge accounting shall be carried out separately, and the contractor or contractor company shall immediately after the end of the contract term file to the authorized body the appropriate accounting report for the contract period. The authorized body shall be entitled to decide at any time on termination by the contractor or contractor company of the conclusion of further hedging transactions for oil and gas raw materials owned by the authorized body . No provisions of this section shall be construed as requiring any contractor company to enter into hedging agreements solely with respect to oil and gas or any particular part of the oil and gas raw materials.

In carrying out the permitted activities, the contractor or contracting company shall constantly act as a prudent and bona fide company with experience in the sale of oil and gas raw materials and oil and gas products.

(d) Exit Right. The authorized body shall have the right to withdraw and refuse to participate in the joint sale of oil and gas raw materials obtained for reliable flows on each individual stream, with the proviso that the indicated exit right can only be exercised prospectively and is governed by the terms of any existing contractual obligations, assumed in accordance with this article. To avoid inconsistencies, it shall be acknowledged by the parties that refusal to jointly sell oil and gas raw materials obtained for any reliable flow does not exempt the contractor from its obligations in accordance with section 3.10.

SECTION 9.9. Calculation of the cost of oil and gas in reliable flows.

The cost of oil and gas raw materials marketed within final sale transactions through a reliable flow shall be determined monthly at the “Delivery Point” as provided for in this Section 9.9.

(a) Calculation of selling costs for reliable flows

(i) Definition. Subject to further provisions of this Section 9.9, “Sale Costs”, with respect to reliable flows in relation to oil and gas raw materials of any volume and any type marketed within a sale transaction to a third party or a sale transaction to a related party, mean the costs that are fully and necessarily incurred downstream from the delivery point in connection with processing, transportation to the sale point and (except for the case of sale to a related party) sales through third-party commercial agents, and these costs:

(A) would be fully and necessarily incurred by a prudent and bona fide operator as part of a bona fide commercial transaction involving independent parties at the same time and under the same circumstances with the aim of organizing the processing, transportation to the sale point and sale of this oil and gas raw material; and

(B) are a part of the actual remuneration paid for said processing, transportation and marketing.

Except as otherwise provided in the provisions below, the indicated costs, taken into account when calculating sales costs, may include, inter alia, the following: taxes and duties paid in countries other than the republic, tariffs, costs, expenses, fees, deductions, terminal and port charges, operating fees, storage fees, expenses associated with payments in the form of equipment, services or other materials, as well as payments in kind in the form of petroleum products, charges for the provided throughput capacity, insurance fees. To avoid discrepancies the sales costs shall not include capital contributions and other payments made as a result of the contractor having the status of the owner, sponsor or shareholder of any asset, equipment or structure used in the process of transportation or processing of oil and gas raw materials (or received in exchange for hydrocarbons within one or several hydrocarbon exchanges) upstream from the final sale point or another type of their final sale.

(ii) Services of affiliated persons. If any costs that would otherwise be included in the calculation of sales costs are related to the services provided by the contractor or its affiliated person, or to infrastructure facilities belonging to them, then such costs shall be included in the calculation of sales costs only to the extent in which they do not exceed the general and prevailing tariffs for the provision of services and the use of infrastructure facilities levied in the global oil and gas industry in bona fide commercial transactions between independent third parties. If the authorized body reasonably considers that the price charged by the affiliated person does not reflect the price at which the prudent and bona fide operator would have agreed to in a bona fide commercial transaction with an independent party conducted to provide the same services in the market in question, then the contractor and the authorized body must meet to agree as prescribed by section 9.9 (a), and subject to the requirements of section 9.9 (1), upon the appropriate transaction price between independent third parties, which will be applied in determining the costs of such services, which may be included in the calculation of the sales costs.

(iii) Excluded costs. From the calculation of sales costs, all losses of the share of the contractor, each contractor company and the authorized body shall be excluded after passing the delivery point, and the contractor, each contracting company and the authorized body shall explicitly assume all the risk of these losses.

(iv) Split of costs. If any costs to be included in the calculation of sales costs cannot be separately attributed to any specific volume of oil and gas raw materials for which such a calculation is made, then such costs shall be split in a proportional amount, taking into account the relative calorific value of the corresponding oil and gas raw materials, measured in BTU and defined at the first measurement point after the point in which these costs were incurred.

The contractor or each contracting company shall open a joint bank account (together with the authorized body), to which the proceeds from the final sale of oil and gas raw materials received from reliable flows and jointly sold before payment of costs and deductions to the parties are transferred. The contractor shall submit to JOC the forecast of the expected levels of production, sales, costs and revenues for each contract term. With the consent of the JOC, the contractor shall ensure that sufficient funds are available on joint bank account to pay the costs attributable to sales costs for any contract term in which the sales costs are expected to exceed the total revenue from such final sale. To avoid inconsistencies, any negative values resulting from the excess of the sum of sales costs in relation to the total revenue from the final sale are set off in the corresponding total values on an accrual basis for the calculation of financial indicators and taxes.

(b) Calculation of the cost of liquid hydrocarbons. Subject to further provisions of this Section 9.9, the cost per unit volume of liquid hydrocarbons of any category in any month is the weighted average (by volume) value of:

(i) actual prices per unit of the volume in the final sale, which is a sale to third parties (if there is such a sale) of liquid hydrocarbons of this category during the given month; and

(ii) for all final sale transactions that constitute a sale to related parties (if there is such a sale) of liquid hydrocarbons of this category, the arithmetic average of prices per unit volume of liquid hydrocarbons of this category for a five-day (5 days) period, the central date of which shall be the date of the bill of lading for the given batch, on FOB terms, representative export ports published in the Platts Oilgram (or in another directory of market prices, internationally recognized and selected with the consent of the UK) as amended by quality, grade, volume and other special circumstances (if any),

net of sales costs assigned to this category of liquid hydrocarbons in the given month.

(i) the cost of gas sold by the gas project is determined on the terms of a sampling agreement between the contractor, the authorized body and sponsors of the gas project;

(ii) the cost of gas sold on any market other than the European one (with the exception of the former CMEA countries) shall be determined in accordance with the calculation methodology adopted by the JMC before the JOC decides that this gas flow is a reliable flow; and

(iii) the cost of gas obtained for the purpose of selling in Europe (with the exception of the former CMEA countries) is determined in the following order: subject to further provisions of this Section 9.9, the cost per unit volume of gas for any month will be the price of the volume unit of gas for the given month, determined as prescribed below, minus the sales costs of the volume unit attributable to the given volume of gas for the given month. In relation to this section, the “Price” of a unit volume of gas for any month will be equal to the weighted average (by volume) value:

(A) of actual prices per unit volume in the final sale, which is a sale to third parties (if there is such a sale) of gas in the given month, as provided for by contracts governing such a sale, provided that if the authority is able to demonstrate that the price of gas indicated in any contract for sale to third parties is below the fair market price for the sale of gas in the relevant market, then the unit price of this volume of gas will be determined as specified in subsection (ii) below; and under the further condition that before the contractor or any contracting company concludes a gas sale contract proposed to a third party, the contractor and the authorized body may (and at the reasonable request of the contractor - should) meet in order to discuss in good faith whether the price offered under this contract, is underestimated compared to the fair market price for the sales market in question; and

(B) in respect of any gas sales to related parties during the month, the price per unit volume is determined by the following formula and is calculated separately on each sale transaction:

P = (GBP) / (9769.2 x Ex) + A,

where

P = Price per unit volume of gas in the given month;

GBP = “Grenzuebergangspreis” (or “Price on German border, German Border Price” in German marks (“DM”) per thousand cubic meters of gas delivered in the given month, in accordance with the monthly publication of the German Federal Ministry of Economics, in its Tagesnachrichten (or other directory of market prices, internationally recognized and selected by consent of the parties);

9769.2 = coefficient agreed on by the parties for converting the price at the German border, which is one thousand cubic meters, into the price of gas per kilowatt-hour, assuming that the calorific value of one cubic meter of gas is 35.17 megajoules, where "megajoule" is equal to 1,000,000 joules, and the value of "joule" is specified in the standard ISO 1000-1981 (E);

Ex = Average official exchange rate on the Frankfurt Exchange for the exchange of DM to US dollars in the given month (expressed as the rate of DM to the US dollar) published in the Deutschebank monthly report or (if such a rate is not published) - the average daily exchange rate for the exchange of DM to US dollars in the given month (expressed as the rate of DM to the US dollar) published in another publication, internationally recognized and selected by consent of the parties; and

A = corresponding adjustment to the price at the German border, expressed as a positive number in case of a surcharge and a negative number in case of a discount, which is determined as specified in section 9.9 (d);

If the “A” value is equal to zero, (i) if and until the contractor or the authorized body can demonstrate as specified in section 9.9 (d) that in a bona fide gas sale to an independent third party in the market in question, a surcharge or discount to the price would be required at the German border, and (ii) if and until the relevant value of the surcharge or discount is agreed upon by the parties or confirmed by the Expert in accordance with this Agreement.

(d) Determination of surcharge or discount. Applicable to the formula in Section 9.9 (c) (iii) (B), the only reasons for introducing a price surcharge or discount on the price at the German border shall be:

(i) sales to a country other than Germany, in which gas prices differ significantly from prices in Germany;

(ii) sales to the market, which generally differs from the sales market, on the basis of statistical indicators of which the price at the German border is determined;

(iii) a contract in which the formula for calculating the price increase differs over time significantly from the norms adopted in contracts for gas import into Germany;

(iv) a contract in which the load factor and (or) conditions of supply and forfeit are different from the norms adopted in contracts for the import of gas into Germany;

(v) a contract containing a number of other significant contractual terms that differ significantly from the norms adopted in contracts for the import of gas into Germany;

(vi) a contract whose validity term differs significantly from the norms adopted in most contracts for gas import into Germany;

(vii) gas quality requirements are significantly different from the norms adopted in contracts for gas import into Germany; or

(viii) the conditions on the possibility of temporary suspension of supplies differ significantly from the norms adopted in contracts for gas import into Germany;

provided that the features listed in subsections (i) - (viii) above are such that they would justify the price surcharge or discount on a typical open market transaction, in good faith agreed upon between independent third parties. Subject to further provisions of this Section 9.9, any surcharges or discounts on the price at the German border determined by the formula given in Section 9.9 (c) (iii) (B) in respect of any gas sales contract to which this formula applies remain unchanged throughout the duration of such a contract for the gas sale.

(e) Information provision on contracts, etc. As soon as practicable after a contractor or any contracting company or authorized body has concluded a contract for the sale of gas or liquid hydrocarbons or for the provision of services, the cost of which will be included in the calculation of sales costs, whether for operations relating to reliable flows or to joint activities, the contractor, contracting company or authorized body shall submit to the JMC (and to the authorized body, if required) a copy of the documentation for this transaction together with all other materials and information related to compensation paid directly or indirectly to or received by any party in connection with this transaction. In the case of gas sales contracts to which the formula in Section 9.9 (c) (iii) (B) applies, the JMC shall hold a meeting as soon as practicable to discuss the appropriate value of the surcharge or discount relative to the price at the German border (if required).

(f) Excluded Transactions. As applied to this article, the authorized body shall have the right to challenge the accounting of the factors listed below when calculating the unit cost of any volume of liquid hydrocarbons, gas or other hydrocarbon products under this Agreement (including, inter alia, the calculation of sales costs), provided that these factors are not included in the conditions of independent parties’ transactions and do not reflect these conditions:

(i) the sale of oil and gas raw materials in the FSU in accordance with contracts not approved by the competent authority or JMC prior to their conclusion;

(ii) the costs of processing and transportation of oil and gas raw materials in the FSU in accordance with contracts not approved by the authorized body prior to their conclusion (in each case, such approval should not be refused groundlessly);

(iii) sales to third parties in which the cash sale price is not the only economic reimbursement directly or indirectly received by the contractor, contractor company or any of their respective affiliates; and

(iv) the costs of processing and transportation of oil and gas raw materials in accordance with the arrangements on which the contractor or any of its respective affiliates directly or indirectly receive services other than (A) the processing or transportation services in connection with which such costs were incurred, or pay any refund other than (B) payment of such costs.

The contractor shall intermittently submit to the competent authority, upon request, such information that the competent authority may reasonably require to make an informed decision on each of the above issues. Disputes regarding any of the above types of reimbursement shall be settled through the examination provided for in accordance with Article XXX.

(g) Determination of intermediate cost and retrospective recalculation. In the event that the cost of any volume of liquid hydrocarbons of any category (including, inter alia, calculation of sales costs) during any month cannot be fully and finally determined in accordance with this section 9.9 before such determination is required for any purpose, stipulated by this Agreement or any accompanying document, for all such purposes, a determination of the intermediate cost shall be based on the cost of liquid hydrocarbons of this category over the previous month or (in the absence of values for the previous month) based on the values agreed upon between the contractor and the authorized body. After a full and final determination of the cost of liquid hydrocarbons of the corresponding category for any month, a corresponding recalculation shall be performed of the distribution between the parties and all other indicators for which the determination of the intermediate cost was previously applied.

(Һ) Units of measure. Each component of the calculation of the cost of liquid hydrocarbons and other hydrocarbon products under this Agreement shall be measured in US dollars per barrel. Each component of calculation of the cost of gas under this Agreement shall be expressed in US dollars per 1,000 cubic meters. If any component of any such calculation of the cost of oil and gas raw materials of any category under this Agreement (including, without limitation, any costs that must be taken into account when calculating sales costs) is not expressed in the relevant or appropriate units, then this component shall be converted to the appropriate units on the basis indicated in this document, or, if such a basis is not indicated, on the basis of the general tactics of such recounts used in the world oil industry.

(i) Calculation of the cost by categories of oil and gas raw materials. If certain categories of liquid hydrocarbons, gas or other hydrocarbon products are offered for sale separately and at different prices, then the terms of this article and article VIII shall apply separately to each such category.

(j) Grouping by quality, etc. If an individual or legal entity engaged in the transportation or processing of oil and gas raw materials, on the way from the delivery point, informs the contractor or any of its affiliates about the discrepancies between (A) the quality of the oil and gas raw materials obtained by such an individual or legal entity either from the contractor or any of its affiliates, or on their behalf, and (B) the quality of the oil and gas raw materials delivered by such an individual or legal entity to the address or name of the contractor or any of its affiliate in which differences are determined by quality, grouping or other recalculation, then the cost of such oil and gas raw materials in accordance with this article shall be adjusted taking full account of this circumstance.

