УЧАСТИЕ ИНОСТРАННЫХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ РОССИИ.
(научный руководитель проф.)
РГУ нефти и газа им.
В данной работе рассматривается современная ситуация по участию иностранных компаний в нефтегазовом комплексе России. Положение иностранных инвестиций в российском нефтегазовом комплексе довольно противоречиво. С одной стороны, может сложиться впечатление, что для нерезидентов в нефтегазовом комплексе РФ созданы невыносимые условия. Отбираются лицензии и месторождения, происходит выдавливание из бизнеса. С другой стороны, активные вложения в нефтегазовые проекты на российской территории продолжаются.
Современная ситуация такова, что иностранные компании не смогут обходиться без работы в России. Ахиллесова пята энергетических транснациональных корпораций хорошо известна. Они лишены запасов, что делает их бизнес весьма неустойчивым. И иного пути, как бороться за доступ к запасам, у них просто не существует. При этом перспективных нефтегазоносных регионов в мире не так уж и много. И в большинстве из них для нерезидентов установлены очень жесткие правила игры.
Россия также становится ареной борьбы между ЕС и США за нефтегазовые ресурсы. Однако правила игры здесь все же более понятны, чем в Африке. Таким образом, Россия оказывается далеко не самым худшим местом для ведения бизнеса. Жесткая же критика политического руководства РФ в западных СМИ объясняется попытками выторговать для мейджоров более выгодные условия присутствия в российском нефтегазовом комплексе.
Стратегия развития российских компаний также во многом понятна и логична. Если иностранные концерны стремятся получить доступ к ресурсам и войти в проекты upstream на российской территории, то для россиян важно выйти на рынок конечного потребителя и стать акционерами проектов downstream в основных регионах сбыта углеводородов. Поэтому акцент делается на скупке и строительстве за рубежом нефтеперерабатывающих заводов, заправочных станций, подземных газохранилищ, газораспределительных сетей и даже электрогенерирующих активов.
В итоге начинается большой торг. Западные концерны намерены расширять свое присутствие в российском upstream. А отечественные компании – в европейском и китайском downstream. Отсюда возникает идея обмена активами. Но любой обмен – это большие споры относительно их условий. И переговоры (как показывает ситуация, скажем, вокруг Южно-Русского месторождения) могут продолжаться не один год. В них используются любые приемы, включая и прямое политическое давление.
В то же время каждая из сторон понимает свою необходимость для другой, хотя и пытается этого ни в коем случае не показывать. ЕС, который в реальности не способен решить проблему энергодефицита без поставок углеводородов из РФ, всячески пиарит развитие возобновляемых видов энергии и расширение закупок нефти и газа в Центральной Азии, сознательно пытаясь занизить реальную зависимость от России. РФ отвечает на это идеей финансовой и технологической самодостаточности, уверяя, что способна самостоятельно освоить новые месторождения и реализовать прорывные проекты типа Штокмана, Восточной Сибири или полуострова Ямал. Хотя в реальности уровень технологических задач там настолько сложен, что самостоятельно их не решить. Не говоря уже о том, что было бы логичнее разделить финансовые риски с нерезидентами. В результате вокруг обменных стратегий идет серьезная борьба, в которую вовлечены как компании, так и политические элиты, что придает ей особый колорит.
7 В последнее время особое внимание страны ЕС и США во внешней политике уделяют таким регионам, как Персидский залив, Каспий и РФ. Именно эти территории крупные западные НК считают наиболее перспективными в плане разработки и добычи углеводородов. Россия обладает значительными запасами углеводородов. Поэтому западные НК стремятся поучаствовать в добычных проектах в РФ. В годах участие иностранных НК в нефтегазодобыче России увеличилось с $0,564 до $16 млрд.
В структуре инвестиций иностранных компаний в нефтегазовой отрасли доминируют инвестиции в основной капитал, доля которых составляет около 76%. Эти вложения в основном направлены на реализацию конкретных нефтегазовых проектов, а также на покупку крупных долей (свыше 10%) российских НК, приобретение средних и небольших нефтегазовых компаний.
Американцы занимались нефтегазовыми проектами в России еще до распада СССР, хотя нельзя говорить о достижении масштабных успехов. В свое время американские нефтяные компании, прежде всего ExxonMobil и ChevronTexaco, хотели выкупить активы ЮКОСа, но в силу известных причин это стало нереально. Другая корпорация -ConocoPhillips - пытается скупить акции «ЛУКОЙЛа», однако американцам не удастся консолидировать даже блокирующий пакет. Немного больших успехов удалось достичь британцам. Сумев создать совместную компанию с российской ТНК, ВР частично укрепила свои позиции на мировом нефтерынке. Однако, несмотря на это, их не допустили к ряду аукционов по крупным месторождениям, не объяснив даже причин.
Среди иностранных компаний, работающих в России, основная часть добычи нефти приходится на долю ВР (36,6 млн. тонн), ConocoPhillips (около 10 млн. тонн),Sakhalin Energy (около 1,5 млн. тонн), «Ваньеганнефть» (около 1,3 млн. тонн).
Участие иностранных компаний в добыче газа в РФ весьма ограничено. Особенностью газовой отрасли РФ является значительная ее монополизация крупнейшим в мире газовым концерном, контролируемым правительством России. Российские независимые производители газа и иностранные инвесторы имеют значительные проблемы с доступом к газовым магистралям и возможностью реализовывать газовые проекты.
К настоящему времени в РФ сложилось несколько форм взаимодействия
российских и иностранных компаний:
Покупка пакета акций крупной российской НК;
Создание совместных предприятий и консорциумов с российскими организациями;
Подписание соглашений о разделе продукции;
Приобретение мелких и средних российских недропользователей;
Осуществление подрядных работ и заключение сервисных контрактов;
Прямая хозяйственная деятельность компаний, зарегистрированных за рубежом, в том числе в оффшорных зонах (имеющих российские корни).
Покупки пакета акций крупной российской вертикально интегрированной структуры придерживаются британская ВР и американская ConocoPhillips. Переговоры по заключению подобного вида сделок идут на уровне правительств стран, чьи компании создают совместный бизнес. Такой вид взаимодействия приобретает стратегический характер и, как правило, политически хорошо защищен.
11Примерами вхождения иностранных инвесторов в нефтегазовый бизнес через создание совместных предприятий и консорциумов с российскими компаниями могутслужить СП «Роснефти» и ConocoPhillips («Полярное сияние»); «ЛУКОЙЛа» иConocoPhillips, «Роснефти» и Sinopec, «Газпром нефти» и Chevron, а также Royal Dutch, Shell и Sibir Energy («Салым Петролеум»).
Проекты на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) - в настоящее
время реализуется три проекта: разработка Харьягинского месторождения, «Сахалин-1 » и «Сахалин-2».
Вхождение иностранных инвесторов в НГК в России через покупку, финансирование мелких нефтяных предприятий . Зарубежные корпорации активно приобретают небольшие компании, не входящие в состав крупных НК, а также регистрируют вРоссии юридические лица для участия в проектах освоения небольших месторождений: «Восточная транснациональная компания», «БайТес», «Печоранефтегаз», «Самара-Нафта» и другие. Так, в Восточной Сибири лицензией на разведку и разработку Дулисьминского месторождения владеет НК «Дулисьма», принадлежащая Urals Energy Holdings Ltd. (Великобритания), а Тамбейское месторождение контролируется «Тамбейнефтегазом» и компанией Repsol (Испания).
Восточная транснациональная компания» (ВТК - дочернее общество шведской West Siberian Resources Ltd.) работает в Томской области с середины 1990-х годов, владея лицензиями на участки в Александровском и Каргасокском районах. Согласно официальному отчету, в прошлом году объем добычи нефти компании составил 497 тыс. тонн.
Кипрская нефтедобывающая и геологоразведочная компания Urals Energy Public PCL была создана в начале 1990-х годов. Основными активами компании были три добывающих предприятия в Коми – «Тэбукнефть», «Ухтанефть» и «РКМ Ойл» - с объемом добычи нефти около 1,5 млн. т в год. В 2003г. эти активы были проданы «ЛУКОЙЛу» за 4,2 млрд. руб. Сейчас Urals Energy принадлежит ряд лицензий в Ненецком АО и добывающие активы, в частности «Арктикнефть», купленная в 2003г. у «ЛУКОЙЛа». Группа Urals Energy, разрабатывающая Дулисьминское нефтегазовое месторождение в Иркутской области , планирует к концу 2009г. увеличить объем добычи нефти до 19 тыс. барр./день. При этом уже к III кварталу 2009г. Urals Energy ожидает увеличения добычи до 15тыс. барр./день. За текущий год Urals Energy планирует инвестировать в развитие компании около 90 млн. долл. и рассматривает возможность приобретения новых активов. К 2011г. компания рассчитывает увеличить объем добычи нефти до 50 тыс. барр./день. Южно-Тамбейское месторождение (лицензией владеет «Тамбейнефтегаз» ) по запасам (1,2-1,3 трлн. кубометров газа и 40-50 млн. тонн конденсата) сравнимо с крупнейшими месторождениями «Газпрома» Заполярное и Медвежье. В июне 2005 года -инвест» приобрело у 25,1% акций «Тамбейнефтегаза».
