Як очікують прогнозисти-аналітики, світовий видобуток нафти з традиційних джерел досягне свого піку в період між 2010 р. і 2020 р. і потім почне знижуватися. Як відомо, освоєння ресурсів з нетрадиційних джерел потребує значних витрат. На світовому ринку може створитися загроза нестачі нафти з традиційних джерел, що неминуче призведе до посиленого освоєння нетрадиційних джерел і до зростання цін у період 2010 - 2020 рр..
Витрати отримання нафти з найбільш істотних нетрадиційних джерел (табл. 4) набагато перевищують фактичні витрати видобутку провідних нафтовидобувних країн, що варіюються в межах від 2 до 12 дол за бар.
Таблиця 4
Оцінки витрат видобутку нафти на найбільш великих проектах родовищ з нетрадиційних джерел та отримання рідкого палива з природного газу *
* International Energy Agency, World Energy Outlook. Paris. 1998. P. 113.
За оцінкою МЕА, надходження нафти з нетрадиційних джерел виросте з 70 млн. т в 1997 р. до 125 млн. т в 2005 р. і буде збільшуватися швидкими темпами в наступний період.
Важливим компонентом галузевої інвестиційної привабливості слід вважати витрати видобутку на експлуатованих в Росії родовищах у порівнянні з витратами в інших країнах.
Президент НК «Лукойл» В. Алекперов на засіданні «Круглого столу» 11-12 грудня 2001 р. повідомив, що витрати видобутку нафти в Росії знаходяться на рівні 4 - 8 дол за бар. проти 2 дол в країнах Перської затоки, 6 дол в Африці, 8 дол в Південній Америці і США, 10 дол в Північному морі. У 6 дол за бар. оцінює виробничі витрати з видобутку нафти в Росії президент НК «ЮКОС» С. Кукес, а В.П. Орлов вважає, що витрати на розвідку, освоєння і видобуток російської нафти становлять 5,5 - 8 дол за бар. Менш ніж в 10 дол за бар. оцінюють витрати видобутку в Росії іноземні експерти (табл. 5).
Таблиця 5
Витрати видобутку нафти (дол. за бар.)
* IEA Oil, Gas and Coal. Supply Outlook. Paris. 1995. P. 63.
Таким чином, навіть у сучасних умовах витрати видобутку нафти в Росії знаходяться на рівні витрат в таких країнах - членах ОПЕК, як Нігерія, Індонезія, окремі родовища Абу-Дабі, а також штат Аляска. Витрати у Росії нижче, ніж на родовищах в Єгипті, США та Північному морі. Можна припустити, що середній рівень витрат видобутку на родовищах у Росії в період 2000 - 2020 рр.. і в більш віддаленій перспективі, коли розгорнеться реалізація проектів, розпочатих в перші роки XXI століття, виявиться, порівняно з іншими країнами і регіонами, ще більш сприятливим для інвесторів. Це пояснюється тим, що в нафтогазовій промисловості, так само як і в інших галузях, пов'язаних з використанням землі як об'єкта господарювання, собівартість видобутих ресурсів тяжіє до суспільних витрат, які складаються на гірших за місцем розташування і менш багатих родовищах корисних копалин. У нашому випадку в нових умовах початку століття такими родовищами будуть нетрадиційні родовища з виключно високими за сьогоднішніми мірками витратами видобутку. «Ціна виробництва на найгіршою землі завжди є регулюючої ринковою ціною», - зазначав К. Маркс.
Привабливість інвестування в російську нафтовидобуток навряд чи знизиться у зв'язку з майбутнім освоєнням ряду нових нафтових родовищ у районі Каспійського моря такими країнами, як Азербайджан, Казахстан і Туркменістан.
По-перше, це освоєння зажадає вже зараз великих капіталовкладень. За підрахунками А. Конопляника і А. Лобжанідзе, авторів виданої в 1998 р. книги "Каспійська нафта на євразійському перехресті», для освоєння нафтових родовищ нового регіону може знадобитися близько 90 млрд. дол. В рік, або 900 млрд. дол за весь період інвестиційного циклу, який оцінюється приблизно в 10 років. Автори дослідження обгрунтовано стверджують, що сумарні доведені запаси нафти каспійського регіону не перевищують 3% світових, а фінансові витрати на їх розробку складуть як мінімум 8 - 10% прогнозованих світових капіталовкладень у розвідку та видобуток нафти. Оптимізація ризиків фінансування зажадає приблизно паритетного рівня цих двох показників, і тому малоймовірно, що всі намічені проекти освоєння вуглеводневого потенціалу регіону зможуть бути профінансовані в повному обсязі.
Слід уточнити, що становище може змінитися, якщо будуть задіяні політичні мотиви для необхідності фінансування регіону, який може з'явитися альтернативним джерелом нафти для країн ОЕСР, особливо у випадку яких-небудь політичних збоїв у відносинах з країнами ОПЕК. У будь-якому випадку каспійська проблема посилить напруження конкурентної боротьби за інвестиції на світовому ринку капіталів.
По-друге, Росія сама має значними потенційними родовищами в північних районах Каспію, що відкриває можливості для іноземного і вітчизняного капіталу взяти участь в їх освоєнні. Перші відкриття нафти НК «Лукойл» у Північному Каспії обіцяють сприятливі перспективи. У 2000 р. «ЛУКойл», «ЮКОС» і «Газпром» створили спільне підприємство з розробки російської частини шельфу Каспію.

1.4 Конкурентоспроможність НГК РФ

1.4.1 Галузева структура інвестицій

Високим потенціалом інвестиційної привабливості має ВАТ «Газпром», що є, за оцінкою західних експертів, самої інвестиційно-привабливою і найбільш захищеною від політичних ризиків компанією Росії. По-перше, за оцінкою американського аудитора «De Goller and Mac Notton», чистий дисконтований дохід при реалізації 50% запасів компанії сьогодні може бути оцінений більш ніж в 48 млрд. дол По-друге, рентабельність видобутку газу, розрахована на основі продуктивності свердловин , істотно вище, ніж в нафтовій галузі. На думку «Dutch Morgan Greenfield», по продуктивності свердловин «Газпром» посідає друге місце серед найбільших енергетичних компаній світу. По-третє, інвестори зможуть брати участь у реалізації конкретних проектів, спрямованих на приріст ресурсної бази, розвиток транспортної системи та підвищення експортного потенціалу в цілому, що є запорукою майбутнього зростання доходів інвесторів. І, нарешті, «Газпром» надійно захищений від російських політичних ризиків, оскільки переважна частина залучених їм позик і кредитів забезпечена виручкою від експортних контрактів з першокласними західноєвропейськими покупцями. Портфель експортних контрактів «Газпрому» передбачає постачання 2666 млрд. м ³ газу до Європи, що за поточними світовими цінами становить близько 195 млрд. дол
Високою інвестиційною привабливістю володіють компанії «Лукойл», «ЮКОС», «Сибнефть» та інші вертикально інтегровані нафтові компанії (ВІНК).
Дуже привабливою для інвесторів може виявитися необхідність великомасштабного поновлення зношеного і застарілого виробничого устаткування, використовуваного в ПЕК Росії. У сучасних умовах постійне оновлення основного капіталу виступає найважливішим чинником зниження витрат видобутку та підвищення конкурентоспроможності нафтової і газової промисловості. Про масштаби виграшу від використання цього фактора наочно свідчить приклад з історії американської нафтової промисловості, якій вдалося за період 1981 - 1996 рр.. знизити витрати видобутку нафти за рахунок впровадження технологічних нововведень на 50% на суші і на 80% при розробці морських родовищ. Характерно, що Міністерство енергетики США у своїх розрахунках на тривалу перспективу закладає норматив зниження витрат видобутку в результаті застосування нових технологій не менше ніж на 2% на рік.
Російська нафтовидобувна промисловість на практиці відчула ефективність залучення передової технології з-за кордону. Починаючи з 1993 р. галузь отримувала обладнання в рамках так званих реабілітаційних нафтових позик - зв'язаних кредитів, наданих міжнародними фінансовими організаціями (МБРР, ЄБРР, «Ексімбанком» США та ін.) Так, тільки МБРР надав Росії два нафтові позики на загальну суму 1110 млн. дол Завдяки застосуванню нових технологій і устаткування (гідророзрив пласта, горизонтальне буріння, високопродуктивні заглибні насоси та ін), що надійшов у 1994 - 1996 рр.., Вдалося, на думку президента Союзу нафтогазопромисловців Росії В. Медведєва, утримати видобуток нафти в Росії на рівні близько 300 млн. т на рік. Однак на сьогодні ці кредити вже вичерпані. Характерно, що в 1996 р., за оцінкою колишнього заступника міністра палива та енергетики РФ В. Бушуєва, з 6 млрд. дол, витрачених нафтовими компаніями на придбання обладнання, 2 / 3 було витрачено на імпортні агрегати.
Інвестори можуть розраховувати на успіх розвитку таких новітніх технологій, як тривимірна сейсміка, підводне закачування свердловин, застосування напівзанурені платформ, платформ на натяжних тросах, на впровадження комп'ютерної технології і різної техніки, широко застосовується міжнародними нафтовими компаніями для зниження витрат видобутку.
Великі можливості відкриваються для інвесторів в області модернізації нафтопереробної промисловості, зокрема з метою доведення рівня виходу світлих нафтопродуктів до західних стандартів. Це пов'язано з широким впровадженням каталітичного крекінгу, гідрокрекінгу, коксування залишків і т.д. Крім цього, для поліпшення якості готової продукції потрібно впровадження сучасних технологій з каталітичного риформінгу бензинів, гідроочистки палив для реактивних двигунів і дизельних палив, ізомеризації, алкілування, виробництва високооктанових добавок, сучасних каталізаторів і ін
Важливим напрямком інвестування капіталів стане будівництво високоефективних нафтопереробних заводів (НПЗ) середньої і малої потужності в районах підвищеного споживання нафтопродуктів і у віддалених північних і східних районах країни.
Наявність потужної сировинної бази і зростаючий попит дозволяють розраховувати на значну активізацію інвестиційних процесів в нафтохімії, яка розвивається з орієнтацією на нарощування експорту добрив, базових нефтехімікатов, пластмас і ін
Розвиток нафтогазовидобування всередині країни, а також розширення можливостей транзиту створить ємний інвестиційний ринок, що вимагає мільярдів доларів капіталовкладень.
До числа важливих конкурентних переваг Росії відноситься значна недовантаження існуючої магістральної транспортної системи, що дозволяє інвесторові відразу ж включитися в повномасштабну діяльність з реалізації інвестиційних проектів. Привабливим є і більш низький рівень тарифів на транспортування енергоресурсів, ніж у багатьох інших країнах.
Перспективним напрямком інвестування в Росії в найближчі десятиліття з'явиться здійснення заходів щодо радикального підвищення енергетичної ефективності та енергозбереження. За сучасними оцінками, у країні є потенціал рентабельного енергозбереження, що дозволяє в роки дії «ЕС-2020» зменшити витрату енергоресурсів на 40 - 45%. Третину цього потенціалу зосереджена в самому ПЕК, ще третина - у галузях промисловості, 16% - в комунально-побутовому секторі та 10% - на транспорті. До числа найважливіших напрямів економії енергоресурсів в нафтовій промисловості відноситься ефективна боротьба з втратами попутного газу. У 1996 р. в країні було спалено у факелах 8,2 млрд. м ³ нафтового газу.
Можливість участі в освоєнні російських надр та переоснащення російського нафтогазового сектора робить вельми перспективними різноманітні форми кооперації за участю російського ПЕК у міжнародному інвестиційному співробітництві (МІС). Це можуть бути спільні підприємства, сервісні контракти, угоди про розподіл продукції, цільові кредити, технічна допомога і т.д.
Таким чином, з огляду на величезні потреби в модернізації та подальшому розвитку російського ПЕК, іноземний інвестор може орієнтуватися на активну участь у проектах різних видів і масштабів по підвищенню рівня видобутку енергетичних ресурсів і виробництва нафтопродуктів, продуктів нафтохімії і т.д. Більше того, іноземні інвестиції могли б бути спрямовані на вдосконалення машинобудівного сектора, зайнятого виробництвом обладнання - нафтовидобувного, нафтопереробного, нафтохімічного, транспортного, енергетичного, обладнання для зріджування природного газу і т.п. Це дозволить Росії після відповідної модернізації наявної індустріальної бази (включаючи окремі підприємства ВПК) зайняти гідне місце в світовому господарстві в якості не тільки однією з провідних ресурсних держав, але і великого виробника різних видів гірничодобувної та переробної сировину техніки. Перспективи попиту на світовому ринку на ці види устаткування цілком сприятливі. Так, тільки з обладнання для видобутку нафти і газу на шельфі в найближчі 5 років очікуваний обсяг продажів у світі зросте до 12 млрд. дол проти 6 млрд. дол у 1998 р.

