авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 |

«Российская Академия наук Кольский научный центр Институт экономических проблем Селин В.С., Цукерман В.А., Виноградов А.Н. ...»

-- [ Страница 9 ] --

Расчеты специализированных организаций свидетельствуют о том, что для обеспечения перспективного увеличения грузоперевозок на всех трассах СМП до 10-15 млн.т в год потребуется от пяти ледоколов летом до семи зимой. Это позволит не только поддерживать пропускную способность СМП на уровне млн т за навигацию, но и обеспечить круглогодичный вывоз нефти с Варандейского месторождения танкерами в объемах не менее 10 млн.т в год.

В связи со старением транспортного флота пароходства требуется действенная программа Правительства Российской Федерации по возрождению флота России, изменение таможенной политики, развитие льготной кредитной политики банков России, протекционистская политика для российских судовладельцев со стороны государства.

Это, во-первых, позволит воплотить имеемые проекты по строительству нового танкерного флота, который совместно с ледокольным флотом обеспечит круглогодичную навигацию для завоза грузов для Таймырского автономного округа и стабильной работы Норильского горно-металлургического комбината.

Во-вторых, позволит сохранить за российским судовладельцем исконные грузопотоки с Кольского полуострова и налоговые поступления в бюджет области [9].

В этой связи на основе проведенного анализа конкурентных преимуществ и перспектив возрождения Северного морского пути обосновывается необходимость модернизации обустройства Северного морского пути, способного обеспечить более эффективную по экономическим показателям и по продолжительности сроков транспортировки грузов по сравнению с традиционным маршрутом следования судов на направлении Европа-Дальний Восток, пролегаемый через Суэцкий канал, Индийский океан и Малаккский пролив или маршрутами через Суэцкий и Панамский каналы. Преимущества Северного морского пути для предприятий-экспортеров стран Европы выражается в сокращении расстояний морской перевозки на 2-3 тысячи миль, чем из портов Балтии через Суэцкий канал. При этом отпадают все валютные затраты, связанные с транзитом грузов через иностранные государства, с проходом через Суэцкий канал и затраты по иностранным портам.

Выполненный анализ возможных перспективных грузопотоков, связанных с эксплуатацией нефтегазовых прибрежных и шельфовых месторождений, перевозки медно-никелевого сырья, лесоматериалов, а также завоза строительных материалов и труб для нефтегазовых магистралей в каботажном плавании свидетельствует о возможном объеме грузов на уровне 2008-2010 гг.

в 8.5-10.5 млн.т в год. Возможен также рост иностранных грузоперевозок до тыс.т в год и более. По прогнозным проработкам при увеличении объемов перевозок в Арктике до 6.0 млн.т в год Мурманское морское пароходство может полностью компенсировать расходы по ледокольному флоту за счет потонного ледокольного сбора и отказаться от госбюджетных дотаций на содержание ледокольного флота. Расчеты показывают, что с учетом прогнозируемых объемов перевозок по трассе Северного морского пути ледокольный флот может работать на полном самофинансировании при потонной ставке в среднем долларов. В случае если объемы перевозок в Арктике превысят 12 млн.т в год за счет вывоза углеводородов из осваиваемых нефтегазовых месторождений шельфа и северного побережья материка, то максимальная ставка потонного (ледокольного) сбора не превысит 9 долларов, что сделает трассу Северного морского пути конкурентоспособной в мировом масштабе.

При всей неопределенности основных грузообразующих факторов максимальный прогнозный объем морских перевозок в западном секторе Арктики, по оценке экспертов, определяется в 2010-2015 гг. в объеме 25- млн.т, в том числе углеводородов - 20-30 млн.т. В более отдаленной перспективе потенциал только международного коммерческого транзита по Северному морскому пути может составить несколько десятков миллионов тонн в год, в то время как техническое состояние и резервы существующей транспортной системы позволяют в настоящее время освоить дополнительно 2-3 млн.т транзитных перевозок.

Для обеспечения прогнозируемых объемов перевозок, связанных с перевозкой нефти и природного газа, транзитных грузов, экспортно-импортных и других грузов, потребность в специализированных судах ледового класса к 2015 г. составляет до 75 судов дедвейтом около 3.2 млн.т, а также необходимо строительство новых портов, перегрузочных комплексов, контейнерных терминалов и пр. Потребность в ледоколах определена в 10-12 единиц, включая два ледокола-лидера, 4-6 линейных ледоколов и 4-6 мелкосидящих ледоколов.