(k) Periodic adjustments of the terms for calculating the price and cost of gas. Notwithstanding the foregoing provisions of this section 9.9:

(i) three (3) years after the start of gas supplies under any gas sales contract to which the formula in Section 9.9 (c) (iii) (B) applies, and every three years thereafter throughout the validity term of such a contract, the JMC shall consider the values of the surcharge or discount (if any) with respect to the price at the German border previously agreed for such a contract. If the JMC can establish the existence of significant changes in the premises taken into account when determining the value of the surcharge or discount, the value of the surcharge or discount (as the case may be) shall be adjusted accordingly. The burden of proof of the need to adjust the surcharge or discount rests with the party that claims to introduce such an adjustment.

(ii) At the time when the gas sale contract is proposed to the competent authority in accordance with section 9.9 (e), and also at eighteen-month intervals thereafter, if the contractor or the competent authority can demonstrate in a form acceptable to the other party (or in the form, acceptable to the Expert in accordance with Section 30.2) that the gas price can be more accurately determined based on information on import prices published in the country where this gas is exported (“Local data on import prices”) than based on the price in Germany, then when calculating the cost of gas exported to this country for sale through sale to related parties, instead of the price at the German border, local data on import prices shall be applied, and when calculating the price of such gas in accordance with section 9.9 (c) and the relevant provisions of this Section 9.9, all references to “Price on the German Border”, “Germany”, “German” and “Deutsche Mark” and import conditions relating to import contracts in Germany shall be replaced accordingly with references to “Local data on import prices, ” “respective country,” “given country,” “local currency,” etc., and all the currency conversion factors, surcharge and discount calculations and other elements of the cost calculation included in these provisions must be changed, suited to respective country and respective market; provided that, in order to ensure applicability of the provisions of this Section 9.9 (k) (ii), the other party (or the Expert pursuant to Section 30.2) has to ensure that basically all of the following conditions are satisfied:

(A) statistics on the import prices in question shall be published at least quarterly by a well-known organization in the respective country;

(B) proposed local data on import prices are published and made publicly available no later than three months upon expiry of the contract term in question;

(C) proposed local data on import prices are generally accepted in the global gas industry and provide an accurate picture of the cost of gas imported into a given country;

(D) annual average gas import is no more than 25% of the total volume of gas imports to a given country;

(E) the cost of gas supplied under the relevant import contract does not significantly differ from the average cost of gas imported to this market (given its quality, terms of contracts and other relevant factors); and

(F) gas imported into the given country is generally paid for in hard currency.

(iii) Every nine years after the effective date, the parties shall revise the provisions of this Agreement for calculating the cost of gas. If the contractor or the authorized body can demonstrate in a form acceptable to the other party (or in a form acceptable to the Expert in accordance with Section 30.2) that:

(A) the current method of calculating the cost of gas does not provide a fair reflection of the cost of the given gas; and (B) there is an alternative method of calculating the cost of gas that more fairly reflects the cost of the gas, the provisions on calculating the cost and price of gas under this Agreement shall be amended in the way to reflect such an alternative method of calculating the cost.

(iv) If any of the published information sources referred to in this article ceases to be published or becomes unavailable for another reason, the contractor and the authorized body shall meet to agree on a replacement source of information that shall be as accurate as the source that has become unavailable. If the contractor and the competent authority fail to reach an agreement on such a replacement of the information source within 3 months from the first meeting on this provision, then the question of choosing a replacement information source shall be referred for resolution by the Expert in accordance with section 30.2.

(1) Qualification of disputes. Any disagreement between the parties regarding calculation of the value of any volume or type of oil and gas raw materials (including, inter alia, any disagreement on the calculation of selling costs or any costs and expenses that need to be taken into account or excluded from consideration in these calculations) shall be referred for expert examination in accordance with Section 30.2 and applicable provisions of this Section 9.9, provided that:

(i) in making its decision on whether the price indicated in the contract for sale to third parties is a fair market price for the sale of the corresponding type of oil and gas raw materials in the market in question, the Expert shall factor in all the conditions of the sales contract and shall not:

(A) disqualify any selling price declared by the seller upon sale to a third party, unless (x) that price differs by more than 5% from the fair market price in the market in question, or (y) there is evidence (other than just a deviation from fair market price) that the sale in question is made with payment or receipt of remuneration other than the selling price stated by the seller, or that the transaction was partially or fully affected by such types of remuneration that differ from general economic incentives applied in international gas sales transactions concluded with independent third parties; or

(B) in the case of contracts for the gas sale to the contractor’s affiliates, adjust the surcharge or discount to the price at the German border proposed by the contractor, unless the price at the German border with addition of the proposed surcharge or minus the proposed discount differs from the fair market price for the market in question by more than 5%;

(ii) in any dispute regarding costs that are included or proposed to be included in the calculation of the sales costs, the competent authority must provide evidence acceptable to the Expert that the cost element in question does not meet the requirements of section 9.9 (a); and

(iii) in the event of a dispute regarding the made or proposed replacement of prices on the German border with local data on import price in accordance with section 9.9 (k) (ii):

(A) the price at the German border shall be applied until the Expert has made its decision; and

(B) the price at the German border shall not be replaced by local import price data unless the Expert makes sure that all the conditions specified in section 9.9 (k) (ii) are basically satisfied.

SECTION 9.10. National contingencies and local supply commitments. No provisions in this article IX shall affect the rights of the authorized body under article XI.

SECTION 9.11. Amendments to Article IX. The parties have agreed that provisions of Article IX may be amended by mutual written consent of the parties, provided that sections of Article IX amended in accordance with the written agreement on the amendment are specifically referred to in the indicated amendments.

SECTION 9.12. Sales to European Union countries. Any final sale transactions carried out in the countries of the European Union (EU), either through joint activities or through reliable flows, shall be carried out in accordance with applicable EU law. To the extent that the fourth Directorate General (“Competition”) of the EU Competition Commission objects to conducting by the parties of joint sales in the EU, each contracting company shall separately receive and market (i) its share of oil and gas and (ii) its proportional share of oil and gas raw materials owned by the authorized body. Such separate sales in the EU of oil and gas raw materials owned by the authorized body shall be carried out by each contracting company in accordance with the terms of section 9.8.

SECTION 9.13. Sales to a small refinery. Within three years after the effective date, the contractor and the authorized body shall proportionally provide 400,000 tons of liquid hydrocarbons per year to the small refinery operator at the price of 40 USD per ton plus VAT, if applicable. If the small oil refinery operator does not timely pay for the specified oil and gas raw materials in freely transferable dollars, then the obligation to provide this oil and gas raw material shall be suspended until all the amounts due are paid in full.

ARTICLE XXX. "Arbitrage" of the Final Production Sharing Agreement for the contractual section of the Karachaganak oil and gas condensate field dated November 18, 1997

SECTION 30.1. Arbitration in accordance with the UNCITRAL rules. Excepting provisions of Section 30.2, all disputes, discrepancies, disagreements or claims between any parties to this Agreement arising from or in connection with this Agreement, its execution, breaching, termination, legal force and interpretation shall be resolved (subject to the provisions below) through negotiations between the parties, and in the absence of such a settlement within 45 days from the date of the written application for the conduct of these negotiations, they are subject to an exceptional, definitive and final settlement in the arbitration court in Stockholm (Sweden) in accordance with the current Arbitration Rules of the UN Commission on International Trade Law (UNCITRAL) consisting of three arbitrators, one of whom is appointed by the contractor, one by the republic, and the third by agreement between the two arbitrators, appointed in the indicated order by the contractor and the republic, or (in the absence of such agreement) by the Secretary General of the Permanent Arbitration Court in The Hague. As applicable to these Rules, the party or parties on whose initiative the dispute (s) are referred to arbitration shall be termed as the plaintiff in the arbitration, and the party or parties against which the arbitration is brought shall be termed as the defendant in the arbitration. The languages of arbitration shall be Russian and English. Any decision made in accordance with this Agreement shall be final and binding on the parties and, if necessary, can be enforced in a judicial proceeding by any court of law or other authorized body, but, with the exception of the above, all rights of appeal and taking legal actions in any court shall be excluded hereby in relation to any arbitration conducted in accordance with this Agreement and any decision made therein. The parties shall acknowledge and accept the fact that this Agreement is a commercial transaction, and that none of its parties is entitled to declare its state immunity in any state in relation to: (i) any arbitration or its decision; (ii) any proceeding to enforce the said decision; and (iii) any enforcement of the decision in respect of property and assets used as commercial. Each party in the arbitration stipulated by this regulation shall pay its expenses and costs associated with it, and pay equally with the other parties to the arbitral proceedings the amount of fees charged by the arbitration court, and in both cases only if the decision of the arbitration court does not provide otherwise.

SECTION 30.2. Expertise. (a) In cases where, in accordance with any explicit provision of this Agreement or an accompanying document, the disputes or disagreements between any of the parties to this Agreement are subject to examination in accordance with this section 30.2, then these disputes or disagreements shall not be referred to arbitration in accordance with Section 30.1, but upon written request, any of the indicated parties shall be referred to an independent person with relevant experience and appointed by agreement of interested parties, but in the absence of such coordination within thirty (30) calendar days from the date of filing of the written request, appointed by the current chairman of the International Court of Arbitration at the International Chamber of Commerce.

(b) The person or firm (the “Expert”) appointed in accordance with the above as an Expert, but not an arbitrator, shall independently determine the order of his actions and, with due diligence and promptness and conducting the investigation necessary from his viewpoint, shall be required to resolve the dispute or disagreement and issue a written conclusion containing his opinion, and this conclusion shall be final and binding on these parties. The parties to this agreement must assist the Expert in obtaining, without exception, all the information necessary for him in connection with the indicated conclusion. Both the contractor and the authorized body shall have the right to submit materials to the Expert for examination on their own behalf.

(c) Notwithstanding the provisions of subsection (b) above, the Expert shall be required to follow any directions, instructions and recommendations provided for by the relevant provisions of this Agreement or related documents to which this section applies.

(d) Any disputes between the parties referred to the Expert shall be resolved by examination performed by the indicated Expert within 60 days from the documents receipt date.

(e) Any fees or expenses of the Expert appointed in accordance with this section shall be paid in the following order: (i) in respect of the first appeal to the Expert during any contract year, the specified fees or expenses shall be paid by the contractor and shall be reimbursed in accordance with the procedure provided for in Article VIII, and (ii) in respect of all subsequent appeals during the given contract year, the indicated amounts of payments or expenses shall be paid equally by the Participants and shall not be reimbursed for the costs provided for in Article VIII.

SECTION 30.3. Retroactive application of conclusions and decisions. If it is necessary to put into effect the terms of this Agreement and related documents and the rights of the parties provided therein, any conclusions, definitions and decisions made in accordance with this Article shall be retroactive at the time of the occurrence of the circumstances that caused the relevant disputes or disagreements between the parties. The arbitrator or the Expert (as the case may be) shall have the right to award interest to any party in whose favor an opinion, conclusion or decision was made.

Примечание РЦПИ!
Вводится в действие с 1 января 2009 года.

      В соответствии с пунктом 1 статьи 10-1 Закона Республики Казахстан от 5 июля 2008 года «О трансфертном ценообразовании» Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
      1. Утвердить прилагаемые Правила (методику) определения рыночной цены товаров, реализуемых в рамках соглашений о разделе продукции, включая сделки со сторонами, зарегистрированными в странах с льготным налогообложением.
      2. Настоящее постановление вводится в действие с 1 января 2009 года и подлежит официальному опубликованию.

Премьер-Министр
Республики Казахстан К. Масимов

Утверждены
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 26 июня 2012 года № 848

Правила
(методика) определения рыночной цены товаров,
реализуемых в рамках соглашений о разделе продукции, включая
сделки со сторонами, зарегистрированными в странах с льготным
налогообложением

1. Общие положения

1. Настоящие Правила (методика) определения рыночной цены товаров, реализуемых в рамках соглашений о разделе продукции, включая сделки со сторонами, зарегистрированными в странах с льготным налогообложением (далее – Правила), устанавливают порядок определения (расчета) цен по сделкам, совершаемым в соответствии с контрактами на куплю-продажу нефтегазового сырья, добываемого на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении.

2. Термины, используемые в настоящих Правилах

      2. Термины, определения и аббревиатуры, используемые в настоящих Правилах:
      1) справедливая рыночная цена или справедливая рыночная стоимость – имеет значение, указанное в статье I ОСРП (определения терминов из статьи I Окончательного соглашения о разделе продукции, которые содержатся в настоящих Правилах и приводятся в приложении к настоящим Правилам);
      2) совместный комитет по управлению – имеет значение, указанное в подразделе 6.1 ОСРП;
      3) утвержденные сделки – имеет значение, указанное в подразделе 9.2 (b)(iv) ОСРП и пункте 7 настоящих Правил;
      4) БТЕ (британская тепловая единица) означает количество теплоты, необходимое для повышения температуры одного фунта (в британской системе мер) чистой воды с 59,0 градусов Фаренгейта до 60,0 градусов Фаренгейта при абсолютном давлении 14,696 фунт/кв. дюйм;
      5) совместная деятельность – имеет значение, указанное в подразделе 9.2(b) ОСРП и пункте 4 настоящих Правил;
      6) БСС означает страны или территории, которые по состоянию на 31 декабря 1984 года входили в состав Союза Советских Социалистических Республик;
      7) газовый проект – имеет значение, указанное в статье I ОСРП;
      8) оспариваемая сделка – сделка, указанная в подразделе 9.2 (b)(v) ОСРП и пункте 8 настоящих Правил;
      9) инициатор оспариваемой сделки (далее – ИОС) – имеет значение, указанное в подразделе 9.2(b)(v) ОСРП и пункте 8 настоящих Правил;
      10) пункт доставки – имеет значение, указанное в статье I ОСРП;
      11) участник или участники – имеет значение, указанное в пункте 3 настоящих Правил;
      12) КТК – имеет значение, указанное в статье I ОСРП;
      13) подрядчик – подрядные компании, указанные в статье I ОСРП;
      14) нефтегазовое сырье – имеет значение, указанное в статье I ОСРП;
      15) доля нефтегазового сырья – имеет значение, указанное в статье I ОСРП;
      16) ОСРП – окончательное соглашение о разделе продукции подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения от 18 ноября 1997 года (с изменениями и дополнениями);
      17) дата вступления в силу ОСРП означает 27 января 1998 года;
      18) полномочный орган – имеет значение, указанное в статье I ОСРП;
      19) совместный комитет по сбыту (далее – СКС) – комитет, указанный в подразделе 9.2(а) ОСРП;
      20) эксперт – лицо, указанное в подразделе 30.2(b) ОСРП;
      21) чистая выручка – имеет значение, указанное в подразделе 9.2(b)(ii) ОСРП;
      22) окончательная продажа – имеет значение, указанное в статье I ОСРП;
      23) БЧ означает Большой Чаган;
      24) ФОБ в отношении любого объема углеводородов в любом пункте доставки означает, что эти углеводороды предоставляются для отгрузки в таком пункте доставки на условиях франко-борт, но без предоплаты или принятия других обязательств в отношении дальнейшей транспортировки, обработки, страхования и любых прочих сборов, затрат или расходов;
      25) малый нефтеперерабатывающий завод (далее – малый НПЗ) – имеет значение, указанное в статье I ОСРП.