1.4.2 Національна інвестиційна привабливість.

Галузева інвестиційна привабливість тісно пов'язана з національною інвестиційною привабливістю. У світовій практиці економічних зіставлень існує багато різного роду рейтингів, так чи інакше охоплюють такі елементи інвестиційної привабливості, як рівень загального економічного розвитку, ступінь відкритості економіки, достатність нормативної та правової бази, науково-технічний потенціал, характеристика трудових ресурсів, зниження матеріаломісткості та енергоємності громадського продукту, і інші макроекономічні показники. Рейтинг країн в світовій економіці, який щорічно визначається Світовим економічним форумом (Швейцарія) і Міжнародним інститутом розвитку менеджменту для 50 - 60 країн світу, передбачає розрахунки конкурентоспроможності кожної країни, підрахованої на основі багатофакторних векторних моделей, що включають близько 290 показників у восьми областях (економічне становище, стан інфраструктури, рівень НДДКР, ступінь відкритості економіки, рівень розвитку інформаційних технологій та телекомунікаційних систем та ін.) Сьогодні Росія в цьому рейтингу посідає останнє місце. Також невисокий рейтинг країни в інших порівняннях інвестиційної привабливості та конкурентоспроможності.
Треба відзначити, що занадто велика агрегованість показників, узагальнених у рейтингах, не відповідає конкретним цілям інвесторів і орієнтує їх лише у загальних рисах у виборі об'єктів та країн для інвестування капіталів. Інакше не поясниш, чому Росія зберігає свою привабливість і при винятково низьких показниках в різного роду рейтингах, що доведено укладанням угод «Сахалін-1» і «Сахалін-2» (більш докладно про них піде пізніше), а також переговорами з іноземними компаніями з освоєння інших нафтових родовищ. Тому до питання про національну інвестиційної привабливості Росії слід підходити з урахуванням аналізу окремих блоків факторів, що характеризують насамперед достатність нормативної та правової бази в країні для забезпечення прибуткового інвестування іноземного капіталу.
У цьому відношенні в Росії, за історичними мірками тільки що вступила на шлях розвитку ринкової економіки, вже зроблено дуже багато для створення відповідного інвестиційного клімату. Країна проходить процес вступу до СОТ. Розроблено правова база регулювання режиму іноземних та вітчизняних інвестицій, йде пошук нових законодавчих норм, що визначають основні параметри функціонування вітчизняного та іноземного капіталу, реформується податкова система, здійснюється підготовка до ратифікації Договору до Енергетичної хартії (ДЕХ), здатного забезпечувати уніфікацію інвестиційного режиму в Росії з відповідними світовими стандартами.
Однак зберігаються на всіх рівнях російського суспільства розбіжності ідеологічного порядку гальмують втілення в життя правових принципів лібералізації інвестиційного режиму - стабільності, прозорості, передбачуваності та недискримінації.
З інших факторів, що формують національну інвестиційну привабливість Росії, слід відзначити наявність трудових ресурсів, що володіють високим загальноосвітнім рівнем, що зберігається низький рівень заробітної плати і наявність надлишкової кваліфікованої робочої сили. Як показують розрахунки Держкомстату, погодинна заробітна плата в обробній промисловості Росії в 15 разів нижче, ніж у США. До числа інших факторів потрібно також віднести все ще зберігається значний науково-технічний потенціал, який може дозволити інвесторові вирішувати багато проблем, пов'язаних із здійсненням інвестиційних проектів, на місці, не вдаючись до більш дорогого фінансування НДДКР за межами Росії. За оцінками незалежних експертів, вартість незатребуваною вітчизняною промисловістю інтелектуальної власності в нашій країні перевищує 400 млрд. дол
В історії розвитку вітчизняної нафтової промисловості багато прикладів, коли передові технічні й технологічні розробки вчених залишалися незатребуваними або через відсталість машинобудування, або із-за загальної нестачі інвестиційних коштів. Наприклад, метод глибоко проникає гідророзриву продуктивного пласта для підвищення його нафтовіддачі був розроблений радянськими вченими багато років тому, але прийшов до Росії тільки в останні роки разом із західними компаніями. В даний час в країні вимагає відповідного інвестиційного забезпечення широке впровадження нових типів обладнання, зокрема такої ефективної технології, як колтюбінг, що дозволяє скоротити тривалість спуско-підйомних операцій при бурінні і проводити роботи на свердловині без її глушіння, що забезпечує економію часу і вартості основних ремонтних і технологічних робіт в 2 - 3 рази в порівнянні з традиційними технологіями.
Перспективні російські розробки, пов'язані з інтенсифікацією нафтовидобутку і підвищенням віддачі пластів за допомогою вібраційних процесів, з будівництвом надводних і підводних бурових установок у льодових умовах, ядерних транспортних підводних суден і танкерів, а також з високотемпературним і надвисокочастотним синтезом енергоносіїв.
До числа конкурентних переваг Росії слід віднести і девальвацію рубля 1998 р., що дозволяє інвесторові використовувати відчутний ефект при оплаті в рублях робочої сили, закупівлю необхідних матеріалів, обладнання та послуг на внутрішньому ринку та здійсненні операційних та капітальних витрат, пов'язаних із здійсненням проектів, не кажучи вже про збільшену вигоді від здійснення експортних операцій. Про значення останнього свідчать такі дані: якщо станом на 1 січня 1998 р. внутрішня ціна на нафту становила 99,9% світової ціни, по бензину - 114%, дизпалива - 118,5%, мазуту топкового - 125,7% та природного газу - 63,9%, то станом на 1 грудня 1998 р. при збільшеному курсі долара по відношенню до рубля ці співвідношення вже становили по нафті - 44%, бензину - 45,3%, дизпалива - 59,5%, мазуту - 47,9% і природному газу - 19,4%.
Додаткові можливості для іноземних інвесторів відкриваються в області використання результатів лібералізації інвестиційних режимів суб'єктами Федерації, які в останні роки все більше йдуть на надання інвесторам різного роду додаткових податкових та інших пільг на своєму рівні.
Поступово відновлюється привабливість фондового ринку країни і акцій вітчизняних нафтових компаній, значно знизивши після 1998 р. Поліпшення економічного становища Росії і зростання цін на нафту сприятливо позначилися на курсах акцій таких лідерів в РТС, як «Лукойл», «Сургутнефтегаз», «ЮКОС», «Газпром» і ін
Зміцненню ринку цінних паперів будуть сприяти подальше зміцнення стабільності країни, зростання авторитету державної влади за кордоном, успішне втілення в життя програм «Стратегія-2010» і «ЕС-2020», а також подальше вдосконалення законодавчих норм, що забезпечують зниження ступеня ризику для інвестора при здійсненні ним операцій в російській економіці.
Чимало зусиль треба вжити, щоб забезпечити такий ступінь довіри до російського ринку цінних паперів, яка призвела б до встановлення реальної ціни на акції вітчизняних компаній, нині залишається серйозно заниженою в порівнянні з подібного роду підприємствами за кордоном. На думку С. Нортона, одного з керівників найбільшої аудиторської і консалтингової компанії «Pricewaterhouse Cooper», в Росії за 10 дол можна купити акції, які реально коштують 100 дол Інший фахівець, У. Браудерс, керівник великої інвестиційної компанії «Hermitage capital management », на прикладі акцій ВАТ« Газпром »наочно показав ступінь заниження ціни російських акцій. «Якщо виходити з цін на акції« Газпрому »на російському ринку, то барель вуглеводневого палива (нафта і газ) з запасів« Газпрому »стоїть 0,035 дол, а барель запасів« Ексон »у США - 13 дол, тобто в 365 разів дорожче. Іншими словами, ринок асоціює з «Газпромом» стільки ризиків, що вартість його продукції ледь перевищує нуль ». З іншого боку, заниженість вартості російських акцій може бути чинником інвестиційної привабливості.
Важливу роль у просуванні інвестиційних капіталів у реальний сектор економіки відіграють банки та інвестиційні банківські групи. Серед них виділяється інвестиційно-банківська група «НІКойл», що володіє власним капіталом у сумі більш як 1 млрд. дол, 33% акцій найбільшого в Росії морського порту в м. Новоросійську і більш ніж 10% акцій компанії «Лукойл». Про можливості групи із залучення інвестиційних коштів говорить той факт, що тільки для компанії «Лукойл» група «НІКойл» залучила інвестицій на суму близько 1,5 млрд. дол
Значною підтримкою нормальному функціонуванню російського ринку акцій могло б стати рішення проблеми визначення рейтингу інвестиційної привабливості вітчизняних нафтових компаній. У зв'язку з цим самої позитивної оцінки заслуговує робота Центру макроекономічних досліджень ІМЕПІ РАН, прагне за допомогою багатофакторного аналізу та методу експертних оцінок створити власну методологію розрахунку рейтингу інвестиційної привабливості ВІНК і російських спільних видобувних підприємств, що не входять у ВІНК. Набір параметрів, вибраний Центром, досить представницький і становить 35 найменувань для ВІНК і 13 - для малих підприємств. Автори склали таблиці значень показників, провели агрегування цих показників і на основі отриманих даних побудували інтеграційні індекси за двома групами компаній. Серед найбільш значущих показників, використаних для побудови індексу для ВІНК, в порядку убування суми врахованих балів йдуть: видобувні запаси нафти, відношення чистого прибутку до активів компанії, рівень менеджменту, видобуток нафти, відношення експорту до видобутку, відношення капіталізації компанії до запасів нафти та ін .
Результати досліджень показали, що російські ВІНК, відповідно до інтегральним рейтингом, розмістилися наступним чином: «ЮКОС» (9,04), «Лукойл» (8,60), «ТНК-ВР» (7,70), «Сургутнефтегаз» (7,29), «Сибнефть» (6,09), «Татнефть» (6,0), «Росшельф» (4,89), «Сиданко» (4,54), «Славнефть» (4,40) , «Башнефть» (3,81) і «ОНАКО» (2,95). (дані на 2003 рік)
Треба зазначити, що наявність великих доведених і потенційних запасів газу і нафти при прогнозованому зростанні попиту на паливно-енергетичні ресурси на світовому ринку в першій чверті століття роблять вельми привабливим російський нафтогазовий сектор ПЕК як об'єкт інвестування.