Поляризация мирового рынка в северном полушарии планеты, в частности в Северной Атлантике и в северной части Тихого океана, определяет возможность значительного расширения грузопотоков по трассе Северного морского пути, в связи с чем ставится задача о необходимости разработки комплекса торгово-экономических и правовых норм, определяющих промышленную и транзитную инфраструктуру на территории северных районов и транзитный бизнес по трассе для российских и иностранных грузов через Северо-Запад России в зону Азиатско-Тихоокеанского региона. Необходима разработка законов, защищающих интересы российской промышленности и морского флота и протекционистская политика для российских судоходных компаний и промышленных предприятий, осуществляющих свою хозяйственную деятельность в северных регионах России.

В таком подходе к решению экономических и социальных проблем северных территорий и осуществлению финансово-хозяйственной деятельности Северного морского пути заинтересованы администрации северных регионов субъектов Российской Федерации, что определяет необходимость объединения усилий в поисках пути их разрешения. Но обязательным требованием к эффективному освоению и развитию северных территорий являются опережающие темпы строительства и развития транспортных коммуникаций, первоочередное место в которых принадлежит Северному морскому пути [10].

Для обеспечения стратегического контроля над российским сектором Арктики и доступа к ресурсам северных территорий правительством РФ разработана «Модернизация арктической транспортной системы РФ (2002- годы)», которая является одним из ключевых проектов, предусмотренных ФЦП «Транспортная стратегия России (2002-2010 годы)». Согласно этому проекту роль государства должна состоять в создании благоприятных условий для надежного функционирования национальной трассы Северного морского пути и в формировании транспортной инфраструктуры, обеспечивающей этот процесс.

Целями развития Северного морского пути являются:

сохранение СМП как национальной магистрали России в Арктике, с использованием судов под российским флагом и построенных на отечественных предприятиях;

укрепление национальной безопасности в Арктике;

транспортное обеспечение освоения арктических месторождений, в том числе шельфовых - углеводородного сырья и морского экспорта нефти и газа;

развитие экспортных и каботажных перевозок, а также устойчивого снабжения северных территорий России;

формирование самоокупаемой, приносящей доходы арктической морской транспортной системы;

усиление позитивного влияния СМП на социальные условия жизни народов Севера.

Реформирование управления в арктической транспортной системе основывается на принципе сохранения Северного морского пути, как основной составляющей транспортных коммуникаций России в Арктике в государственной собственности. Государство должно сохранить федеральную собственность на ледокольный флот, системы навигации, гидрометеорологии, связи, спасания и управления судоходством, а также обеспечить финансовую поддержку безопасности судоходства по СМП как основы единой транспортной коммуникации в Арктике. Основными направлениями реформирования СМП являются:

разделение функций государственного регулирования и хозяйственной деятельности в системе управления СМП;

создание механизмов долевого участия субъектов Российской Федерации, коммерческих организаций, заинтересованных в развитии содержании арктической транспортной системы, в финансировании СМП;

создание условий для финансового участия нетранспортных пользователей СМП в его восстановлении и реконструкции;

привлечение для финансирования проектов развития и модернизации инфраструктуры арктической транспортной системы коммерческих кредитов и кредитов международных финансовых институтов;

поэтапное открытие СМП для иностранных операторов.

Международные аспекты развития Северного морского пути за пределами 2010 г. могут играть важную роль и стать решающими факторами его развития.

К этому времени России должна иметь конкурентоспособную морскую арктическую транспортную систему, способную обеспечить круглогодичную и надежную провозку грузов по трассе, включая необходимое финансовое обеспечение (страховые сборы и т.п.). Превращение Северного морского пути в международную магистраль и эффективное использование новых экономических и правовых возможностей для роста грузопотоков по трассе должно быть обусловлено адаптированием существующей системы с включением рыночных элементов в структуру управления перевозками и совершенствованием тарифной политики.

Исследование процессов формирования на базе Северного морского пути новой организационно-экономической формы управления показывает возможность создания коммерческой транспортной компании в соответствии с новыми экономическими задачами и масштабами деятельности, новой системой экономических и производственных отношений, складывающихся в стране.

Возможно создание транснациональной корпорации по эксплуатации Северного морского пути с широким участием заинтересованных стран, национальных и международных промышленных объединений - проект "Международный Северный морской путь" (проект "Севморпуть-XXI").

Возможно формирование и развитие Северного морского пути как новой структуры в форме единой национальной (российской) транспортной магистрали в рамках промышленно-финансовой группы, в виде Российского акционерного общества, с контрольным пакетом акций в руках государства или холдинг-компании.

Одной из форм совершенствования управления и функционирования Северного морского пути и наиболее эффективной, по нашему мнению, может быть реорганизация ОАО "Мурманское морское пароходство" (ММП) в смешанную холдинг-компанию. Реорганизация может быть осуществлена в два этапа. Первый - создание на базе ОАО "ММП" смешанной холдинг-компании путем развития договора аренды и преобразования ряда структурных подразделений в дочерние компании. Второй этап - преобразование смешанной холдинг-компании в чистую с учетом накопленного опыта холдинговых отношений, подготовительной работы со стороны предприятий и организаций кандидатов.