3. Учреждение совместного комитета по сбыту и сфера его полномочий, утвержденные и оспариваемые сделки

      3. В соответствии со статьей IX ОСРП (изложена в приложении к настоящим Правилам) стороны учреждают СКС. В соответствии с ОСРП: в состав СКС войдут по одному человеку от каждой подрядной компании (или от каждой группы подрядных компаний, договорившихся действовать вместе) и такое же число Участников от полномочного органа (или меньшее число, определяемое по его усмотрению); для проведения заседаний требуется кворум, который составляют большинство лиц, назначаемых подрядными компаниями, и большинство лиц, назначаемых полномочным органом.
      Полномочный орган или подрядчик (каждый из которых применительно к настоящим Правилам именуется Участник) будут иметь по одному голосу в процессе принятия решений СКС, причем для принятия любого такого решения необходимо, чтобы за данное решение проголосовали оба Участника.
      4. В соответствии с положениями статьи IX ОСРП все решения по вопросам транспортировки, обработки, обмена и продажи (как в рамках окончательной продажи, так и иначе) нефтегазового сырья, за исключением сырья из надежного потока, как предусмотрено в разделе 9.7 ОСРП (совместная деятельность), принимаются СКС или подрядчиком, если ему были делегированы полномочия СКС. Во избежание разночтений совместная деятельность первоначально будет включать помимо прочего:
      1) принятие решений по вопросам транспортировки, обмена и продажи нефтегазового сырья, перекачиваемого по системе КТК;
      2) принятие решений по вопросам транспортировки, обмена и продажи нефтегазового сырья, направляемого в город Оренбург;
      3) нефтегазового сырья, реализуемого газовому проекту;
      4) нефтегазового сырья, подлежащего реализации малому НПЗ в соответствии с разделом 9.13 ОСРП.
      5. Каждый Участник вправе предлагать СКС сделки при условии, что такое предложение (x) будет предусматривать сделку окончательной продажи и (у) будет предусматривать либо использование существующих коммерческих договоренностей (утвержденных ранее СКС) между пунктом доставки и пунктом сбыта в рамках предлагаемой сделки окончательной продажи так, чтобы не препятствовать их использованию для другой совместной деятельности либо использованию предлагаемых новых коммерческих договоренностей, которые не будут препятствовать существующей совместной деятельности. Решения принимаются СКС с целью обеспечения максимальной чистой выручки с учетом объемов, условий, надежности и кредитоспособности контрагента и наличия или отсутствия альтернатив.
      6. Участник вправе представить свои возражения в отношении предлагаемой сделки только в следующих случаях:
      1) когда может быть осуществлена другая сделка, в результате которой может быть получена более высокая чистая выручка;
      2) в отношении сделок окончательной продажи – покупатель не в состоянии обеспечить надежность платежа, достаточную для обоснования сделки;
      3) когда предлагаемая сделка сопряжена с более высоким риском невыполнения обязательств контрагентом, чем другие имеющиеся варианты для сделки;
      4) когда себестоимость добычи нефтегазового сырья, необходимого для осуществления предлагаемой сделки, выше предполагаемой чистой выручки;
      5) когда при отсутствии другого непосредственно возможного варианта Участники берут на себя обязательство на гораздо более продолжительный период, чем тот, в течение которого можно с достаточной степенью вероятности ожидать появления более выгодного альтернативного варианта сделки;
      6) в отношении договоров, срок действия которых превышает один год, когда в предложенной сделке отсутствует положение об индексации цен, в достаточной степени отражающее возможный рост справедливой рыночной цены в течение срока осуществления сделки;
      за исключением тех случаев, когда возражающий Участник предлагает альтернативный вариант сделки, объем которой не превышает причитающейся данному Участнику доли нефтегазового сырья за вычетом его пропорциональной доли существующих договорных обязательств, а также тех случаев, когда в связи с существующей производственной мощностью или существующими коммерческими договоренностями (ранее утвержденными СКС) данные два предлагаемых варианта в определенной степени взаимно исключают друг друга.
      7. Сделки, утвержденные СКС, именуются «Утвержденные сделки». Доли нефтегазового сырья обоих Участников распределяются между утвержденными сделками, и при этом оба Участника участвуют в затратах и поступлениях в связи с утвержденными сделками на пропорциональной основе.
      8. Если СКС не утверждает предлагаемую сделку, то предложивший ее Участник («Инициатор оспариваемой сделки» или «ИОС») может осуществлять указанную сделку («Оспариваемая сделка») в течение периода продолжительностью не более трех лет, закупив данный объем нефтегазового сырья в пункте доставки, при условии, что указанный объем не будет превышать права ИОС на нефтегазовое сырье, и с учетом существующих договорных обязательств на пропорциональной основе у обоих Участников по справедливой рыночной цене, определяемой в порядке, установленном в разделе 9.2(b) (vi). В тех случаях, (х) когда любой Участник желает осуществлять сделку, в отношении которой со стороны другого Участника имеются возражения, основанные на экономических причинах, изложенных в подпунктах (а) – (е) пункта 6 настоящих Правил, и (y) когда другой Участник желает осуществлять сделку, в отношении которой со стороны первого Участника имеются возражения, основанные исключительно на причинах неэкономического характера, изложенных в оговорке в конце пункта 6, и (z) когда две сделки частично или полностью взаимно исключают друг друга в связи с ограничениями в отношении производственной мощности и существующими договорными обязательствами, то тогда предлагаемая сделка, упомянутая выше в части (x) может осуществляться в качестве оспариваемой сделки в пределах, соответствующих праву предложившего ее Участника на нефтегазовое сырье, за вычетом пропорциональной доли его существующих обязательств, и при этом предлагаемая сделка, упомянутая выше в части (y), должна осуществляться в качестве утвержденной сделки в пределах, соответствующих праву предложившего ее Участника на нефтегазовое сырье, за вычетом пропорциональной доли его существующих обязательств.
      9. Стоимость нефтегазового сырья, реализуемого посредством оспариваемой сделки, определяется (x) СКС или (y) при отсутствии согласия со стороны СКС – по согласованию Участников или (z) при отсутствии согласия со стороны Участников – Экспертом в порядке, установленном в подразделе 9.2(b)(vi) и статье XXX ОСРП (изложенной в приложении к настоящим Правилам).

4. Порядок определения цены на нефтегазовое сырье, добываемое на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении

      10. Цена сделки на нефтегазовое сырье, кроме сделок по купле-продаже нестабилизированного конденсата и сырого газа, поставляемого для дальнейшей переработки на Оренбургском газоперерабатывающем комплексе, к которым применяется пункт 11 настоящих Правил, определяется следующим образом:
      для определения цены сделки на нефтегазовое сырье подрядчик применяет методологию, указанную в статье IX ОСРП. Сделки утверждаются совместным комитетом по сбыту (или при сделках, которые иным образом осуществляются и оцениваются с участием Эксперта, в соответствии с процедурой оспариваемой сделки, предусмотренной в подразделе 9.2(b)(v)–(vi) ОСРП). Полученная цена сделки считается рыночной и основанной на принципе «вытянутой руки».
      11. Цена сделки на нестабилизированный конденсат и сырой газ, поставляемый для дальнейшей переработки на Оренбургский газоперерабатывающий комплекс, определяется следующим образом:
      учитывая (1) условия на местном рынке, включая невозможность хранения нестабилизированного конденсата и сырого газа на производственной площадке в связи со свойствами данной продукции, (2) ограниченное количество покупателей, обладающих неограниченным доступом к Оренбургскому газоперерабатывающему комплексу и местным нефтеперерабатывающим заводам, (3) принимая во внимание наличие монополии на транспорт и переработку нестабилизированного конденсата и сырого газа и тот факт, что (4) поставки нестабилизированного конденсата и сырого газа для дальнейшей переработки на Оренбургском газоперерабатывающем комплексе могут осуществляться только по специальной трубопроводной системе, что в свою очередь существенно влияет на формирование рыночной цены, для определения цены сделки на нестабилизированный конденсат и сырой газ для дальнейшей переработки на Оренбургском газоперерабатывающем комплексе подрядчик применяет методологию, указанную в статье IX ОСРП. Сделки утверждаются совместным комитетом по сбыту в соответствии со статьей IX ОСРП (или при сделках, которые иным образом осуществляются и оцениваются с участием Эксперта в соответствии с процедурой оспариваемой сделки, редусмотренной в подразделе 9.2(b)(v)–(vi) ОСРП). Полученная цена сделки считается рыночной и основанной на принципе «вытянутой руки».
      12. Процедура (методология) определения рыночной цены, установленная настоящими Правилами, применяется к сделкам, заключенным с даты вступления в силу ОСРП, включая сделки с контрагентами, зарегистрированными в странах с льготным налогообложением.

Приложение
к постановлению Правительства Республики Казахстан
от 26 июня 2012 года № 848