1.4.3 Сутність Угод про розподіл продукції (УРП). Правова база УРП.

В основу російської моделі угод про розподіл продукції (УРП) покладено так звана "індонезійська модель", що передбачає триступеневу схему розділу:
§ спочатку з отриманої інвестором продукції виділяється частина, що спрямовується державі у вигляді платежів за користування надрами (роялті, ренталс);
§ потім виділяється частина, що йде на відшкодування понесених витрат (компенсаційна продукція);
§ решта (прибуткова продукція) ділиться між державою та інвестором в обумовленій пропорції; на останній стадії інвестор сплачує податок на прибуток, базою оподаткування якого є частка інвестора від прибуткової продукції.
Світовий досвід знає і моделі з так званим "прямим" розділом продукції, які передбачають розділ продукції безпосередньо на частку держави і частку інвестора. Тобто при "прямому" розділі відсутня стадія виділення компенсаційної продукції. У такому випадку розподіл продукції може бути:
§ двоступінчастим (як в Перу), коли держава відмовляється від доходів, роялті, встановлює для компанії більш сприятливі, ніж в індонезійській моделі ", пропорції розподілу, але вводить прибутковий податок на всю частку виділеної інвестору нафти;
§ одноступінчастим (як в Лівії), коли держава відразу встановлює підвищені на свою користь умови розподілу, але звільняє інвестора від прибуткового податку та платежів роялті.
Вибір оптимальної схеми розділу залежить від багатьох факторів. Наприклад, схеми прямого розподілу продукції без стягнення прибуткового податку можуть виявитися неудобньмі для іноземних інвесторів, так як породжують проблеми, пов'язані з можливістю фактично подвійного оподаткування їх доходів. Один раз в непрямій формі доходи інвестора зменшуються в приймаючій країні за рахунок зменшення його частки продукції. Другий раз його доходи можуть бути оподатковані у тій країні, де інвестор зареєстрований як платник податків, зобов'язаний сплачувати прибутковий податок або за місцем діяльності, або за місцем реєстрації.
Досвід реалізації російського Федерального закону "Про угоди про розподіл продукції" показує, що формування правової бази УРП на основі тільки "індонезійської моделі" не дозволяє врахувати все різноманіття економіко-географічних, гірничо-геологічних, соціально-економічних умов, в яких доводиться здійснювати проекти на умовах СРП. Очевидно, що угоди за новими родовищ шельфу Сахаліну або Баренцева моря будуть істотно відрізнятися за набором умов і взаємних зобов'язань сторін від угод за старими родовищ типу Самотлора.
Численні претензії до операторів угод з приводу витрат, які можуть бути віднесені на компенсаційну продукцію, невизначеність з історичними витратами держави за старими родовищ гальмують процес як підготовки, так і реалізації угод. Не випадково за 1997-2000 рр.. підписано всього одну угоду між Російською Федерацією і ВАТ "Нижневартовскнефтегаз" по розробці південній частині Самотлорского родовища, в той час як федеральними законами можливість укладення УРП надана стосовно до 22 великих об'єктів.
Розуміння необхідності доповнити російську модель УРП іншими можливими схемами розділу зафіксовано Російською Федерацією в особі Уряду РФ і адміністрації Ханти-Мансійського АТ при підписанні УРП по Самотлор в кінці 1999 р. У тексті угоди міститься положення, згідно з яким "держава спільно з інвестором протягом двох років проводить роботу з підготовки необхідних законодавчих і нормативних актів для переходу на розділ продукції повністю в натуральному вираженні (нафтою) із заміною сплати всіх податків передачею державі належної йому частки продукції ".
У зв'язку з цим у травні 2000 р. у Державну Думу внесений законопроект, що передбачає доповнення Федерального закону "Про угоди про розподіл продукції" новою схемою "прямого" розділу продукції без стягнення будь-яких податків і платежів. Мабуть, всім учасникам обговорення законопроекту ясно, що доповнення діючої моделі СРП "прямим" розділом не тільки доцільно, а й досить давно назріло.
Законопроект викликав бурхливу дискусію з приводу правової суті дій інвестора щодо передачі державі належної йому частки продукції, а також з приводу правової кваліфікації самої цієї частки. У першій своїй редакції згаданий законопроект визначав частку продукції, що передається державі, як "єдиний податок". Це нововведення у разі його законодавчого закріплення тягло за собою дуже серйозні правові наслідки.
По-перше, такий "єдиний податок" може бути введений тільки після того, як буде внесено відповідне доповнення до переліку податків, які стягуються на території Російської Федерації, встановлений Податковим кодексом РФ.
По-друге, з його введенням держава де-юре позбавляється неподаткових доходів від УРП. У зв'язку з цим виникає питання: якщо держава не отримує цивільно-правового доходу від УРП, то чи можна вважати УРП цивільно-правовим договором? Викликати сумніви в цивільно-правової сутності УРП означає піддати сумніву право УРП на існування як самостійного правового інституту, що підноситься як інститут цивільного права.
По-третє, введення "єдиного податку" означає поширення на весь механізм розподілу продукції і відчуження її часткою податкового правового режиму. Для того щоб повною мірою оцінити це, необхідно звернутися до правової позиції Конституційного суду РФ, вираженої в багатьох його рішеннях. Вона коротко зводиться до наступного:
§ федеральні податки і збори вводяться федеральними законами;
§ податки і збори вводяться виключно податковими законами;
§ вводяться і стягуються тільки ті податки і збори, які передбачені Податковим кодексом РФ (відповідні загальним принципам оподаткування і зборів в Російській Федерації);
§ всі основні елементи податкового зобов'язання встановлюються законом;
§ якщо в законі не визначені основні елементи податкового зобов'язання, податок вважається невведення.
У цьому сенсі вводиться розглянутим законопроектом "єдиний податок" вступає в гострий антагонізм з основоположними принципами російського податкового права. Відповідно до законопроекту найважливіші елементи податкового зобов'язання, такі як ставка "єдиного податку", порядок обчислення, порядок і строки сплати, визначення моменту припинення обов'язку по сплаті і т.д., повинні встановлюватися УРП, а не податковими законами. Для приведення законопроекту та Федерального закону "Про угоди про розподіл продукції" у відповідність з вводиться "єдиним податком" необхідно виключити з УРП практично всі умови, що мають відношення до розділу продукції. Виникла дилема: відмовитися від "єдиного податку" або відмовитися від УРП як цивільно-правового договору. Остання виключалося усіма учасниками дискусії.
У силу цього з законопроекту варто виключити всякі згадки про "єдиний податок". Зробити це слід було вже тому, що частка продукції, що належить державі щодо УРП, очевидно, становить або містить неподаткових дохід держави, на який не можна поширювати податковий режим. Крім цього, не слід забувати, що Податковим кодексом РФ встановлено ряд принципових положень, які мають пряме відношення і до розглянутого законопроекту, і до діючої редакції Федерального закону "Про угоди про розподіл продукції". Відповідно до одного з них обов'язок по сплаті податку або збору припиняється у момент надання платником податків доручення своєму банку перерахувати суму податку або збору на відповідний бюджетний рахунок. З цього положення випливає, що обов'язок сплати податку або збору виконується виключно у формі перерахування грошових коштів. Податковий кодекс РФ не передбачає натуральної форми сплати податків і зборів. У силу цього підтримка ідеї "єдиного податку" вимагала внесення поправок до Податкового кодексу РФ, які законодавчо закріпили б можливість стягнення з УРП податків і зборів в натуральній формі - у вигляді видобутої нафти.
Як можна бачити, перерахований набір правових проблем, які потребують законодавчого дозволу, настільки об'ємний, що здатний повністю поховати саму ідею "прямого" розділу продукції. Однак окремі розробники законопроекту спочатку вважали, що "прямий" розділ продукції може бути реалізований тільки при введенні "єдиного податку", який повинен "поглинути" всі нині стягуються з інвестора податки та інші платежі, вважаючи, що протилежне неможливо. Але доля "прямого" розділу продукції може і повинна бути вирішена інакше. Для цього необхідно врахувати наступне:
1. Не слід забувати про те, що система платежів за користування природними ресурсами виникла дуже давно, задовго до появи сучасних податкових систем, тоді, коли государ (держава) існувало переважно за рахунок доходів від належних йому доменів (земель), регалій, монополій і відкупів , тобто, висловлюючись сучасною мовою, доходів від державної власності. Багато хто з платежів, що стягуються державою з природокористувачів і надрокористувачів, у силу своєї архаїчності є не податками, а квазіподатків. Вони вводяться неподатковими законами, за ставками таких платежів допускаються торги і т.д.
2. Справляння державної частки продукції при реалізації УРП ніколи не мало характеру оподаткування. У Федеральному законі "Про угоди про розподіл продукції" не встановлено податковий характер часткою, що виділяються з виробленої продукції і розподіляються між державою та інвестором. Пункт 1 ст.13 згаданого Закону сказано: "Справляння зазначених податків, зборів та інших обов'язкових платежів замінюється розділом продукції на умовах угоди відповідно до цього Закону". Це не означає, що розділ продукції є формою оподаткування. Навпаки, це означає відмову держави від участі в доходах інвестора шляхом оподаткування. Це підтверджується тим, що відповідно до Федерального закону "Про бюджетної класифікації Російської Федерації" доходи від реалізації угод про розподіл продукції (код 20 жовтня 1990) віднесені до неподаткових доходів бюджету
3. Коль скоро не виникають обов'язок інвестора щодо сплати податку на прибуток і саме поняття прибуткової продукції, а також будь-які інші податкові зобов'язання інвестора, то податкові органи втрачають контрольні повноваження стосовно УРП, за винятком повноважень з контролю за обгрунтованістю віднесення вартості товарів, робіт і послуг до витрат інвестора на виконання своїх зобов'язань по УРП.
4. Державна частка продукції є неподаткових доходом держави від використання державної власності, і статус цієї частки такий же, як і в інших доходів бюджету від державної власності (дивіденди по державних пакетах акцій, доходи від приватизації тощо). Це означає, що контроль виконання інвестором його зобов'язань перед державою по СРП повинен бути покладений на ті відомства, які здійснюють повноваження розпорядження надрами. Законом РФ "Про надра" ці повноваження покладені на федеральний орган управління державним фондом надр і органи виконавчої влади суб'єктів Російської Федерації, на територіях яких розташовані відповідні ділянки надр. Розподіл державної частки продукції, одержуваної при реалізації УРП між федеральним і регіональним бюджетами, має здійснюватися так само, як це передбачено ст.10 Федерального закону "Про угоди про розподіл продукції", тобто на основі договорів між відповідними федеральними та регіональними органами виконавчої влади.
5. Доповнення Федерального закону "Про угоди про розподіл продукції", "прямим" розділом не вимагає внесення змін у глави Податкового кодексу РФ, що регулюють спеціальні податкові режими, у тому числі й податковий режим УРП, крім констатації того, що такий режим без справляння податку на прибуток і платежів за користування надрами існує, так як "прямий" розділ звільняє інвестора від податкових обов'язків в тій частині його діяльності, яка має відношення до реалізації УРП.
6. До введення в дію ст.13 ч.1 Податкового кодексу РФ, яка заміняє платежі за користування надрами однойменними податками, зберігає свою силу гл.5 Закону РФ "Про надра". У неї необхідно внести уточнення, що обмовляють звільнення від платежів за надра інвесторів, які перейшли на режим "прямого" розділу продукції.
Ясно, що розділ продукції - це питання, над яким російські та іноземні компанії можуть працювати разом. Створення в Росії зрозумілого, стабільного, передбачуваного, відкритого, сприятливого і конкурентоспроможного інвестиційного режиму - у наших спільних інтересах. В даний час таких умов не існує. Тому в Росії не було інвестицій на умовах розподілу продукції, крім проектів СРП, укладених до Федерального закону "Про УРП"
(Приклад інвестиційної політики та функціонування законодавчої бази в НГС Казахстану див. додаток 2)

