• Інвестиційна привабливість нафтогазового сектора РФ
  • Таблиця 1. Основні показники роботи нафтового комплексу
  • 1.2 Характеристика запасів
  • 1.3 Характеристика видобутку
  • 1.4 Конкурентоспроможність НГК РФ
  • 1.4.2 Національна інвестиційна привабливість.
  • 1.4.3 Сутність Угод про розподіл продукції (УРП). Правова база УРП.
  • 2.1. Енергетичний Діалог: сутність, передумови, етапи
  • 2.2. Форми співпраці в рамках Діалогу
  • 2.3. Проблеми взаємодії Росії і ЄС в НГС та шляхи їх вирішення
  • 3.1. «Реабілітаційні позики» СБ і «рамкова угода» з американським Ексімбанком
  • 3.2. Проект «Сахалін-2»: перший досвід «чистого» проектного фінансування в російському НГК
  • 3.3. Проектне фінансування і проблема гарантій в Росії


  • Дата конвертації16.04.2018
    Розмір109.77 Kb.
    Типкурсова робота

    Скачати 109.77 Kb.

    Іноземні інвестиції в нафтогазовий комплекс Росії

    о г л а в л е н і е

    Введеніе_ 2

    1. Іноземні інвестиції в НГК Росії в період 1993-2002г.г. 4

    Інвестиційна привабливість нафтогазового сектора РФ_ 4

    1.1 Нафтогазовий комплекс (НГК): сутність, структура_ 4

    1.2 Характеристика запасів 5

    1.3 Характеристика добичі_ 7

    1.4 Конкурентоспроможність НГК РФ_ 10

    1.4.1 Галузева структура інвестіцій_ 10

    1.4.2 Національна інвестиційна привабливість. 12

    1.4.3 Сутність Угод про розподіл продукції (УРП). Правова база УРП. 14

    2. Взаємодія Росії і ЄС в нафтогазовому секторе_ 18

    2.1. Енергетичний Діалог: сутність, передумови, етапи_ 18

    2.2. Форми співпраці в рамках Діалога_ 19

    2.3. Проблеми взаємодії Росії і ЄС в НГС та шляхи їх вирішення 20

    3. Форми співпраці з фірмами США в НГК_ 21

    3.1. «Реабілітаційні позики» СБ і «рамкова угода» з американським Ексімбанком_ 21

    3.2. Проект «Сахалін-2»: перший досвід «чистого» проектного фінансування в російському НГК_ 24

    3.3. Проектне фінансування і проблема гарантій в Россіі_ 28

    ЗАКЛЮЧЕНІЕ_ 31

    Список використаної літератури: 35


    Вступ

    Підтримка і розширення енергетичної бази в будь-якій країні є досить дорогою справою. Це обумовлено необхідністю залучати величезні кошти для організації великомасштабних пошукових робіт, пов'язаних з ризиком видобутку і переробки нафти і газу, будівництва електростанцій і вугільних кар'єрів, споруди нафтогазопроводів, вантажних терміналів і ліній електропередач; з розвитком величезної обслуговуючої інфраструктури та фінансуванням суміжних галузей щодо забезпечення НГК достатньою кількістю металопрокату, труб, цементу, машин, устаткування, транспортних засобів та ін.

    Актуальність обраної мною теми не викликає сумнівів. Сьогодні проникнення іноземного інвестиційного капіталу в російський нафтогазовий сектор досить обмежена. Але саме по собі держава ще довгі роки не зможе самостійно і досить ефективно вкладати великі кошти в даний сектор в зв'язку з його досить високою капіталоємністю. Безперечно, що здійснення таких величезних витрат виходить за межі можливостей бюджетного фінансування. Недостатніми виявляються і можливості місцевого промислового і банківського капіталу. Таким чином, в умовах дефіциту коштів, що мобілізуються з місцевих джерел, країни, що постають на шлях здійснення великих енергетичних проектів, особливо в нафтовому і газовому секторі, зазвичай вдаються до зовнішніх запозичень та залучення прямих і портфельних інвестицій з-за кордону. Це є загальноприйнятою практикою не тільки для країн, що розвиваються, країн з перехідною економікою, а й для провідних промислово розвинених держав.

    Світовий нафтовий криза призвела до радикальних змін політики більшості найбільших корпорацій світового класу. Якщо кілька років тому пріоритетними напрямками були розвідка і розробка нових родовищ нафти і газу, то на сьогоднішній момент головним стратегічним завданням став вихід на нові ринки збуту. Інтерес іноземних компаній до російських проектів теж пояснюється не тільки можливостями активного інвестиційного проникнення. Часто це пов'язано з перспективами виходу на азіатські ринки, як, наприклад, у випадку з Сахалинскими родовищами.

    Метою даної курсової роботи є оцінка інвестиційної привабливості російського нафтогазового сектора і причини, які обумовлюють повільний приплив іноземного інвестиційного капіталу в нього.

    В роботі використані поняття:

    НГК - група взаємопов'язаних галузей, підприємств, виробництв, пов'язаних з виробництвом, видобутком, переробкою, продажем нафти для виробництва палива та енергії і доведенням енергії, паливо-продуктів і т.д.до споживачів.

    НГС - сукупність інституційних одиниць-резидентів, зайнятих у видобутку, переробці, продажу нафти і газу, а також пов'язаних з виробництвом енерготоплівних ресурсів на основі цих корисних копалин, що володіють подібними економічними цілями, функціями і поведінкою.

    НАФТА - гаряча масляниста рідина, поширена в осадової оболонці Землі; найважливіше корисна копалина. Складна суміш алканів і арен, а так само кисневих, сірчаних і азотних сполук.

    ПЕК - група взаємопов'язаних галузей, підприємств виробництв, пов'язаних з виробництвом енергії, палива, сировини для виробництва палива та енергії і доведенням паливо-продуктів до споживача


    1. Іноземні інвестиції в НГК Росії в період 1993-2002г.г.

    Інвестиційна привабливість нафтогазового сектора РФ

    1.1 Нафтогазовий комплекс (НГК): сутність, структура

    Сучасна структура НГК є результатом перетворення державних підприємств в акціонерні товариства відповідно до Указу Президента Російської Федерації від 14 серпня 1992 року №922 «Про особливості перетворення державних підприємств, об'єднань, організацій паливно-енергетичного комплексу в акціонерні товариства», що встановив, що приватизація об'єктів паливно -енергетичний комплексу повинна проводитися з урахуванням їх галузевих особливостей.