Однако в том же году «Тамбейнефтегаз» с подачи своего мажоритарного акционера Николая Богачева передал лицензию на Южно-Тамбейское СПГ». После серии судебных разбирательств осенью прошлого года «Газпромбанк-инвест» оспорил в суде передачу лицензии. Господин Усманов выступал посредником в данной сделке, и структуры, аффилированные с ним, вели переговоры с господином Богачевым. В результате было заключено мировое соглашение о покупке структурами Алишера Усма-
нова 75% акций «Тамбейнефтегаза». В мае этого года -инвест» приобрело оставшийся пакет. По неофициальной информации, общая сумма сделок составила $350-360 млн., тогда как Южно-Тамбейское оценивается в $1,5-2 млрд.
Участие иностранных фирм в подрядных работах и заключение сервисных
контрактов . Сегодня зарубежный капитал стоит за большинством действующих в России сервисных операторов - Евразийской буровой компанией, группой «Интегра» и российскими подразделениями мировых сервисных корпораций Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes и других. Деятельность иностранных корпораций в качестве подрядчиков в основном сосредоточена в тех секторах, где российские технологии уступают западным:
В разведке и добыче углеводородов на шельфе;
Проектировании и строительстве скважин;
Телеметрии во время бурения;
Оценке пласта для оптимизации бурения и позиционирования наклонно-направленных скважин;
Скважинных услугах по интенсификации добычи (включая ГРП, кислотную обработку и т. д.);
Испытании скважин;
Отборе проб на поверхности и из призабойной зоны;
Применении замерных приборов и насосов MultiPhase;
Скважинном мониторинге;
Замерах температуры и давлений с помощью оптиковолоконных методов;
Стандартных и «интеллектуальных» методиках заканчивания скважин.
В 1990-е годы многие российские нефтегазовые фирмы регистрировали управляющую компанию в оффшорной зоне с целью минимизации налогообложения. Затем первоначально выведенные из России за границу финансовые средства возвращались в форме иностранных инвестиций . В настоящее время осталось некоторое количество мелких компаний, которые контролируются российским бизнесом, но формально зарегистрированы на территории других стран (Sibir Energy, «Енисейнефтегаз» и другие). Использование такой формы иностранных инвестиций позволяет обезопасить ранее выведенные из страны капиталы от возможных неблагоприятных изменений организационно-экономических условий в России. Политика РФ в последние годы направлена на формирование новой организационной структуры нефтегазового комплекса, которая выражается в усилении государственных компаний («Роснефти», «Газпрома») и переходе всех управляющих и производственных подразделений российских НК под госконтроль. В связи с этим в конце 2006 г. правительство вынесло на рассмотрение Государственной Думы проект поправок в закон РФ «О недрах». Новые поправки скорее умножают противоречия, которых и так
много и в действующей редакции закона «О недрах». Это и вольное прочтение Конституции, и ничтожные институты, и ни к чему не обязывающие декларативные нормы, и элементарная редакционная небрежность. На практике это приводит к определенным объективным конфликтам между федеральными органами власти и органами власти
субъектов Федерации, создают серьезные осложнения, вплоть до судебных разбирательств, для недропользователей при решении вопросов предоставления недр в пользование, порядка пользования, налогообложения и т. п. Между тем, многих проблем можно избежать внесением в действующий закон поправок. Закон «О недрах» был принят 15 лет назад, в начале 1992 года. За это время в него 13 раз вносились дополнения и изменения, в 1995 году была принята новая редакция. Предпринимались неоднократно попытки его принципиальной замены, например, так называемым Горным кодексом.
Насчитывается уже более десятка вариантов новой редакции. Предлагалось заменить лицензионную административную систему предоставления прав пользования недрами на договорную гражданско-правовую, заменить конкурсы на аукционы и др. Все это говорит о том, что закон живет, активно реагирует на происходящие изменения в экономике, стараясь обеспечить эффективность процесса недропользования. Вместе с тем критическое прочтение закона позволяет выявить в нем многочисленные недочеты, осложняющие жизнь недропользователям и органам власти.
При всех своих положительных чертах действующий ФЗ «О недрах» содержит целый ряд неработающих декларативных институтов и норм, а также неточных, взаимоисключающих и даже ошибочных положений. Некоторые из них в прошлые годы были изменены или уточнены. Однако целый ряд нелепостей еще остался. Причем некоторые существенные упущения законодателя можно ликвидировать, не меняя общей идеологии закона и его механизмов. Ведь во многих случаях проблемы созданы небрежным отношением законодателя и обслуживающих его юридических подразделений к формулировке тех или иных норм и институтов.
Поправки в закон о недрах, регулирующие доступ к стратегическим участкам недр, в ходе их рассмотрения на заседании Правительства практически не вызвали замечаний. Однако такие замечания возникли в ходе повторного согласования законопроекта.
Появились предложения дополнить в законе перечень полезных ископаемых , месторождения которых могут быть отнесены к стратегическим, а также прописать более жесткие критерии отнесения месторождений к стратегическим. Одна из поправок предусматривает формирование федерального органа исполнительной власти, уполномоченного правительством для контроля над осуществлением иностранных инвестиций в российский НГК для выявления угрозы национальной безопасности в результате предполагаемой сделки. К стратегическим видам деятельности относится и добыча полезных ископаемых на участке недр федерального значения. Поправки в Закон «О недрах» включают три критерия отбора для участков недр федерального значения:
Наличие уникальных ресурсов, таких как уран, алмазы, чистый кварц, редкоземельные металлы;
Объем извлекаемых запасов месторождения (установлен только для нефти, газа, золота и меди);
Участок недр считается стратегическим, если находится на стратегической территории или в пределах внутренних морских вод (то есть в оффшорной зоне).
Таким образом, к стратегическим отнесены все крупные месторождения нефти и газа на суше, в том числе находящиеся в нераспределенном фонде (общей численностью около 30 нефтяных и 40 газовых объектов), а также абсолютно все - на шельфе. В разряд стратегических попадают и нефтегазовые компании, владеющие лицензиями на крупные месторождения.
Статус участка недр федерального значения существенно ограничит возможности иностранных инвесторов покупать российские нефтегазовые активы. Если сделка подпадает под эти параметры, то зарубежный инвестор, планирующий получение контроля над российской компанией, будет обязан подать заявку в вышеназванный уполномоченный орган. При этом ему могут предложить взять на себя некоторые дополнительные обязательства, если правительственные ведомства все же сочтут сделку возможной.
В случае с нефтегазовым месторождением его владельца могут обязать продавать газ по ценам внутреннего рынка или поставлять нефть для государственных нужд.
Законопроект ограничивает любые инвестиции из оффшорных зон. Компания, зарегистрированная в такой зоне, даже если весь уставный капитал ее будет принадлежать гражданам России, рассматривается как иностранная, поскольку законодательство указывает, что статус юридического лица определяется страной, где оно зарегистрировано. Согласно законопроекту, зарубежные инвесторы обязаны согласовывать сделку по приобретению пакета акций стратегического предприятия, который превышает 25% плюс
1 акция. Иностранная компания сможет получить больше четверти в любом крупном проекте только с согласия правительства России. Зарубежные или совместные фирмы, планирующие участвовать в аукционах на право освоения крупных месторождений, должны будут создавать СП с российскими госкомпаниями («Газпромом» и «Роснефтью»).
Высокие цены на нефть и газ способствуют аккумуляции российскими НК значительных инвестиционных ресурсов. Это означает, что участие иностранных компаний в нефтегазовом комплексе в качестве источника значительных капиталовложений становится менее актуальным по сравнению с возможностью привлечения технологий, позволяющих повысить эффективность работы в суровых природно-климатических и
географических условиях (например, на шельфе северных морей). Приветствуя на своем рынке иностранные компании, Россия хочет, чтобы и другие страны проявляли к российским компаниям адекватное отношение, предоставляли им доступ на свой рынок. Экспортируя основную часть своей продукции, российские НК заинтересованы в получении доступа к нефтегазовым активам в странах-потребителях. В связи с этим изменилась государственная политика России в нефтегазовой отрасли, что повлияло на формы взаимодействия и взаимопроникновения иностранных и российских НК. Прежде всего, это совместные проекты с российскими госкомпаниями («Газпромом», «Роснефтью»), например: в Тимано-Печоре, Восточной Сибири, на севере Западной Сибири (в основном в ЯНАО) и на шельфе южных, арктических и дальневосточных морей.
Государственные структуры обладают политическим преимуществом по сравнению с частными, и, участвуя в консорциуме с ними, зарубежный инвестор может в определенной степени предохранить себя от дальнейших экономических и политических рисков.
В обмен на право добывать нефть и газ в РФ иностранцам необходимо будет передавать в собственность российским партнерам доли в газораспределительных, маркетинговых либо электроэнергетических активах на своих территориях (рынках сбыта). Иностранные компании также могут приобрести небольшое частное нефтегазовое предприятие, разрабатывающее месторождения, не попавшие в список стратегических. Не исключена и покупка иностранцами пакетов акций крупных российских НК («Газпрома», «Роснефти», «ЛУКОЙЛа», «Сургутнефтегаза»).
В заключение стоит заметить, что с российской стороны привлечение иностранного инвестора в крупные нефтегазовые проекты будет мотивироваться либо импортом технологий, либо возможностью получения доступа к инфраструктуре рынков сбыта. Получение финансовых средств из-за границы играет сегодня второстепенную роль. Возможно оказание иностранными НК услуг по повышению эффективности добычи (например, на шельфе).