2. Взаємодія Росії і ЄС в нафтогазовому секторі

2.1. Енергетичний Діалог: сутність, передумови, етапи

Події останнього часу на світовому нафтовому ринку особливо виразно висвітили необхідність подальшого розвитку Енергетичного Діалогу між Європейським Союзом і Росією - другими у світі регіонами за обсягами споживання та поставок нафти, відповідно. Нестабільність світового ринку нафти дуже турбує Європу. C розвитком кон'юнктури світового ринку протягом останнього року, ми спостерігаємо безперервне зростання цін на нафту, що гальмує інвестування в розвиток нових проектів [2]. Останні події показали також, що проблема стабільності нафтового ринку не повинна бути предметом обговорення лише виробників нафти, що не менш важливо підтримання діалогу між виробниками і споживачами нафти. Врешті-решт, і та і інша сторона в рівній мірі зацікавлені в стабільних і розумних цінах на світовому ринку.
Очевидно, що в енергетичній області Росія і Європейський Союз значною мірою взаємозалежні. Відносини між нашими регіонами надійні і перевірені тривалим часом взаємних зв'язків. У той же час залишається багато, що ще необхідно зробити з обох сторін для зміцнення енергетичної безпеки на просторі всього Європейського континенту, при одночасному досягненні значного економічного ефекту. При цьому потенційний внесок Європейського Союзу не поступається тому, що може привнести Росія.
Європейський Союз, без сумніву, вельми зацікавлений у підтримці і розширенні ролі Росії як постачальника нафти і газу на європейські ринки, і в змозі сприяти зміцненню Росії в цій якості шляхом передачі технологій та інвестицій у проекти модернізації та розширення російської енергетичної інфраструктури. Для усвідомлення масштабів енергетичної взаємозв'язку досить мати на увазі, що 18% сумарного імпорту сирої нафти Європейського Союзу в 2001 році надійшло з Росії. Якщо врахувати обсяг імпорту нафтопродуктів, то ця цифра зростає до 23%. Сумарно такий обсяг нафти та нафтопродуктів становлять 18% споживання країн ЄС. Крім того, в 2002 році 45% імпорту газу ЄС, а це становить 20% його споживання, поставлено Росією.
У своїй Нової Енергетичної стратегії, яка охоплює період з 2001 по 2020 рік, Росія планує перехід від економіки, яка переважно базується на експорті сировинних матеріалів, в основному мінерального походження, до більшої спеціалізації і нової якості внутрішніх ринків і розвитку сучасного постіндустріального суспільства.
У цьому ж документі підкреслюється, що сумарний обсяг інвестицій у цей період, необхідних для досягнення цілей Стратегії, оцінюється в 823 млрд євро. З них, 708 млрд євро, що складає 5-6% ВВП Росії за той же період, пов'язані з енергетичним і паливними сектором, у тому числі третина - 232 млрд євро - потрібно тільки для нафтового сектора, 215 млрд - для електроенергетичного (виключаючи атомну енергетику), і 201 млрд євро - для газового сектора. При цьому передбачається, що 10-20% сумарних капіталовкладень складуть іноземні інвестиції.
Ініціатива установи Енергетичного Діалогу між Європейським Союзом і Росією була продиктована станом сьогоднішнього світу, що характеризується в деяких аспектах невизначеністю його подальшого розвитку. Таке становище викликає заклопотаність відносно рівня енергетичної безпеки, що пов'язано з нестабільністю рівня цін і сумнівами в достатньої надійності як джерел енергосировини, так і стану енергетичної інфраструктури. Європейські компанії відчувають себе менш впевненими у стабільності надходження доходів від їх діяльності в умовах ослаблення світової економіки.
Сформована ситуація свідчить про назрілу необхідність співпраці між Російською Федерацією і Європейським Союзом. Поглиблення і розвиток такої співпраці послужить гарантією узгодженості дій, спрямованих на стабілізацію обстановки, що сьогодні вкрай необхідно.
Енергетичний Діалог, який розпочав своє існування 2 роки тому, є найкращим механізмом для проведення в життя заходів щодо стабілізації енергетичної ситуації і встановленню взаєморозуміння між двома сторонами. Мета Діалогу, як це ясно викладено в виробленої на саміті Європейського Союзу та Росії Спільної Декларації, полягає в тому, щоб розробити шляхи досягнення стратегічної співпраці між РФ і ЄС. У рамках Діалогу обговорюються всі аспекти енергетичної сфери, що представляють інтерес для обох сторін. Серед них до першочергових слід віднести питання, пов'язані із співпрацею в галузі енергозбереження, з розвитком і модернізацією виробничої та транспортної інфраструктури, з'ясуванням інвестиційних можливостей Європи та поліпшенням інвестиційного клімату в Росії.
Таким чином, метою Діалогу є досягнення істотного прориву в середньостроковій перспективі саме в тій сфері, де взаємні відносини вже міцно встановлені і обопільний інтерес чітко виявлений.

2.2. Форми співробітництва у рамках Діалогу

Росія зробила великий ривок у реформуванні своєї економіки і значно просунулася на цьому шляху. Тим не менш, багато міжнародних компаній вважають, що інвестиції до Росії пов'язані з більшими, ніж "нормальні" комерційними ризиками. До тих пір, поки ці побоювання присутні, Росії буде важко досягти тих обсягів капіталовкладень, які необхідні для виконання завдань, визначених у Новій Енергетичної Стратегії.
У той же час збільшення ступеня залученості міжнародних енергетичних компаній та їх капіталу може серйозно сприяти поліпшенню економіки російської енергетики. Це буде стимулом для зростання виробництва енергоносіїв та ефективності російського енергетичного сектора, збільшить рівень енергозбереження і буде сприяти більш тісної інтеграції економіки Росії з великими європейськими та світовими ринками.
Для того щоб отримати доступ до інвестиційних фондів за розумною ціною, як уже зазначалося, необхідний більш стабільний правовий та податковий режими.
Діяльність будь-якої енергетичної компанії, російської чи іноземної, за своєю природою завжди пов'язана з геологічними і ринковими ризиками. Однак непевність у стабільності правового або податкового режиму збільшує елемент "ризикової надбавки" у ставці дисконтування, яку використовують інвестори, будь то російські або іноземні, при оцінці інвестиційних проектів. Процентні ставки на кредити збільшуються, і в результаті родовища з прикордонної рентабельністю стають економічно невигідними для розробки.
Досвід свідчить, що реформи, які ще необхідно провести, зажадають багато часу. Особливо це стосується реформування внутрішніх цін на енергоносії. До тих пір поки це не буде зроблено, іноземні компанії не зважаться прийняти ризики, пов'язані з угодами концесійного або ліцензійної типу, або інвестувати в російські компанії як міноритарних акціонерів. Тому, принаймні, протягом деякого проміжного періоду важливо застосовувати режим угод про розподіл продукції (УРП), оскільки європейські компанії, також як і більшість інших іноземних компаній, впевнено воліють УРП як режим, що надає необхідну правову і податкову стабільність.
Президент Путін у своєму виступі на міжнародній конференції УРП в минулому році підкреслив, що УРП можуть і повинні стати важливою частиною державної інвестиційної політики. Він відзначив крайню необхідність подібних угод, а також те, що співробітництво, засноване на довірі між усіма учасниками, є ключем до успіху.
Проведений сьомого саміт ЄС-Росія декларував, що "поліпшення правової бази видобутку і транспортування енергоносіїв у Росії, вироблення регулюючих нормативів за угодами про розподіл видобутку та механізму підтримки інвесторів в енергетичному секторі, націлених в першу чергу на спрощення адміністративної та ліцензійної процедури, є ключовими передумовами для збільшення європейських інвестицій в енергетичний сектор ".
Європейський Союз не є прихильником концепції, що встановлення режиму УРП у Росії є єдино можливою правовою формою для інвестицій в Росію, і визнає, що в довгостроковій перспективі можливий розгляд інших, крім УРП, правових режимів для реалізації енергетичних проектів у сфері розвідки, видобутку і транспортування , таких як Спільне підприємство або Концесії. Однак загальна зацікавленість полягає в тому, щоб дати поштовх необхідним інвестицій саме зараз, і вважається, що УРП є найбільш швидким способом досягнення цієї мети.
На початку 1990-х років, до того як генеральний закон УРП був введений в 1995 році і суттєво підправлений в 1999 році, в Росії були укладено три угоди про розподіл продукції. Однак після прийняття закону УРП 1995 жодної угоди цього типу укладено не було.