    У нафтовому комплексі були створені, частково або повністю приватизовані і в даний час діють наступні великі ВІНК (вертикально інтегровані нафтові компанії) - «НК« ЛУКОЙЛ »з часткою Російської Федерації 26,6%,« НК «ЮКОС» (частка Російської Федерації - менш 1%), «НК« ТНК-ВР »(частки Російської Федерації немає),« НК «Сургутнефтегаз» (частка Російської Федерації - менше 1%), «НК« Роснефть »(частка Російської Федерації - 100%),« Сибнефть » (частка Російської Федерації - менше 1%).

    У 1994-1997 роках також створювалися нафтові компанії регіонального масштабу - «ОНАКО» (частка Російської Федерації - 85%), «Норс-ойл» (частка Російської Федерації - 85%); були передані у власність м Москви раніше закріплені у федеральній власності 38% акцій АТ «Моснефтепродукт» і 38% акцій АТ «Московський НПЗ» для установи Урядом Москви ВАТ «Центральна паливна компанія», 38% акцій АТ «Свердловскнефтепродукт» і 38% акцій АТ «Екатерінбургнефтепродукт» в державну власність Свердловської області для установи урядом Свердловської області ВАТ «Уралнефтепродукт».

    Створено дві акціонерні компанії по транспорту нафти - ВАТ «АК« Транснефть »(частка Російської Федерації - 75%) і нафтопродуктів - ВАТ« АК «Транснафтопродукт» (частка Російської Федерації - 100%).

    На базі підприємств газової промисловості створені РАО «Газпром» (в даний час - ВАТ «Газпром», в свою чергу контролює створене в порядку акціонування і приватизації ВАТ «Сибірсько-Уральська НГХК») і ВАТ «Росгазифікації». При цьому в федеральної власності знаходиться поки 38,4% акцій ВАТ «Газпром» (закріплено 35% акцій) і 100% акцій ВАТ «Росгазифікації» (закріплено 50% акцій + 1 акція).

    На базі підприємств нафтогазового будівництва було створено ВАТ «Роснефтегазстрой».

    У нафтовому комплексі Російської Федерації вертикально інтегрованими нафтовими компаніями, контрольні пакети яких поки належать державі ( «НК« Роснефть »і« ОНАКО »), контролюється приблизно 7-8% ринку нафти і нафтопродуктів. Слід зазначити, що над найбільшими суб'єктами ринку нафти і нафтопродуктів прямий державний контроль (через участь в капіталі) фактично відсутній ( «ЮКОС», «Сургутнефтегаз» і «ТНК-ВР»), або буде втрачено найближчим часом ( «НК« ЛУКОЙЛ » ).

    Російська Федерація частково контролює газовидобування, газопереробки і транспорт газу і повністю - газорозподіл. У нафтогазовому будівництві частка власності Російської Федерації становить 10,6%.

    У власності нерезидентів знаходиться 4,48% ВАТ «Газпром» (в тому числі Rhurgas - 2,5%), не менше 18% ВАТ «НК« ЛУКОЙЛ », в тому числі у The Bank of New York International Nominees (номінальний утримувач) - 20% і у Pictet & Cie - 2,4%; в число акціонерів ВАТ «НК« Сибнефть »входить Республіки Білорусь - 1,834%, Burlington Investment Ltd. - 2,477% і Excаlibur Capital Resourses Ltd. - 6,237%), менше 1,5% ВАТ «НК« ТНК-ВР »(Taft Enterprises Ltd, Cougar Investments Ltd, Erem Systems Ltd. Певна частка іноземної участі мається на статутних капіталах ВАТ« НК «ЮКОС» і ВАТ «НК« Сургутнефтегаз ».

    У нафтовому комплексі працює 542 тис. Осіб, з яких 416 тис. Зайняті в нафтовидобувній промисловості, 118 тис. - в нафтопереробній. За останній рік загальна чисельність зайнятих в комплексі зросла на 3%. Основні об'ємні показники роботи комплексу характеризуються даними таблиці 1.

    Таблиця 1.
    Основні показники роботи нафтового комплексу

    показники

    1998р.

    1999р.

    2000р.

    прогноз Міненерго

    2000р.

    оцінка Тені

    Видобуток нафти з газовим конденсатом, млн. Т.

    303,4

    305,0

    300-305

    315-318

    Експорт нафти, млн. Т.

    135,3

    132,5

    133

    136-138

    Переробка нафти, млн. Т.

    161,1

    170,5

    165-172

    176-178

    експорт нафтопродуктів

    43,8

    47,5

    45

    52,5-55,0

    Чисте внутрішнє споживання нафти, млн. Т.

    125

    125

    122-127

    125-126

    Обсяг експлуатаційного буріння, тис. М.

    4310,7

    5000

    4000-7300

    6300

    Джерело: «Нафтогазова вертикаль» №3, 2003р

    Нафтовий комплекс охоплює підготовку запасів, видобуток, транспорт, переробку нафти і включає в себе 6 великих вертикально - інтегрованих компаній, які видобувають 87,7% нафти, і 113 дрібних компаній з обсягом видобутку 9,2%. Більше 3% видобутку нафтової сировини здійснює ВАТ "Газпром".

    У складі компаній працюють 28 нафтопереробних заводів загальною потужністю 269 млн. Т / рік і завантажених на 57% (2002 р); є 6 заводів з виробництва мастильних матеріалів і 2 заводи переробки сланців.

    Магістральний транспорт нафти і нафтопродуктів здійснюють відповідно АК "Транснефть" і АК "Транснафтопродукт". Магістральні трубопроводи АК "Транснефть" перекачують 99,3% видобутої в Росії нафти. Їх протяжність - 48,5 тисяч кілометрів - дозволяють формувати трансконтинентальні потоки нафти.

    Нафтові ресурси становлять 31% вироблених в Росії первинних енергоресурсів, 22% споживаних російською економікою і більше 50% вивезених.

    Комплекс займає досить помітне місце в світовому господарстві.

    1.2 Характеристика запасів

    За різними оцінками експертів OPEC, OECD, «Oil & Gas Journal» та інших авторитетних міжнародних організацій та інформаційних центрів, достовірні запаси нафти країнами світу складають 140 млрд т, потенційні ресурси природного газу оцінюються в більш ніж 600 трл м 3, прогнозні запаси вугілля - близько 15 трлн т. Потенціал російських надр оцінюється майже в 30 трлн. дол., що значно перевищує відповідні показники США (8 трлн. дол.) і Китаю (6,5 трлн. дол.), не кажучи вже про Західну Європу (0,5 трлн. дол.). Прогнозований потенціал Росії оцінюється в 140 трлн. дол.

    Росія входить в першу п'ятірку держав світу, які мають багатющими запасами і паливно-енергетичної сировини.Геологічні запаси енергоресурсів Росії складають близько 30% від сумарних обсягів світових мінерально-сировинних ресурсів. У надрах країни зосереджено більше 10% розвіданих світових запасів нафти, 1/5 - вугілля, близько 35% газу і 14% урану. ПЕК виробляє приблизно 30% від усього обсягу вітчизняної промислової продукції, формує 32% доходів консолідованого і 54% доходів федерального бюджету, на його частку припадає 54% експорту і близько 45% валютних надходжень в країну.