В условиях перехода к рыночным отношениям Северный морской путь как основная транспортная система арктических районов России сохраняет свои ведущие функции в Арктике. При этом она должна быть модифицирована в соответствии с новыми экономическими задачами и масштабами деятельности.

Новая структура Северного морского пути как единой национальной транспортной магистрали России может существовать и развиваться в рамках промышленно-финансовой группы, организационно действующей в виде Российского акционерного общества, с контрольным пакетом акций в руках государства. В рамках этой группы, наряду с морскими пароходствами и портами, должны также участвовать смежные отрасли и обслуживающие предприятия, заинтересованные в формировании эффективной эксплуатации этой трассы.

Эти мероприятия призваны обеспечить определение стратегических направлений реорганизации существующей системы управления Северным морским путем и ее возрождение для эффективного функционирования в качестве крупнейшей в XXI веке Российской морской торговой коммерческой организации, осуществляющей промышленно-транспортную и организационно экономическую деятельность на трассе Северного морского пути – главной национальной транспортной магистрали России на Севере и в Арктике.

11.3. Перспективные морские грузопотоки при освоении месторождений углеводородного сырья западной Арктики Перспективное развитие Арктической зоны России связано, прежде всего, с интенсивным изучением и освоением ее природно-ресурсного потенциала.

Необходимость изучения и добычи углеводородных ресурсов в труднодоступных заполярных районах и на континентальном шельфе вызвано ростом потребности и истощением запасов нефти и газа в освоенных регионах, тенденциями развития мирового рынки нефти и газа.

На освоение энергетических ресурсов этого региона направлены принятая в 1996 г. Федеральная программа «Шельф» и «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года», утвержденная Правительством России в 2003 г. В соответствии с этими программами одним из приоритетных направлений является создание центров нефтегазодобычи на шельфе, побережье арктических морей и на прилегающих территориях, связанных транспортной инфраструктурой.

При этом освоение нефти и газа северных регионов с использованием морского транспорта обеспечивает решение нескольких важных для России задач [11]:

• обеспечение экономической безопасности за счет увеличения поступлений от экспорта нефти и газа;

• обеспечение транспортной независимости за счет прямой поставки продукции на внешний рынок, минуя территории третьих стран, без транспортных ограничений, существующих на традиционных трассах российского экспорта;

• диверсификация направлений экспорта – как на традиционные рынки Западной Европы, так и на перспективные Северной Америки;

• обеспечение энергетической безопасности удаленных северных регионов за счет строительства местных нефтеперерабатывающих производств и газоснабжения.

Развитие нефтегазового комплекса в Западной части Арктического региона играет важную роль в обеспечении энергетической и экономической безопасности страны, формировании новых нефтегазодобывающих центров, в том числе на арктическом шельфе, создании системы транспорта энергоносителей (включая экспорт нефти и газа).

Поэтому важнейшей задачей в этом регионе является не только оживление производственно-транспортной деятельности в Западной Арктике, но и необходимость обеспечения надежной его защиты, особенно при увеличении интенсивности прохода по нему иностранных судов.

Длительное время транспортировка нефти и газа, в том числе на экспорт, осуществлялась преимущественно трубопроводными системами. Однако изменение геополитической ситуации, в первую очередь в связи с вступлением ряда стран в НАТО и ЕС, привела к росту значения морских перевозок. Эти перевозки имеют и коммерческие преимущества для экспортеров, так как позволяют избежать смешения низкосортных и высокосортных нефтей, что практически неизбежно в трубопроводах.

В 2004 году Министерством транспорта России разработана «Стратегия развития транспорта Российской Федерации на период до 2010 года» где, в частности планируется увеличить объем экспортно-импортных грузов в 3 раза по сравнению с 2003 г. Основным направлением развития экспортной транспортной инфраструктуры является наличие достаточных нефтеналивных мощностей в морских портах для морских поставок нефти на традиционные и новые рынки и необходимость резерва пропускной способности нефтетранспортных мощностей для повышения их гибкости и конкурентоспособности.

С распадом СССР пропускная способность экспортной инфраструктуры России сократилась со 125 млн.т в 1988 г. до 80-100 млн.т в 1995 г., так как такие порты как Вентспилс, Клайпеда, Одесса, Феодосия и Батуми отошли под юрисдикцию других государств. В это время Россия имела только два нефтеэкспортных порта, причем оба на Черном море – Новороссийск и Туапсе.

Тяжелое положение сложилось и у танкерного флота. По портам приписки стран СНГ отошло 113 из 187 нефтеналивных судов суммарным дедвейтом 430 тыс.т, в Латвии остались практически все танкеры усиленного ледового класса. Россия вынуждена использовать транзитные перевозки, что значительно увеличивают стоимость сырья. Интересы России потребовали разработки новых маршрутов транспортировки нефти и газа. Транспортировку нефти, добываемой в западной части Арктического сектора, можно осуществлять, как в южном, так и в северном направлениях [12, 13, 14].