В соответствии с действующим законодательством объемы государственных гарантий, выставляемых в качестве обеспечения для внешних заимствований, должны утверждаться федеральным законом о бюджете. В его рамках могут быть просуммированы и выставлены отдельной строкой объемы государственных гарантий под реализацию проектов СРП, обеспечиваемые будущей госдолей нефти в этих проектах.
Сегодня российское законодательство требует утверждения каждого проекта СРП отдельным федеральным законом. Это означает, что при формировании бюджета на будущий год достаточно просуммировать по ратифицированным соглашениям объемы госдолей прибыльной нефти на этот год, не подвергая их отдельному обсуждения в рамках процедуры принятия бюджета. С другой стороны (нет худа без добра), ратификация отдельных проектов (требование, внесенное в законодательство о СРП, существенно “утяжелившее” для инвестора процедуру заключения соглашения с государством по каждому проекту) обеспечивает инвесторам максимальную правовую защиту в условиях высокой нестабильности российской экономики переходного периода и тем самым существенно понижает риск и повышает долгосрочный финансовый рейтинг выставляемых на базе СРП государственных гарантий.
Правда, на наш взгляд, при одном условии - что выставляемые на базе конкретного проекта СРП государственные гарантии используются на нужды проектного финансирования именно данного конкретного проекта. Такой подход даст возможность вывести эти государственные гарантии из зоны действия суверенного риска и существенно снизить цену заимствования. Если же выставляемые на базе конкретного проекта СРП государственные гарантии будут использованы не только внутри этого проекта, но и в интересах других проектов, то есть подвергнутся перераспределению через сегодняшний бюджет, они тут же подпадут под действие суверенного риска, что существенно увеличит цену заимствования и поставит под сомнение целесообразность применения предложенной схемы в целом.
Указанный подход даст возможность разорвать традиционную для стабильно развивающихся (непереходных) экономик общепринятую закономерность, в соответствии с которой финансовый рейтинг проекта не может быть выше рейтинга компании, которая его осуществляет, который в свою очередь не может быть выше финансового рейтинга материнской и/или принимающей страны, в которой осуществляется данный проект.
В мировой практике существует единственный известный нам пример, когда финансовый рейтинг проекта превышает финансовый рейтинг страны, в которой он осуществляется, - проект “Катаргаз” в Катаре (добыча природного газа на месторождении “Северное”, расположенном на пограничной с Ираном акватории Персидского залива, и его сжижение на заводе СПГ, расположенном на северной оконечности полуострова). Предлагаемый подход позволит обеспечивать высокие финансовые рейтинги выставляемых в рамках российских проектов СРП государственных гарантий нового типа вне зависимости от финансового рейтинга самой России, расширить возможности российских компаний по привлечению проектного финансирования в разрабатываемые на условиях СРП нефтегазовые проекты и снизить цену необходимого для них заемного капитала.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Сегодня положение дел в мировой нефтедобыче несколько иное, чем десятилетие назад. Более совершенные технологии разведки и добычи углеводородного сырья позволили открыть в мире новые районы. Например, район глубоководной добычи у западного побережья Африки. Становятся более открытыми для международных компаний такие регионы, как Саудовская Аравия, где можно добывать баррель качественной нефти за один-два доллара и откуда легко транспортировать ее на экспортные рынки. Для добывающих стран мир нефти и газа в 2001 году стал гораздо более конкурентным, чем в 1991 году. К тому же опыт иностранных компаний в России также не соответствовал их ожиданиям начала 1990-х годов.
Хотя многие совместные предприятия, которые начались 10 лет назад, оказались успешными технически, очень немногие из них принесли достаточную окупаемость инвестиций, если вообще окупились.
Основные проблемы, с которыми пришлось столкнуться в России иностранным инвесторам, хорошо известны. Это, прежде всего, несовершенная законодательная база, непредсказуемость налогового режима и излишний бюрократический контроль.
Может ли рассчитывать российский нефтегазовый комплекс на масштабные иностранные инвестиции в будущем? На мой взгляд, если крупные инвестиции зарубежных компаний и будут направлены в российскую топливно-энергетическую отрасль, то это произойдет только на основе законодательства о разделе продукции.
Это не означает, что СРП панацея. И причина не в том, что раздел продукции будто бы подразумевает "налоговые льготы" или иные привилегии: специалистам хорошо известно, что когда цены на нефть высоки, нефтяные компании могут много больше заработать при лицензионной системе. Истинной причиной приверженности зарубежных компаний работе на условиях СРП является то, что раздел продукции может добавить их проектам тот существенный компонент, который отсутствовал в России в последние годы, - стабильность и предсказуемость условий для инвестиций.
Это не то же самое, что предсказуемость прибыли. При разделе продукции инвестор берет на себя геологический, технический и финансовый риски. В этих условиях говорить о гарантированной прибыли, конечно же, не приходится.
Однако при правовой и налоговой стабильности, которую может обеспечить раздел продукции, компании способны строить долгосрочные планы. Это означает, что рентабельность конкретного проекта больше зависит от эффективности функционирования компании (и, конечно, от одного внешнего фактора, который никто из нас не в состоянии контролировать, - цены на нефть), чем от хороших отношений с государственными чиновниками.
Очень часто раздел продукции ассоциируется с иностранными компаниями. На самом деле, из 22-х месторождений, утвержденных для разработки на условиях раздела продукции, только на 9-ти есть иностранные инвесторы. Все эти 9 месторождений имеют также и российских инвесторов.
Поэтому можно уверенно говорить о том, что реальную выгоду от режима раздела продукции получат российские компании. Здесь и прямые, и косвенные выгоды.
Самой прямой выгодой является доступ к финансированию, который принесет раздел продукции. Предсказуемость, стабильность и открытость режимов раздела продукции - это то, что делает их привлекательными не только для зарубежных компаний, но и для зарубежных банков и других финансовых организаций, которые могут предоставить для проектов большую часть капитала. Напомню: многие из проектов СРП потребуют от $10 млрд до $15 млрд инвестиций.
Банки заинтересованы в привлекательном и конкурентоспособном режиме раздела продукции не меньше, чем нефтяные компании. Банкиры обычно хотят быть уверенными в том, что окупят свои вложения и получат прибыль.
Если же российский режим раздела продукции не будет конкурентоспособным, тогда не только иностранные компании не будут осуществлять инвестиции, но и банки не станут финансировать проекты как иностранных, так и российских компаний.
Одной из характеристик мировой нефтегазовой промышленности является то обстоятельство, что компании, которые обычно являются конкурентами, работают над крупными проектами вместе. Компании получают выгоду от объединения ресурсов в нескольких отношениях: риск делится на всех, а партнеры могут учиться друг у друга. Российским компаниям тоже будет выгоден обмен технологиями и навыками управления, который принесет совместная работа с иностранными компаниями в проектах СРП. И наоборот. Препятствий для того, чтобы совместное ведение работ стало в России широко распространенной практикой, нет. Успешное партнерство в России могло бы привести к совместным работам и в других странах.
Другая косвенная выгода от прозрачности раздела продукции относится к области впечатлений. Если посмотреть на рыночную стоимость акций российских нефтяных компаний в отношении к запасам, которыми они располагают, то увидим, что их оценивают значительно ниже, чем акции иностранных компаний
Почему так происходит? Одной из основных причин является отсутствие в России прозрачности и хорошего корпоративного управления. В то же время рынок позитивно реагирует на перемены к лучшему в этой сфере. В этом убеждает и пример компании "ЮКОС", которой за 4 последних года удалось достичь 40-кратного роста рыночного курса своих акций.
Столь же позитивно рынок способен отреагировать на шаги, которые предпримет правительство, решившее показать, что Россия движется к созданию более прозрачного инвестиционного режима.
Одним из непосредственных следствий завершения формирования режима раздела продукции было бы большее инвестиционное доверие к тому, что Россия идет верным путем и что крупные неразработанные месторождения могут быть в конце концов разработаны - либо в рамках сотрудничества российских и иностранных компаний, либо российскими компаниями при иностранном финансировании. Эти факторы увеличили бы рыночную стоимость российских компаний.
Так что раздел продукции является важным вопросом не только для иностранных компаний в России. Это наилучший и, в обозримом будущем, единственный способ привлечения капиталов и технологий, необходимых для разработки крупных новых месторождений в России.
Ясно, что раздел продукции - это вопрос, над которым российские и иностранные компании могут работать вместе. Создание в России понятного, стабильного, предсказуемого, открытого, благоприятного и конкурентоспособного инвестиционного режима - в наших общих интересах. В настоящее время таких условий не существует. Поэтому в России не было инвестиций на условиях раздела продукции, кроме проектов СРП, заключенных до Федерального закона "О СРП".
Но этот блок законов имеет свои плюсы даже в нынешней, не самой эффективной для инвесторов редакции. Однако имеются и ограничения по его применению. Уже практически исчерпана "ресурсная" квота месторождений для освоения на условиях СРП (30% от объема разведанных запасов страны). Процедура получения права пользования недрами на условиях СРП чрезмерно сложна и забюрократизированна. Получение всех разрешений и виз, необходимых для проектов СРП, требует массу времени, и поэтому является дорогостоящим процессом. Это снижает конкурентоспособность всех компаний, работающих в России. Инвесторами поддерживаются усилия Правительства РФ по установлению для СРП "единого окошка" с тем, чтобы сократить бюрократическую волокиту.