2.3. Проблеми взаємодії Росії і ЄС в НГС та шляхи їх вирішення

У рамках Енергетичного діалогу відбулися активні дискусії з європейськими енергетичними компаніями з проблем Угоди про розподіл продукції (УРП). В якості основної причини найчастіше вказувалося на те, що необхідне прийняття додаткових правових та нормативних актів, що регулюють оподаткування і формулу розрахунку компенсаційної продукції. За оцінкою фахівців, пропоновані російським урядом різні схеми оподаткування настільки складні, що, в кінцевому рахунку, зводять режим УРП до вельми незначним переваг щодо концесійного режиму. Більш того, деякі компанії, які працюють в діючих російських проектах УРП під "дідової застереженням", відзначають проблеми, пов'язані з зайве перевантаженим процедурних апаратом у деяких регіонах, що гальмує роботу над проектами.
На підставі всіх отриманих коментарів можна зробити висновок, що є три основні проблеми, які повинні бути вирішені негайно. Перша, і найбільш гостра, - це необхідність завершення вироблення відсутніх нормативних актів для діяльності в режимі УРП. Далі, необхідно точно вирішити, чи відкрита для переходу на режим УРП розробка ділянок, на які ліцензії були надані або будуть видані. Тут необхідно повторити, що УРП в даний час є найбільш швидким і в правовому відношенні самим надійним методом залучення інвестицій і реалізації проектів.
По-третє, необхідно позбутися від розпорошення відповідальності за різні аспекти УРП з широкого кола адміністративних органів регіонального і федерального рівня. Як наголошується в Спільної Декларації останнього саміту ЄС і Росії, інвестори одностайно виступають за створення механізму, спрямованого в першу чергу на спрощення адміністративних і ліцензійних процедур узгодження УРП.
У середовищі міжнародних компаній превалює думка, що ряд ключових положень, що стосуються інвесторів, відповідно до закону УРП, потребує доопрацювання. Це, перш за все, стосується стабільності податкових умов за проектами УРП; додаткових податків, які вступають в протиріччя з генеральним законом УРП; того факту, що, як видається, учасники УРП законодавчо не захищаються від регіонального та місцевого оподаткування. Потребує особливої ​​уваги питання про подвійне оподаткування прибутків інвесторів у разі прямого розподілу продукції, а також твердих гарантій відшкодування інвестором своїх витрат.
Відповіддю на багато з цих питань міг би з'явитися, наприклад, "модельний контракт", включений у правове або нормативне законодавство УРП. Такий "модельний контракт" повинен містити чіткі і прості умови роялті та оподаткування прибутку, з віднесенням всіх місцевих податків на державну частку прибуткової нафти. Наявність такого контракту зробило б переговорний процес більш концентрованою і прискорило б вироблення умов конкретної угоди.
(Приклад співпраці Тюменської Нафтової Компанії і British Petroleum див. додаток 1)

3. Форми співробітництва з фірмами США в НГК

3.1. «Реабілітаційні позики» СБ і «рамкову угоду» з американським Ексімбанком

У світі існують різні способи фінансування нафтогазовидобувних проектів. На думку деяких фінансистів, стосовно Росії на даному етапі має сенс говорити лише про двох таких способах:
• вкладення власних коштів спонсорів проекту, якими, як правило, виступають співзасновники компанії-інвестора, і
• залучення позикового капіталу.
Вище наводилися фактори ризику для самого інвестора, пов'язані з прийняттям інвестиційних рішень про вкладення власних коштів. Складнощі, пов'язані із забезпеченням позикового фінансування, на багато разів. За економічними постулатам фінансової діяльності в частині відмінності між прибутковістю по позиковому та інвестиційного капіталу банкам і фінансовим установам, що надають кредитне фінансування, набагато складніше приймати на себе кредитні ризики, ніж інвесторам, які вкладають власний ризиковий капітал. Звичайно, банки розуміють, наскільки вагомою може бути повернення на інвестиції у разі успіху проекту. Але в силу свого становища при аналізі кредитних ризиків банки змушені основну увагу приділяти несприятливих факторів, здатним привести до невдачі проекту. Більш того, за міжнародним та національним банківському праву більшості держав існує граничний рівень ризиків, які банки та кредитні установи має право прийняти на себе при виділенні фінансових ресурсів. Тому, враховуючи високу ступінь кредитних ризиків у Росії, до цих пір проектне фінансування з боку іноземних комерційних банків в російські проекти практично було відсутнє.
Контрактне право, інститути та інструменти цивільно-правових відносин за участю держави (що особливо актуально для нафтогазової галузі) в сьогоднішній Росії - як у будь-якій країні з перехідною економікою - розвинені недостатньо. Основний акцент у минулі роки робився на розвиток правової інфраструктури фондового ринку, що забезпечує процеси корпоративного фінансування. Формування ж правової інфраструктури, що забезпечує адекватне зниження ризиків, які існують при проектному фінансуванні, йшло з помітним відставанням. Воно й зрозуміло, бо до недавніх пір навіть на рівні Уряду РФ не було помітно особливої ​​різниці в політиці по відношенню до фінансових спекулянтам фондового ринку і стратегічним інвесторам, які вкладають гроші в реальний сектор економіки [3].
Хоча в інших країнах проектне фінансування стало в багатьох випадках кращою формою надання позикового капіталу, в тому числі для нафтогазових проектів на найбільш капіталомісткої стадії розробки, міжнародне банківське співтовариство розглядає сьогодні фінансові ризики в Росії як неприйнятні. Однією з небагатьох форм кредиту, що здійснюється на основі проектного фінансування в Росії, до цих пір були позики з боку міжнародних кредитно-фінансових установ, таких, як Світовий банк, Європейський банк реконструкції і розвитку (ЄБРР), Міжнародна фінансова корпорація (МФК) та організації експортного кредитування індустріально розвинених держав (наприклад, американський і японський експортно-імпортні банки), за всіма з яких, крім традиційних форм так званої "кредитної підтримки" (тобто заставного забезпечення, гарантій спонсора проекту і т.д.), стоять держави-учасники (засновники) зазначених фінансових установ.
Можна з упевненістю сказати, що без такого другого ешелону політичної захисту з боку міжнародного співтовариства комерційне кредитування великих російських проектів на основі традиційного проектного фінансування не буде доступно ще щонайменше кілька років, поки в Росії не отримає достатньої розвитку комерційне і фінансове законодавство, поки не буде стабільності та однаковості його застосування і поки всі інші ризики - політичні і економічні - не будуть знижені до рівня, що дозволяє забезпечити "фінансується" таких проектів з міжнародним банківським стандартам [4]. Це робить актуальним завдання концентрації зусиль російського законодавця на формуванні економіко-правового середовища, що враховує і захищає інтереси не тільки держави (на що сьогодні спрямована в основному законотворча діяльність, принаймні у сфері інвестиційного та особливо недрополь-зовательского законодавства), але і всіх інших учасників проектного фінансування, в тому числі фінансового-банківського співтовариства.
Найближчим часом інвестори повинні будуть приймати на себе велику частину інвестиційних ризиків, а також користуватися іншими доступними формами кредитування за участю МФО або іноземних урядових установ. Ця ситуація, звичайно, обмежує можливості інвесторів, оскільки можливості перерахованих категорій потенційних кредиторів небезмежні, більше того, вони істотно вже, ніж можливості міжнародного комерційного банківського капіталу. Однак оскільки в найближчі роки нам доведеться продовжувати спиратися у фінансуванні проектів на кредитну підтримку з боку МФО та державних фінансових інститутів, нижче будуть розглянуті деякі можливості по розширенню вже сьогодні можливостей перерахованих категорій потенційних кредиторів з проектного фінансування російських проектів УРП.
Такі МФО, як Всесвітній банк і ЄБРР, орієнтовані насамперед на просування економічних реформ у відповідних державах світового співтовариства. Ризик можливої ​​невдачі розподілений у цих організацій між великим числом країн-засновників при тому, що за інших рівних умов держава як економічний інститут готове працювати при меншій нормі повернення на інвестиції, а значить, і в середовищі з більш високими підприємницькими ризиками, ніж приватний бізнес. Зазначені організації, орієнтуючись в першу чергу на сприяння системним реформам в кредитуються ними країнах, готові взяти на себе частину тих підвищених політичних ризиків, при яких не готові працювати міжнародні комерційні банки, що орієнтуються на максимізацію чисто економічних результатів своєї діяльності. Тому МФО виконують для приватного бізнесу роль "розвідника" можливостей підприємницької діяльності в тій чи іншій країні, а результати їх діяльності зазвичай служать "лакмусовим папірцем" для приватного бізнесу при прийнятті ним рішень про інвестиційні або фінансові операції у цих країнах. Вже тому їх присутність у тій чи іншій країні з перехідною економікою є необхідним.
Серед державних фінансових інститутів в найбільшою мірою можуть ініціювати просування приватного західного бізнесу в енергетику Росії страхові експортні агентства промислово розвинених країн, основним завданням яких є сприяння експортно-орієнтованим операціями свого національного бізнесу. Таким чином, при кредитуванні російської енергетики комерційні західні фірми у разі розподілу операційного ризику з відповідними експортно-імпортними та страховими агентствами своїх країн (експортно-імпортні банки США і Японії, Агентство страхування закордонних приватних інвестицій США - ОПІК та ін) також можуть бути в перших рядах кредиторів поряд з МФО.
Зважаючи на викладене, в 90-ті роки першими великими кредитами "нового" зразка, що представляють проміжний етап організації іноземних кредитів в їх еволюції від дефіцитного до проектного фінансування, стали "Нафтовий реабілітаційний проект" Світового банку і ЄБРР і "Рамкову кредитну угоду для нафтогазової промисловості Росії "з експортно-імпортним Банком США.
"Нафтовий реабілітаційний проект" Світового банку та ЄБРР є одним з перших в Росії кредитів "нового" зразка, незважаючи на те, що вимагає видачі суверенної гарантії, оскільки наданий Уряду РФ. У той же час у своїй внутрішній організації він використовує принципи проектного фінансування.
Обсяг і механізм надання цього кредиту було визначено не так, як звичайно формувалися кредитні лінії, одержувані під суверенну гарантію і що надходять у федеральний бюджет, з якого згодом виділялися деякі суми, по суті безкоштовно розподіляються (бюджетне фінансування) між підприємствами-споживачами виділених фінансових ресурсів. Сума нафтового реабілітаційного проекту була "зібрана знизу" при спільній роботі експертів Світового банку і ЄБРР і російських фахівців шляхом складання техніко-економічних обгрунтувань по конкретних об'єктах в конкретних нафтогазовидобувних виробничих об'єднаннях: Когалимнафтогаз (компанія «Лукойл»), Варьеганнефтегаз (ТНК-ВР), Пурнефтегаз (Роснефть).
У сучасних умовах функціонування російської нафтової промисловості МФО не готові надавати кредити на відновлення недіючих свердловин (а саме на ці цілі виділялися кредитні кошти по нафтовому реабілітаційному проекту) на умовах "чистого" проектного фінансування безпосередньо російським виробничим об'єднанням, оскільки останні можуть забезпечити систему виробничих гарантій кредиторам тільки в рамках сфери своєї правової компетенції, тобто на умовах франко-промисел. Самі нафтові компанії не застраховані від змін російського законодавства (тому, коли чергове посилення податкового законодавства зробило для цих компаній за неможливе повернення кредитів в обумовлені терміни, деякі з них були змушені відмовитися від невибраної частини кредитів по реабілітаційному проекту). Забезпечити необхідні гарантії з прокачування на експорт додатково видобутої нафти може тільки Уряд РФ, що є єдиним голосуючим акціонером компанії "Транснефть". Тому Світовий банк і ЄБРР надають на ці цілі кредитні ресурси Російської Федерації в особі її Уряду, а не безпосередньо виробничим об'єднанням (нафтовим компаніям) - це є однією з умов повернення кредиту за нинішньої організації господарських відносин у нафтогазовому комплексі Росії.
У підготовці Рамкової кредитної угоди для нафтогазової промисловості Росії "з експортно-імпортним Банком США була реалізована трохи інша, ніж при взаємодії зі Світовим Банком, схема структуризації позики: якщо" Нафтовий реабілітаційний проект "формувався від конкретної виробничої задачі (відновлення недіючих свердловин), для реалізації якої створювалися спеціальні "ринково-орієнтовані правові рамки" проміжного "(між" дефіцитним "і" проектним "фінансуванням) характеру, то рамкову угоду з Ексімбанком було від початку орієнтоване на створення правової схеми (модельних умов), що характеризується певним набором параметрів, під яку могли б бути підібрані відповідні виробничі проекти, що відповідають цим "рамковим" вимогам. Конкретні проекти між російськими виробничими об'єднаннями і американськими фірмами здійснюються на базі індивідуальних типових угод (з фіксованим нижнім пороговим значенням 25 млн. дол) в межах рамкової угоди з Ексімбанком США, а селекція цих проектів здійснюється на які не потребують державної гарантії принципах проектного фінансування за стандартною процедурою.
Таким чином, обидва розглянуті угоди мають "піонерний" для російського НГК характер і виступають як проміжна ланка в еволюції організаційних форм його (зовнішнього) фінансування: від кредиту під суверенну гарантію до проектного фінансування.