      СТАТЬЯ I. «Определения» Окончательного соглашения о разделе продукции подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения от 18 ноября 1997 года
      (Извлечение)
      ОПРЕДЕЛЕНИЯ
      Полномочный орган означает акционерное общество закрытого типа «Национальная нефтегазовая компания «Казахойл», действующее в интересах Республики Казахстан, либо любое другое физическое или юридическое лицо, определенное Правительством Республики Казахстан в качестве «Полномочного органа» либо его правопреемников.
      Подрядчик означает (i) на период с даты выдачи лицензии до даты приобретения доли Тексако (не включая эту дату) – Аджип, Бритиш Газ и РАО Газпром; (U) на период с даты приобретения доли Тексако (включительно) до даты подписания настоящего Соглашения (не включая эту дату) – Аджип, Бритиш Газ, РАО Газпром и Тексако; и (iii) на период с даты подписания настоящего Соглашения (включительно) и далее (с учетом положений статьи XXIII и настоящего Соглашения) – Аджип, Бритиш Газ, Тексако и ЛУКОЙЛ. Относительные доли участия подрядныхкомпаний в подрядчике на дату заключения настоящего Соглашения являются следующими (и могут быть изменены только в соответствии с положениями статьи ХХIII настоящего Соглашения): Аджип – 32,5%; Бритиш Газ-32,5%; Тексако – 20%; и ЛУКОЙЛ – 15%.
      КТК означает трубопровод от Атырау до Новороссийска, который предстоит построить и сдать в эксплуатацию.
      Пункт доставки в отношении любых объемов нефтегазового сырья, полученных по настоящему Соглашению, означает, как правило, пункт в Казахстане, через который нефтегазовое сырье вывозится с подрядного участка, или, если такой объем не сможет быть замерен с целью распределения продукции по настоящему Соглашению, первый пункт в Казахстане после вывоза за пределы подрядного участка, в котором может быть выполнен такой замер; с той лишь оговоркой, однако, что для нефтегазового сырья, перекачиваемого по соединительному трубопроводу, пунктом доставки будет являться БЧ, а для нефтегазового сырья, перекачиваемого по линиям на Оренбург, пунктом доставки будет являться пункт пересечения этих линий с границей между республикой и Российской Федерацией; а также с той оговоркой, что СКУ вправе время от времени дополнительно устанавливать другие пункты доставки для конкретных потоков нефтегазового сырья.
      Справедливая рыночная цена или справедливая рыночная стоимость в отношении к продаже или поставке любых товарно-материальных ценностей или оказанию услуг означает цену в денежном выражении, которую можно обеспечить при добросовестной продаже независимой третьей стороной таких товарно-материальных ценностей или услуг на соответствующем рынке сбыта, когда цена в денежном выражении является единственной формой оплаты.
      Окончательная продажа означает любую продажу (i) нефтегазового сырья или (ii) любых углеводородов, получаемых подрядчиком, или подрядной компанией или полномочным органом в ходе сделок обмена или серии обменов углеводородами, в которых первая такая сделка по обмену предусматривала поставку нефтегазового сырья подрядчиком или подрядной компанией или полномочным органом за вознаграждение не в виде углеводородов. Во избежание разночтений операция по обмену углеводородами не рассматривается как продажа применительно к настоящему Соглашению.
      Газовый проект означает предприятие, рассчитанное на (i) изначальную мощность переработки в объеме 5 млрд. кубометров в год (неочищенного) газа (или в большем или меньшем объеме по согласованию полномочного органа, подрядчика и спонсоров газового проекта) и (ii) на окончательную мощность переработки в объеме не менее 10 млрд. кубометров в год (неочищенного) газа; а также трубопроводы для транспортировки очищенного газа в пункт доставки, согласуемый между спонсорами газового проекта и республикой.
      Нефтегазовое сырье означает нефть, газ, конденсат, прочие углеводородные продукты, а также все прочие углеводородные вещества, которые могут быть обнаружены, добыты или иным образом получены и сохранены при эксплуатации подрядного участка.
      Доля нефтегазового сырья по настоящему Соглашению применительно к подрядчику, любой подрядной компании или полномочному органу означает, соответственно, совокупный объем компенсационного нефтегазового сырья, прибыльного нефтегазового сырья и прочего нефтегазового сырья, который в соответствии с условиями настоящего Соглашения и сопутствующих документов будет время от времени причитаться данной стороне.
      Малый НПЗ означает (и ограничивается данным значением) нефтеобрабатывающий и нефтеперерабатывающий завод, рассчитанный на переработку 400 000 тонн жидких углеводородов в год, который уже частично построен на территории подрядного участка.
      СТАТЬЯ IX. «Реализация и исчисление стоимости нефтегазового сырья» Окончательного Соглашения о разделе продукции подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения от 18 ноября 1997 года
      РАЗДЕЛ 9.1. Общие положения. Применительно ко всем финансовым показателям, стоимость нефтегазового сырья и попутных веществ определяется в порядке, установленном в настоящей статье. Сбыт и иные виды реализации нефтегазового сырья и попутных веществ осуществляются в порядке, установленном в настоящей статье IX. В настоящей статье также оговариваются условия или методика определения условий выборки нефтегазового сырья малым НПЗ, выборки нефтегазового сырья, получаемого в соответствии со статьей IX, и продажи нефтегазового сырья, реализуемого в связи с оспариваемыми сделками.
      РАЗДЕЛ 9.2. Совместный сбыт. (а) Совместный комитет по сбыту. Стороны учреждают совместный комитет по сбыту («СКС»). В состав СКС войдут по одному человеку от каждой подрядной компании (или от каждой группы подрядных компаний, договорившихся действовать вместе), имеющей не менее чем пятнадцатипроцентное (15%) долевое участие и такое же число Участников от полномочного органа (или меньшее число, определяемое по его усмотрению). Для проведения заседаний требуется кворум, который составляют большинство лиц, назначаемых подрядными компаниями, и большинство лиц, назначаемых полномочным органом. Полномочный орган и подрядчик (каждый из которых применительно к настоящей статье IX именуется «Участником») будут иметь по одному голосу в процессе принятия решений СКС, причем для принятия любого такого решения необходимо, чтобы за данное решение проголосовали оба Участника.
      (b) Совместно решаемые вопросы, (i) начиная с даты вступления в силу, с учетом изложенных ниже подразделов (iv), (v) и (vi), все решения по вопросам о транспортировке, обработке, обмене и продаже(как в рамках окончательной продажи, так и иначе) нефтегазового сырья, за исключением сырья из надежного потока, как предусмотрено в разделе 9.7 («Совместная деятельность»), принимаются СКС или подрядчиком, если ему были делегированы полномочия СКС. Во избежание разночтений совместная деятельность первоначально будет включать, помимо прочего, (А) принятие решений по вопросам транспортировки, обмена и продажи нефтегазового сырья, перекачиваемого по системе КТК, (В) принятие решений по вопросам транспортировки, обмена и продажи нефтегазового сырья, направляемого в Оренбург, и (С) нефтегазового сырья, реализуемого газовому проекту,а также (D) нефтегазового сырья, подлежащего реализации малому НПЗ в соответствии с разделом 9.13.
      (ii) Каждый Участник вправе предлагать СКС сделки при условии, что в этих предложениях (х) будет предусматриваться предполагаемая сделка окончательной продажи и (у) будет предусматриваться либо использование уже существующих коммерческих договоренностей (утвержденных ранее СКС) между пунктом доставки и пунктом сбыта в рамках предлагаемой сделки окончательной продажи так, чтобы не препятствовать их использованию для других видов совместной деятельности, либо использование предлагаемых новых коммерческих договоренностей, которые не будут препятствовать существующим видам совместной деятельности. Решения принимаются СКС с целью обеспечения максимальной чистой выручки с учетом объемов, условий, надежности и кредитоспособности контрагента и наличия или отсутствия альтернатив. Применительно к настоящей статье IX термин «Чистая выручка» означает общие поступления от сделок окончательной продажи, продажи третьей стороне и продажи связанной стороне за вычетом издержек реализации в соответствии с определением, данным этому термину в разделе 9.5.
      (iii) Участник вправе представить свои возражения в отношении предлагаемой сделки только в следующих случаях:
      (A) когда может быть осуществлена другая сделка, в результате которой может быть получена более высокая чистая выручка;
      (B) в отношении сделок окончательной продажи – когда покупатель не в состоянии обеспечить надежность платежа, достаточную для обоснования сделки;
      (C) когда предлагаемая сделка сопряжена с более высоким риском невыполнения обязательств контрагента, чем другие имеющиеся варианты сделки;
      (D) когда себестоимость добычи нефтегазового сырья, необходимого для осуществления предлагаемой сделки, выше предполагаемой чистой выручки;
      (E) когда при отсутствии другого непосредственно возможного варианта Участники берут на себя обязательства на гораздо более продолжительный период, чем тот, в течение которого можно с достаточной степенью вероятности ожидать появления более выгодного альтернативного варианта сделки; или
      (F) в отношении договоров, срок действия которого превышает один год, когда в предложенной сделке отсутствует положение об индексации цен, в достаточной степени отражающее возможный рост справедливой рыночной цены в течение срока осуществления сделки;
      за исключением тех случаев, когда возражающий Участник предлагает альтернативный вариант сделки, объем которой не превышает причитающейся данному Участнику доли нефтегазового сырья за вычетом его пропорциональной доли существующих договорных обязательств, а также тех случаев, когда в связи с существующей производственной мощностью или существующими коммерческими договоренностями (ранее утвержденными СКС), данные два предлагаемых варианта в определенной степени взаимно исключают друг друга.
      (iv) Сделки, утверждаемые СКС, именуются «Утвержденными сделками» – доли нефтегазового сырья обоих Участников распределяются между утвержденными сделками, и при этом оба Участника участвуют в затратах и поступлениях в связи с утвержденными сделками на пропорциональной основе. Все обязательства по сделкам, принятые подрядчиком в качестве агента полномочного органа и действующие на дату вступления в силу, относятся к утвержденным сделкам в течение установленного срока действия указанных обязательств, но не включая любые сроки продления, кроме осуществляемых исключительно по усмотрению контрагента. Сбыт нефтегазового сырья малому НПЗ в порядке, предусмотренном в разделе 9.13, также относится к утвержденным сделкам.
      (v) Если СКС не утверждает предлагаемую сделку, то предложивший Участник («Инициатор оспариваемой сделки» или «ИОС») может осуществлять указанную сделку («Оспариваемая сделка») в течение периода продолжительностью не более трех лет, закупив данный объем нефтегазового сырья в пункте доставки, при условии, что указанный объем не будет превышать права ИОС на нефтегазовое сырье, и с учетом существующих договорных обязательств на пропорциональной основе у обоих Участников по справедливой рыночной цене, определяемой в порядке, установленном в разделе 9.2(b) (vi). Оплата указанного закупаемого объема производится, если это возможно, путем компенсационного зачета между суммой оплаты ИОС указанного закупаемого объема и денежной суммой, предусмотренной долевым правом ИОС в этом или последующих подрядных периодах из чистых поступлений от утвержденных сделок и оспариваемых сделок. В тех случаях, (х) когда любой Участник желает осуществлять сделку, в отношении которой со стороны другого Участника имеются возражения, основанные на экономических причинах, изложенных в подразделах (А) – (F) раздела 9.2(b)(iii), и (у) когда другой Участник желает осуществлять сделку, в отношении которой со стороны первого Участника имеются возражения, основанные исключительно по причине неэкономического характера, изложенные в оговорке в конце раздела 9.2(b)(iii), и (z) когда две сделки частично или полностью взаимно исключают друг друга в связи с ограничениями в отношении производственной мощности и существующими договорными обязательствами, то тогда предлагаемая сделка, упомянутая выше в п. (х), может осуществляться в качестве оспариваемой сделки в пределах, соответствующих праву предложившего ее Участника на нефтегазовое сырье, за вычетом пропорциональной доли его существующих обязательств, и при этом предлагаемая сделка, упомянутая выше в подразделе (у), должна осуществляться в качестве утвержденной сделки в пределах, соответствующих праву предложившего ее Участника на нефтегазовое сырье, за вычетом пропорциональной доли его существующих обязательств.
      (vi) Стоимость нефтегазового сырья, реализуемого путем оспариваемой сделки, применительно к финансовым показателям, а также применительно к исчислению суммы, подлежащей уплате со стороны приобретающего Участника, определяется по справедливой рыночной цене в пункте доставки, которая была бы получена в результате независимой коммерческой сделки и определяется (х) СКС, или (у) при отсутствии согласия со стороны СКС – по согласованию Участников, или (z) при отсутствии согласия со стороны Участников – Экспертом в порядке, установленном в настоящем подразделе и статье XXX. При определении такой справедливой рыночной цены при независимой коммерческой сделке СКС Участники или Эксперт в зависимости от обстоятельств принимают во внимание следующие факторы:
      (A) наличие альтернативных вариантов сделки в отношении нефтегазового сырья того типа, который предлагается к реализации в рамках оспариваемой сделки, если таковые варианты существует (и чистую стоимость таких сделок);
      (B) чистую стоимость единицы продукции (удельную стоимость) данного типа нефтегазового сырья в результате существующих утвержденных сделок (но только при условии, что указанные утвержденные сделки в состоянии обеспечить такую чистую удельную стоимость при более высокой удельной пропускной способности);
      (C) чистую удельную стоимость, которую вероятно удастся обеспечить в результате оспариваемой сделки (с учетом всех соответствующих факторов, включая, в частности, надежность и кредитоспособность контрагента);