Если же говорить об иных отраслях экономики (производство, сфера услуг), то СРП здесь вообще не применишь. Экономическое, инвестиционное законодательство страны нуждается в поступательном развитии не только по линии СРП
Для повышения инвестиционной привлекательности и конкурентоспособности нефтегазовой отрасли НГК необходимо:
Направить усилия на наращивание ресурсной базы нефтегазового сектора ТЭК, обеспечить достаточную гласность в отношении состояния этой базы;
Создать централизованный банк данных отечественных прогрессивных видов техники и технологий, которые могут быть приобретены и использованы инвесторами;
Разработать программу поэтапного повышения инвестиционной привлекательности российского нефтегазового комплекса, включая меры по укреплению фондового рынка, который должен стать действенным механизмом мобилизации инвестиций, направления их в наиболее перспективные проекты развития НГК и в наиболее эффективные предпринимательские структуры. На нормативные акты потрачено уже слишком много времени и сил. Пришло время окончательно их оформить (в том виде, который бы обеспечил создание привлекательного инвестиционного режима) и двигаться дальше.
При громадности российских расстояний и несоответствии внутренних и мировых цен транспорт нефти всегда будет важным вопросом. Но никакая частная компания не станет прокладывать трубопровод, который стоит несколько миллиардов долларов, если отсутствует уверенность в том, что она будет иметь свободный доступ к этому трубопроводу для транспортировки своей продукции. Поэтому проект Закона "О магистральных трубопроводах должен предусматривать трубопроводы, которые прокладываются частными компаниями и поэтому принадлежат им и управляются ими.
Наконец, для соглашений о разделе продукции необходима отработка системы управления.
В заключение можно сделать следующие выводы.
НГК является и, несомненно, будет оставаться важнейшей частью экономики России, обеспечивающей даже при современном кризисном состоянии четверть стоимости промышленной продукции, треть доходов в бюджет и около половины всех валютных экспортных поступлений. Он остается основой жизнеобеспечения нации, прочным фундаментом экономической безопасности страны, важным источником погашения внешней задолженности.
Решение проблем НГК тесно связано с решением проблем всей российской экономики. Ухудшается обстановка в НГК - ухудшается социально-экономическое положение всей страны. Поэтому проблемы НГК должны рассматриваться в качестве первоочередных, наряду с проблемами АПК, ВПК, транспорта и связи.
Роль НГК в предстоящие годы не только не уменьшится, она будет последовательно увеличена, с тем, чтобы обеспечить России возможность восстановить свой общий экономический потенциал, совершить необходимую структурную перестройку всей экономики, обеспечить россиянам новое качество жизни.
НГК будет продолжать играть важнейшую роль во внешнеэкономической стратегии России. Это, прежде всего, будет относиться к возможностям получения экспортных доходов, столь необходимых для осуществления реформ. НГК и его потенциальные возможности будут продолжать выступать главным гарантом в нашей политике получения долгосрочных займов и кредитов в странах дальнего зарубежья. Не менее важна роль ТЭК в деле содействия развитию интеграции других стран СНГ с Россией на базе сохраняющейся заинтересованности этих стран в поставках российских топливно-энергетических товаров. «Энергетический фактор» способен содействовать более активной политике России в ее взаимоотношениях с ЕС, США, Японией и другими странами.
Проблемы НГК не носят и не будут носить конъюнктурного характера, они долгосрочны и решаются только в общей увязке с проблемами всего экономического развития России. По этой причине исключительно важна постоянная координация при реализации программ «ЭС-2020» и «Стратегия-2010».
Объемы инвестиций, которые необходимо привлечь в НГК России для решения приоритетных задач экономической стратегии России, столь велики, что делают бессмысленным спор о приоритете тех или иных источников инвестиций. На этом поприще места хватит всем - и частным отечественным структурам, и государству, и иностранным предпринимателям. Вопрос заключается в том, как и где получить инвестиционные средства.
Мобилизация крупных инвестиций для нужд дальнейшего развития НГК может быть осуществлена только в случае существенного изменения инвестиционного климата как для отечественного, так и для иностранного капитала.
Перспективы развития мирового рынка нефти и газа благоприятны для увеличения инвестиций в нефтегазовый сектор России.
Россия имеет достаточную инвестиционную привлекательность, однако необходимы значительные усилия для дальнейшего ее повышения
В заключение хочу отметить, что иностранные нефтяные компании видят в России огромный потенциал. Вот почему они все еще здесь - несмотря на встречающиеся на их пути проблемы. Тем не менее, для того чтобы создать условия привлечения долгосрочных инвестиций в российский нефтегазовый комплекс, необходимо проделать еще много работы.
Создание этих условий - в общих интересах и российских, и зарубежных нефтяных и газовых компаний.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Лебедева Т.Я. «Основные направления привлечения инвестиций в н/г отрасль России». Москва 2001г.
Хвалынский А.С. «Международные и региональные экономические организации». Москва 2002г.
Н.А. Цветков «Российский нефтегазовый комплекс: международное инвестиционное сотрудничество» (М.: Архив-М, 2001
«Экономика. Управление. Культура». №5,6 1999г.
КРИСТИАН КЛОТИНКС «СРП и энергетический диалог» – «Нефтегазовая вертикаль», №2, 2002г.
ГЛЕНН УОЛЛЕР «За инвестиции нужно бороться» – «Нефтегазовая вертикаль», №3, 2001г.
«Нефтяная промышленность России, январь-декабрь 2002 г»,
АНАЛИТИЧЕСКАЯ СЛУЖБА «Нефтегазовой Вертикали»,«Десять ликов нефтянки»,
ХОДОРКОВСКИЙ М.Б., «Надо ждать удобных ситуаций»,
КРАВЕЦ М.А., «Инвестиционный потенциал 2030»,
ПАВЛОВА Г.С., «Сахалинские проекты итоги и перспективы» – «Нефтегазовая вертикаль». №2,3,4,16, 18, 2003г. соответственно.
ВОЛКОВА Е.К., «Жизнь или кошелек»,
АНАЛИТИЧЕСКАЯ СЛУЖБА Нефтегазовой Вертикали, «Победителей не судят»,
СМИРНОВ С.П., «Национальный фонд Казахстана экспорт капитала» – «Нефтегазовая вертикаль». №1,2,3, 2004г. соответственно.
Проблемы совершенствования государственного регулирования. Нефтегазового комплекса России в усл
Реферат >> МенеджментЭссе №1: Проблемы совершенствования государственного регулирования Нефтегазового комплекса России в условиях рынка Выполнила: Проверил: ... крупные инвестиции в новые формы деловой активности: приобретения в добывающих отраслях других стран; иностранные ...
Проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса России 2.1. Проблемы российской нефтегазовой отрасли За последние 10 ... среднего нефтедобывающего бизнеса в России , в том числе с участием иностранных инвестиций , сдерживает отсутствие необходимой...
ТЕРЕХОВ А.Н., «Кому выгодно инвестировать в российскую нефть?» –«Инвестиции в России» №9, 2001г.
АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОТДЕЛ, «Инвестиционный климат 2002» – «Внешнеэкономический бюллетень». №18, 2002г.
КИРЧЕН А.Ю., «ЮКОС – лидер отрасли» – «Нефть. Газ. Бизнес». №1, 2003г.
ШАПРАН В.М., «Нефтяные инвестиции в Россию или туманные перспективы» «Рынок ценных бумаг», №16, 2003г.
ДРЕКСЛЕР КЛАЙД, «СРП – неэффективный механизм» –«Международная жизнь», №1, 2001г.
Кокушкина И.В. «Иностранные инвестиции и СП в экономике России». СПбГУ 1999г.
Кокушкина И.В., «Законодательная база инвестиционной деятельности РФ» – «Юридическая мысль». №2, 2001г.
Сайт МПА СНГ www .mpa .ru
Конопляник А.А. «Мировой рынок нефти: возврат эпохи низких цен? (последствия для России)» Москва 2000г.
Конопляник А.А. «Развитие законодательного и инвестиционного процесса в России в условиях действия Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции». Москва 1999г.
Project Finance. The Book of Lists 1999. - A Supplement to “Project Finance”
The Sakhalin-2 Project. Vityaz Production Complex Inaugurated. - Sakhalin Energy Investment Company, 1999
Tax and Project Finance. Special Issue. - “International Business Lawyer“, May 1998, (International Bar Association, Section on Business Law).
IEA Oil, Gas and Coal. Supply Outlook. Paris. 1995. P. 63.
комплекс России как ресурс экономического ростаРеферат >> Экономическая теорияРаботы является рассмотреть нефтегазовый комплекс России как ресурс экономического... нефтегазовом комплексе , который не в состоянии быстро превратить эти ресурсы во внутренние инвестиции ... с участием иностранного капитала либо иностранными компаниями на...
Изучение зарубежного опыта управления и развития нефтегазовой отрасли, исследование основных проблем отрасли в странах, являющихся конкурентами России на мировом нефтегазовом рынке, а также тенденций развития мирового нефтегазового комплекса в целом является необходимым условием для формирования научных представлений об основных направлениях повышения эффективности функционирования современной российской нефтегазовой отрасли как составной части мировой. Российская практика управления нефтегазовой отраслью заметно отличается от тех, которые применяются в зарубежных странах. Так, например, в странах с либеральным подходом частные компании могут разрабатывать месторождения самостоятельно, прямое государственное участие в добыче отсутствует либо незначительно.