    У той же час споживання багатьох видів сировини в розрахунку на одного жителя в Росії в 2 - 3 рази, а в деяких видах і в 5 - 8 разів нижче, ніж в основних розвинених країнах. При цьому інтенсивність навантаження на надра в Росії в 4 - 6 разів, а то і в 8 - 10 разів менше, ніж в США, Канаді та інших країнах, які активно використовують свій мінерально-сировинний потенціал [1].

    В даний час за даними Міністерства природних ресурсів РФ, виявлено понад дві тисячі родовищ, що містять нафту, у тому числі 1640 нафтових і 373 нафтогазових і нафтогазоконденсатних. 12 родовищ є унікальними (запаси понад 300млн т) і містять 28% розвіданих запасів нафти Росії.

    У країні відкрито понад дві тисячі газових, газоконденсатних і газонафтових родовищ. З них в розробку залучено понад 1150 родовищ з розвіданими запасами 22 трлн м 3 - або 46,6% від російських запасів, підготовлено до промислового освоєння 165 родовищ із запасами 17,2 млрд м 3 (36,2%).

    Росія займає перше місце в світі за запасами вугілля. Балансові запаси вугілля в країні становлять понад 200 млрд т (категорії А + В + С 1). У Західно-Сибірському регіоні зосереджено 46% запасів вугілля Росії, в Східно-Сибірському регіоні - 34%, в європейській частині Росії, включаючи Уральський регіон, балансові запаси вугілля складають 10% від загальноросійських запасів, в Далекосхідному регіоні - 10%. Ефективне освоєння та використання паливно-енергетичного потенціалу - запорука сталого розвитку Росії на довгострокову перспективу. У сучасних умовах вона потребує науково обгрунтованої, і сприйнятої суспільством енергополітики, що спирається на енергетичну стратегію держави. Необхідність розробки нових принципів такої політики як основної частини «Енергетичної стратегії Росії» викликана низкою негативних тенденцій в паливно-енергетичному комплексі, що вимагають, на думку провідних російських експертів, якнайшвидшого усунення на федеральному законодавчому рівні.

    Це відноситься до первинної сфері ПЕК - розвідці і видобутку паливних ресурсів і, перш за все, вуглеводневих. При цьому зберігається тенденція до погіршення гірничо-геологічних умов видобутку таких ресурсів, відставання обсягів приросту їх розвіданих запасів від обсягу видобутку. У паливній промисловості за останні 9-10 років збільшується ступінь зносу основних фондів, а продуктивність праці в даний час залишається нижче рівня 1990 р

    Видобуток нафти характеризується низькими значеннями коефіцієнтів нафтовіддачі пластів і зниженням середньодобового дебіту однієї свердловини. Зберігається негативний вплив на навколишнє середовище в районах вічної мерзлоти, на територіях яких працюють видобувні підприємства паливно-енергетичного комплексу. Відчутна частка прямих втрат енергоресурсів при видобутку, транспортування, переробки та споживанні, висока питома енергоємність валового внутрішнього продукту країни. Видобуток паливно-енергетичних ресурсів та виробництво електроенергії зростають повільно, хоча по ряду позицій спостерігається помітне зростання показників (див. Табл. 2,3).

    Таблиця 2

    Видобуток паливно-енергетичних ресурсів в Росії в 1999-2002 рр.

    вид

    вуглеводневої сировини

    Обсяги видобутку УВ по роках

    1999

    2000

    2001

    2002 (11 місяців)

    Нафта, всього (млн т)

    305

    324

    348

    345

    В т.ч .: нафту

    295

    313

    337

    334

    газовий конденсат

    10,0

    10,4

    11,1

    11,4

    Природний газ,

    всього (мярд м 3)

    592

    584

    531

    538

    В т.ч.:

    природний

    564

    555

    551

    508

    нафтової

    27,9

    28,7

    30,2

    30

    Вугілля, всього (млн т)

    250

    258

    269

    228

    Джерело: Держкомстат Росії

    Таблиця 3

    Виробництво електроенергії в Росії в 1999-2002 рр.

    джерело електроенергетики

    Виробництво електроенергії по роках, млрд кВт / год

    1999

    2000

    2001

    2002

    (11 місяців)

    всі електростанції

    846

    878

    888

    794

    В т.ч .: теплові

    563

    582

    576

    516

    гідроелектростанції

    161

    165

    175

    152

    атомні

    122

    131

    137

    126

    Джерело: Держкомстат Росії

    1.3 Характеристика видобутку

    Важливим аспектом, що визначає інвестиційну привабливість російського нафтогазового сектора, є можливість, що відкривається вигідного освоєння потенційних нафтогазових ресурсів Росії до початку прогнозованого погіршення становища зі світовими запасами традиційних джерел нафти і переходу на більш дорогі нетрадиційні джерела до яких, за методологією Міжнародного енергетичного агентства (МЕА), відносяться нафтоносні сланці, бітумінозні піски, синтетичні види нафти і нафтопродуктів, рідке паливо на базі вугілля, паливо на базі біомаси та рідке паливо, отримане на базі природного газу].

    Як очікують прогнозисти-аналітики, світовий видобуток нафти з традиційних джерел досягне свого піку в період між 2010 р і 2020 року і потім почне знижуватися. Як відомо, освоєння ресурсів з нетрадиційних джерел зажадає 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 в 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 і отримання рідкого палива з природного газу *

    джерела

    Операційні витрати,

    дол. за бар.

    Капітальні витрати,

    дол. за бар.

    Всього витрати видобутку,

    дол. за бар.

    Видобувні резерви,

    млрд. бар.

    бітумінозні піски

    (Канада, провінція Альберта)

    9 - 10

    3 - 5

    12 - 15

    300

    Важка нафту (Венесуела, р. Оріноко)

    8 - 10

    5 - 7

    15 - 17

    300

    Рідке паливо з природного газу

    -

    -

    більше 18

    150

    * 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 в порівнянні з витратами в інших країнах.

    Президент НК «Лукойл» В. Алекперов на засіданні «Круглого столу» 11-12 грудня 2001 року 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 по 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.)

    регіон

    менше 2

    менше 5

    менше 10

    більше 10

    країни ОПЕК

    Ірак

    Іран

    Кувейт Саудівська Аравія

    Абу Дабі

    (Окремі родовища)

    Венесуела Лівія

    Абу Дабі

    (Окремі родовища)

    Індонезія

    Нігерія

    Абу Дабі

    (Окремі родовища)

    країни,

    що не входять

    в ОПЕК

    Малайзія

    Мексика

    Оман

    штат Аляска (родовище Hopc-Слоуп)

    Росія

    Габон

    Єгипет

    Північне море

    США

    * IEA Oil, Gas and Coal. Supply Outlook. Paris. 1995. P. 63.