3.2. Проект «Сахалін-2»: перший досвід «чистого» проектного фінансування в російському НГК

Першим досвідом "чистого" проектного фінансування в російському НГК є проект «Сахалін-2», що передбачає освоєння нафтогазового Пільтун-Астохського та газового Лунського родовищ на північно-східному шельфі острова Сахалін. Родовища містять в сумі приблизно 140 млн. т нафти і 408 млрд. куб. м газу і розташовані приблизно в 15 км від берега на акваторії, яка протягом шести місяців на рік покрита льодом. Проект є переважно експортно-орієнтованим:
• нафта буде танкерами і по нафтопроводу поставлятися на внутрішній і зовнішній ринки,
• частина видобутого газу (попутний газ Пільтун-Астохського родовища) буде по трубопроводу подаватися на внутрішній ринок (ймовірно, острів Сахалін і Хабаровський край), інша, більша частина (газ Лунського родовища) - по газопроводу буде подаватися на південь острова, де буде побудований завод ЗПГ. Зріджений газ буде поставлятися метановози на зростаючі ринки Південно-Східної Азії.
Спонсорами проекту (засновниками проектної компанії "Sakhalin Energy Investment Company") є в даний час чотири іноземні компанії: Marathon (США) - 37,5%, Mitsui (Японія) - 25, Royal-Dutch/Shell (Нідерланди / Великобританія) - 25 , Mitsubishi (Японія) - 12,5%. Деякі класифікаційні ознаки проекту «Сахалін-2» наведено на рис. (Виділені подвійною рамкою) [5].

Проект «Сахалін-2» є великим (капітальні вкладення в проект складуть близько 10 млрд. дол США). За таких величезних капіталовкладень єдино можливим способом фінансування проекту «Сахалін-2» є метод проектного фінансування, оскільки ні одна корпорація або держава не в змозі прийняти на себе одноосібно величезні ризики, пов'язані з інвестиціями в даний проект. Проект є довгостроковим (життєвий цикл перевищує 30 років), що суттєво збільшує ціну будь-якого ризику під час здійснення цього проекту і ризик неповернення вкладених у фінансування проекту коштів. За розрахунками фахівців, у разі затримки будівництва об'єктів проекту «Сахалін-2» на 1 рік ЧДД проекту знижується приблизно на 5-10%, збільшення кошторису витрат в 1,5 рази призводить до зниження ЧДД приблизно в стільки ж разів.
За ступенем незалежності даний проект можна розглядати з двох позицій: з одного боку, «Сахалін-2» є незалежним, оскільки потоки грошових коштів у даний проект не обумовлені реалізацією інших проектів. З іншого боку, на шельфі острова Сахалін ведеться освоєння інших родовищ, які можуть (будуть) використовувати виробничу інфраструктуру (трубопроводи, термінали та інші споруди), створену в рамках проекту «Сахалін-2». Тому всі такі сахалінські проекти можна розглядати як взаємозалежні. Тоді згодом частина виробничих витрат за проектом «Сахалін-2» може бути врахована як "минулі витрати" для деяких подальших сахалінських проектів з відповідним коригуванням фінансових потоків. Крім того, проект «Сахалін-2» є взаємозалежним "всередині себе", оскільки розробка Пільтун-Астохського родовища технологічно та організаційно тісно пов'язана з розробкою Лунського родовища. За типом вигод, як правило, всі проекти з розробки родовищ відносяться до націленим на розширення продажів. За типом потоку грошових коштів проект «Сахалін-2» відноситься до традиційних, тобто зміна знака ЧДД проекту відбувається один раз (спочатку ЧДД є негативним, потім - позитивним).

Весь життєвий цикл проекту умовно ділиться на три етапи. Приблизно 2 / 3 сукупних витрат за повний життєвий цикл проекту припадає на експлуатаційні витрати, але вони розподілені протягом приблизно в чотири-п'ять разів більшого періоду часу, ніж витрати капітальні. Основні капіталовкладення (96-98%) припадає на інвестиційний етап, тому саме з ним пов'язані найбільші ризики фінансування. Отже, необхідно забезпечити укладання та виконання договорів, витримати графіки поставок і будівництва, проведення пусконалагоджувальних робіт, своєчасний пуск об'єктів проекту, щоб не були порушені терміни етапів виконання проекту, не зросли проектні витрати проти планових, тобто щоб були забезпечені заплановані терміни та рівні окупності інвестицій, повернення позикових коштів. Це завдання для проекту «Сахалін-2» є особливо актуальною, оскільки роботи на об'єкті обмежені дуже коротким "погодних вікном" (з травня по жовтень).
Проект «Сахалін-2» грунтується на фінансуванні без права регресу, тобто кредитори беруть на себе більшість ризиків. Оскільки позичальник (яким є компанія спеціального призначення "Сахалінська енергія") не вкладає в проект власні фінансові кошти, то він (позичальник) не несе кредитних ризиків. Підставою для застосування кредитування без права регресу у разі проекту «Сахалін-2» є, головним чином, те, що основними кредиторами є МФО (ЄБРР і МФК), а також Ексімбанки США і Японії.

Причому виконання конкретних дій з метою мінімізації ризиків є необхідною умовою отримання кредитів під цей проект.

Якщо розглядати загальну схему фінансування проекту "Сахалін-2» в цілому, то власний капітал (субординовані кредити, надані компаніями Консорціуму-засновниками проектної компанії) на першому етапі (станом на квітень 2000 р.) складуть приблизно 70% від загальних інвестицій в проект (1,2 млрд. дол) і несубордінірованние кредити, надані Основними кредиторами, складуть близько 30%. Причому, в процесі реалізації цього проекту це співвідношення буде змінюватися і до моменту завершення проекту, мабуть, буде становити 20% до 80% відповідно. Несубордінірованние кредити надаються з метою отримання основних позик, оскільки в першу чергу заборгованість погашається перед кредиторами, що надали несубордінірованние кредити. На схемі показано, що Консорціум ризикує своїми капіталовкладеннями перед Основними кредиторами у разі браку грошових коштів від самого проекту.
Враховуючи високий рівень капіталовкладень в проект, з одного боку, і тривалість і складний характер його освоєння, з другого, з метою поліпшення його економіки і "фінансується" необхідно було забезпечити як можна більш ранній початок генерування дохідної частини фінансових потоків проекту.
З цією метою інвестори запропонували розбити проект на фази освоєння, маючи кінцевою метою першої фази освоєння проекту «Сахалін-2» початок видобутку першої нафти в липні 1999 р. Призначений для цього виробничий комплекс "Витязь" включає стаціонарну занурювальну платформу "Молікпак" (колишня бурова платформа, переобладнана в бурову та експлуатаційну і пристосована для сахалінських умов), з'єднаний з платформою підводним трубопроводом причальний буй, до якого стаціонарно пришвартований танкер, що виконує роль накопичувального та перевантажувального сховища, з якого в свою чергу завантажуються експортні танкери-човники. Оскільки вільна від льоду вода навколо "Витязя" тримається тільки шість місяців на рік, виробничий комплекс буде поки працювати в "літньому" режимі (в період відкритої води).
Вартість першої фази освоєння проекту «Сахалін-2» (станом на квітень 2000 р.) складає 1,2 млрд. дол Організація її фінансування є такою:
• 852 млн. дол в якості акціонерного фінансування вкладають спонсори проекту (засновники проектної компанії), пропорційно, як зазначено вище, їх пайовій участі у проекті,
• 348 млн. дол в якості боргового фінансування вкладають рівними частками (по 116 млн. дол кожен) ЄБРР, американський ОПІК і японський Ексімбанк. Ці позики видані на термін близько 10 років з моменту першої виплати.
Юридичним консультантом "Сахалінської енергії" є компанія "Кудер Бразерс", фінансовим консультантом спонсорів проекту є банк "Чейз Манхеттн".
За підсумками 1998 р. перша фаза проекту «Сахалін-2» увійшла до десятки найбільших у світі нафтогазових проектів, фінансування яких набула чинності у вказаному році (6-е місце в світі і 2-е в Східній півкулі) [6]. На думку журналу "Проектне фінансування", проект «Сахалін-2» є "можливо кращим проектом в Росії", він "встановлює нові орієнтири для проектного фінансування в Росії і може стимулювати додаткові інвестиції від (міжнародних) комерційних банків" /
Період розробки 37 років. Обсяг капіталовкладень в проект - близько $ 12 млрд. Очікуваний прибуток Росії - $ 26 млрд.