Интересными с точки зрения регулирования рынка нефти и газа является опыт США и Канады. Мировая экономика к характерным особенностям американского энергетического рынка относит: жесткое ограничение на использование иностранного капитала при добыче углеводородов; патентная система на право проведения разведочных работ и добычу углеводородов; эффективное правовое обеспечение; жесткая антимонопольная политика, предусматривающая равный доступ компаний к рынку, исключающий монопольное положение любой из них даже на территории отдельного штата; тенденция к усилению централизованного регулирующего воздействия на НГК. На рынке США осуществляют деятельность тысячи частных добывающих компаний. При этом отсутствует налог на добычу полезных ископае-мых (НДПИ), что способствует более легкому достижению рентабельности. Добыча нефти дебюрократизирована. В отличие от России, где управление осуществляется через тяжеловесную систему бюджетного планирования с минимальными возможностями оперативного корректирования, в США местные нефтедобытчики имеют возможность оперативно и гибко реагировать на изменения рынка. Наличие значительного числа небольших нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) полностью снимает проблему реализации добытой нефти. Так, в России действуют всего 50, а в США - более 8 тысяч предприятий малого и среднего бизнеса в нефтяной сфере. Канада осуществляет действенное разноплановое регулирование сферы недропользования, которое производится на основе принципов обеспечения эффективного использования недр, недопущения неоправданного истощения запасов, обеспечения эффективности экспорта с точки зрения национальных интересов.
В Канаде действует гибкая система налогообложения недропользования: регулируются ставки налогов, предоставляются «налоговые каникулы», применяется система скидок. Роялти зависят от цен на нефть, дебита скважин, качества нефти, типа месторождений, уровня издержек на добычу и транспорт, времени открытия. Такой механизм поощряет поиск и разведку новых месторождений и площадей, системно повышает эффективность нефтедобычи. Налоговая нагрузка нефтедобычи в стране относительно высока. Налог на прибыль составляет 40,8-45,8%, в том числе федеральный - 28%, отчисления в провинциальный бюджет - 12,6-17,8%. Совокупная доля государства в доходах от добычи нефти по экспертным оценкам составляет 45-52%. Кроме того, одним из основных направлений регулирования является стимулирование привлечения внутренних и иностранных инвестиций. Закон об иностранных инвестициях содержит такие условия их привлечения, которые обеспечивают соблюдение интересов Канады в области эффективного использования ресурсов, охраны природной среды, коммерческих интересов, поддержку геологоразведочных работ (включая прямое субсидирование), экспортный контроль (включая контроль за возвратом экспортных доходов), протекционизм в отношении богатых ресурсами, но слабо освоенных районов, а также соблюдение интересов коренного населения.
Крайне показательно с точки зрения российской действительности, применяются также такие меры, как запрет компаниям и фирмам с участием государства использовать офшорные схемы; запрет на участие менеджеров компаний с государственным участием на создание собственных фирм, которые могут быть использованы для вывода активов компаний, в том числе в офшоры; контроль за доходами компаний.
В крупных нефтедобывающих странах доходы от экспорта нефти органично перевариваются и усваиваются национальными экономиками и перераспределяются среди многочисленного населения. В арабских монархиях ситуация иная. Огромные нефтяные доходы растворило в себе немногочисленное население.
По запасам нефти и газа первое место занимает Ближний и Средний Восток. Страны этого региона на протяжении последних десятилетий входят в десятку лидеров мировой нефте- и газодобычи. Огромные запасы нефти и газа, а также высокий уровень их добычи при небольшой численности коренного населения являются главными факторами для стран подобного типа. Нефтегазовая отрасль полностью национализирована и контролируется государством через государственные нефтяные компании.
Крупнейшие страны-нефтеэкспортеры Ближнего и Среднего Востока весьма преуспели в области инвестирования в западную экономику путем целенаправленных вложений в структуры транснациональных корпораций и крупных международных финансовых организаций (включая МБРР и МВФ). Объем иностранных инвестиций Саудовской Аравии исчисляется уже сотнями миллиардами долларов, причем большая часть направляется в США. Кувейт является совладельцем десятков британских, канадских, американских, западноевропейских и японских компаний (British Petroleum, General Motors, IBM, Kodak, Total, Sony и др).
Помимо трех НПЗ на своей территории Кувейт владеет тремя европейскими заводами - в Дании, Нидерландах и Италии. В собственности Кувейта тысячи АЗС в Дании, Швеции, Великобритании, Италии и Норвегии, десять авиазаправочных станций в крупных западноевропейских аэропортах. Обладая флотом из 25 собственных танкеров, Кувейт, по сути, имеет сегодня собственную сеть сбыта (весь цикл от добычи до продажи конечному потребителю) для значительной части добываемой нефти. Прибыль от заграничных капиталовложений становится все более существенным источником валютных доходов. Таким образом, одним из стратегических направлений нефтяной политики стран Ближнего и Среднего Востока является создание инфраструктуры переработки нефти и сбыта нефтепродуктов за рубежом путем приобретения активов иностранных нефтекомпаний, что позволяет осуществлять эффективный контроль за полным циклом добычи, переработки, и сбыта. Практический интерес представляет также опыт Норвегии, в котором нефтегазовая отрасль занимает наибольший удельный вес в структуре ВВП, при этом полностью контролируется государством. Данная отрасль является крупнейшим источником доходов страны, а также важнейшим драйвером технологического и инновационного развития. В 2012 г. на нефтегазовый сектор пришлось 23 % ВВП, 30 % поступлений в государственный бюджет, 52 % экспортных доходов и 29 % всех инвестиций. Норвегия занимает седьмое место среди крупнейших мировых экспортеров нефти и третье - среди экспортеров газа (по данным за 2013 год).
Доходы от нефтегазовой промышленности Норвегии поступают в Государственный Пенсионный Фонд, а затем инвестируется в иностранные ценные бумаги. Фонд, являясь одновременно сберегательным и стабилизационным, обеспечивает долгосрочную стабильность бюджетной системы страны. Правительство Норвегии формирует политику нефтегазового сектора, осуществляет долгосрочное планирование в отрасли, выбирает территории, на которые могут быть выданы лицензии, проводит оценку запасов, геологоразведку неизученных площадей и т.д. Государство контролирует реализацию проектов на всех этапах, требуя от компаний программу бурения, отчет об открытии залежи, план по добыче, план по транспортировке, план по переработки добытого сырья и обеспечивая их соблюдение. За формирование энергетической политики Норвегии отвечает Министерство энергетики и нефти. Оно же играет ключевую роль в выдаче лицензий.
Оперативный контроль за соблюдением условий лицензий осуществляет Норвежский нефтяной директорат, который подведомственен Министерству. Сильной стороной нефтегазового комплекса Норвегии является выбранная модель управления, основным элементом которой стало государственное регулирование. Государством изначально была разработана эффективная программа развития нефтегазодобывающего комплекса, были поставлены правильные задачи: национальный контроль и участие в нефтяных проектах, рациональность управления ресурсами, высокий уровень технологической компетентности, долговременный потенциал. Среди методов достижения поставленных целей были выбраны активное привлечение зарубежных лидеров отрасли и стремительное заимствование финансовых и интеллектуальных ресурсов для вложения в нефтедобычу. Подпуская иностранные компании к своим запасам, Норвегия обязала их передавать свой технологический опыт и готовить местные кадры. Также транснациональные нефтяные компании были обязаны вносить свой вклад в финансирование проектных инженерных программ, что позволило стране решить множество научноисследовательских задач. Высокая развитость экономики, в частности социальной сферы, (перефразировать, так как экономика и частная сфера - не одно и то же) Норвегии свидетельствуют об эффективности проводимой политики в области недропользования, управления нефтегазовым сектором и его правового регулирования. - почему фрагмент текста выделен серым цветом? П
Таблица 1. Особенности развития рынка нефти и газа зарубежных стран
|
Особенности |
|
|
|
|
|
|
Ближний и Средний Восток |
|
|
Норвегия |
|
Таким образом, ряд приведенных выше подходов имеет актуальное значение для дальнейшего совершенствования механизмов развития рынка нефти и газа. К ним относятся регулирование отрасли со стороны государства, жесткая позиция в отстаивании национальных интересов, использование нефтегазовых доходов для инвестирования в национальную экономику, ориентация на инновационные технологии и т.д. Изучение и рациональное применение зарубежного опыта позволит повысить эффективность нефтегазового комплекса России.
13:08 — REGNUM Иран начинает отбор иностранных компаний, которые планируют принимать участие в крупных местных нефтегазовых проектах. В частности, в разработке месторождений углеводородов. Об этом стало известно из сообщения, размещенного на сайте Национальной иранской нефтяной компании (NIOC).
Прием заявок от зарубежных нефтедобытчиков начался в понедельник, 17 октября, и продлится до 19 ноября текущего года. NIOC приглашает к участию в предквалификационном отборе заинтересованных в сфере разведки и добычи черного золота инвесторов. Окончательный список выбранных организаций компания опубликует 7 декабря. Однако до сих пор ИРИ не огласила конкретный список проектов, о которых идет речь.