    Таким чином, навіть в 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 в Росії нижче, ніж на родовищах в Єгипті, США і Північному морі. Можна припустити, що середній рівень витрат видобутку на родовищах в Росії в період 2000 - 2020 рр. і в більш віддаленій перспективі, коли розгорнеться реалізація проектів, початих 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 громадських 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 в зв'язку з майбутнім освоєнням ряду нових нафтових родовищ в 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 в розвідку і 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 положення може змінитися, якщо будуть задіяні політичні мотиви для необхідності фінансування регіону, який може з'явитися альтернативним джерелом нафти для країн ОЕСР, особливо в разі будь-яких 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 значні потенційними родовищами в північних районах Каспію, що відкриває можливості для іноземного та вітчизняного капіталу взяти участь в їх освоєнні. Перші відкриття нафти НК «Лукойл» в 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 володіє ВАТ «Газпром», що є, за оцінкою західних експертів, найбільш 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» займає друге місце серед найбільших енергетичних компаній світу. По-третє, інвестори зможуть брати участь в 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 ним позик і кредитів забезпечена виручкою від експортних контрактів з першокласними західноєвропейськими покупцями. Портфель експортних контрактів «Газпрому» передбачає поставку 2666 млрд. М 3 газу в Європу, 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).

    Вельми привабливою для інвесторів може опинитися необхідність великомасштабного поновлення зношеного і застарілого виробничого обладнання, що використовується в ПЕК Росії. В сучасних умовах постійне оновлення основного капіталу виступає найважливішим фактором 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 в своїх розрахунках на тривалу перспективу закладає норматив зниження витрат видобутку в результаті застосування нових технологій не менше ніж на 2% в 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 - пов'язаних кредитів, наданих міжнародними фінансовими організаціями (МБРР, ЄБРР, «Ексімбанком» США і ін.). Так, тільки МБРР надав Росії два нафтових позики на загальну суму 1110 млн. Дол. Завдяки застосуванню нових технологій і обладнання (гідророзрив пласта, горизонтальне буріння, високопродуктивні глибинні насоси та ін.), Що надійшов в 1994 - 1996 рр., Вдалося, на думку президента Спілки 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 напівзанурених 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 буде потрібно впровадження сучасних технологій по 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, в країні є потенціал рентабельного енергозбереження, що дозволяє в роки дії «ЕС-2020» зменшити витрату енергоресурсів на 40 - 45%. Третина цього потенціалу зосереджена в самому ПЕК, ще третина - в галузях промисловості, 16% - в комунально-побутовому секторі та 10% - на транспорті. До числа найважливіших напрямків 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 в 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 і подальший розвиток російського ПЕК, іноземний інвестор може орієнтуватися на активну участь в проектах різних видів і масштабів по підвищенню рівня видобутку енергетичних ресурсів і виробництва нафтопродуктів, продуктів нафтохімії і т.д. Більш того, іноземні інвестиції могли б бути спрямовані на вдосконалення машинобудівного сектора, зайнятого виробництвом обладнання - нафтовидобувного, нафтопереробного, нафтохімічного, транспортного, енергетичного, обладнання для зрідження 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, а й великого виробника різних видів гірничодобувної та переробної сировину техніки. Перспективи попиту на світовому ринку на ці види обладнання цілком сприятливі. Так, тільки з обладнання для видобутку нафти і газу на шельфі в найближчі 5 років очікуваний обсяг продажів в світі зросте до 12 млрд. Дол. Проти 6 млрд. Дол. В 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, 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 в 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 займає останнє місце. Також невисокий рейтинг країни в інших порівняннях інвестиційної привабливості та конкурентоспроможності.

    Треба відзначити, що занадто велика агрегованість показників, узагальнених в рейтингах, не відповідає конкретним цілям інвесторів і орієнтує їх лише в загальних рисах у виборі об'єктів та країн для інвестування капіталів. Інакше не поясниш, чому Росія зберігає свою привабливість і при виключно низьких показниках в різного роду рейтингах, що доведено укладанням угод «Сахалін-1» і «Сахалін-2» (більш докладно мова про них піде пізніше), а також переговорами з іноземними компаніями по освоєнню 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.

    В цьому відношенні в Росії, за історичними мірками тільки що вступила на шлях розвитку ринкової економіки, вже зроблено досить багато для створення відповідного інвестиційного клімату. Країна проходить процес вступу до СОТ. Розроблено правова база регулювання режиму іноземних і 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 зазначити наявність трудових ресурсів, що володіють високим загальноосвітнім рівнем, що зберігається низький рівень заробітної плати та наявність надлишкової кваліфікованої робочої сили. Як показують розрахунки Держкомстату, погодинна заробітна плата в обробній промисловості Росії в 15 разів нижче, ніж в 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 дорогому 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 та технологічні розробки вчених залишалися незатребуваними або через відсталість машинобудування, або через загальної нестачі інвестиційних коштів. Наприклад, метод глибоко проникає гідророзриву продуктивного пласта для підвищення його нафтовіддачі був розроблений радянськими вченими багато років тому, але прийшов в Росію тільки в останні роки разом із західними компаніями. В даний час в країні вимагає відповідного інвестиційного забезпечення широкого впровадження нових типів обладнання, зокрема такої ефективної технології, як колтюбінга, 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 в льодових умовах, ядерних транспортних підводних судів і танкерів, а також з високотемпературного та надвисокочастотним синтезом енергоносіїв.

    До числа конкурентних переваг Росії слід віднести і девальвацію рубля 1998 року, що дозволяє інвесторові використовувати відчутний ефект при оплаті в рублях робочої сили, закупівлі необхідних матеріалів, обладнання та послуг на внутрішньому ринку і здійснення 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 за 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% і природному газу - 63,9%, то станом на 1 грудня 1998 р при збільшеному курсі долара по відношенню до рубля ці співвідношення вже складали по нафті - 44%, бензину - 45,3%, дизпалива - 59,5%, мазуту - 47,9% і природному газу - 19,4%.

    Додаткові можливості для іноземних інвесторів відкриваються в галузі 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 знизився 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 подальшому зміцненню 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 їм операцій в російській економіці.

    Чимало зусиль треба зробити, щоб забезпечити такий ступінь довіри до російського ринку цінних паперів, яка привела 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 стоять 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) із запасів« Газпрому »стоїть 0,035 дол., А барель запасів« Ексон »в 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 виявитися чинником інвестиційної привабливості.