Южное направление связано со строительством Балтийской трубопроводной системы (БТС). Проект строительства БТС предусматривал создание благоприятных транспортных условий для поставки на экспорт нефти, добываемой в Тимано-Печорском регионе, Западной Сибири и Урало-Поволжье через нефтеналивной терминал в Финском заливе. При этом система нефтепроводов Харьяга-Уса-Ярославль с выходом на Балтийскую трубопроводную систему требовала серьезной реконструкции и строительства новых ниток. Первая очередь БТС мощностью 12 млн.т нефти в год была введена в действие в декабре 2001 г. В конце 2004 г. Министерство промышленности и энергетики совместно с «Транснефтью» приняли решение о расширении пропускной мощности Балтийской трубопроводной системы до млн.т в год к 2005 г.

Транспортировку нефти в США из Тимано-Печорской нефтегазовой провинции и Западной Сибири, которая на ближайшие 10-15 лет остается основным нефтедобывающим регионом России, целесообразно осуществлять через порты Баренцева моря с его большими глубинами и незамерзающим побережьем. Мурманский порт имеет стратегические преимущества с точки зрения выхода российской нефти на североамериканский рынок. Здесь можно создать терминальную инфраструктуру, осуществляющую круглогодичную приемку танкеров большого дедвейта класса VLCC (very crude carries) и ULCC (ultra large carries), в этом варианте экспорта отсутствуют проблемы транзита по чужой территории, проблемы пропускной способности проливов, расстояния от базовых месторождений не столь значительные. Кроме этого путь доставки нефти из Мурманска в США в 2,2 раза короче, чем из акватории Персидского залива, откуда США ввозят более 20% импортируемой нефти. Уникальное сочетание таких возможностей привело к появлению в России в 2002-2003 гг.

проектов, связанных с развитием Северного направления транспортировки [15].

В 2004 году компания «Транснефть» предложила несколько альтернативных вариантов северного маршрута, ориентируясь на отвод конечной точки трубы от Баренцева моря. Основная идея – избежание необходимости обходить Белое море или прокладывать нефтепровод по его дну. После проработки проектных решений базовым вариантом считается строительство нефтепровода по маршруту Сургут Индига протяженность 1788 км. Трасса должна пройти большинство месторождений промыслов Ненецкого АО. Месторождения Западной Сибири будут обеспечивать ежегодные поставки нефти в трубопроводную систему в объеме млн.т нефти в год, а месторождения ТПП - 20 млн.т. Помимо высокой стоимости проекта (5,8-6,2 млрд.долл. до Индиги, - 11,8 млрд.долл. до Мурманска) следует отметить, что в Индиге, как и в целом по побережью Ненецкого АО, более сложная обстановка, чем в Кольском заливе, и для проводки танкеров в зимнее время требуется использование ледоколов. Морские глубины здесь также меньше, чем в Баренцевом море вблизи Мурманска, и дедвейт танкера 200 тыс.т – максимальный, который может быть принят в этом регионе, и то в рейдовом варианте. У причала возможности и вовсе ограничиваются 50 тыс.т. Между тем, рентабельный экспорт нефти на рынки США может быть обеспечен только при использовании супертанкеров дедвейтом от 300 до 500 тыс.т [15].

Потом разработать маршрут из Западной Сибири в Баренцево море обещала «Транснефть». Однако в конце 2004 г. было принято решение строительства «Транснефтью» трубопровода из Тайшета к Тихому океану, в связи с чем северный вариант был отложен до его завершения. В настоящее время прорабатывается проект строительства усеченного варианта северного маршрута: нитку нефтепровода планируется построить к 2010 г. из Харьяги (Республика Коми) до Индиги в Белом море, его мощность составит 24 млн.т нефти в год, а - стоимость 2,2 млрд.долл. В дальнейшем, по окончании строительства восточного направления труба может быть дотянута до Западной Сибири с существенным увеличением пропускной мощности, поскольку ее экспортный дефицит в 2010 г. будет составлять не менее 100 млн.т.

Для обеспечения перевозок нефти в условиях Арктики используются морские транспортные системы (ТС), которые включают в себя ряд структурных элементов (табл.11.1). Одним из ключевых звеньев ТС является челночный танкер с ледовыми подкреплениями. Наиболее важной характеристикой челночного танкера является дедвейт. Использование малотоннажных челноков в составе ТС отрицательно сказывается на удельных затратах и тарифах на перевозку нефти. Рост дедвейта ограничивается, прежде всего, глубиной моря в месте установки отгрузочного терминала. Другой существенной характеристикой является его ледовый класс, который определяет надежность перевозок и потребность в ледокольном обеспечении. Одним из ключевых звеньев экспортной транспортной системы является рейдовый перегрузочный комплекс (РПК) [16].