3.3. Проектне фінансування і проблема гарантій в Росії

При участі в проектах УРП російських компаній в якості акціонерів компанії спеціального призначення постає питання про забезпечення ними стартового (акціонерного) фінансування діяльності цієї проектної компанії. Часто виявляється, що російські компанії такими можливостями не володіють. І тут їм на допомогу могло б прийти російська держава, зацікавлена ​​в реалізації цих проектів і є стороною кожного в'язня в нашій країні УРП. Інструментом такої "допомоги", а точніше - економічно вивіреної, термінової та оплатній підтримки, могли б бути державні гарантії нового типу.
У стаціонарних економіках державні гарантії є найбільш вагомим видом гарантій, які можуть застосовуватися у випадках, коли ті чи інші проекти подаються особливо значущими для економіки країни в цілому або мають важливе політичне значення для держави. Як було показано вище, державні гарантії були необхідною умовою організації фінансування в рамках нафтових реабілітаційних позик Світового банку та нафтогазового рамкової угоди американського Ексімбанку. Однак сьогодні ліквідність традиційних російських державних гарантій є дуже низькою, а чим нижче ліквідність гарантій, тим вище ціна запозичення. В умовах перехідних економік, коли роль держави залишається досить високою, підвищення ліквідності державних гарантій з метою проектного фінансування може різко підвищити інвестиційну привабливість відповідних проектів і знизити ціну їх фінансування.
Різке збільшення ліквідності державних гарантій на користь фінансування окремих проектів може бути забезпечене за рахунок використання перебуває в розпорядженні держави і належить йому ресурсу в рамках кожного конкретного проекту УРП - державної частки майбутньої прибуткової нафти. Сьогодні цей ресурс в інтересах російської держави не використовується.
Саме механізми УРП, навіть в умовах нестабільної економіки та заборонною податкової системи, можуть забезпечити інвестору правову стабільність на весь термін реалізації проекту, а також індивідуальний переговорний податковий режим, що забезпечує досягнення стійкого балансу інтересів держави та інвестора як сторін інвестиційного проекту. Тому проекти УРП сьогодні продовжують залишатися чи не єдиним видом інвестиційних проектів, які представляють реальний інтерес для довгострокових стратегічних вітчизняних та іноземних інвесторів (мова не йде про найманих працівників на фондовому ринку фінансових спекулянтів).
Механізм УРП дає можливість забезпечити надійне і високоліквідне наповнення державних гарантій, причому виставляються як на федеральному, так і на регіональному рівні. Схема наповнення державних гарантій за рахунок УРП представляється нижченаведеної.
При підготовці техніко-економічного обгрунтування проекту на умовах УРП розраховується динаміка натуральних і вартісних показників проекту за повний термін його розробки. Визначається частка продукції, що належить державі (роялті, бонуси, частину прибуткової продукції тощо). Розподіл належить державі прибуткової продукції між федеральним і регіональним бюджетами передбачено чинним законодавством на базі спеціальних договорів, що укладаються федеральними та відповідними регіональними властями по кожному проекту УРП.
Таким чином, держава, в особі його федеральних і регіональних органів, ще до початку реалізації проекту - на стадії затвердженого ТЕО - має чітке уявлення про те, коли і скільки воно отримає доходів від даного проекту у разі його реалізації. Це дає можливість використовувати майбутні доходи від проекту в якості забезпечення під залучені для розробки проекту інвестиції (за традиційною ф'ючерсної схемі). Високий рівень правової стабільності УРП (правової захищеності інвестора в рамках УРП на весь термін реалізації проекту) зменшує ризики невиконання виробничої програми УРП внаслідок можливих односторонніх дій Уряду РФ, що ущемляють інтереси інвестора.
Відповідно до чинного законодавства обсяги державних гарантій, виставлених в якості забезпечення для зовнішніх запозичень, повинні затверджуватися федеральним законом про бюджет. У його рамках можуть бути підсумовані і виставлені окремим рядком обсяги державних гарантій під реалізацію проектів СРП, забезпечувані майбутньої держчасткою нафти в цих проектах.
Сьогодні російське законодавство вимагає затвердження кожного проекту УРП окремим федеральним законом. Це означає, що при формуванні бюджету на майбутній рік досить підсумувати по ратифікованих угод обсяги держчасткою прибуткової нафти на цей рік, не піддаючи їх окремим обговорення в рамках процедури прийняття бюджету. З іншого боку (нема лиха без добра), ратифікація окремих проектів (вимога, внесену до законодавства про УРП, істотно "утяжелить" для інвестора процедуру укладання угоди з державою за кожним проектом) забезпечує інвесторам максимальний правовий захист в умовах високої нестабільності російської економіки перехідного періоду і тим самим істотно знижує ризик і підвищує довгостроковий фінансовий рейтинг виставляються на базі УРП державних гарантій.
Правда, на наш погляд, за однієї умови - що виставляються на базі конкретного проекту УРП державні гарантії використовуються на потреби проектного фінансування саме даного конкретного проекту. Такий підхід дасть можливість вивести ці державні гарантії із зони дії суверенного ризику і істотно знизити ціну запозичення. Якщо ж виставляються на базі конкретного проекту УРП державні гарантії будуть використані не тільки всередині цього проекту, але і на користь інших проектів, тобто піддадуться перерозподілу через сьогоднішній бюджет, вони тут же підпадуть під дію суверенного ризику, що істотно збільшить ціну запозичення і поставить під сумнів доцільність застосування запропонованої схеми в цілому.
Зазначений підхід дасть можливість розірвати традиційну для стабільно розвиваються (неперехідних) економік загальноприйняту закономірність, відповідно до якої фінансовий рейтинг проекту не може бути вище за рейтинг компанії, яка його здійснює, який у свою чергу не може бути вище фінансового рейтингу материнської та / або приймаючої країни , в якій здійснюється даний проект.
У світовій практиці існує єдиний відомий нам приклад, коли фінансовий рейтинг проекту перевищує фінансовий рейтинг країни, в якій він здійснюється, - проект "Катаргаз" у Катарі (видобуток природного газу на родовищі "Північне", розташованому на прикордонній з Іраном акваторії Перської затоки, і його зріджування на заводі СПГ, розташованому на північній частині півострова). Пропонований підхід дозволить забезпечувати високі фінансові рейтинги виставляються в рамках російських проектів СРП державних гарантій нового типу незалежно від фінансового рейтингу самої Росії, розширити можливості російських компаній із залучення проектного фінансування в розроблювані на умовах УРП нафтогазові проекти і знизити ціну необхідного для них позикового капіталу.