    Важливу роль в просуванні інвестиційних капіталів в реальний сектор економіки грають банки та інвестиційні банківські групи. Серед них виділяється інвестиційно-банківська група «НІКойл», що володіє власним капіталом в сумі більш ніж 1 млрд. Дол., 33% акцій найбільшого в Росії морського порту в м Новоросійську і більш ніж 10% акцій компанії «Лукойл». Про можливості групи по залученню інвестиційних коштів говорить той факт, що тільки для компанії «Лукойл» група «НИКойл» привернула 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 до ВІНК. Набір параметрів, обраний 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 враховуються балів слідують: запаси нафти, відношення чистого прибутку до активів компанії, рівень менеджменту, видобуток нафти, відношення експорту до видобутку, відношення капіталізації компанії до запасів нафти і 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 відзначити, 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) покладена так звана "індонезійська модель", що передбачає триступеневу схему розділу:

    - спочатку з отриманої інвестором продукції виділяється частина, яку направляють 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 обумовленої 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. В такому випадку розділ 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 в свою користь умови розділу, але звільняє інвестора від прибуткового податку і платежів роялті.

    Вибір оптимальної схеми розділу залежить від багатьох факторів. Наприклад, схеми прямого розділу продукції без стягування прибуткового податку можуть виявитися неудобньм 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 в 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 по нових родовищ шельфу Сахаліну або Баренцева моря будуть суттєво відрізнятися по набору умов і взаємних зобов'язань сторін від угод за старими родовищ типу Самотлора.

    Численні претензії до операторам 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 Україною і Російською Федерацією і ВАТ "Нижневартовскнефтегаз" по розробці південній частині Самотлорского родовища, в той час як федеральними законами можливість укладення УРП надана стосовно 22 великих об'єктів.

    Розуміння необхідності доповнити російську модель УПП іншими можливими схемами розділу зафіксовано Російською Федерацією в особі Уряду РФ і адміністрації Ханти-Мансійського АО при підписанні УРП по Самотлор в кінці 1999 р В тексті угоди міститься положення, згідно з яким "держава спільно з інвестором протягом двох років проводить роботу з підготовки необхідних законодавчих та нормативних актів для переходу на розділ продукції повністю в натуральному вираженні (нафтою) з заміною сплати всіх податків пров дачею державі належної йому частки продукції ".

    У зв'язку з цим в травні 2000 року в 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 додаток 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, передану державі, як "єдиний податок". Це нововведення в 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, що 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 поставити під сумнів право СРП на існування в якості самостійного правового інституту, їх підносили як інститут громадянського 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 невведеними.

    У цьому сенсі вводиться розглядаються законопроектом "єдиний податок" вступає в гострий антагонізм до основоположних принципів російського податкового права. Згідно із законопроектом найважливіші елементи податкового зобов'язання, такі як ставка "єдиного податку", порядок обчислення, порядок і терміни сплати, визначення моменту припинення обов'язки зі сплати тощо, повинні встановлюватися СРП, а не податковими законами. Для приведення законопроекту і Федерального закону "Про угоди про розподіл продукції" у відповідність з вводиться "єдиним податком" необхідно виключити з СРП практично всі умови, які стосуються розподілу продукції. Виникла дилема: відмовитися від "єдиного податку" або відмовитися від УРП як цивільно-правового договору. Останнє виключалося усіма учасниками дискусії.

    В силу цього з законопроекту слід виключити всякі згадки про "єдиному податку". Зробити це слід було хоча б тому, що частка продукції, що належить державі по СРП, 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 в момент дачі 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. В силу цього підтримка ідеї "єдиного податку" вимагала внесення поправок до Податкового кодексу РФ, які законодавчо закріпили б можливість стягування по СРП податків і зборів в натуральній формі - у вигляді видобутої нафти.

    Як можна бачити, перерахований набір правових проблем, які потребують законодавчого вирішення, 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" все нині стягнуті з інвестора податки та інші платежі, вважаючи, що зворотне 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 з платежів, що стягуються державою з природокористувачів і надрокористувачів, в силу своєї архаїчності не є податками, а квазіподатків. Вони вводяться неподатковими законами, за ставками таких платежів допускаються торги і т.д.

    2. Справляння державного частки продукції при реалізації УРП ніколи не носило 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 говорить: "Стягнення 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 бюджетну класифікацію Російської Федерації" доходи від реалізації угод про розподіл продукції (код 20 10 90) 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 по відношенню до УРП, за винятком повноважень по контролю за обґрунтованістю віднесення вартості товарів, робіт і послуг до витрат інвестора на виконання своїх зобов'язань по СРП.

    4. Державна частка продукції є неподаткових доходом держави від використання державної власності, і статус цієї частки такої ж, як і у інших доходів бюджету від державної власності (дивіденди за державними пакетами 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 покладено 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 зажадає внесення змін до розділу Податкового кодексу РФ, що регулюють спеціальні податкові режими, в тому числі і 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 замінює платежі за користування надрами однойменними податками, зберігає свою силу гл.5 Закону РФ "Про надра". У неї необхідно внести уточнення, що обумовлюють 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 - в 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 і 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 чітко висвітили необхідність подальшого розвитку Енергетичного Діалогу між Європейським Союзом і Росією - другими в світі регіонами за обсягами споживання і 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 тільки виробників нафти, що не менш важливо підтримання діалогу між виробниками і споживачами нафти. Зрештою, і та і інша сторона в рівній мірі зацікавлені в стабільних і розумних цінах на світовому ринку.

    Очевидно, що в енергетичній галузі Росія і Європейський Союз в значній мірі 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, дуже зацікавлений в підтримці і розширенні ролі Росії як постачальника нафти і газу на європейські ринки, і в стані сприяти зміцненню Росії в цій якості шляхом передачі технологій і інвестицій в проекти модернізації і 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 і 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 Новій 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 в цей період, необхідних для досягнення цілей Стратегії, оцінюється в 823 млрд євро. З них, 708 мільярдів євро, що становить 5-6% ВВП Росії за той же період, пов'язані з енергетичним і паливним сектором, в 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. Такий стан викликає занепокоєння щодо рівня енергетичної безпеки, що пов'язано з нестабільністю рівня цін і сумнівами в достатній надійності як джерел енергосировини, так і стану енергетичної інфраструктури. Європейські компанії відчувають себе менш впевненими в стабільності надходження доходів від їх діяльності в умовах ослаблення світової економіки.

    Ситуація, що склалася свідчить про назрілу необхідність співпраці між Російською Федерацією і Європейським Союзом. Поглиблення і розвиток такого співробітництва послужить гарантією узгодженості дій, спрямованих на стабілізацію обстановки, що сьогодні вкрай необхідно.