После отмены в январе этого года западных санкций в отношении Ирана, введенных за ядерную программу страны, ИРИ пытается нарастить добычу нефти и долю рынка до досанкционных показателей. Сначала иранские власти заявляли, что увеличат производство до намеченных 4 млн баррелей в сутки к июню этого года, потом — к сентябрю. Сейчас и вовсе перенесли сроки на 2019 год. Стало очевидно, что без финансовых инвестиций зарубежных компаний Ирану самому не справиться. Поэтому для увеличения привлекательности своих нефтегазовых месторождений Тегеран в августе этого года утвердил новую модель нефтяных контрактов для иностранных инвесторов (IPC). Согласно иранскому плану, нефтегазовой отрасли страны необходимо около $150 млрд инвестиций, чтобы к 2020 году увеличить добычу на миллион баррелей в сутки. Таким образом, за ближайшие два года ИРИ намерена подписать с зарубежными компаниями контракты на $25 млрд.
IPC предусматривает более гибкие условия деятельности зарубежных компаний по сравнению с прошлыми контрактами. Детали контрактов до сих пор не разглашаются. Но известно, что теперь иностранные инвесторы смогут заключать контракты сроком до 20 лет, что позволит компаниям как минимум возместить свои затраты. Старые контракты предполагали единовременную выплату, и срок их действия составлял всего пять лет.
Иранская национальная нефтяная компания уже подписала первый контракт по новой модели в октябре, но не с иностранной компанией, а местной Setad Ejraye Farman Emam. Эту компанию американские массмедиа называют частью конгломерата иранского лидераАли Хаменеи . По условиям контракта, предусматривается повышение методов нефтеотдачи пластов и увеличение добычи нефти на месторождении Купал в рамках разработки второй фазы месторождения Яран.
Ранее ИА REGNUM сообщало, что норвежские, голландские, британские компании в конце августа текущего года уже заявили о том, что заинтересованы в совместной работе с Тегераном в нефтяной отрасли, и попросили предоставить им возможность изучать территории в Каспийском море. Правда, заместитель генерального директора Национальной иранской нефтяной компании Голам-Реза Манучехри не уточнил, о каких компаниях идет речь. Однако, по словам Манучехри, Тегеран уже предложил зарубежным инвесторам принять участие в разведке и разработке одновременно в четырех проектах по добыче углеводородов в Каспийском море. В частности, месторождения «Сардар-е Джангал».
Что касается российско-иранского сотрудничества в нефтяной отрасли, то в августе посол РФ в Тегеране Леван Джагарян рассказывал, что российские нефтекомпании интересуются иранскими нефтяными проектами. В основном речь, конечно, идет о добычных проектах, однако возможно и участие в сфере нефтепереработки и нефтехимии. Более того, допускается и вариант создания консорциума российских нефтекомпаний для работы в Иране, заявил Джагарян.
О своем желании работать в Иране ранее заявлял «Лукойл». По словам российского посла, компания рассматривает участие в проектах по разработке двух месторождений в районе города Ахваз на западе ИРИ. Возможно возвращение «Лукойла» в проект «Анаран», где до введения санкций работала компания. Также сейчас на стадии согласования находятся меморандумы о сотрудничестве «Газпром нефти», «Газпрома» с иранскими нефтяной и газовой компаниями NIOC и NIGC в области разработки нефтегазовых месторождений. Интерес к участию в иранских проектах также выразили «Зарубежнефть» и «Татнефть».
История
Развитие советской нефтянки получило мощный импульс после нефтяного кризиса 1973-1974 годов. Выручка от экспорта нефти резко выросла, возросли и инвестиции в нефтяную отрасль. Советское руководство стремилось максимально увеличить добычу нефти, и эта задача была выполнена: пик добычи пришелся на 1988 год, когда добыча составила 11,8 млн баррелей в день.
Однако уже к концу 1970-х и началу 1980-х годов в российской нефтяной промышленности возникли серьезные дисбалансы. Погоня за планом вела к удорожанию добычи: год за годом каждая новая тонна нефти требовала все больших инвестиций. В 1970-1973 годах доля нефтяного сектора в капиталовложениях всей промышленности составляла около 9 проц., а в 1986-м она выросла более чем вдвое и составила 19,5 процента. Многие месторождения использовались нерационально, что вело к их преждевременному истощению и ущербу для окружающей среды. Несмотря на все старания, в конце 1980-х годов добыча нефти начала падать. К тому времени СССР уже прочно сидел на нефтяной игле: доля выручки от продажи топливно-энергетических ресурсов в советских валютных поступлениях достигла самого высокого уровня в 1984 году и составила 55 процентов. Как известно, последовавшее падение мировых цен на нефть имело катастрофические последствия для советской экономики.
Романтика девяностых
В начале 1990-х с иностранным капиталом связывались надежды на восстановление нефтегазовой отрасли. Знаменитый Указ № 1403, подписанный Борисом Ельциным в ноябре 1992 года, который дал старт формированию и приватизации «Роснефти», «ЛУКОЙЛа», «ЮКОСа» и «Сургутнефтегаза», предусматривал продажу до 15 проц. акций этих компаний иностранным инвесторам.
Более того, государство прекратило финансирование нефтегазовой отрасли, а для того, чтобы привлечь внешние инвестиции, предоставило совместным предприятиям (СП) существенные льготы, прежде всего право на экспорт 100 проц. всей добытой нефти. На начало 1990-х пришелся настоящий бум СП в российской нефтянке. К концу 1990-х, когда экспортные преференции были отменены, СП добывали более 20 млн тонн нефти в год.
На раннем этапе СП создавались в основном небольшими иностранными компаниями, но в начале 1990-х в Россию пришли и гранды мирового нефтегазового бизнеса. В 1994-1995 годах правительство России подписало три соглашения о разделе продукции (СРП). Два касались проектов на шельфе Сахалина: «Сахалин-1» с Exxon и Sodeco и «Сахалин-2» с Shell, Mitsubishi и Mitsui. Третье соглашение о разработке Харьягинского месторождения в Ненецком автономном округе было подписано с французской Total.
Именно в трех СРП отразилось меняющееся отношение государства к западным нефтяным компаниям. История этих проектов разная. Так, переговоры по «Сахалину-1» начались еще в 1970-е годы, тогда советское правительство решило привлечь к разработке проекта японские компании. В начале 1990-х в проект вошла компания Exxon. История «Сахалина-2» началась в 1991 году, когда советское правительство объявило конкурс на подготовку технико-экономического обоснования освоения Пильтун- Астохского и Лунского месторождений. Конкурс выиграл консорциум западных компаний, к которому в дальнейшем присоединились Shell и Mitsubishi. Наконец, разработка Харьягинского месторождения началась в 1999 году. Компания Total была привлечена для разработки двух из шести эксплуатационных объектов месторождения. Все три соглашения были подписаны правительством России за несколько месяцев до принятия Закона об СРП в декабре 1995 года.
Примечательно, что в трех СРП была предусмотрена юридическая защита от любых последующих законодательных ограничений, которые могли ухудшить позиции иностранных инвесторов. Соглашения были подписаны на условиях, поставивших их вне российской юрисдикции. В середине 1990-х годов подобный «экстерриториальный» статус проектов не смущал правительство России . В стране падала добыча нефти, и катастрофически не хватало инвестиций в новые проекты. При средней цене нефти в 1995 году 18 дол. за баррель и несовершенстве налогового законодательства, которое в любой момент могло непредсказуемым образом измениться, соглашения стали единственным способом привлечь многомиллиардные инвестиции от западных компаний. После принятия Закона об СРП правительство отобрало более 20 проектов для их разработки, теперь уже в соответствии с вступившими в силу нормами СРП.
Любовь во время похолодания
Однако дальнейшее внедрение режима СРП застопорилось. Правительство не смогло согласовать ни внутри себя, ни с заинтересованными сторонами нормативно-правовую базу, необходимую для реализации проектов в соответствии с только что принятым законом. А к началу 2000-х изменилось и общее положение в отрасли: цены на нефть начали расти, что увеличило рентабельность инвестиций в добычные проекты и снизило привлекательность СРП для иностранных инвесторов. Хозяева набиравших вес российских компаний также не были заинтересованы в привлечении иностранных компаний на условиях раздела продукции. Первой такой сделкой стала покупка ВР в 1997 году 10 проц. акций компании «СИДАНКО» у структур Владимира Потанина. В 2003 году ВР объединила свои российские активы с ТНК и фактически приобрела около половины акций ТНК у консорциума «Альфа-Аксесс-Ренова». В 2004 году ConocoPhillips приобрела у государства 7,6 проц. акций «ЛУКОЙЛа», а в дальнейшем выкупила дополнительные акции у Вагита Алекперова и других российских акционеров компании. Сам Ходорковский в 2002-2003 годах был близок к продаже крупного пакета «ЮКОСа» компании ExxonMobil, но по известным причинам сделка не состоялась.
Стоит отметить, что в начале 2000-х некоторые западные компании были готовы напрямую инвестировать в нефтегазовые проекты в России без СРП, то есть на условиях стандартного налогового режима, и даже без крупных российских партнеров. Так, в середине 1990-х Shell рассчитывала осваивать Салымское месторождение в Ханты-Мансийском автономном округе на условиях СРП, но в дальнейшем согласилась начать работу в обычном налоговом режиме и в 2004 году совершила первые инвестиции. В 2003 году в Западной Сибири начала работать американская компания Marathon, которая приобрела «Ханты- Мансийскую нефтяную корпорацию».