Таблица 11.1 - Состав Арктической морской транспортной системы и требования, предъявляемые к ее структурным элементам № Наименование Назначения и требования структурного элемента Сухопутный Перекачка нефти с центрального пункта сбора на нефтепровод (СН) и месторождениях до БРП (или до пункта подключения к насосные станции магистральному сухопутному трубопроводу) Береговой Хранение нефти, поступающей с месторождений, для резервуарный парк отгрузки в ЧТ. Подогрев и перекачка нефти на ЧТ.

(БРП) и насосные Компенсационные объемы на случай задержек в станции прибытии ЧТ.

Подводный Транспорт нефти от БРП к отгрузочному терминалу трубопровод (ПТ) Отгрузочное Регулярная круглогодичная отгрузка нефти в ЧТ устройство (терминал) Терминальные суда Обеспечение безопасности отгрузочного терминала и (ледокол или дежурное ЧТ. Эвакуация персонала терминала в аварийных судно) условиях.

Челночные танкеры Перевозки нефти от места отгрузки до пункта (ЧТ) с ледовыми назначения (перевалочная база или экспортный порт) подкреплениями № Наименование Назначения и требования структурного элемента Линейные ледоколы Проводка ЧТ на маршруте БРП — перевалочная база в ледовой обстановке.

Перевалочная база Перевалка нефти с ЧТ в линейные танкеры. Бункеровка (ПБ) ЧТ. Минимизация простоев танкеров в ожидании грузовых работ Вспомогательные суда Обеспечение маневрирования танкеров в акватории ПБ, и буксиры на ПБ а также операций швартовки и загрузки танкеров.

Линейные танкеры Морские перевозки нефти по чистой воде на участке ПБ (ЛТ) — порт назначения В феврале 2004 г. в Кольском заливе в районе Мурманска встал на рейд танкер-накопитель «Белокаменка» дедвейтом 320 тыс.т, арендованный «Роснефтью» в Норвегии сроком на 20 лет с правом последующего выкупа. В нем будет накапливаться нефть и газоконденсат, доставляемые малотоннажными танкерами-челноками, а затем перегружаться на крупнотоннажные суда дедвейтом 100-200 тыс.т для доставки в Роттердам и США. Предполагается, что в него будут интегрироваться несколько маршрутов – с Приразломного, Тимано-Печорских месторождений, Ванкорского и др.

Сегодня танкер принимает нефть, доставляемую с нефтепергрузочных комплексов Архангельска и Обской губы. Пропускная способность «Белокаменки» составляет порядка 5млн.т в год, но может быть увеличена до млн.т. Следует отметить, что «Белокаменка является третьим по счету рейдовым перегрузочным комплексом. Первый рейдовый перегрузочный комплекс (РПК 1) по перегрузке нефти с железнодорожных цистерн на морские танкеры был создан на нефтебазе Мурманского морского рыбного порта. Перевалка экспортной нефти на танкеры здесь началась в 2003 г. Экспортная нефть перегружается с цистерн на челночные танкеры дедвейтом 15000 т для дальнейшей перегрузки на РПК. В 2004 г. нефтебаза рыбного порта переработала таким образом порядка 2 млн.т нефтеналивных грузов и до настоящего времени работает примерно с такими же объемами. В 2004 г. в Мурманском рыбном порту проводились дноуглубительные работы, после чего у причалов смогут швартоваться танкеры водоизмещением до 30000 т (ранее дедвейтом 15000 т). Еще один портовый нефтеперегрузочный комплекс был создан на базе ФГУП «35 судоремонтный завод». В 2005 г. компания «Тангра Ойл» совместно с «35 судоремонтным заводом» завершила создание глубоководного стационарного перевалочного комплекса (с железнодорожных цистерн на челночные танкеры) мощностью 7.5 млн.т в год. В общей сложности в 2007 г. с РПК в Кольском заливе отправлено на экспорт более 10 млн.т нефти.

Примеру компании «Тангра Ойл» следуют и другие компании. Терминал мощностью до 3 млн.т нефти в год в Мохнаткиной Пахте планирует запустить компания «Protegra». В настоящее время завершается строительство двух терминалов на левом берегу Кольского залива: Мурманского морского пароходства (5-7 млн.т в год) и «Арктикшельфнефтегаза» (10-12 млн.т в год). В перспективе «Protegra» планирует построить второй терминал на 15 млн.т нефти в год, а «Арктикшельфнефтегаз» - увеличить мощность своего до 30 млн.т нефти в год.