      (D) продолжительность предлагаемой сделки и любых более выгодных альтернативных сделок, возникновение которых можно с достаточной степенью вероятности ожидать в течение указанного периода; а также
      (E) цели Участников по обеспечению максимальной чистой выручки.
      В случае если справедливая рыночная цена при независимой коммерческой сделке определяется Экспертом, то последний должен также (аа) указывать, будет ли определяемая им удельная стоимость больше, равна или меньше, чем определяемая им вероятная чистая удельная стоимость оспариваемой сделки, и привести обоснования этого; и (bb) в отношении тех сделок, которые связаны с обязательствами, срок действия которых продолжается больше одного года, – определять, во-первых, необходимо ли, и если необходимо – то в какой степени корректировать справедливую рыночную цену указанных сделок в течение срока действия договора, и, во-вторых, каким должен быть соответствующий механизм осуществления любой такой необходимой корректировки. После вынесения Экспертом указанного заключения каждый Участник может в течение десяти(10) дней изменить свое решение (т. е. тот Участник, который предложил оспариваемую сделку, может принять решение не осуществлять ее, или тот Участник, который представил свои возражения, может принять решение отозвать свои возражения (причем в последнем случае данная сделка будет квалифицироваться как утвержденная сделка)).
      (vii) В тех случаях, когда Экспертом будет установлено, что удельная справедливая рыночная цена для оспариваемой сделки непревышает определенной им вероятной удельной чистой стоимости оспариваемой сделки, то тогда предлагаемая сделка становится утвержденной сделкой.
     (viii) Каждый Участник ежегодно представляет в СКС бухгалтерский отчет о своих оспариваемых сделках за предшествующие двенадцать месяцев с указанием чистой выручки, полученной на единицу продукции за указанный период. В случае если в результате оспариваемой сделки будет получена чистая выручка на единицу продукции в размере не менее удельной справедливой рыночной цены, определенной СКС, Участниками или Экспертом, то тогда, по усмотрению того Участника, который первоначально возражал против предложенной в то время сделки, такая сделка может рассматриваться так, как если бы она являлась утвержденной сделкой в течение указанного двенадцатимесячного периода, с внесением соответствующих коррективов в совместный банковский счет и во все расчеты, относящиеся к финансовым показателям.
      (c) Осуществление утвержденных сделок. Подрядчик несет ответственность за осуществление всех утвержденных сделок.
      (d) Осуществление оспариваемых сделок. В пункте доставки к инициатору оспариваемой сделки переходит право собственности на все нефтегазовое сырье, направляемое на осуществление оспариваемых сделок, и при этом он несет ответственность за всю последующую деятельность, относящуюся к данному нефтегазовому сырью, с той лишь оговоркой, что ИОС вправе запросить подрядчика осуществлять указанную деятельность, причем его запрос не должен быть необоснованно отклонен.
      (e) Раскрытие информации. Подрядчик представляет любому члену совместного комитета по сбыту по его требованию всю информацию и документацию в отношении всех утвержденных сделок и оспариваемых сделок, осуществляемых подрядчиком.
      (f) Доступ к объектам. Во избежание разночтений стороны понимают, что осуществление оспариваемой сделки полномочным органом не освобождает подрядчика от его обязательств по разделу 3.10.
      (g) Если СКС выявит возможности для утвержденных сделок по принципу продажи за наличные деньги («спот»), то СКС должен принять соответствующий механизм, позволяющий проводить такой сбыт без необходимости утверждения каждой сделки в СКС.
      РАЗДЕЛ 9.3. Исчисление стоимости оспариваемых сделок. Стоимость нефтегазового сырья, получаемого с целью осуществления оспариваемых сделок, определяется в соответствии с вышеизложенными положениями раздела 9.2(b)(vi) применительно ко всем финансовым показателям и к исчислению суммы, подлежащей уплате со стороны приобретающего Участника. Права обоих Участников на нефтегазовое сырье распределяются в отношении оспариваемых сделок пропорционально, причем оба Участника принимают участие в поступлениях от закупки указанного нефтегазового сырья со стороны ИОС на пропорциональной основе. Подрядчик ведет отдельный учет по каждой осуществляемой им оспариваемой сделке для того Участника, в чью пользу осуществляется оспариваемая сделка, и заносит этому Участнику на кредит или на дебет разницу между (i) расчетной стоимостью, определяемой в соответствии с вышеизложенными положениями раздела 9.2(b)(vi), и (ii) фактически полученными поступлениями за вычетом фактических затрат по характеру своему относимых к издержкам реализации. Указанные кредитование или дебетование не принимаются во внимание при расчете всех финансовых показателей.
      РАЗДЕЛ 9.4. Исчисление стоимости нефтегазового сырья, получаемого с целью реализации в рамках утвержденных сделок.Стоимость нефтегазового сырья, получаемого с целью реализации в рамках утвержденных сделок, применительно ко всем финансовым показателям определяется в следующем порядке.
      (а) Стоимость каждого барреля жидких углеводородов, получаемых за подрядный период, определяется в следующем порядке:
      (i) в пункте доставки каждому баррелю присваивается условное значение, равное нулю. С учетом последующей корректировки, осуществляемой в предусмотренном в настоящем разделе порядке, условное значение должно использоваться для расчета всех финансовых показателей;
      (ii) после этого стоимость каждого барреля корректируется на момент его (или любых получаемых в обмен на него углеводородов) продажи, использования для оплаты в натуре, окончательного установления его утраты или окончательной реализации в ином порядке, в следующем порядке:
      (А) в случае продажи третьей стороне (кроме оспариваемых сделок) — стоимость барреля определяется по сумме фактической выручки, получаемой в отношении указанной сделки продажи за баррель, за вычетом издержек реализации за баррель применительно к данной продаже;
      (В) в случае продажи связанной стороне, которая представляет собой окончательную продажу с поставкой в пункт экспорта из БСС или в пункт за пределами БСС (кроме оспариваемых сделок), – по каждой партии стоимость барреля определяется по среднему арифметическому цен за баррель репрезентативных жидких углеводородов и жидких углеводородных продуктов за пятидневный период, центральной датой которого является дата коносамента по данной партии, на условиях ФОБ репрезентативные порты экспорта, опубликованных в журнале «Plaits Oilgrarn» (или в ином справочнике рыночных цен, пользующемся международным признанием и выбираемом по договоренности сторон), с необходимыми поправками на качество сортность, объемы и другие особые обстоятельства (при их наличии), за вычетом издержек реализации за баррель применительно к данной продаже;
      (С) в случае продажи связанной стороне, которая представляет собой окончательную продажу с поставкой в пункт на территории БСС (кроме оспариваемых сделок) по каждой партии стоимость барреля определяется по его справедливой рыночной цене в пункте поставки покупателю, определяемой на основе аналогичных сделок с аналогичными жидкими углеводородами или жидкими углеводородными продуктами, с необходимыми поправками на место, характер сторон и разницу в качестве, за вычетом издержек реализации за баррель применительно к данной продаже;
      (D) в случае сбыта в рамках оспариваемой сделки – стоимость барреля определяется в порядке, установленном в разделе 9.2(b)(vi);
      (E) в случае, если будет окончательно установлена утрата продукции, то по каждому утраченному объему – стоимость барреля будет равна нулю или более высокому значению за каждый баррель, получаемый в конечном счете в результате любого иска, возбуждаемого против третьих сторон с целью возмещения указанных убытков, будь то в соответствии с договорами страхования, договорами о транспортировке и обработке продукции, другими соглашениями или же в ином порядке;
      (F) в случае использования для оплаты в натуре – стоимость барреля будет равна средневзвешенной (по объему) стоимости (определяемой в соответствии с приведенными выше параграфами (А) – (С), но до вычета издержек реализации) по всем жидким углеводородам, реализуемым в рамках сделок окончательной продажи за данный подрядный период; с той лишь оговоркой, однако, что при отсутствии таких сделок окончательной продажи за данный подрядный период стоимость будет равняться среднему значению, определенному за последний подрядный период, за который ее представляется возможным определить, либо, если указанное среднее значение не было определено за любой предшествующий подрядный период, – среднему значению, определяемому за ближайший подрядный период, за который ее представляется возможным определить;
      (G) в случае реализации путем продажи с использованием бартера – стоимость барреля определяется по средневзвешенной (по объему) стоимости (определяемой в соответствии с приведенными выше параграфами (А) – (С), но до вычета издержек реализации) по всем жидким углеводородам, реализуемым в рамках сделок окончательной продажи за данный подрядный период; с той лишь оговоркой, однако, что при отсутствии таких сделок окончательной продажи за данный подрядный период стоимость будет равняться среднему значению, определенному за последний подрядный период, за который ее представляется возможным определить, либо, если указанное среднее значение не было определено за любой предшествующий квартал, – среднему значению, определяемому за ближайший подрядный период, за который ее представляется возможным определить, за вычетом издержек реализации за баррель применительно к данной реализации;
      (Н) в случае реализации нефтегазового сырья в ином порядке, отличном от установленного в параграфах (А) – (G) настоящего раздела 9.4, СКС согласует соответствующий метод исчисления, включая любые положения в отношении учета издержек реализации, если это потребуется. При отсутствии согласования СКС данный вопрос передается на экспертизу в порядке, предусмотренном в разделе 30.2.
      (b) стоимость каждой тысячи кубометров газа, получаемого за подрядный период, определяется в следующем порядке:
      (i) в пункте доставки каждой тысяче кубометров присваивается условное значение, равное нулю;
      (ii) после этого стоимость каждой тысячи кубометров газа корректируется на момент его (или любых получаемых в обмен на него углеводородов) продажи, использования для оплаты в натуре, окончательного установления его утраты или окончательной реализации в ином порядке, в следующем порядке:
      (А) в случае продажи третьей стороне (кроме оспариваемых сделок), стоимость определяется по сумме фактической выручки, получаемой при указанной продаже за тысячу кубометров, за вычетом издержек реализации за тысячу кубометров применительно к данной продаже;
      (В) в случае продажи связанной стороне, которая представляет собой окончательную продажу (кроме оспариваемых сделок), стоимость определяется по цене за тысячу кубометров газа за данный подрядный период, согласуемой сторонами настоящего Соглашения, за вычетом издержек реализации за тысячу кубометров применительно к данной продаже;
      (C) в случае сбыта газовому проекту стоимость определяется на условиях, предусмотренных в договоре о поставках, согласованном между полномочным органом, подрядчиком и спонсорами газового проекта, за вычетом издержек реализации за тысячу кубометров применительно к данной продаже;
      (D) в случае продажи в рамках оспариваемой сделки стоимость определяется в порядке, установленном в разделе 9.2(b)(vi);
      (E) в случае если будет окончательно установлена утрата продукции, то по каждому утраченному объему стоимость будет равна нулю или более высокому значению за каждую тысячу кубометров, полученному в конечном счете в результате любого иска, возбуждаемого против третьих сторон с целью возмещения указанных убытков, будь то в соответствии с договорами страхования, договорами о транспортировке и обработке продукции, другими соглашениями или же в ином порядке;
      (F) в случае использования для оплаты в натуре стоимость будет равна средневзвешенной (по объему) стоимости (определяемой в соответствии с приведенными выше параграфами (А) – (В)) до вычета издержек реализации по всему газу, реализуемому в рамках сделок окончательной продажи за данный подрядный период; с той лишь оговоркой, однако, что при отсутствии таких сделок окончательной продажи за данный подрядный период стоимость будет равняться среднему значению, определенному за последний подрядный период, за который ее представляется возможным определить, либо, если указанное среднее значение не было определено за любой предшествующий подрядный период, – среднему значению, определяемому за ближайший следующий подрядный период, за который ее представляется возможным определить;
      (G) в случае реализации путем продажи с использованием бартера стоимость определяется по средневзвешенной (по объему) стоимости (определяемой в соответствии с приведенными выше параграфами (А) – (С)) до вычета издержек реализации по всему газу, реализуемому в рамках сделок окончательной продажи за данный подрядный период; с той лишь оговоркой, однако, что при отсутствии таких сделок окончательной продажи за данный подрядный период стоимость будет равняться среднему значению, определенному за последний подрядный период, за который ее представляется возможным определить, либо, если указанное среднее значение не было определено за любой предшествующий подрядный период, – среднему значению, определяемому за ближайший следующий подрядный период, за который ее представляется возможным определить, за вычетом издержек реализации за тысячу кубометров применительно к данной продаже.
      (Н) в случае реализации нефтегазового сырья в ином порядке, отличном от установленного в пп. (А) – (G) настоящего раздела 9.4, СКС согласует соответствующий метод исчисления, включая любые положения в отношении учета издержек реализации, если это потребуется. При отсутствии согласования СКС данный вопрос передается на экспертизу в порядке, предусмотренном в разделе 30.2.