    Енергетичний Діалог, який почав своє існування 2 роки тому, є найкращим механізмом для проведення в життя заходів щодо стабілізації енергетичної ситуації і встановлення взаєморозуміння між двома сторонами. Мета Діалогу, як це ясно викладено в виробленої на саміті Європейського Союзу і Росії Спільної Декларації, полягає в тому, щоб розробити шляхи досягнення стратегічної співпраці між РФ і ЄС. В рамках Діалогу обговорюються всі аспекти енергетичної сфери, що представляють інтерес для обох сторін. Серед них до першочергових слід віднести питання, пов'язані зі співпрацею в галузі енергозбереження, з розвитком і модернізацією виробничої та транспортної інфраструктури, з'ясуванням інвестиційних можливостей Європи і 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 співпраці в рамках Діалогу

    Росія зробила великий ривок в реформуванні своєї економіки і значно просунулася на цьому шляху. Проте, багато міжнародних компаній вважають, що інвестиції в Росію пов'язані з великими, ніж "нормальні" комерційними ризиками. До тих пір, поки ці побоювання присутні, Росії буде важко досягти тих обсягів капіталовкладень, які необхідні для виконання завдань, визначених в Новій Енергетичної Стратегії.

    У той же час збільшення ступеня залученості міжнародних енергетичних компаній і 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 вже зазначалося, необхідний більш стабільний правовий і податковий режими.

    Діяльність будь-якої енергетичної компанії, російської або іноземної, за своєю природою завжди пов'язана з геологічними і ринковими ризиками. Однак невпевненість в стабільності правового або податкового режиму збільшує елемент "ризикової надбавки" в ставці дисконтування, яку використовують інвестори, будь то російські чи 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 ліцензійного типу, або інвестувати в російські компанії в якості 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 вважають за краще 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 зазначив крайню необхідність подібних угод, а також те, що співпраця, заснована на довірі між усіма учасниками, є ключем до успіху.

    Проведений 7-ий саміт ЄС-Росія декларував, що "поліпшення правової бази видобутку і транспортування енергоносіїв в Росії, вироблення регулюючих нормативів за угодами про розподіл видобутку і 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 в 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 в сфері розвідки, видобутку і транспортування , таких як Спільне підприємство або Концесії. Однак загальна зацікавленість полягає в тому, щоб дати поштовх необхідним інвестиціям саме зараз, і вважається, що УРП є найбільш швидким способом досягнення цієї мети.

    На початку 1990-х років, до того як генеральний закон СРП був введений в 1995 році і суттєво підправлений в 1999 році, в Росії були укладені три угоди про розподіл продукції. Однак після прийняття закону СРП 1995 року жодного одного угоди цього типу укладено не було.

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

    В 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, які 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 надмірно перевантаженим процедурних апаратом в 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 вже видані або будуть видані. Тут необхідно повторити, що УРП в даний час є найбільш швидким і в правовому відношенні найнадійнішим 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 зазначається у Спільній Декларації останнього саміту ЄС і Росії, інвестори одностайно виступають за створення механізму, спрямованого в першу чергу на спрощення адміністративних та ліцензійних процедур узгодження УРП.

    У середовищі міжнародних компаній превалює думка, що ряд ключових положень, що стосуються інвесторів, відповідно до закону СРП, потребує доопрацювання. Це, перш за все, стосується стабільності податкових умов по проектам УРП; додаткових податків, які вступають в протиріччя з генеральним законом УРП; того факту, що, як видається, учасники СРП 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", що входить в правове або нормативне законодавство СРП. Такий "модельний контракт" повинен містити чіткі й прості умови роялті та оподаткування прибутку, з віднесенням всіх місцевих податків на державну частку прибуткової нафти. Наявність такого контракту зробило б переговорний процес більш концентрованим і прискорило б вироблення умов конкретної угоди.

    (Приклад співпраці Тюменської Нафтової Компанії і British Petroleum див. Додаток 1)


    3. Форми співпраці з фірмами США в НГК

    3.1. «Реабілітаційні позики» СБ і «рамкова угода» 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 з забезпеченням позикового фінансування, на багато разів. За економічними постулатам фінансової діяльності в частині відмінності між прибутковістю по позикового і інвестиційного капіталу банкам і фінансовим установам, що надають кредитне фінансування, набагато важче приймати на себе кредитні ризики, ніж інвесторам, які вкладають власний ризиковий капітал. Звичайно, банки розуміють, наскільки вагомою може бути повернення на інвестиції в разі успіху проекту. Але в силу свого положення при аналізі кредитних ризиків банки змушені основну увагу приділяти несприятливих факторів, здатним привести до невдачі проекту. Більш того, по міжнародним та національним банківського права більшості держав існує граничний рівень ризиків, які банки і кредитні установи мають право прийняти на себе при виділенні фінансових ресурсів. Тому, з огляду на високий ступінь кредитних ризиків в Росії, до сих 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 в будь-якій країні з перехідною економікою - розвинені недостатньо.Основний акцент в минулі роки робився на розвиток правової інфраструктури фондового ринку, що забезпечує процеси корпоративного фінансування. Формування ж правової інфраструктури, що забезпечує адекватне зниження ризиків, що 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 сих пір були позики з боку міжнародних кредитно-фінансових установ, таких, як Всесвітній 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, г Аранті спонсора проекту і т.д.), стоять держави-учасники (засновники) зазначених фінансових установ.

    Можна з упевненістю сказати, що без такого другого ешелону політичного 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 достатнього розвитку комерційне і фінансове законодавство, поки не буде стабільності і одноманітності його застосування і поки всі інші ризики - політичні і економічні - не братимуть знижені до рівня, що дозволяє забезпечити фінансований "таких проектів з міжнародних банківських стандартів [4]. Це робить актуальним завдання концентрації зусиль російського законодавця на формуванні економіко-правового середовища, яка враховує і захищає інтереси не тільки держави (на що сьогодні спрямована в основному законотворча діяльність, принаймні в сфері інвестиційного та особливо недрополь-зовательского законодавства), але і всіх інших учасників проектного фінансування, в тому числі фінансового-банківської спільноти.

    Найближчим часом інвестори повинні будуть приймати на себе більшу 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 не безмежні, більш того, вони істотно вже, ніж можливості міжнародного комерційного банківського капіталу. Однак оскільки в найближчі роки нам доведеться продовжувати спиратися в фінансуванні проектів на кредитну підтримку з боку МФО і державних фінансових інститутів, нижче будуть розглянуті деякі можливості по розширенню вже сьогодні можливостей перерахованих категорій потенційних кредиторів з проектного фінансування російських проектів СРП.

    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, які 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 в цих країнах. Уже тому їх присутність в тій чи іншій країні з перехідною економікою є необхідною.

    Серед державних фінансових інститутів 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 в 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-і 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 та ЄБРР і "Рамкова 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 надано Уряду РФ. У той же час в своїй внутрішній організації він використовує принципи проектного фінансування.