Мурманский маршрут экспорта нефти через перегрузочный комплекс в Кольском заливе с месторождений Варандея и острова Колгуев используется в настоящее время компанией «Лукойл». Первая очередь нефтеналивного терминала в Варандее была введена в эксплуатацию в 2000 г. В 2002 г. была построена вторая очередь арктического подводного комплекса. Система перевалки нефти способна работать круглый год при низких температурах и высоте волн до 5 м. Нефтеналивной терминал соединен с нефтехранилищем порта Варандей, куда нефть поступает из северных месторождений Ненецкого АО. Терминал обслуживает танкеры усиленного ледового класса типа «Астрахань» дедвейтом 20000 т. В 2002 г. с терминала «Варандей» было отгружено 200000 т нефти, в 2003 г. – 400000 т, в 2005 г. – 1000000 т, в 2008 г.

объем может составить 8 млн.т. ОАО «Лукойл» подготовило ТЭО по расширению мощностей терминала Варандей до 12,5 млн.т в год к 2010 г. К этому сроку планируется построить и трубопровод от Южно-Хыльчуюского месторождения до нефтехранилища на Варандее, расширить резервуарный парк, проложить дюкер на расстояние около 12 км от берега и построить нефтеперегрузочный комплекс на глубине 21 м, что позволит отгружать нефть в танкеры дедвейтом до 100000 т [15, 13].

Вся нефть, добываемая в Песчаноозерском месторождении о.Колгуев ЗАО «Арктикнефть», поставляется в летний период при отсутствии льда танкерами дедвейтом 20000 т напрямую либо через рейдовый перегрузочный комплекс в Кольском заливе. В 2002 г. с Песчаноозерского терминала было отгружено 120000 т нефти, в 2003 г. – 100000 т, в 2006 г. - 80000 т, в будущем возможно небольшое увеличение объемов.

Транспортировка нефти, добытой на Приразломном месторождении, будет осуществляться с платформы круглогодично такерами-челноками дедвейтом 70000 и 20000 т на нефтехранилище в Кольском заливе. В зимнюю навигацию будут использованы танкеры-челноки ледового класса и ледоколы обеспечения отгрузки нефти. Перспективный объем добычи нефти на месторождении в 2010 г. может достичь 8 млн.т.

Между тем нефтяные компании, государственные и частные, увеличивают объемы поставок нефти в порты Баренцева и Белого морей по железной дороге.

По плану развития железных дорог в 2010 г. железнодорожным транспортом в этом направлении будет перевозиться до 30 млн.т нефти.

До середины 90-х годов XX века основной работой беломорских портов Архангельск и Кандалакша было обслуживание «северного завоза» топлива и продовольствия, прием и перевалка продукции «Норильского никеля», местных горнорудных и лесозаготовительных предприятий. На окраине Архангельска и под Кандалакшей еще в 70-е годы были построены перевалочные нефтебазы с мощным резервуарным парком (Беломорская нефтебаза «Мурманскнефтепродукта» — 220 тыс. куб.м, Новоархангельская нефтебаза «Архангельскнефтепродукта» — 240 тыс. куб.м), позволявшим накопить топливо и в короткую навигацию развезти до 3 млн.т в поселки на побережье океана и северных рек. В начале 90-х поток грузов по «северному завозу» резко сократился. Первой идея использовать перевалочную нефтебазу под Кандалакшей для экспорта нефтепродуктов пришла акционерам порта Витино:

был обновлен резервуарный парк и сливные эстакады, проложены три нитки трубопровода к причалам, сооружен новый причал на понтонах, глубина фарватера была увеличена до 12,5 м, что позволило заходить в порт морским судам дедвейтом 60 тыс.т.

Вновь интерес к перевалке на Белом море возник с улучшением экспортной конъюнктуры и ростом нефтедобычи в России, когда началось обсуждение проекта строительства нефтепровода из Западной Сибири в Мурманск. По железной дороге компании доставляют нефть до порта Витино, затем танкерами доставляется к рейдовой стоянке, организованной ММП в Кольском заливе, и после перевалки отправляется в Европу. В 2003 году из порта Витино было отправлено на экспорт 5,7 млн.т нефти, из которых 3,2 млн.т прошло через Мурманск, а остальные 2,5 млн.т ушли прямыми рейсами в Европу. В 2008 году порт планирует отправить на экспорт 7 млн.т нефти и нефтепродуктов.

В 2004 году «Роснефть» в Архангельске ввела в эксплуатацию первую очередь нефтеперевалочного терминала с проектной мощностью 4-6 млн.т нефти в год, был построен причал для загрузки танкеров дедвейтом до 24 тыс.т и железнодорожная эстакада для слива цистерн. Следует отметить, что по сравнению с Мурманским портом Архангельский имеет очевидные недостатки, вследствие чего выбран лишь в качестве перевалочной базы. Расположен в устье Северной Двины в 30 км от Белого моря, мелководен (дедвейт танкеров не может быть более 25 тыс.т, чтобы поддерживать хотя бы имеющуюся глубину, необходимо ежегодно поднимать со дна около 5 млн. кубометров ила), зимой порт замерзает, из-за высоких канальных и ледокольных сборов заходы в Архангельск самые дорогие среди российских портов.