      (c) В тот момент, когда будет оправдано получение прочих углеводородных продуктов и (или) любых попутных веществ для их реализации отдельно от жидких углеводородов или газа, стороны должны будут встретиться и провести добросовестные переговоры с целью определения метода исчисления стоимости указанной продукции. Данные переговоры должны включать вопросы о том, должны ли указанные сделки первоначально рассматриваться в качестве составного элемента совместной деятельности согласно разделу 9.2 или же как сбыт в надежные потоки согласно разделу 9.7. Если они будут отнесены к составному элементу совместной деятельности, то СКС должен установить порядок официального рассмотрения и согласования в СКУ вопроса о том, чтобы условия транспортировки, обработки, обмена, сделок промежуточной и окончательной продажи в отношении прочих углеводородных продуктов были признаны относимыми к надежному потоку и не регулировались более порядком осуществления совместной деятельности.
      (d) В тех случаях, когда поставки нефтегазового сырья полномочному органу осуществляются в соответствии с условиями статьи XI, то тогда исчисление стоимости данного нефтегазового сырья применительно к финансовым показателям должно осуществляться по фактической выручке, получаемой в отношении данной сделки за единицу продукции.
      (e) С целью распределения окончательных прода        нефтегазового сырья, получаемого с целью реализации в рамках утвержденных сделок, и потерь нефтегазового сырья, первоначально полученного с целью реализации в рамках утвержденных сделок, не включенных в издержки на реализацию нефтегазового сырья, получаемого для осуществления утвержденных сделок, применяется принцип «порядка поступления» («ФИФО»). Применительно к настоящему Соглашению принцип ФИФО означает, что нефтегазовое сырье будет считаться реализованным или утраченным в той же последовательности, в какой оно было получено подрядчиком в пункте доставки.
      (f) В случае, если объемы в рамках любой окончательной продажи измеряются не в баррелях (в случае жидких углеводородов) и не в тысячах кубометров (в случае газа), а в других единицах измерения, то тогда цены, действующие применительно к указанным сделкам продажи, должны корректироваться таким образом, чтобы отражать цену за баррель или за тысячу кубометров (в зависимости от обстоятельств) с помощью переводных коэффициентов, определяемых по согласованию с СКС, а при отсутствии такого согласования – определяемых Экспертом.
      (g) В случае, если любая из сторон сумеет доказать в достаточно приемлемой для другой стороны форме, что существует метод исчисления стоимости жидких углеводородов, реализуемых в рамках сделки Окончательной продажи в БСС, который позволяет более объективно определить стоимость указанных углеводородов, то тогда этот метод должен применяться для исчисления стоимости сделок окончательной продажи, относящихся к продаже связанным сторонам указанных углеводородов для поставки в БСС.
      (Һ) В случае если физическое или юридическое лицо, осуществляющее транспортировку или обработку нефтегазового сырья после пункта доставки, будет с помощью банка качества или других методов корректировки осуществлять учет расхождений между (i) качеством нефтегазового сырья, получаемого указанным физическим или юридическим липом, и (ii) качеством нефтегазового сырья, поставляемого указанным физическим или юридическим лицом, то тогда удельная стоимость корректируется таким образом, чтобы полностью учитывать эти расхождения (но без дублирования любых статей, включенных в расчет издержек реализации).
      РАЗДЕЛ 9.5. Издержки реализации по утвержденным сделкам
      (а) Определение. Для целей определения издержек реализации по утвержденным сделкам «издержки реализации» в отношении проданного нефтегазового сырья любого объема и любого типа означают те затраты (включая все налоги, пошлины и аналогичные платежи, стоимость страхования от потерь нефтегазового сырья, платежи в натуре в форме нефтегазового сырья или нефтегазовой продукции), а также те незастрахованные физические потери нефтегазового сырья (включая естественную убыль в процессе обработки), которые понесены ниже по ходу движения от пункта доставки в связи с обработкой и транспортировкой в пункт окончательной продажи (в отношении продажи третьей стороне) или в пункт, в котором производилось исчисление стоимости (в отношении продажи связанной стороне), причем указанные затраты и потери: (i) были бы понесены или были бы неизбежными и не были бы застрахованы любым благоразумным и бережливым лицом в рамках аналогичной добросовестной коммерческой сделки при участии независимых сторон, осуществлявшейся в то же время на том же рынке с целью организации обработки и транспортировки до пункта продажи данного нефтегазового сырья (в отношении продажи третьей стороне) или до пункта, в котором производилось исчисление его стоимости (в отношении продажи связанной стороне); и (ii) представляют собой часть актического уплаченного подрядчиком вознаграждения или понесенных им убытков в связи с указанной обработкой и транспортировкой. Стоимость оплаты в натуре в форме нефтегазового сырья, а также его физических потерь, предусмотренных в определении издержек реализации, определяется с целью исчисления издержек реализации на основе стоимости, присвоенной указанному нефтегазовому сырью в соответствии с вышеизложенными подразделами (Е) и (F) раздела 9.4(a)(ii) и подразделами (Е) и (F) раздела 9.4(b)(ii).
      (b) расчет издержек реализации на единицу продукции. Издержки реализации на баррель жидких углеводородов или на тысячу кубометров газа («удельные издержки реализации») за каждый подрядный период и для каждого пункта осуществления сделок окончательной продажи определяются путем сложения:
      (i) общей суммы издержек реализации, уплачиваемой в денежном выражении в отношении утвержденных сделок за подрядный период,
      (ii) числа потерянных единиц, умноженных на стоимость единицы продукции, определяемую в соответствии с разделом 9.4(a)(ii)(E) дляжидких углеводородов или в соответствии с разделом 9.4(b)(ii)(E) для газа, и
      (iii) числа использованных для оплаты в натуре единиц, умноженного на стоимость единицы продукции, определяемую в соответствии с разделом 9.4(a)(ii)(F) для жидких углеводородов или в соответствии с разделом 9.4(b)(ii)(F) для газа, и деления суммы на общее число единиц продукции, реализованных путем сделок окончательной продажи, бартерных сделок или в ином порядке.
      (c) Если любые другие затраты, которые в ином случае подлежали бы включению в расчет издержек реализации, относятся к оплате подрядчиком или его аффилиированным лицом предоставленных услуг или стоимости их собственных объектов инфраструктуры, то тогда указанные затраты должны включаться в расчет издержек реализации только в том случае, если они не превышают традиционно преобладающих в международной нефтегазовой промышленности ставок взимаемой за это оплаты в рамках аналогичных добросовестных коммерческих сделок с участием независимых сторон. Во избежание разночтений в издержки реализации не включаются вклады капитала и другие платежи, осуществляемые в результате того, что подрядная компания имеет статус владельца, спонсора или акционера любого имущества, средства или сооружения, используемых в процессе транспортировки или обработки нефтегазового сырья (или получаемых в обмен на него углеводородов в рамках одного или нескольких обменов углеводородов) выше по направлению движения от пункта окончательной продажи или другого вида их окончательной реализации. Через своих представителей в СКС подрядчик представляет полномочному органу оправдательную документацию по всем затратам и потерям, включенным в расчет подрядчиком издержек реализации, вместе с достаточно подробными письменными разъяснениями основы данных расчетов и причин указанных затрат и потерь. Если полномочный орган через своих представителей в СКС оспорит расчет издержек реализации, то тогда этот спор будет подлежать урегулированию со стороны Эксперта в порядке, установленном ниже в статье XXX. До вынесения решения в соответствии со статьей XXX указанное разъяснение (при отсутствии явной ошибки) и выполненный подрядчиком расчет издержек реализации имеют преимущественную силу и используются в целях исчисления стоимости; при условии, что любой расчет издержек реализации будет подлежать окончательной корректировке в соответствии с любым решением, выносимым в соответствии со статьей XXX, включая начисление процентов по применимой ставке, начиная с даты первоначального определения стоимости подрядчиком и по дату корректировки указанных сумм включительно.
      РАЗДЕЛ 9.6. Создание совместных счетов
      (a) Подрядчик открывает совместный банковский счет с начислением процентов («Совместный банковский счет»), на который перечисляются поступления от окончательной продажи в рамках утвержденных сделок и тех оспариваемых сделок, которые осуществляются подрядчиком от имени полномочного органа, до оплаты затрат и распределения указанных чистых поступлений между соответствующими сторонами.
      (b) Подрядчик представляет в СКУ прогноз по ожидаемым уровням добычи, реализации, затрат и доходов за каждый подрядный период. Подрядчик обеспечивает наличие достаточных средств на совместном банковском счете для оплаты затрат, включаемых в издержки реализации или по своему характеру относимых к ним в отношении соответствующих сделок, в которых издержки реализации предположительно превысят общую выручку от окончательной продажи по указанным соответствующим сделкам. В случае дефицита средств на совместном банковском счете для покрытия прогнозируемых расходов подрядчик направляет подрядным компаниям денежные требования (пропорциональные праву каждой из них на нефтегазовое сырье, плюс пропорциональная доля расходов каждой подрядной компании, относящихся к праву полномочного органа на нефтегазовое сырье) в отношении средств, необходимых для оплаты ожидаемых расходов, и при этом каждая подрядная компания обязана перечислить указанную сумму на совместный банковский счет. Возврат всех денежных средств, выплаченных по этим требованиям, осуществляется (на пропорциональной основе в порядке очередности их первоначальной оплаты) с совместного банковского счета в последний рабочий день первого месяца, в который появятся в наличии средства сверх прогнозируемых потребностей. Во избежание разночтений любые отрицательные значения, возникающие в результате превышения суммы издержек реализации по отношению к сумме общей выручки от окончательной продажи в рамках утвержденных сделок, зачитываются в соответствующие суммарные значения по нарастающему итогу применительно к расчету финансовых показателей.
      (c) В случае, если фактическая денежная выручка, получаемая в отношении продажи связанным сторонам в рамках утвержденных сделок за любой подрядный период, будет меньше стоимости нефтегазового сырья, использованного в рамках указанных сделок (и установленной в порядке, предусмотренном в настоящей статье IX, до вычета издержек реализации), то тогда подрядчик зачитывает каждой стороне на дебет ее соответствующую долю разницы. В случае, если указанная фактическая денежная выручка будет больше стоимости указанного нефтегазового сырья, то тогда подрядчик зачитывает каждой стороне на кредит ее соответствующую долю разницы.
      (d) С учетом (i) любых корректировок, осуществляемых в отношении уплаты или возмещения любых денежных требований или прогнозируемых удержаний, необходимых для оплаты издержек реализации в порядке, установленном в разделе 9.6(b),(ii) любых зачетов на кредит или дебет, относящихся к закупке нефтегазового сырья в рамках оспариваемой сделки, предусмотренной разделом 9.2(v), или (iii) любых зачетов на кредит или дебет, необходимых для сделок продажи связанной стороне, предусмотренных в соответствии с разделом 9.6(c), в последний рабочий день каждого месяца подрядчик распределяет остаток любых средств, имеющихся на совместном банковском счете, между всеми сторонами пропорционально их праву на долю нефтегазового сырья, к которому относятся такие средства. Во избежание разночтений любая корректировка с учетом кредитования согласно разделам 9.2(v) или 9.6(c)будет предусматривать право стороны на получение средств в азмере кредитуемой суммы, тогда как любая корректировка с учетом дебетования согласно разделам 9.2(v) или 9.6(c) будет рассматриваться как оплата в пользу соответствующей стороны.
      (е) Проценты, начисляемые на совместном банковском счете, распределяются между Участниками в зависимости от перечисленных на счет денежных средств, на которые начисляются эти проценты.
      РАЗДЕЛ 9.7. Надежные потоки сбыта. (а) Нефтегазовое сырье, транспортировка и реализация которого (или транспортировка, обработка и реализация которого) осуществляются в соответствии с договоренностями, которые являются, по мнению СКУ, коммерчески обоснованными и надежными, рассматривается как «Надежные потоки». Стоимость нефтегазового сырья, реализуемого в рамках окончательной продажи в качестве надежных потоков, определяется в порядке, установленном в разделе 9.8.
      (b) Окончательная продажа нефтегазового сырья в качестве надежных потоков не регулируется решениями СКС, а контролируется той стороной или тем Участником, которые имеют право собственности на данное нефтегазовое сырье, с учетом права полномочного органа потребовать от подрядчика сбыта полной или частичной доли нефтегазового сырья, принадлежащего полномочному органу, в соответствии с условиями раздела 9.8.
      (c) СКС устанавливает порядок официального рассмотрения и согласования в СКУ вопроса о том, чтобы условия транспортировки, обработки, обмена, сделок промежуточной и окончательной продажи в отношении того или иного потока были признаны относимыми к надежному потоку и не регулировались более порядком осуществления совместной деятельности.
      РАЗДЕЛ 9.8. Совместный сбыт надежных потоков. (а) С учетом положений о выходе, предусмотренных в разделе 9.8(d), подрядчик или каждая подрядная компания (в зависимости от обстоятельств) несет ответственность за организацию всей транспортировки, обработки, обмена, сделок промежуточной и окончательной продажи нефтегазового сырья от имени полномочного органа в качестве надежных потоков в соответствии с положениями настоящего раздела 9.8. Подрядчик или подрядная компания вправе заключить с полномочным органом отдельное соглашение о совместном сбыте, регулирующее условия и положения, в соответствии с которыми подрядчик или подрядная компания будут осуществлять сбыт принадлежащей полномочному органу доли нефтегазового сырья, при условии что это соглашение о совместном сбыте будет соответствовать настоящему разделу 9.8. Все существенные условия указанного соглашения о совместном сбыте изложены в настоящем разделе 9.8.