ВИСНОВОК

Сьогодні стан справ у світовій нафтовидобутку дещо інше, ніж десятиліття тому. Більш досконалі технології розвідки і видобутку вуглеводневої сировини дозволили відкрити в світі нові райони. Наприклад, район глибоководного видобутку біля західного узбережжя Африки. Стають більш відкритими для міжнародних компаній такі регіони, як Саудівська Аравія, де можна добувати барель якісної нафти за один-два долари і звідки легко транспортувати її на експортні ринки. Для видобувних країн світ нафти і газу в 2001 році став набагато більш конкурентним, ніж у 1991 році. До того ж досвід іноземних компаній в Росії також не відповідав їхнім очікуванням початку 1990-х років.
Хоча багато спільні підприємства, які розпочалися 10 років тому, виявилися успішними технічно, дуже мало хто з них принесли достатню окупність інвестицій, якщо взагалі окупилися.
Основні проблеми, з якими довелося зіткнутися в Росії іноземним інвесторам, добре відомі. Це, перш за все, недосконала законодавча база, непередбачуваність податкового режиму і зайвий бюрократичний контроль.
Чи може розраховувати російський нафтогазовий комплекс на масштабні іноземні інвестиції в майбутньому? На мій погляд, якщо великі інвестиції закордонних компаній і будуть спрямовані в російську паливно-енергетичну галузь, то це відбудеться тільки на основі законодавства про розподіл продукції.
Це не означає, що УРП панацея. І причина не в тому, що розділ продукції нібито має на увазі "податкові пільги" чи інші привілеї: фахівцям добре відомо, що коли ціни на нафту високі, нафтові компанії можуть набагато більше заробити при ліцензійної системі. Справжньою причиною прихильності зарубіжних компаній роботі на умовах УРП є те, що розділ продукції може додати їх проектам той суттєвий компонент, який був відсутній в Росії в останні роки, - стабільність і передбачуваність умов для інвестицій.
Це не те ж саме, що передбачуваність прибутку. При розподіл продукції інвестор бере на себе геологічний, технічний і фінансовий ризики. У цих умовах говорити про гарантованого прибутку, звичайно ж, не доводиться.
Однак при правової та податкової стабільності, яку може забезпечити розділ продукції, компанії здатні будувати довгострокові плани. Це означає, що рентабельність конкретного проекту більше залежить від ефективності функціонування компанії (і, звичайно, від одного зовнішнього чинника, який ніхто з нас не в змозі контролювати, - ціни на нафту), ніж від хороших відносин з державними чиновниками.
Дуже часто розділ продукції асоціюється з іноземними компаніями. Насправді, з 22-х родовищ, затверджених для розробки на умовах розподілу продукції, тільки на 9-ти є іноземні інвестори. Всі ці 9 родовищ мають також і російських інвесторів.
Тому можна впевнено говорити про те, що реальну вигоду від режиму розподілу продукції отримають російські компанії. Тут і прямі, і непрямі вигоди.
Самої прямої вигодою є доступ до фінансування, який принесе розділ продукції. Передбачуваність, стабільність і відкритість режимів розділу продукції - це те, що робить їх привабливими не тільки для зарубіжних компаній, але і для зарубіжних банків та інших фінансових організацій, які можуть надати для проектів більшу частину капіталу. Нагадаю: багато хто з проектів СРП зажадають від $ 10 млрд до $ 15 млрд інвестицій.
Банки зацікавлені в привабливому і конкурентоспроможному режимі розділу продукції не менше, ніж нафтові компанії. Банкіри зазвичай хочуть бути впевненими в тому, що окуплять свої вкладення і отримають прибуток.
Якщо ж російський режим розділу продукції не буде конкурентоспроможним, тоді не тільки іноземні компанії не будуть здійснювати інвестиції, але й банки не стануть фінансувати проекти як іноземних, так і російських компаній.
Однією з характеристик світовій нафтогазовій промисловості є та обставина, що компанії, які зазвичай є конкурентами, працюють над великими проектами разом. Компанії отримують вигоду від об'єднання ресурсів у декількох аспектах: ризик ділиться на всіх, а партнери можуть вчитися один у одного. Російським компаніям теж буде вигідний обмін технологіями та навичками управління, який принесе спільна робота з іноземними компаніями в проектах УРП. І навпаки. Перешкод для того, щоб спільне ведення робіт стало в Росії широко поширеною практикою, немає. Успішне партнерство в Росії могло б призвести до спільних робіт і в інших країнах.
Інша непряма вигода від прозорості розподілу продукції відноситься до області вражень. Якщо подивитися на ринкову вартість акцій російських нафтових компаній відносно до запасів, які вони мають, то побачимо, що їх оцінюють значно нижче, ніж акції іноземних компаній
Чому так відбувається? Однією з основних причин є відсутність у Росії прозорості та гарного корпоративного управління. У той же час ринок позитивно реагує на зміни на краще в цій сфері. У цьому переконує і приклад компанії "ЮКОС", якою за 4 останні роки вдалося досягти 40-кратного зростання ринкового курсу своїх акцій.
Настільки ж позитивно ринок здатний відреагувати на кроки, які зробить уряд, який вирішив показати, що Росія рухається до створення більш прозорого інвестиційного режиму.
Одним з безпосередніх наслідків завершення формування режиму розділу продукції було б більше інвестиційне довіра до того, що Росія йде вірним шляхом і що великі неопрацьовані родовища можуть бути врешті-решт розроблені - або в рамках співпраці російських та іноземних компаній, або російськими компаніями при іноземному фінансуванні. Ці чинники збільшили б ринкову вартість російських компаній.
Так що розділ продукції є важливим питанням не тільки для іноземних компаній в Росії. Це найкращий і, в осяжному майбутньому, єдиний спосіб залучення капіталів і технологій, необхідних для розробки великих нових родовищ у Росії.
Ясно, що розділ продукції - це питання, над яким російські та іноземні компанії можуть працювати разом. Створення в Росії зрозумілого, стабільного, передбачуваного, відкритого, сприятливого і конкурентоспроможного інвестиційного режиму - у наших спільних інтересах. В даний час таких умов не існує. Тому в Росії не було інвестицій на умовах розподілу продукції, крім проектів СРП, укладених до Федерального закону "Про УРП".
Але цей блок законів має свої плюси навіть у нинішній, не найефективнішою для інвесторів редакції. Однак є й обмеження щодо його застосування. Вже практично вичерпана "ресурсна" квота родовищ для освоєння на умовах УРП (30% від обсягу розвіданих запасів країни). Процедура отримання права користування надрами на умовах УРП надмірно складна та забюрократизованість. Отримання всіх дозволів і віз, необхідних для проектів СРП, вимагає багато часу, і тому є дорогим процесом. Це знижує конкурентоспроможність усіх компаній, що працюють в Росії. Інвесторами підтримуються зусилля Уряду РФ щодо встановлення для УРП "єдиного вікна" з тим, щоб скоротити бюрократичну тяганину.
Якщо ж говорити про інших галузях економіки (виробництво, сфера послуг), то УРП тут взагалі не застосуєш. Економічне, інвестиційне законодавство країни потребує поступальному розвитку не тільки по лінії УРП
Для підвищення інвестиційної привабливості та конкурентоспроможності нафтогазової галузі НГК необхідно:
- Направити зусилля на нарощування ресурсної бази нафтогазового сектора ПЕК, забезпечити достатню гласність щодо стану цієї бази;
- Створити централізований банк даних вітчизняних прогресивних видів техніки і технологій, які можуть бути придбані і використані інвесторами;
- Розробити програму поетапного підвищення інвестиційної привабливості російського нафтогазового комплексу, включаючи заходи зі зміцнення фондового ринку, який повинен стати дієвим механізмом мобілізації інвестицій, спрямування їх у найбільш перспективні проекти розвитку НГК і в найбільш ефективні підприємницькі структури. На нормативні акти витрачено вже занадто багато часу і сил. Прийшов час остаточно їх оформити (в тому вигляді, який би забезпечив створення привабливого інвестиційного режиму) і рухатися далі.
При громадности російських відстаней і невідповідність внутрішніх і світових цін транспорт нафти завжди буде важливим питанням. Але ніяка приватна компанія не стане прокладати трубопровід, який коштує кілька мільярдів доларів, якщо відсутня впевненість в тому, що вона буде мати вільний доступ до цього трубопроводу для транспортування своєї продукції. Тому проект Закону "Про магістральних трубопроводах повинен передбачати трубопроводи, які прокладаються приватними компаніями і тому належать їм та управляються ними.
Нарешті, для угод про розподіл продукції необхідна відпрацювання системи управління.
На закінчення можна зробити такі висновки.
Ø • НГК є і, безсумнівно, буде залишатися найважливішою частиною економіки Росії, що забезпечує навіть при сучасному кризовому стані чверть вартості промислової продукції, третину доходів до бюджету і близько половини всіх валютних експортних надходжень. Він залишається основою життєзабезпечення нації, міцним фундаментом економічної безпеки країни, важливим джерелом погашення зовнішньої заборгованості.
Ø • Вирішення проблем НГК тісно пов'язане з вирішенням проблем всієї російської економіки. Погіршується ситуація в НГК - погіршується соціально-економічне становище всієї країни. Тому проблеми НГК повинні розглядатися як першочергові, поряд з проблемами АПК, ВПК, транспорту і зв'язку.
Ø • Роль НГК в майбутні роки не тільки не зменшиться, вона буде послідовно збільшена, з тим, щоб забезпечити Росії можливість відновити свій загальний економічний потенціал, зробити необхідну структурну перебудову всієї економіки, забезпечити росіянам нову якість життя.
Ø • НГК буде продовжувати відігравати важливу роль у зовнішньоекономічній стратегії Росії. Це, перш за все, буде ставитися до можливостей отримання експортних доходів, таких необхідних для здійснення реформ. НГК і його потенційні можливості будуть продовжувати виступати головним гарантом у нашій політиці отримання довгострокових позик і кредитів у країнах далекого зарубіжжя. Не менш важлива роль ПЕК у справі сприяння розвитку інтеграції інших країн СНД з Росією на базі зберігається зацікавленість цих країн в постачаннях російських паливно-енергетичних товарів. «Енергетичний фактор» здатний сприяти більш активній політиці Росії в її взаєминах з ЄС, США, Японією та іншими країнами.
Ø • Проблеми НГК не носять і не будуть носити кон'юнктурного характеру, вони довгострокові і вирішуються тільки в загальній ув'язці з проблемами всього економічного розвитку Росії. З цієї причини виключно важлива постійна координація при реалізації програм «ЕС-2020» та «Стратегія-2010».
Ø • Обсяги інвестицій, які необхідно залучити в НГК Росії для вирішення пріоритетних завдань економічної стратегії Росії, настільки великі, що роблять безглуздим суперечка про пріоритет тих чи інших джерел інвестицій. На цьому терені місця вистачить усім - і приватним вітчизняним структурам, і державі, і іноземним підприємцям. Питання полягає в тому, як і де отримати інвестиційні кошти.
Ø • Мобілізація великих інвестицій для потреб подальшого розвитку НГК може бути здійснена тільки у разі істотної зміни інвестиційного клімату як для вітчизняного, так і для іноземного капіталу.
Ø • Перспективи розвитку світового ринку нафти і газу сприятливі для збільшення інвестицій у нафтогазовий сектор Росії.
Ø • Росія має достатню інвестиційну привабливість, проте необхідні значні зусилля для подальшого її підвищення
На закінчення хочу зазначити, що іноземні нафтові компанії бачать в Росії величезний потенціал. Ось чому вони все ще тут - незважаючи на зустрічаються на їхньому шляху проблеми. Тим не менше, для того щоб створити умови залучення довгострокових інвестицій у російський нафтогазовий комплекс, необхідно виконати ще багато роботи.
Створення цих умов - в загальних інтересах і російських, і закордонних нафтових і газових компаній.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ:

1. Лебедєва Т.Я. «Основні напрями залучення інвестицій в н / г галузь Росії». Москва 2001р.
2. Хвалинскій А.С. «Міжнародні та регіональні економічні організації». Москва 2002р.
3. Н.А. Цвєтков «Російський нафтогазовий комплекс: міжнародне інвестиційне співробітництво» (М.: Архів-М, 2001
4. «Економіка. Управління. Культура ». № 5,6 1999р.
5. КРІСТІАН КЛОТІНКС «УРП і енергетичний діалог» - «Нафтогазова вертикаль», № 2, 2002р.
6. Гленн Уоллер «За інвестиції треба боротися» - «Нафтогазова вертикаль», № 3, 2001р.
7. «Нафтова промисловість Росії, січень-грудень 2002 р»,

АНАЛІТИЧНА СЛУЖБА «Нафтогазової Вертикалі», «Десять ликів нафтової,
Ходорковський М.Б., «Треба чекати зручних ситуацій»,
КРАВЕЦЬ М.А., «Інвестиційний потенціал 2030»,
ПАВЛОВА Г.С., «Сахалінські проекти підсумки і перспективи» - «Нафтогазова вертикаль». № 2,3,4,16, 18, 2003р. відповідно.

8. ВОЛКОВА Є.К., «Життя або гаманець»,

АНАЛІТИЧНА СЛУЖБА Нафтогазової Вертикалі, «Переможців не судять»,
СМИРНОВ С.П., «Національний фонд Казахстану експорт капіталу» - «Нафтогазова вертикаль». № 1,2,3, 2004р. відповідно.

9. ТЕРЕХОВ А.Н., «Кому вигідно інвестувати в російську нафту?» - «Інвестиції в Росії» № 9, 2001р.
10. АНАЛІТИЧНИЙ ВІДДІЛ, «Інвестиційний клімат 2002» - «Зовнішньоекономічний бюлетень». № 18, 2002р.
11. Кирчів А.Ю., «ЮКОС - лідер галузі» - «Нафта. Газ. Бізнес ». № 1, 2003р.
12. Шапран В.М., «Нафтові інвестиції до Росії або туманні перспективи» «Ринок цінних паперів», № 16, 2003р.
13. Дрекслер Клайд, «УРП - неефективний механізм» - «Міжнародне життя», № 1, 2001р.
14. Кокушкіна І.В. «Іноземні інвестиції і СП в економіці Росії». СПбДУ 1999р.
15. Кокушкіна І.В., «Законодавча база інвестиційної діяльності РФ» - «Юридична думка». № 2, 2001р.
16. Сайт МПА СНД www.mpa.ru
17. Конопляник А.А. «Світовий ринок нафти: повернення епохи низьких цін? (Наслідки для Росії) »Москва 2000р.
18. Конопляник А.А. «Розвиток законодавчого й інвестиційного процесу в Росії в умовах дії Федерального закону« Про угоди про розподіл продукції ». Москва 1999р.
19. Project Finance. The Book of Lists 1999. - A Supplement to "Project Finance"
20. The Sakhalin-2 Project. Vityaz Production Complex Inaugurated. - Sakhalin Energy Investment Company, 1999
21. Tax and Project Finance. Special Issue. - "International Business Lawyer", May 1998, (International Bar Association, Section on Business Law).
22. IEA Oil, Gas and Coal. Supply Outlook. Paris. 1995. P. 63.
23. International Energy Agency, World Energy Outlook. Paris. 1998. P. 113.

---

[1] Н.А. Цвєтков «Російський нафтогазовий комплекс: міжнародне інвестиційне співробітництво»

[2] Крістіан Клотінкс «УРП і енергетичний діалог» - «Нафтогазова вертикаль» № 2, 2002р.

[3] Конопляник А.А. «Розвиток законодавчого й інвестиційного процесу в Росії в умовах дії Федерального закону« Про угоди про розподіл продукції »

[4] Конопляник А.А. «Світовий ринок нафти: повернення епохи низьких цін? (Наслідки для Росії) »

[5] Tax and Project Finance. Special Issue. - "International Business Lawyer", May +1998

[6] Project Finance. The Book of Lists 1999. - A Supplement to "Project Finance"