    Обсяг і механізм надання цього кредиту було визначено не так, як зазвичай формувалися кредитні лінії, одержувані під суверенну гарантію і надходять до федерального бюджету, 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 та ЄБРР і російських фахівців шляхом складання техніко-економічних обґрунтувань по конкретних об'єктах в конкретних нафтогазовидобувних виробничих об'єднаннях: Когалимнафтогаз (компанія «Лукойл»), Варьеганнефтегаз (ТНК-ВР), Пурнефтегаз (Роснефть).

    В 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 неможливим повернення кредитів в обумовлені терміни, деякі з них були змушені відмовитися від невибраною частини кредитів по реабілітаційному проекту). Забезпечити необхідні гарантії щодо прокачування на експорт додатково видобутої нафти може тільки Уряд РФ, яке 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 в нафтогазовому комплексі Росії.

    При підготовці "Рамкової кредитної угоди для нафтогазової промисловості Росії" з експортно-імпортним Банком США була реалізована дещо 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 спочатку орієнтоване на створення правової схеми (модельних умов), яка характеризується певним набором параметрів, під яку могли б бути підібрані відповідні виробничі проекти, що задовольняють цим "рамковим" вимогам. Конкретні проекти між російськими виробничими об'єднаннями і американськими фірмами здійснюються на базі індивідуальних типових угод (з фіксованим нижнім граничним 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 процедурі.

    Таким чином, обидва розглянутих 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», який передбачає освоєння нафтогазового Пильтун-Астохского і газового Лунского 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 в році покрита льодом. Проект є переважно експортно-орієнтованим:

    • нафту буде танкерами і нафтопроводом поставлятися на внутрішній і зовнішній ринки,

    • частина видобутого газу (попутний газ Пильтун-Астохского родовища) буде по трубопроводу подаватися на внутрішній ринок (ймовірно, острів Сахалін і Хабаровський край), інша, більша частина (газ Лунского родовища) - по газопроводу буде подаватися на південь острова, де буде побудований завод СПГ. Зріджений газ буде поставлятися метановозами 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» наведені на рис. (Виділені подвійною рамкою) [5].

    Проект «Сахалін-2» може вважатися великим (капітальні вкладення в проект складуть близько 10 млрд. Дол. США). При таких величезних капіталовкладень єдино можливим способом фінансування проекту «Сахалін-2» є метод проектного фінансування, оскільки жодна 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 істотно збільшує ціну будь-якого ризику при здійсненні даного проекту і ризик неповернення вкладених у фінансування проекту коштів. За розрахунками фахівців, в 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 в 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 сахалинские 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 Пильтун-Астохского родовища технологічно і організаційно тісно пов'язана з розробкою Лунского родовища. За типом вигод, як правило, всі проекти по розробці 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%) припадають на інвестиційний етап, тому саме з ним пов'язані найбільші ризики фінансування. Отже, необхідно забезпечити укладення та виконання договорів, витримати графіки поставок і будівництва, проведення пусконалагоджувальних робіт, своєчасний пуск об'єктів проекту, щоб не були порушені терміни етапів виконання проекту, які не зросли проектні витрати проти планових, тобто щоб були забезпечені заплановані терміни і 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» ґрунтується 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 Ексімбанку США та 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 г.) складуть приблизно 70% від загальних інвестицій в проект (1,2 млрд. дол.) і несубординованих кредити, надані Основними кредиторами, складуть близько 30%. Причому, в процесі реалізації цього проекту це співвідношення змінюватиметься і до моменту завершення проекту, мабуть, буде складати 20% до 80% відповідно. Несубординованих кредити надаються з метою отримання основних позик, оскільки в першу чергу заборгованість погашається перед кредиторами, які надали несубординованих кредити. На схемі показано, що Консорціум ризикує своїми капіталовкладеннями перед Основними кредиторами в разі нестачі коштів від самого проекту.

    З огляду на високий рівень капіталовкладень в проект, з одного боку, і тривалість і складний характер його освоєння, з іншого, з метою поліпшення його економіки і "фінансований" необхідно було забезпечити якомога 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 "Моликпак" (колишня бурова платформа, переобладнана в бурову і експлуатаційну і пристосована для сахалінських умов), з'єднаний з платформою підводним трубопроводом причальний буй, до якого стаціонарно пришвартований танкер, що виконує роль накопичувал ьного і перевантажувального сховища, з якого в свою чергу завантажуються експортні танкери-човники. Оскільки вільна від льоду вода навколо "Витязя" тримається тільки шість місяців в році, виробничий комплекс буде поки працювати в "літньому" режимі (в період відкритої води).

    Вартість першої фази освоєння проекту «Сахалін-2» (станом на квітень 2000 г.) становить 1,2 млрд. Дол. Організація її фінансування є наступною:

    • 852 млн. Дол. В якості акціонерного фінансування вкладають спонсори проекту (засновники проектної компанії), пропорційно, як зазначено вище, їх пайовій участі в проекті,

    • 348 млн. Дол. В якості боргового фінансування вкладають рівними частками (по 116 млн. Дол. Кожен) ЄБРР, американський ОПІК та 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 в десятку найбільших в світі нафтогазових проектів, фінансування яких вступило в силу в зазначеному 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

    За участю в проектах УРП російських компаній в якості акціонерів компанії спеціального призначення постає питання про забезпечення ними стартового (акціонерного) фінансування діяльності цієї проектної компанії. Найчастіше 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 укладеного в нашій країні СРП. Інструментом такої "допомоги", а точніше - економічно вивіреної, термінової і платній 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 представляються 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 в інтересах фінансування окремих проектів може бути забезпечено за рахунок використання знаходиться в розпорядженні держави і належить йому ресурсу в рамках кожного конкретного проекту СРП - державної частки майбутньої прибутковою нафти. Сьогодні цей ресурс в інтересах російської держави не використовується.

    Саме механізми УРП, навіть в умовах нестабільної економіки і 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 працюючих 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 СРП видається нижченаведеної.

    При підготовці техніко-економічного обґрунтування проекту на умовах СРП розраховується динаміка натуральних і вартісних показників проекту за повний термін його розробки. Визначається частка продукції, що належить державі (роялті, бонуси, частину прибуткової продукції і т.п.). Розподіл належить державі прибуткової продукції між федеральним і регіональним бюджетами передбачено чинним законодавством на базі спеціальних договорів, що укладаються федеральними та відповідними регіональними органами влади 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 в 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, які б інтереси інвестора.

    Відповідно до чинного законодавства обсяги державних гарантій, що виставляються в якості забезпечення для зовнішніх запозичень, повинні затверджуватися федеральним законом про бюджет. В його рамках можуть бути підсумовані і виставлені окремим рядком обсяги державних гарантій під реалізацію проектів СРП, що забезпечуються майбутньої держчасткою нафти в цих проектах.