Необходимо отметить, что эти же проблемы возникают при осуществлении проекта «Транснефти» по строительству трубопровода в Индигу.

Экономя для себя около 5 млрд.долл. капитальных затрат (по отношению к варианту на Мурманск), она значительно повысит издержки компаний экспортеров на морские перевозки, что может привести к недогруженности всей системы.

ОАО «Татнефть» с 2003 г. в Северодвинском порту начало создавать собственную инфраструктуру для экспорта нефтепродуктов, которые будут поступать сюда по железной дороге. После проведения углубительных работ глубина моря позволила принимать здесь танкеры грузоподъемностью до т и отгружать на экспорт 2,5 млн.т груза в год [17].

Таким образом, в 21 веке все большее значение стало играть развитие морских транспортных систем Западной Арктики, особенно портов, расположенных на европейском побережье Северного Ледовитого океана.

Согласно данным западных экспертов в целом в 2004 г. вдоль норвежского побережья на экспорт было перевезено более 4 млн.т российской нефти, а в 2006 г. – почти 12 млн.т. В 2010 г. Россия может экспортировать северным путем до 50 млн.т.

После встречи с представителями деловых кругов США в октябре года министр промышленности Виктор Христенко отметил, что потенциальные инвесторы проявляют повышенный интерес к Штокмановскому газоконденсатному месторождению с запасами 3 трлн. куб.м. Один из важнейших вариантов его освоения включает строительство завода по сжижению газа на мощностью 25 млрд. куб.м. Этот вариант поддерживается правительством США, заинтересованном в диверсификации поставок газа на американский рынок. Однако в середине 90-х годов ОАО «Газпром» активно прорабатывало проект по освоению Харасавейского и Бованенковского месторождений на полуострове Ямал (суммарные запасы более 4 трлн. куб.м газа) со строительством завода по сжижению до 50 млрд. куб.м газа и экспортом в Америку и Европу.

Характерно, что на совещании по развитию Мурманского транспортного узла 9-10 октября 2005 г. министр природных ресурсов Юрий Трутнев сообщил, что пока центр даже не определил, какие стратегические нефтегазовые регионы России развивать в первую очередь: шельф, Западную Сибирь или Восточную.

А министр транспорта Игорь Левитин не смог ответить на вопрос премьера Михаила Фрадкова о том, удастся ли сформировать необходимую грузовую базу, если реконструкция Мурманского транспортного узла будет проведена в необходимом объеме, то есть с достижением к 2010 г. грузооборота на уровне млн.т (без учета рейдовых перегрузочных комплексов).

Так что, несмотря на наличие Стратегии развития транспорта Российской Федерации на период до 2010 г., многие ориентиры здесь достаточно туманны, что учитывая крайне высокую роль государства в развитии транспортного комплекса, создает дополнительные проблемы для инвесторов. Однако не вызывает сомнений, что объем морских грузопотоков в Западной Арктике в ближайшие годы будет расти очень быстро.

11.4. Развитие морских перевозок через Мурманский транспортный узел Процессы глобализации, активизирующиеся в мировом экономическом пространстве, приводят к двум противоречивым, чтобы не сказать противоположным тенденциям. Необходимость реализации крупных инновационных проектов, овладения новыми критическими технологиями обусловливают масштабные инвестиции и необходимость кооперации и интеграции. С другой стороны, крупнейшие мировые корпорации, захватившие соответствующие технологические «блоки» и сегменты рынка, всячески препятствуют проникновению на него новых «игроков». Однако на сырьевых рынках в силу их стратегической дефицитности эти процессы проявляются слабо, что создает предпосылки для ускоренного развития Мурманской области в целом и ее транспортного узла в частности.

Стратегическое развитие морских грузопотоков в Арктике в ближайшей перспективе и на период до 2020 г. связано, в первую очередь, с освоением шельфа и транспортировкой углеводородного сырья. Можно предполагать появление относительно небольшого объема контейнерных перевозок, особенно учитывая, что федеральной целевой программой «Модернизация транспортной системы России» (подпрограмма «Развитие экспорта транспортных услуг») предусмотрено резкое усиление роли Транссибирской магистрали в этих перевозках из Азиатско-Тихоокеанского региона в страны Евросоюза [18].

В апреле 2006 г. Министерство транспорта Российской Федерации представило доклад Правительству о результатах и основных направлениях деятельности Министерства на 2006–2008 гг. и о мерах по реализации в среднесрочной перспективе Транспортной стратегии на период до 2020 г. [19].