Исправление ошибок
По мере того, как цены на нефть росли и западные компании все больше интересовались инвестициями в российский нефтяной сектор, в правительстве нарастало недовольство по отношению к трем СРП, заключенным в первой половине 1990-х. Основные претензии были связаны с тем, что проекты становились все более затратными. В наибольшей степени от давления государства на операторов СРП пострадал Shell, крупнейший акционер «Сахалина-2». В 2005 и 2006 годах на проект буквально обрушились разнообразные проверки, которые выявили не только завышение расходов, но и нарушение природоохранного законодательства. Тогдашний руководитель Росприроднадзора Олег Митволь оценил экологический ущерб от деятельности Shell на Сахалине в 50 млрд дол., сумму, сравнимую с ущербом от урагана «Катрина». В конце 2006 года акционеры «Сахалина-2» продали 50 проц. плюс одну акцию в компании-операторе проекта «Газпрому», после чего все экологические претензии были сняты.
Разработка Харьягинского месторождения компанией Total также сопровождалась постоянным конфликтом с государственными структурами. В начале 2000-х налоговые органы ежегодно оспаривали затраты Total и отказывались утверждать смету расходов на проект. Французская компания в 2003 году даже подала иск к российскому правительству в Стокгольмский арбитраж, требуя возмещения понесенных ей затрат. Конфликт продолжался до тех пор, пока Total и еще один иностранный участник проекта, Statoil, не согласились в 2009 году передать 20 проц. в проекте государственной «Зарубежнефти».
Для того чтобы продать газ конечным потребителям в России, ExxonMobil должен поставить им газ по трубам, контролируемым «Газпромом». Доступ к этим трубам также необходим американской компании, если она желает продать свой газ за пределы России, в Китай или Корею. В течение последних нескольких лет ExxonMobil и «Газпром» не могут договориться о цене газа с «Сахалина-1». Но все-таки в главном сохранении контроля над проектом ExxonMobil преуспел. Остается только догадываться, какие именно аргументы убедили российское руководство отказаться от попыток силового воздействия на ExxonMobil, подобного тому, что было осуществлено в отношении «Сахалина-2».
Так или иначе, развитие СРП в России замерло. На сегодняшний день на долю операторов СРП приходится всего 3,2 проц. от общей добычи нефти и 3,6 проц. от общей добычи газа в России. Такой объем добычи сравним с показателями средней российской компании, такой как «Башнефть» или «РуссНефть». Проекты СРП в России играют гораздо более скромную роль, чем в богатых ресурсами странах СНГ например, в Казахстане и большинстве стран дальнего зарубежья, где применяется режим раздела продукции.
Добычанефти и газа на сахалинских проектах будет расти, но стойкая аллергия на СРП у политического руководства России слишком сильно ассоциируется с потерей государственного контроля в «лихие девяностые». В 2008 году, говоря об СРП, Владимир Путин заявил, что Россия не допустит «колониального использования своих ресурсов». Иностранным компаниям предлагается работать в России в рамках стандартного налогового режима. Беда в том, что развитие нефтегазовой отрасли при этом режиме не имеет перспектив.
Налоговый тупик
Производители в России платят те же налоги, что и остальные компании на добавленную стоимость, прибыль, имущество, социальные отчисления. Кроме того, нефтяные компании платят налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и, в случае, если они экспортируют добытую нефть, экспортную пошлину. НДПИ рассчитывается по формуле, утвержденной в 2002 году: сумма налога зависит от текущей цены на нефть и курса рубля к доллару. При цене марки Urals в 100 дол. за баррель и курсе 29 рублей за доллар, производитель должен заплатить государству около 18 дол. с каждого барреля добытой нефти. Однако этот налог не так страшен для нефтяных компаний, как экспортная пошлина, которая рассчитывается по прогрессивной шкале: чем выше цена на нефть, тем выше ставка пошлины. С августа 2004 года ставка экспортной пошлины при цене нефти выше 25 дол. за баррель составляет 65 процентов.
Таким образом, если принять в счет другие налоги, при высоких ценах на нефть налоговое бремя на экспортеров превышает 90 процентов. Нынешняя налоговая система устанавливалась в середине нулевых, когда ставилась задача изъять сверхдоходы у нефтяных компаний и наполнить Стабилизационный фонд. Высокая налоговая нагрузка не разорила нефтяные компании, но сделала нерентабельными инвестиции в новые месторождения. Показательно, что крупные российские компании, такие как «ЛУКОЙЛ» и ТНК-ВР, с начала 2000-х активизировали поиск проектов за пределами России, во многом из-за неблагоприятного налогового климата.
В последние годы правительство пыталось отрегулировать налоговый режим, например устанавливая льготные ставки НДПИ для старых выработанных месторождений. С октября 2011 года предельная ставка экспортной пошлины на нефть была снижена с 65 до 60 проц., одновременно, однако, были существенно повышены экспортные пошлины на нефтепродукты. Несмотря на эти косметические послабления, разработка новых крупных проектов при существующем налоговом режиме по-прежнему остается нерентабельной. Более того, те важные нефтяные проекты, которые были осуществлены в России за последние годы, стали возможны только благодаря политическому влиянию компаний, добившихся для себя специальных налоговых послаблений. К этим проектам относятся месторождение имени Филановского на северном Каспии, которое разрабатывается «ЛУКОЙЛом», и Ванкорское месторождение крупнейший проект «Роснефти» в Восточной Сибири; обе компании получили от государства право закрепленное специальными распоряжениями правительства не платить экспортную пошлину на нефть с этих проектов на первоначальном этапе их разработки. Следует отметить, что льготы «Роснефти» по Ванкорскому месторождению истекли в мае 2011 года и продлены не были.
Арктическое увлечение
В последние годы на фоне ужесточения налогового режима, государство стало проявлять растущую заинтересованность в освоении новых перспективных нефтегазоносных районов, прежде всего на арктическом шельфе. Освоение арктических проектов возможно только с участием иностранных компаний; единственный подобный проект, осуществляемый «Газпромом» освоение Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря, на практике показал, что без иностранцев арктические проекты российским компаниям не сдвинуть. Многострадальный проект растянулся на 16 лет. Платформа для разработки месторождения строилась на оборонных предприятиях севера России, прежде всего на заводе «Севмаш». При этом схема обустройства месторождения несколько раз пересматривалась, а стоимость проекта постоянно росла. В результате она многократно превысила первоначальные расчеты и составила почти 4 млрд дол., что ставит под сомнение окупаемость проекта. Характерно, что «Газпром нефть шельф», подразделение «Газпрома», которое ведет разработку Приразломного, до сих пор выступает за использование режима СРП для проекта.
Итак, освоение арктического шельфа возможно только в партнерстве с иностранными, прежде всего западными, компаниями, имеющими необходимые технологические и финансовые ресурсы. В конце «нулевых» годов руководство России приняло решение приступить к полномасштабной разработке Арктики. Была выбрана следующая схема: правительство выдает лицензии государственным компаниям «Газпрому» и «Роснефти», которые затем привлекают иностранных партнеров для разработки месторождений, передавая им миноритарные пакеты акций. Выдача лицензий оказалась делом несложным. Уже в 2010 году Роснедра агентство при Министерстве природных ресурсов и экологии, осуществляющее лицензирование выдало шесть лицензий на разработку шельфовых месторождений «Роснефти» и две «Газпрому». В текущем году Роснедра планирует выдать еще около 15 лицензий, а всего их будет выдано несколько десятков. При этом более сложная задача, выработка четкой стратегии освоения шельфа и налогового режима погрязла в бюрократии.
Правительство до сих пор не утвердило государственную программу освоения шельфа. Неясным остается разделение ролей между государственными компаниями: изначально предполагалось, что «Газпром» и «Роснефть» создадут совместную компанию оператора шельфовых проектов, потом они будут осваивать месторождения раздельно: «Роснефть» нефтяные, «Газпром» газовые. Раздел «сфер влияния» между госкомпаниями, однако, так и не состоялся. Во-первых, многие лицензионные участки не разведаны, так что нельзя определенно разделить их на нефтяные и газовые. Во-вторых, в отсутствие четких политических установок «Роснефть» и «Газпром» начали конкурировать за новые шельфовые лицензии, при этом «Роснефть» претендует на газоносные участки в Баренцевом море.
Партнерство со многими неизвестными
В результате сложилась парадоксальная ситуация. Впервые с середины 1990-х годов государство заинтересовано в привлечении иностранных нефтегазовых компаний в проекты в России. Однако поскольку отсутствуют внятная стратегия и налоговый режим, иностранцам предлагается не только иметь дело с конкурирующими между собой госкомпаниями, но и войти в проекты, рентабельность которых невозможно посчитать. При этом государственные компании предпочитают не инвестировать собственные средства в разведку лицензионных участков, предлагая иностранным партнерам самим платить за удовольствие работать на российском шельфе. Иначе говоря, иностранным компаниям делается следующее предложение: вы берете на себя технологические и финансовые риски проекта, а если вам повезет и вы найдете нефть или газ, то мы с вами договоримся о налоговом режиме. А если не найдут, значит, не повезло и средства были потрачены впустую.
Некоторые иностранные компании как будто готовы начинать работу даже на таких условиях. За последний год «Роснефть» подписала несколько соглашений на разработку шельфовых проектов: с компаниями Chevron и ExxonMobil на участки в Черном море и с ВР на участки в Карском море и с ExxonMobil на те же участки. Однако подписанные соглашения не означают, что западные компании намерены серьезно вкладываться в шельфовые проекты. Скорее они стремятся «застолбить» свое участие в этих проектах и, тратя минимум денег, договориться об условиях дальнейшей работы. К тому же два соглашения из трех, подписанных «Роснефтью», уже утратили силу: Chevron покинул проект по изучению Вала Шацкого в Черном море, сославшись на неблагоприятные геологические факторы, а сделка «Роснефти» с ВР была торпедирована российскими партнерами британской компании.