    Сьогодні російське законодавство вимагає затвердження кожного проекту СРП окремим федеральним законом. Це означає, що при формуванні бюджету на майбутній рік досить підсумувати по ратифікованим угодам обсяги держчасткою прибутковою нафти на цей рік, не піддаючи їх окремим обговорення в рамках процедури прийняття бюджету. З іншого боку (немає лиха без добра), ратифікація окремих проектів (вимога, внесена в законодавство про УРП, істотно "обтяжать" для інвестора процедуру укладення угоди з державою по кожному проекту) 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 СРП державні гарантії використовуються на потреби проектного фінансування саме цього конкретного проекту. Такий підхід дасть можливість вивести ці державні гарантії із зони дії суверенного ризику та суттєво знизити ціну запозичення. Якщо ж виставляються на базі конкретного проекту СРП державні гарантії будуть використані не тільки всередині цього проекту, але і в інтересах 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 вищий за рейтинг компанії, яка його здійснює, який в свою чергу не може бути вище фінансового рейтингу материнської і / 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" в Катарі (видобуток природного газу на родовищі "Північне", розташованому на прикордонній з Іраном акваторії Перської затоки, і його скраплення 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 СРП 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 в 1991 році. До того ж досвід іноземних компаній в Росії також не відповідав їхнім очікуванням початку 1990-х років.

    Хоча багато спільні підприємства, які почалися 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 зарубіжних компаній і будуть спрямовані в російську паливно-енергетичну галузь, то це станеться 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" або 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 СРП 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 фактора, 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.

    Самою прямою вигодою є доступ до фінансування, який принесе розділ продукції. Передбачуваність, стабільність і відкритість режимів розподілу продукції - це те, що робить їх привабливими не тільки для зарубіжних компаній, але і для зарубіжних банків і 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 як іноземні компанії не будуть здійснювати інвестиції, а й банки не стануть фінансувати проекти як іноземних, так і російських компаній.

    Однією з характеристик світової нафтогазової промисловості є та обставина, що компанії, які зазвичай є конкурентами, працюють над великими проектами разом. Компанії отримують вигоду від об'єднання ресурсів в 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 привести 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 у ставленні до запасам, якими вона володіє, то побачимо, що їх оцінюють значно нижче, ніж акції іноземних компаній

    Чому так відбувається? Однією з основних причин є відсутність в 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", якій 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 розподілу продукції було б більше інвестиційну довіру до того, що Росія йде вірним шляхом і що великі неопрацьовані родовища можуть бути в кінці кінців розроблені - або в рамках співпраці російських і іноземних компаній, або російськими компаніями при іноземному фінансуванні. Ці фактори збільшили б ринкову вартість російських компаній.

    Так що розділ продукції є важливим питанням не тільки для іноземних компаній в Росії. Це найкращий і, в доступному для огляду майбутньому, єдиний спосіб залучення капіталів і технологій, необхідних для розробки великих нових родовищ в 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 - в 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, чи не найефективнішою для інвесторів редакції. Однак є і обмеження щодо його застосування. Вже практично вичерпана "ресурсна" квота родовищ для освоєння на умовах СРП (30% від обсягу розвіданих запасів країни). Процедура отримання права користування надрами на умовах УРП надмірно складна і забюрократизованість. Отримання всіх дозволів і віз, необхідних для проектів СРП, вимагає багато часу, і тому є дорогим процесом. Це знижує конкурентоспроможність всіх компаній, що працюють в Росії. Інвесторами підтримуються зусилля Уряду РФ по встановленню для СРП "єдиного вікна" з тим, щоб скоротити бюрократичну тяганину.

    Якщо ж говорити про інші галузях економіки (виробництво, сфера послуг), то УРП тут взагалі не застосуєш. Економічне, інвестиційне законодавство країни потребує поступальному розвитку не тільки по лінії СРП

    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 по зміцненню фондового ринку, який повинен стати дієвим механізмом мобілізації інвестицій, направлення 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 і керуються ними.

    Нарешті, для угод про розподіл продукції необхідна відпрацювання системи управління.

    На закінчення можна зробити наступні висновки.

    - • НГК є і, безсумнівно, буде залишатися найважливішою частиною економіки Росії, що забезпечує навіть при сучасному кризовому стані чверть вартості промислової продукції, третина 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.

    - • 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 в якості першочергових, поряд з проблемами АПК, ВПК, транспорту і зв'язку.

    - • 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.

    - • 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 в нашій політиці отримання довгострокових позик і кредитів в країнах далекого зарубіжжя. Не менш важлива роль ПЕК в справі сприяння розвитку інтеграції інших країн СНД з Росією на базі зберігається зацікавленості 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.

    - • 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 надзвичайно важлива постійна координація при реалізації програм «ЕС-2020» і «Стратегія-2010».

    - • 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.

    - • Мобілізація великих інвестицій для потреб подальшого розвитку НГК може бути здійснена тільки в разі істотної зміни інвестиційного клімату як для вітчизняного, так і для іноземного капіталу.

    - • Перспективи розвитку світового ринку нафти і газу сприятливі для збільшення інвестицій в нафтогазовий сектор Росії.

    - • Росія має достатню інвестиційну привабливість, проте необхідні значні зусилля для подальшого її підвищення

    На закінчення хочу відзначити, що іноземні нафтові компанії бачать в Росії величезний потенціал. Ось чому вони все ще тут - не дивлячись на зустрічаються на їх шляху проблеми. Проте, для того щоб створити умови залучення довгострокових інвестицій в російський нафтогазовий комплекс, необхідно виконати ще багато роботи.

    Створення цих умов - в загальних інтересах і російських, і зарубіжних нафтових і газових компаній.


    СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ:
    1. Лебедєва Т.Я. «Основні напрямки залучення інвестицій в н / г галузь Росії». Москва 2001р.
    2. Хвалинський 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 «СРП і енергетичний діалог» - «Нафтогазова вертикаль», №2, 2002 р.
    6. Гленн Уоллера «За інвестиції потрібно боротися» - «Нафтогазова вертикаль», №3, 2001 р.
    7. «Нафтова промисловість Росії, січень-грудень 2002 р»,

    АНАЛІТИЧНА СЛУЖБА «Нафтогазовій 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.

    1. ВОЛКОВА Е.К., «Життя або гаманець»,

    АНАЛІТИЧНА СЛУЖБА Нафтогазовій Вертикалі, «Переможців не судять»,

    СМИРНОВ С.П., «Національний фонд Казахстану експорт капіталу» - «Нафтогазова вертикаль». №1,2,3, 2004р. відповідно.

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

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

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

    [3] Конопляник А.А. «Розвиток законодавчого та 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"