      (b) Распределение нефтегазового сырья, принадлежащего полномочному органу. Если полномочный орган не воспользуется своим правом выхода, предусмотренным в разделе 9.8(d), то тогда подрядчик или каждая подрядная компания (в зависимости от обстоятельств) включает пропорциональную долю нефтегазового сырья, принадлежащего полномочному органу, в каждую организуемую подрядчиком или подрядной компанией сделку. Все прямые расходы и издержки (а также внутренние затраты, но только при условии их соответствия изложенным ниже нормам в отношении сделок с аффилиированными лицами), понесенные в связи с такой сделкой, а также поступления от нее, также распределяются между подрядчиком или подрядной компанией и полномочным органом на недискриминационной и пропорциональной основе.
      (c) Разрешенная деятельность подрядчика. В тех случаях, когда подрядчик или подрядная компания заключают договоренности по транспортировке, обработке, обмену, сделкам промежуточной и окончательной продажи нефтегазового сырья от своего имени или от имени полномочного органа, то подрядчик или подрядная компания вправе принять любое решение в отношении принадлежащей полномочному органу доли нефтегазового сырья точно так же, как подрядчик или подрядная компания вправе принять любое решение в отношении операций со своей собственной долей («разрешенная деятельность»). Не умаляя общего характера вышеизложенного предложения, стороны договорились, что подрядчик или подрядная компания имеют право осуществлять следующие конкретные виды деятельности, относящейся к сбыту:
      (i) осуществлять разрешенную деятельность через аффилиированные лица, если только осуществляемая через аффилиированное лицо операция:
      (A) не влечет за собой уменьшения фактической суммы, получаемой полномочным органом, ниже уровня справедливой рыночной цены, а также
      (B) если указанные затраты не превышают традиционно преобладающих в международной нефтегазовой промышленности ставок, устанавливаемых в этом отношении в рамках добросовестных коммерческих сделок между независимыми Участниками.
      В случае, если полномочный орган обоснованно сочтет, что взимаемая аффилиированным лицом цена не соответствует цене аналогичных услуг, на которую согласился бы благоразумный и предусмотрительный оператор в рамках добросовестных коммерческих сделок между независимыми Участниками на данном рынке, то тогда подрядчик и полномочный орган должны провести встречу с целью согласования в порядке, предусмотренном в разделе 9.9(a)(ii), и с учетом раздела 9.9(1) соответствующей цены для независимых третьих сторон, которую можно было бы взять за основу для определения суммы стоимости указанных услуг;
      (ii) осуществлять сделки продажи за наличные деньги или обмены продукции или заключать долгосрочные договоры о поставках, при условии что подрядчик или подрядная компания будут за тридцать дней ставить в известность полномочный орган о любых обязательствах со сроком действия более одного года и предоставлять ему возможность осуществлять свое право выхода, предусмотренное в разделе 9.8(d);
      (iii) заключать договоренности по хеджированию, которые, по мнению подрядчика или подрядной компании, являются благоразумными, при условии что указанные договоренности будут относиться к нефтегазовому сырью, принадлежащему подрядчику или подрядной компании, и к нефтегазовому сырью, принадлежащему полномочному органу на недискриминационной основе. Учет операций по хеджированию осуществляется отдельно, и при этом подрядчик или подрядная компания должны незамедлительно по окончании данного подрядного периода представить полномочному органу соответствующий бухгалтерский отчет за данный подрядный период. полномочный орган вправе в любое время принять решение о прекращении подрядчиком или подрядной компанией заключения дальнейших сделок по хеджированию в отношении нефтегазового сырья, принадлежащего полномочному органу.Никакие положения настоящего раздела не должны трактоваться как предписывающие любой подрядной компании заключать договоренности по хеджированию исключительно в отношении нефтегазового сырья или какой-либо конкретной части нефтегазового сырья.
      При осуществлении разрешенной деятельности подрядчик или подрядная компания постоянно действуют как благоразумная и предусмотрительная компания, имеющая опыт сбыта нефтегазового сырья и нефтегазовой продукции.
      (d) Право выхода. Полномочный орган имеет право выхода и отказа от участия в совместном сбыте нефтегазового сырья, получаемого для надежных потоков, по каждому отдельному потоку, с той лишь оговоркой, что указанное право выхода может осуществляться только перспективно и регулируется условиями любых существующих договорных обязательств, взятых в соответствии с настоящей статьей. Во избежание разночтений стороны понимают, что отказ от совместного сбыта нефтегазового сырья, получаемого для любого надежного потока, не освобождает подрядчика от его обязательств в соответствии с разделом 3.10.
      РАЗДЕЛ 9.9. Исчисление стоимости нефтегазового сырья в надежных потоках. стоимость нефтегазового сырья, реализуемого в рамках сделок окончательной продажи посредством надежного потока, ежемесячно определяется в «Пункте доставки» в порядке, предусмотренном настоящим разделом 9.9.
      (а) Расчет издержек реализации по надежным потокам
      (i) Определение. С учетом дальнейших положений настоящего раздела 9.9 «Издержки реализации» применительно к надежным потокам в отношении нефтегазового сырья любого объема и любого типа, реализуемого в рамках сделки продажи третьей стороне или сделки продажи связанной стороне, означают те затраты, которые полностью и по необходимости понесены ниже по ходу движения от пункта доставки в связи с обработкой, транспортировкой в пункт сбыта и (за исключением случая продажи связанной стороне) сбытом через сторонних коммерческих агентов, причем эти затраты:
      (A) были бы полностью и по необходимости понесены благоразумным и бережливым оператором в рамках добросовестной коммерческой сделки при участии независимых сторон, осуществлявшейся в то же время и при таких же обстоятельствах с целью организации обработки, транспортировки до пункта сбыта и сбыта данного нефтегазового сырья; и
      (B) представляют собой часть фактического вознаграждения, уплаченного за указанную обработку, транспортировку и сбыт.
      За исключением тех случаев, когда нижеизложенными положениями предусмотрено иное, указанные затраты, учитываемые при расчете издержек реализации, могут включать, среди прочего, следующее: налоги и пошлины, выплачиваемые в других странах, кроме республики, тарифы, затраты, расходы, сборы, удержания, терминальные и портовые сборы, эксплуатационные сборы, плату за хранение, расходы, связанные с оплатой в виде оборудования, услуг или других материалов, а также оплатой в натуре в форме нефтепродуктов, сборов за предоставляемую пропускную способность, страховых взносов. Во избежание разночтений в издержки реализации не включаются вклады капитала и другие платежи, осуществляемые в результате того, что подрядная компания имеет статус владельца, спонсора или акционера любого актива, средства или сооружения, используемого в процессе транспортировки или обработки нефтегазового сырья (или получаемых в обмен на него углеводородов в рамках одного или нескольких обменов углеводородов) выше по направлению движения от пункта окончательной продажи или другого вида их окончательной реализации.
      (ii) Услуги аффилиированных лиц. Если какие-либо издержки, которые в ином случае подлежали бы включению в калькуляцию издержек реализации, связаны с услугами, предоставленными подрядчиком или его аффилиированным лицом, либо с принадлежащими им инфраструктурными объектами, то такие издержки будут включаться в калькуляцию издержек реализации только в том объеме, в каком они не превышают обычных и превалирующих тарифов за оказание услуг и пользование инфраструктурными объектами, взимаемых в мировой нефтегазовой промышленности в добросовестных коммерческих сделках между независимыми третьими сторонами. Если полномочный орган обоснованно сочтет, что цена, взимаемая аффилиированным лицом, не отражает ту цену, на которую согласился бы благоразумный и добросовестный оператор при добросовестной коммерческой сделке с независимой стороной, проводимой с целью оказания таких же услуг на рассматриваемом рынке, то тогда подрядчик и полномочный орган должны встретиться, чтобы согласовать в порядке, установленном разделом 9.9(a), и с учетом требований раздела 9.9(1) соответствующую цену сделки между независимыми третьими сторонами, которая будет применяться при определении издержек, связанных с такими услугами, которые могут быть включены в калькуляцию издержек реализации.
      (iii) Исключаемые издержки. Из расчета издержек реализации исключаются все потери доли подрядчика, каждой подрядной компании и полномочного органа после прохождения пункта доставки, причем подрядчик, каждая подрядная компания и полномочный орган в явной форме принимают на себя весь риск указанных потерь.
      (iv) Разноска издержек. Если какие-либо издержки, подлежащие включению в калькуляцию издержек реализации, невозможно по отдельности отнести на какой-либо конкретный объем нефтегазового сырья, для которого выполняется такая калькуляция, то такие издержки разносятся в пропорциональном объеме с учетом относительной теплотворной способности соответствующего нефтегазового сырья, выраженной в БТЕ и определенной в первом пункте измерения после того пункта, в котором были понесены эти издержки.
      Подрядчик или каждая подрядная компания открывают совместный банковский счет (вместе с полномочным органом), на который перечисляются поступления от окончательной продажи нефтегазового сырья, полученного из надежных потоков и совместно реализованного до оплаты затрат и отчислений в пользу сторон. Подрядчик представляет СКУ прогноз по ожидаемым уровням добычи, реализации, затрат и доходов а каждый подрядный период. С согласия СКУ подрядчик обеспечивает наличие достаточных средств на совместном банковском счете для оплаты затрат, относимых к издержкам реализации за любой подрядный период, в течение которого ожидается, что издержки реализации превысят общую выручку от такой окончательной продажи. Во избежание разночтений любые отрицательные значения возникающие в результате превышения суммы издержек реализации по отношению к сумме общей выручки от окончательной продажи, зачитываются в соответствующие суммарные значения по нарастающему итогу применительно к расчету финансовых показателей и налогов.
      (b) Исчисление стоимости жидких углеводородов. С учетом дальнейших положений настоящего раздела 9.9 стоимость единицы объема жидких углеводородов любой категории в любом месяце представляет собой средневзвешенное (по объемам) значение:
      (i) фактических цен за единицу объема при окончательной продаже, представляющей собой продажу третьим сторонам (при наличии такой продажи) жидких углеводородов данной категории в течение данного месяца; и
      (ii) для всех сделок окончательной продажи, представляющих собой продажу связанным сторонам (при наличии такой продажи) жидких углеводородов такой категории – среднее арифметическое значение цен за единицу объема жидких углеводородов данной категории за пятидневный (5 дней) период, центральной датой которого является дата коносамента по данной партии, на условиях ФОБ репрезентативные порты экспорта, опубликованных в журнале «Platts Oilgram» (или в ином справочнике рыночных цен, пользующемся международным признанием и выбранном с согласия СКУ), с необходимыми поправками на качество, сортность, объемы и другие особые обстоятельства (при их наличии),
      за вычетом издержек реализации, отнесенных на данную категорию жидких углеводородов в данном месяце.
      (с) Исчисление стоимости газа. Исчисление стоимости газа осуществляется в следующем порядке:
      (i) стоимость газа, реализуемого газовому проекту, определяется на условиях договора о выборке, заключаемого между подрядчиком, полномочным органом и спонсорами газового проекта;
      (ii) стоимость газа, реализуемого на любом рынке, кроме европейского (за исключением бывших стран СЭВ), определяется в соответствии с методикой исчисления, принятой СКС до вынесения решения СКУ о том, что данный поток газа является надежным потоком; и
      (iii) стоимость газа, получаемого с целью реализации в Европе (за исключением бывших стран СЭВ), определяется в следующем порядке: с учетом дальнейших положений настоящего раздела 9.9 стоимость единицы объема газа за любой месяц будет являться ценой единицы объема газа за данный месяц, определяемой в установленном ниже порядке, минус издержки реализации единицы объема, относимые на данный объем газа за данный месяц. Применительно к настоящему разделу «Цена» единицы объема газа за любой месяц будет равна средневзвешенному (по объемам) значению:
      (А) фактических цен за единицу объема при окончательной продаже, являющейся продажей третьим сторонам (при наличии такой продажи) газа в данном месяце, как предусмотрено контрактами, регулирующими такую продажу, при условии, что если полномочный орган сможет продемонстрировать, что цена газа, указанная в каком-либо контракте на продажу третьим сторонам, ниже справедливой рыночной цены продажи газа на соответствующем рынке, то тогда цена единицы данного объема газа будет определяться в порядке, указанном ниже в подразделе (ii); и при дальнейшем условии, что перед заключением подрядчиком или любой подрядной компанией предлагаемого контракта на продажу газа третьей стороне, подрядчик и полномочный орган могут (и по обоснованной просьбе подрядчика – должны) встретиться с целью добросовестного обсуждения вопроса о том, не является ли цена, предлагаемая по этому контракту, заниженной по сравнению со справедливой рыночной ценой для рассматриваемого рынка сбыта; и
      (В) в отношении любых продаж газа связанным сторонам в течение месяца цена за единицу объема определяется по следующей формуле и рассчитывается отдельно по каждой сделке продажи:

Р = (ЦГГ) /(9769,2 х Ех) + А,

      где
      Р = Цена за единицу объема газа в данном месяце;
      ЦГГ = «Grenzuebergangspreis» (или «Цена на границе Германии» в немецких марках («НМ») за тысячу кубических метров газа, поставленного в данном месяце, в соответствии с ежемесячной публикацией Федерального министерства экономики Германии в его издании «Tagesnachrichten» (или в ином справочнике рыночных цен, пользующемся международным признанием и выбранном по договоренности сторон);
      9769,2 = согласованный сторонами коэффициент для пересчета цены на границе Германии, относящейся к тысяче кубических метров, в цену газа в расчете на один киловатт-час, основываясь на предположении о том, что теплотворная способность одного кубического метра газа составляет 35,17 мегаджоулей, где «мегаджоуль» равен 1 000 000 джоулей, а значение «джоуля» указано в стандарте ISO 1000-1981(Е);
      Ех = Средний официальный обменный курс на Франкфуртской бирже для обмена НМ на доллары США в данном месяце (выраженный в виде отношения НМ к доллару США), публикуемый в ежемесячном отчете Дойчебанка или (если такой курс не публикуется) – среднедневное значение обменного курса для обмена НМ на доллары США в данном месяце (выраженного в виде отношения НМ к доллару США), опубликованного в другом издании, пользующемся международным признанием и выбранном по договоренности сторон; и
      А = соответствующая поправка к цене на границе Германии, выраженная в виде положительного числа в случае надбавки и в виде отрицательного числа в случае скидки, которая определяется в порядке, указанном в разделе 9.9(d);
      при условии, что значение «А» будет равно нулю, (i) если и пока подрядчик или полномочный орган не смогут продемонстрировать в порядке, указанном в разделе 9.9(d), что при добросовестной сделке сбыта газа независимой третьей стороне на рассматриваемом рынке потребовались бы надбавка или скидка к цене на границе Германии, и (ii) если и пока соответствующее значение надбавки или скидки не будет согласовано сторонами или подтверждено Экспертом в соответствии с настоящим Соглашением.
      (d) Определение надбавки или скидки. Применительно к формуле, приведенной в разделе 9.9(с)(iii)(В), единственными причинами введения ценовой надбавки или скидки к цене на границе Германии являются:
      (i) сбыт в страну, отличную от Германии, в которой цены на газ существенно отличаются от цен в Германии;
      (ii) сбыт на рынок, который в целом отличается от рынка сбыта, на основе статистических показателей которого определяется цена на границе Германии;
      (iii) контракт, в котором формула для расчета повышения цены с течением времени существенно отличается от норм, принятых в контрактах на импорт газа в Германию;
      (iv) контракт, в котором коэффициент загрузки и (или) условия поставок и неустоек отличаются от норм, принятых в контрактах на импорт газа в Германию;
      (v) контракт, в котором имеется целый ряд других существенных договорных условий, существенно отличающихся от норм, принятых в контрактах на импорт газа в Германию;
      (vi) контракт, срок действия которого существенно отличается от норм, принятых в большинстве контрактов на импорт газа в Германию;
      (vii) требования к качеству газа существенно отличаются от норм, принятых в контрактах на импорт газа в Германию; или
      (viii) условия о возможности временной приостановке поставок существенно отличаются от норм, принятых в контрактах на импорт газа в Германию;
      при непременном условии, что особенности, перечисленные выше в подразделах (i) – (viii) таковы, что они оправдали бы ценовую надбавку или, скидку в типичной сделке на открытом рынке, добросовестно согласованной между независимыми третьими сторонами. С учетом дальнейших положений настоящего раздела 9.9 любые надбавки или скидки относительно цены на границе Германии, определенной по формуле, приведенной в разделе 9.9(c)(iii)(B), в отношении любого контракта на продажу газа, к которому применима эта формула, останутся неизменными в течение всего срока действия такого контракта на продажу газа.
      (e) Информирование о контрактах и пр. В кратчайшие практически возможные сроки после заключения подрядчиком или любой подрядной компанией или полномочным органом контракта на продажу газа или жидких углеводородов или на оказание услуг, стоимость которых будет включена в калькуляцию издержек реализации, будь то в отношении операций, относящихся к надежным потокам или к совместной деятельности, подрядчик, подрядная компания или полномочный орган представят в СКС (и в Полномочный орган, если он того потребует) копию документации по данной сделке вместе со всеми другими материалами и информацией, относящейся к возмещению, прямо или косвенно выплачиваемому или получаемому любой стороной в связи с данной сделкой. В случае контрактов на продажу газа, к которым применяется формула, приведенная в разделе 9.9(c)(iii)(B), СКС должен в кратчайшие практически возможные сроки провести заседание, чтобы обсудить соответствующее значение надбавки или скидки относительно цены на границе Германии (если это потребуется).
      (f) Исключаемые сделки. Применительно к данной статье полномочный орган имеет право оспаривать учет перечисленных ниже факторов при расчете стоимости единицы любого объема жидких углеводородов, газа или прочих углеводородных продуктов по настоящему Соглашению (включая, помимо прочего, калькуляцию издержек реализации), при условии что эти факторы не включены в условия сделки независимых сторон и не отражают эти условия:
      (i) сбыт нефтегазового сырья в БСС в соответствии с контрактами, не утвержденными полномочным органом или СКС до их заключения;
      (ii) издержки на обработку и транспортировку нефтегазового сырья в БСС в соответствии с контрактами, не утвержденными полномочным органом до их заключения (в каждом случае в таком утверждении не должно быть отказано безосновательно);
      (iii) сбыт третьим сторонам, при котором цена продажи за наличный расчет не является единственным экономическим возмещением, которое прямо или косвенно получат подрядчик, подрядная компания или любой из их соответствующих аффилиированных лиц; и
      (iv) издержки на обработку и транспортировку нефтегазового сырья в соответствии с договоренностями, согласно которым подрядчик или любой из его соответствующих аффилиированных лиц прямо или косвенно получают иные услуги нежели (А) услуги по обработке или транспортировке, в связи с которыми такие издержки были понесены, или выплачивают любые возмещения, иные нежели (В) оплата таких издержек.
      Подрядчик должен время от времени представлять полномочному органу по его запросу такую информацию, которую полномочный орган может обоснованно затребовать для принятия осведомленного решения по каждому из вышеизложенных вопросов. Споры в отношении любых указанных выше видов возмещения подлежат урегулированию посредством экспертизы, предусмотренной в соответствии со статьей XXX.
      (g) Определение промежуточной стоимости и ретроспективный перерасчет. В случае, когда стоимость любого объема жидких углеводородов любой категории (включая, помимо прочего, калькуляцию издержек реализации) в течение любого месяца не может быть полностью и окончательно определена в соответствии с настоящим разделом 9.9 до того момента, когда такое определение потребуется для любой цели, предусмотренной настоящим Соглашением или любым сопутствующим документом, для всех таких целей должно быть произведено определение промежуточной стоимости, основанное на стоимости жидких углеводородов данной категории за предшествующий месяц или (в отсутствии значений стоимости за предшествующий месяц) на основе значений стоимости, согласованных между подрядчиком и полномочным органом. После полного и окончательного определения стоимости жидких углеводородов соответствующей категории за любой месяц производится соответствующий перерасчет распределения между сторонами и всех других показателей, для которых ранее было использовано определение промежуточной стоимости.
      (Һ) Единицы измерения. Каждый компонент расчета стоимости жидких углеводородов и прочих углеводородных продуктов по настоящему Соглашению должен выражаться в долларах США за баррель. Каждый компонент расчета стоимости газа по настоящему Соглашению должен выражаться в долларах США за 1 тыс. кубометров. Если любой компонент любого такого расчета стоимости нефтегазового сырья любой категории по настоящему Соглашению (включая, без ограничения, любые издержки, которые нужно учесть при расчете издержек реализации) не выражен в соответствующих или целесообразных единицах, то этот компонент должен быть пересчитан в соответствующие единицы на указанной в настоящем документе основе или, если такая основа не указана, на основе обычной рактики подобных пересчетов, применяемой в мировой нефтяной промышленности.
      (i) Исчисление стоимости по категориям нефтегазового сырья. Если отдельные категории жидких углеводородов, газа или прочих углеводородных продуктов предлагаются на продажу раздельно и по различным ценам, то условия настоящей статьи и статьи VIII должны применяться отдельно к каждой такой категории.
      (j) Группировка по качеству и т. п. Если физическое или юридическое лицо, занимающееся транспортировкой или обработкой нефтегазового сырья, на пути от пункта доставки, сообщает подрядчику или любому из его аффилиированных лиц о расхождениях между (А) качеством нефтегазового сырья, полученного таким физическим или юридическим лицом либо от подрядчика или любого его аффилиированного лица, либо от их имени, и (В) качеством нефтегазового сырья, доставленного таким физическим или юридическим лицом в адрес или на имя подрядчика или любого его аффилиированного лица, каковые расхождения определяются посредством группировки по качеству или другого перерасчета, то стоимость такого нефтегазового сырья согласно настоящей статье должна быть откорректирована с полным учетом этого обстоятельства.
      (к) Периодические корректировки условий исчисления цены и стоимости газа. Невзирая на вышеизложенные положения настоящего раздела 9.9:
      (i) через три (3) года после начала поставок газа согласно любому контракту на продажу газа, к которому применяется формула, приведенная в разделе 9.9(с)(iii)(В), и через каждые три года после этого в течение срока действия такого контракта СКС будет рассматривать значения надбавки или скидки (если таковые имеются) относительно цены на границе Германии, ранее согласованные для такого контракта. Если СКС сможет установить наличие существенных изменений тех предпосылок, которые учитывались при определении значения надбавки или скидки, то значение надбавки или скидки (в зависимости обстоятельств) будет соответственно откорректировано. Бремя доказательства необходимости корректировки надбавки или скидки возлагается на ту сторону, которая претендует на введение такой корректировки.
      (ii) В то время, когда контракт на продажу газа предлагается полномочному органу в соответствии с разделом 9.9(e), а также через восемнадцатимесячные интервалы после этого, если подрядчик или полномочный орган смогут продемонстрировать в приемлемом для другой стороны виде (или в виде, приемлемом для Эксперта согласно разделу 30.2), что цена газа может быть более точно определена на основании информации об импортных ценах, опубликованной в той стране, куда этот газ экспортируется («Местные данные о ценах на импорт»), чем на основании цены на границе Германии, то тогда при исчислении стоимости газа, экспортированного в эту страну для реализации посредством продажи связанным сторонам, вместо цены на границе Германии будут применяться местные данные о ценах на импорт, и при расчете цены такого газа согласно разделу 9.9(c) и соответствующим положениям настоящего раздела 9.9 все ссылки на «Цену на границе Германии», «Германию», «немецкий» и «немецкую марку» и условия импорта, относящиеся к контрактам на импорт в Германию, должны быть соответственно заменены на ссылки на «Местные данные о ценах на импорт», «соответствующую страну», «данную страну», «местную валюту» и т. п., а все коэффициенты пересчета валюты, расчеты надбавок и скидок и другие элементы исчисления стоимости, включенные в эти положения, должны быть изменены с учетом соответствующей страны и соответствующего рынка; при условии, что для обеспечения применимости положений настоящего раздела 9.9(k)(ii) другая сторона (или Эксперт согласно разделу 30.2) должны убедиться в том, что в основном удовлетворены все нижеизложенные условия:
      (A) статистические данные по рассматриваемым импортным ценам публикуются, по меньшей мере, ежеквартально известной организацией в соответствующей стране;
      (B) предлагаемые местные данные о ценах на импорт публикуются и становятся общедоступными не позднее, чем через три месяца по окончании рассматриваемого подрядного периода;
      (C) предлагаемые местные данные о ценах на импорт являются общепринятыми в мировой газовой промышленности и дают точную картину стоимости газа, импортируемого в данную страну;
      (D) импорт газа в среднегодовом исчислении составляет не более 25% суммарного объема импорта газа в данную страну;
      (E) стоимость газа, поставляемого по соответствующему контракту на импорт, существенно не отличается от средней стоимости газа, импортируемого на данный рынок (с учетом его качества, условий контрактов и других соответствующих факторов); и
      (F) газ, импортируемый в данную страну, как правило, оплачивается в свободно конвертируемой валюте.
      (iii) Через каждые девять лет после даты вступления в силу стороны будут пересматривать положения настоящего Соглашения по исчислению стоимости газа. Если подрядчик или полномочный орган смогут продемонстрировать в приемлемом для другой стороны виде (или в виде, приемлемом для Эксперта согласно разделу 30.2), что:
      (A) действующий метод исчисления стоимости газа не обеспечивает справедливого отражения стоимости данного газа; и (B) имеется альтернативный метод исчисления стоимости газа, который более справедливо отражает стоимость данного газа, то положения об исчислении стоимости и цены газа по настоящему Соглашению будут изменены так, чтобы отразить такой альтернативный метод исчисления стоимости.
      (iv) Если какой-либо из публикуемых источников информации, упомянутых в настоящей статье, перестанет публиковаться или станет недоступным по иной причине, то подрядчик и полномочный орган встретятся для согласования заменяющего источника информации, который будет как можно более точно выполнять функции источника, ставшего недоступным. Если подрядчик и полномочный орган не смогут достичь договоренности по такому заменяющему источнику информации в течение 3 месяцев с момента первой встречи по данному положению, то вопрос о выборе заменяющего источника информации будет передан на разрешение Экспертом в соответствии с разделом 30.2.
      (1) Квалифицирование споров. Любые разногласия между сторонами относительно исчисления стоимости любого объема или вида нефтегазового сырья (включая, помимо прочего, любые разногласия по вопросу о калькуляции издержек реализации или любых затратах и издержках, которые нужно учитывать или исключать из рассмотрения при этих расчетах) передаются на экспертизу в соответствии с разделом 30.2 и применимыми положениями настоящего раздела 9.9, при условии, что:
      (i) при вынесении своего решения о том, является ли цена, указанная в контракте на продажу третьим сторонам, справедливой рыночной ценой при сбыте соответствующего вида нефтегазового сырья на рассматриваемом рынке, Эксперт должен учитывать все условия контракта на продажу и не должен:
      (A) дисквалифицировать любую заявленную продавцом отпускную цену при продаже третьей стороне, если только (х) эта цена не будет отличаться более чем на 5% от справедливой рыночной цены на рассматриваемом рынке сбыта, или (у) имеется доказательство (кроме одного лишь отклонения от справедливой рыночной цены), что рассматриваемая продажа производится с выплатой или получением вознаграждения, отличного от отпускной цены, заявленной продавцом, или что на сделку частично или полностью повлияли такие виды вознаграждений, которые отличаются от обычных экономических стимулов, применяемых в международных коммерческих сделках продажи газа, заключаемых с независимыми третьими сторонами; или
      (B) в случае контрактов на продажу газа аффилиированным лицам подрядчика – корректировать значение надбавки или скидки к цене на границе Германии, предложенные подрядчиком, если только цена на границе Германии с добавлением предложенной надбавки или за вычетом предложенной скидки не будет отличаться от справедливой рыночной цены для рассматриваемого рынка сбыта более чем на 5%;
      (ii) при любом споре в отношении издержек, которые включены или предлагаются для включения в калькуляцию издержек реализации, полномочный орган должен представить приемлемые для Эксперта доказательства того, что рассматриваемый элемент издержек не соответствует требованиям раздела 9.9(a); и
      (iii) в случае спора по поводу произведенной или предлагаемой замены цен на границе Германии местными данными о ценах на импорт согласно разделу 9.9(k)(ii):
      (А) цена на границе Германии будет применяться до тех пор, пока Эксперт не вынесет свое решение; и
      (В) цена на границе Германии не будет заменена местными данными о ценах на импорт, если Эксперт не убедится в том, что все условия, указанные в разделе 9.9(k)(ii), в основном удовлетворены.
      РАЗДЕЛ 9.10. Общенациональные чрезвычайные ситуации и обязательства по местным поставкам. Никакие положения настоящей статьи IX не сказываются на правах полномочного органа по статье XI.
      РАЗДЕЛ 9.11. Изменения статьи IX. Стороны договорились, что в положения статьи IХ могут вноситься изменения по взаимному письменному соглашению сторон, при условии, что в указанных изменениях будут особо указаны разделы статьи IХ, изменяемые в соответствии с указанным письменным соглашением об изменении.
      РАЗДЕЛ 9.12. Сбыт в страны Европейского союза. Любые сделки окончательной продажи, осуществляемые в страны Европейского союза («ЕС») либо в рамках совместной деятельности, либо посредством надежных потоков, осуществляются в соответствии с применимым законодательством ЕС. В той мере, в какой четвертый генеральный директорат («Конкуренция») Комиссии ЕС по конкуренции возражает против проведения сторонами совместного сбыта на территории стран ЕС, каждая подрядная компания будет отдельно получать и сбывать (і) свою долю нефтегазового сырья и (іі) свою пропорциональную долю нефтегазового сырья, принадлежащего полномочному органу. Такой раздельный сбыт в ЕС нефтегазового сырья, принадлежащего полномочному органу, осуществляется каждой подрядной компанией в соответствии с условиями раздела 9.8.
      РАЗДЕЛ 9.13. Сбыт малому НПЗ. В течение трех лет после даты вступления в силу подрядчик и полномочный орган должны пропорционально из своих долей нефтегазового сырья ежегодно предоставлять оператору малого НПЗ 400 000 тонн жидких углеводородов в год по цене 40 долларов США за тонну плюс НДС, если он применяется. В случае, если оператор малого НПЗ своевременно не уплатит за указанное нефтегазовое сырье в свободно переводимых долларах, то действие обязательства по предоставлению данного нефтегазового сырья приостанавливается до тех пор, пока все причитающиеся суммы не будут полностью выплачены.
      СТАТЬЯ ХХХ. «Арбитраж» Окончательного соглашения о разделе продукции подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения от 18 ноября 1997 года
      РАЗДЕЛ 30.1. Арбитраж в соответствии с правилами ЮНСИТРАЛ. За исключением положений раздела 30.2, все споры, расхождения, разногласия или претензии между любыми сторонами настоящего Соглашения, возникающие вследствие настоящего Соглашения или в связи с ним, его исполнением, нарушением, расторжением, юридической силой и толкованием, должны разрешаться (с учетом нижеизложенных положений) путем переговоров между сторонами, а при отсутствии такого урегулирования в течение 45 дней с даты письменного заявления о проведении указанных переговоров они подлежат исключительному, определенному и окончательному урегулированию в арбитражном суде в городе Стокгольме (Швеция) в соответствии с действующими Арбитражными правилами Комиссии ООН по праву международной торговли (ЮНСИТРАЛ) в составе трех арбитров, один из которых назначается подрядчиком, один – республикой, а третий – по согласованию между двумя арбитрами, назначенными в указанном порядке подрядчиком и республикой, или (при отсутствии такого согласования) Генеральным секретарем Постоянного арбитражного суда в городе Гааге. Применительно к указанным Правилам, та сторона или стороны, по чьей инициативе указанный спор (споры) передаются в арбитраж, рассматриваются в качестве истца в арбитраже, а та сторона или стороны, против которых возбуждается арбитражное производство, рассматриваются в качестве ответчика в арбитраже. Языками арбитража являются русский язык и английский язык. Любое решение, выносимое в соответствии с настоящим Соглашением, является окончательным и обязательным для сторон и при необходимости может принудительно осуществляться в судебном порядке любым судом или другим полномочным органом, но, за исключением вышесказанного, все права обжалования и обращения в какой бы то ни было суд настоящим исключаются в отношении любого проводимого в соответствии с настоящим Соглашением арбитража и любого выносимого в нем решения. Стороны признают и принимают тот факт, что настоящее Соглашение представляет собой коммерческую сделку, и что ни одна из его сторон не вправе заявлять о своем государственном иммунитете в любом государстве в отношении: (i) любого арбитража или выносимого им решения; (ii) любого производства с целью обеспечения принудительного исполнения указанного решения; а также (iii) любого исполнения указанного решения в отношении имущества и активов, используемых в коммерческом качестве. Каждая сторона в арбитраже, предусмотренном настоящим положением, сама оплачивает свои расходы и издержки, связанные с ним, и оплачивает поровну с другими сторонами арбитражного разбирательства суммы оплаты, взимаемые арбитражным судом, причем в обоих случаях это осуществляется только при условии, что решением арбитражного суда не будет предусмотрено иное.
      РАЗДЕЛ 30.2. Экспертиза. (а) В тех случаях, когда в соответствии с каким-либо изложенным в явной форме положением настоящего Соглашения или сопутствующего документа споры или разногласия между любыми из сторон настоящего Соглашения подлежат передаче на экспертизу в соответствии с настоящим разделом 30.2, то тогда эти споры или разногласия не должны передаваться в арбитраж в соответствии с разделом 30.1, но по письменному требованию любой из указанных сторон передаются на рассмотрение независимого лица, обладающего соответствующим опытом и назначаемого по согласованию заинтересованных сторон, но при отсутствии такого согласования в течение тридцати (30) календарных дней с момента представления указанного письменного требования назначаемого действующим на данный момент председателем Международного арбитражного суда при Международной торговой палате.
      (b) Назначаемое в соответствии с вышеизложенным лицо или фирма («Эксперт») действуют в качестве Эксперта, но не арбитра, самостоятельно определяет порядок своих действий и, проявляя надлежащую осмотрительность и оперативность и проведя необходимое с его точки зрения расследование, обязаны урегулировать спор или разногласие и выдать письменное заключение, содержащее его мнение, причем данное заключение является окончательным и обязательным для указанных сторон. Стороны настоящего соглашения должны оказывать Эксперту содействие в получение всей без исключения информации, необходимой ему в связи с указанным заключением. Как подрядчик, так и полномочный орган имеют право представлять материалы на рассмотрение Эксперта от своего собственного имени.
      (c) Невзирая на положения вышеизложенного подраздела (b), Эксперту поручается следовать любым указаниям, инструкциям и рекомендациям, предусмотренным соответствующими положениями настоящего Соглашения или сопутствующих документов, в связи с которыми применяется настоящий раздел.
      (d) Любые споры между сторонами, передаваемые на рассмотрение Эксперту, подлежат урегулированию путем экспертизы, проводимой указанным Экспертом, в течение 60 дней с момента представления.
      (e) Любые гонорары или издержки Эксперта, назначаемого в соответствии с настоящим разделом, оплачиваются в следующем порядке: (i) в отношении первого обращения к Эксперту в течение любого подрядного года, указанные гонорары или издержки оплачиваются подрядчиком и подлежат возмещению в порядке, предусмотренном статьей VIII, а (ii) в отношении всех последующих обращений в течение данного подрядного года указанные суммы платежей или расходов оплачиваются поровну Участниками и не подлежат возмещению затрат, предусмотренному статьей VIII.
      РАЗДЕЛ 30.3. Применение заключений и решений с приданием им обратной силы. При необходимости ввести в действие условия настоящего Соглашения и сопутствующих документов, а также предусмотренные в них права сторон, любые заключения, определения и решения, выносимые в соответствии с настоящей Статьей, имеют обратную силу на момент возникновения обстоятельств, положивших начало соответствующим спорам или разногласиям между сторонами. Арбитр или Эксперт (в зависимости от обстоятельств) вправе присуждать процент любой стороне, в чью пользу вынесены заключение, определение или решение.

On approval of the Rules (methodology) of determining the market price of goods sold under production sharing agreements, including transactions with parties registered in countries with concessional taxation