Сделка с ExxоnMobil, объявленная в конце августа 2011 года, предполагает сейсморазведку и бурение поисково-разведочных скважин в Карском море. Однако налоговый режим для дальнейшей разработки месторождений будет определен в будущем, а до тех пор американская компания вряд ли вложит в проект суммы, близкие к тем, которые анонсировали представители «Роснефти» и российского правительства. «Роснефть» сейчас активно ищет дополнительных партнеров для разведки и разработки шельфовых месторождений и, вероятно, найдет их, но отсутствие четкого налогового режима значительно усложнит осуществление этих проектов.
Наглядным примером этих сложностей является проект по разработке Штокмановского месторождения в Баренцевом море. Это гигантское месторождение, расположенное в 600 километрах от побережья, было открыто в 1988 году. В 1990-е годы контроль над ним осуществлялся совместными предприятиями «Газпрома» и «Роснефти»; в 2004 году «Роснефть» уступила «Газпрому» свою долю в проекте. Вялотекущие переговоры с потенциальными иностранными партнерами, заинтересованными в разработке Штокмана, продолжались с начала 1990-х годов. В середине 2000-х «Газпром» активизировал переговорный процесс с западными компаниями, однако российская газовая монополия при выборе партнеров проявила большую разборчивость, требуя для себя максимально выгодных условий. В 2006 году «Газпром» заявил, что предложения, полученные от западных компаний, его не удовлетворяют. Было принято решение оставить контроль над месторождением в руках «Газпрома», а западные компании привлечь исключительно в качестве подрядчиков.
В результате длительной торговли, проходившей при участии первых лиц государства, в 2007 году «Газпром» подписал соглашения с двумя подрядчиками, Statoil и Total, которые получили соответственно 24 проц. и 25 проц. в компании операторе проекта. Однако освоение месторождения так и не началось. В 2008 году разразился мировой финансовый кризис, который привел к резкому снижению спроса на газ в Европе. Тем временем в США, еще одном потенциальном потребителе газа со Штокмана, резко выросла добыча сланцевого газа и сократились закупки газа из-за рубежа. Таким образом, газ со Штокмановского месторождения неизбежно дорогой оказался неконкурентоспособен еще до того, как его начали добывать.
После нескольких лет переговоров с западными компаниями летом 2011 года правительство наконец решило предоставить оператору разработки месторождения льготы на налог на имущество, но это запоздалое решение само по себе не может обеспечить рентабельность Штокмановского проекта. Если не будут предоставлены дополнительные и более масштабные налоговые льготы, инвестиционное решение по месторождению вряд ли будет принято. Таким образом, неблагоприятный налоговый режим остается одним из главных факторов, препятствующих началу разработки месторождения.
При этом ни «Газпром», ни его западные партнеры не могут позволить себе официально отказаться от проекта: слишком много усилий было потрачено на достижение существующих договоренностей, и, особенно для «Газпрома», поддержание Штокмана на плаву является вопросом престижа. Вместо этого компании регулярно заявляют, что по-прежнему привержены проекту, но инвестиционное решение и соответственно начало добычи периодически откладывается на год-два.
Могут, если хотят
Хотя Штокмановский проект отложен в долгий ящик, французская Total недавно приобрела 20-процентный пакет в другом масштабном газовом проекте. Проект освоения Южно-Тамбейского месторождения и строительства завода по производству сжиженного природного газа известен как «Ямал СПГ». Этот проект демонстрирует, что в определенных обстоятельствах правительство способно в короткие сроки обеспечить нефтегазовым компаниям режим наибольшего благоприятствования, в том числе и по налоговым вопросам.
Южно-Тамбейское месторождение расположено на севере Ямало-Ненецкого автономного округа. В конце 2000-х компания «Ямал СПГ», владеющая лицензией на месторождение, несколько раз перепродавалась и в 2009 году оказалась под контролем «НОВАТЭКа», крупнейшей частной газодобывающей компании России.
Несмотря на то что в официальной стратегии «Газпрома» освоение Южно-Тамбейского месторождения планировалось на 2020-е годы, «Новатэк» решил форсировать проект. Запуск первой очереди завода СПГ мощностью 5,5 млн тонн в год планируется осуществить в 2016 году, еще две очереди в 2017 и 2018 годах. При этом реакция государства на проект частной компании резко отличалась от обычной бюрократической волокиты. За последний год проекту «Ямал СПГ» была предоставлена беспрецедентная государственная поддержка. Правительство пообещало частной компании «Новатэк» 12-летние налоговые каникулы по НДПИ. На недавних конкурсах, организованных Роснедрами, «Новатэк» получил лицензии на несколько крупных месторождений на Ямале, тем самым увеличив ресурсную базу проекта. Кроме того, «Новатэк» может получить государственные субсидии на покупку СПГ-танкеров для разработки данных месторождений. Венцом щедрости стало предоставление «Новатэку» экспортного канала фактически в обход «Газпрома».
Государственная поддержка «Новатэка» хронологически совпала с появлением в составе ее акционеров Геннадия Тимченко, совладельца нефтетрейдера Gunvor и знакомого Владимира Путина. Сам Тимченко отрицает какую-либо личную подоплеку своих успехов в российском сырьевом бизнесе. Однако после покупки Тимченко пакета акций «Новатэка» в 2009 году по сообщениям прессы, сейчас Тимченко и Леонид Михельсон, председатель правления компании, владеют пакетом ее акций, близким к контрольному 10, стоимость акций выросла в несколько раз. Невиданная доселе государственная поддержка частного газового производителя, очевидно, отразилась на бурном росте стоимости компании.
Стратегия и риск
За двадцать лет иностранные компании в России испытали на себе и государственную любовь, и государственный гнев. Подъем олигархов в 1990-е годы поставил крест на режиме СРП, но открыл дорогу западным компаниям, которые хотели инвестировать в капитал российских нефтегазовых структур. Становление госкапитализма в эпоху Путина заставило иностранные компании стремиться к партнерству с «Роснефтью» и «Газпромом». Но достижение этой цели оказалось затруднено не только из-за амбиций российских госкомпаний, но и из-за чрезмерного налогового давления на нефтяную отрасль. В конце «нулевых» годов политический цикл в нефтегазовом секторе пошел на второй круг. Как и в 1990-е годы, в наилучшем положении оказываются те частные компании, чьи владельцы заручились поддержкой руководителей государства.
В этих условиях для иностранных компаний существуют две возможности. Первая - развитие сотрудничества с «Газпромом» и «Роснефтью». В обозримом будущем именно эти две госкомпании смогут сотрудничать с иностранцами в мегапроектах, таких как обустройство арктического шельфа. В обмен госкомпании будут требовать инвестиции, технологии, а также активы за пределами России. Кроме того, от иностранных компаний будут ожидать содействия, прежде всего «Газпрому», в реализации его трубопроводных проектов в Европе. Например, представляется вероятным, что немецкая Wintershall и итальянская Eni вошли в газпромовский проект «Южный поток» во многом ради того, чтобы облегчить себе доступ к месторождениям в России.
Вторая возможность для иностранных компаний - сотрудничество с частными российскими компаниями. Как показывает недавняя практика, именно такие компании, как «Новатэк», могут добиться налоговых преференций для своих проектов быстрее и эффективнее, чем, казалось бы, всемогущий «Газпром». Компания Total присоединилась к двум значимым газовым проектам, Штокмановскому в партнерстве с «Газпромом» и «Ямал СПГ» в сотрудничестве с «Новатэком». Вполне вероятно, что «Ямал СПГ» будет реализован быстрее, чем Штокман, во всяком случае, за последний год «Новатэк» получил беспрецедентную государственную поддержку, а Штокман стоял на месте.
Оборотная сторона медали в сотрудничестве с частными компаниями это зависимость от их владельцев, а точнее, от их политических связей, которые позволяют им добиваться расположения государства. За последние 20 лет в истории нефтегазового сектора России было немало взлетов и падений. «ЮКОС», крупнейшая частная нефтегазовая компания страны, была ликвидирована всего за два года. Структуры, которые тесно сотрудничали с «Газпромом» в 1990-е годы и получали от газовой монополии активы на выгодных условиях например, «Итера» и «Стройтрансгаз», в 2000-е годы лишились поддержки и вынуждены были вернуть большую часть активов «Газпрому». Совсем недавно Михаил Гуцериев, создавший с нуля одну из крупнейших нефтяных компаний, «РуссНефть», подвергся уголовному преследованию и в 2007 году эмигрировал в Лондон, продав «РуссНефть» структурам Олега Дерипаски. Но уже к середине 2010 года все обвинения в адрес Гуцериева были сняты, он приехал в Россию и как ни в чем не бывало вернулся к руководству «РуссНефтью».
Как и 10-15 лет назад, иностранные компании вынуждены делать ставку на политическое влияние своих партнеров. Сотрудничество с госкомпаниями более безопасно политически и открывает доступ к значимым проектам, но при этом реализация этих проектов может годами откладываться. Ставка на частные компании, чьи хозяева могут воспользоваться своей близостью к высшему политическому руководству, сулит сиюминутную благосклонность государства, но не гарантирует долгосрочной поддержки проектов, особенно в случае смены политического руководства или выхода из проектов их российских акционеров.