Для повышения конкурентоспособности транспортной системы России предполагается реализация комплексных инфраструктурных проектов, направленных на повышение привлекательности российских транспортных коридоров, что позволит увеличить объем транзитных перевозок к 2010 году на 25–30 млн.т, получить дополнительные доходы в размере более 6 млрд. долл.

США. Это согласуется с амбициозной задачей подпрограммы «Развитие экспорта транспортных услуг», предполагающей привлечь на Транссибирскую магистраль 1 млн. контейнеров из тех 6 млн., которые сейчас переправляются между Европой и Азиатско-Тихоокеанским регионом морским путем.

Вторым главным направлением для повышения конкурентоспособности транспортной сети признана комплексная модернизация экспортной транспортной инфраструктуры, которая позволит обеспечить экспорт стратегических товаров, прежде всего энергоносителей. Речь идет о модернизации существующей транспортной инфраструктуры, входящей в систему международных транспортных коридоров, и строительство новых морских терминалов. Переключение экспортных потоков на российские порты снизит риски, связанные с использованием коммуникаций, которые Россия контролирует не полностью. Решение задач транспортировки стратегических энергоносителей осуществляется путем развития морского и железнодорожного транспорта, согласованного с развитием трубопроводной инфраструктуры.

Можно предположить, что речь идет о балтийских портах Латвии и Эстонии, через которые в 2005 г. было перекачено около 50 млн.т сырой нефти.

С вводом на полную мощность терминалов порта Приморск в Ленинградской области, то есть к 2009 г., более 70% этого экспорта вернется в наши порты.

Однако доклад, как и сама Транспортная стратегия, практически не затрагивает северных морских направлений, что можно связать только с одной причиной – доминирующим приоритетом Стратегии остается транспортировка энергоносителей на европейский рынок. Хотя это абсолютно не обосновано и даже опасно с точки зрения диверсификации экспортных поставок и преодоления монопсонии. Более предпочтительной представляется североамериканская альтернатива, для которой северные российские порты, и, в первую очередь Мурманский транспортный узел, имеют серьезные стратегические преимущества (проект «Северные ворота») как с позиций транспортировки нефти, так и сжиженного газа.

В случае экспорта энергоносителей при отработке месторождений арктического шельфа Российская Федерация может ориентироваться на три глобальных рынка: Европейский (ЕР), Северо-Американский (САР) и Азиатско Тихоокеанский (АТР), каждый из которых имеет свои особенности.

В настоящее время 90% нашего экспорта нефти и газа поступает на европейский рынок (6,5% в АТР и 3,5% в САР), что совершенно неоправданно, как с точки зрения рыночной теории, так и с позиций темпов развития соответствующих регионов и динамики экономических связей, требований геополитического положения. ЕР – самый медленно растущий рынок (до 2020 г.

– не более 15%), но с сильным изменением экспортного баланса. Сейчас около 50% нефти и газа обеспечивается в Европе из месторождений Северного и Норвежского морей, а к прогнозному году эта доля будет менее 25% [6].

Естественно, что как правительства, так и ведущие корпорации этих стран ищут источники замещения, отсюда их повышенный интерес к отработке даже такого сложного месторождения, как Штокмановское. Однако с точки зрения развития морских перевозок Европейский рынок вряд ли будет представлять серьезный интерес для Мурманского транспортного узла (по нефти и газу) в связи с экономически более выгодным развитием трубопроводных систем.

Морская транспортировка на Балтийском и Черном морях также весьма проблематична из-за датский и турецких проливов.

Азиатско-тихоокеанский рынок наиболее динамичен: если в 1990 г. он потреблял 600 млн.т нефти и более чем на 20% отставал от Северо Американского, то уже в 2004 г. он превысил 1 млрд.т и на 18% превысил продажи САР. С учетом таких темпов и необходимости диверсификации укрепление позиций отечественных компаний на этом рынке вполне оправдано.

Тем более что степень зависимости от импорта в АТР составляет 90%, и нашим компаниям необходимо укреплять здесь свои позиции (табл.11.2).

Таблица 11.2 - Степень зависимости от импорта крупнейших рынков углеводородного сырья Наименование рынков Доля импорта в потреблении, % (стран) 2000 2010 Северная Америка 44,6 52,4 58, Европа 52,5 67,2 79, Страны Азиатско-Тихоокеанского региона 88,8 91,5 92, в том числе Китай 22,3 61,0 76, Индия 57,4 85,2 91, Транспортировка нефти предполагается трубопроводными системами до побережья Тихого океана (6000 км) и смешанном варианте до Тайшета (4000 км) и далее железнодорожным транспортом в Китай. Необходимо отметить, что капитальные и эксплуатационные затраты транспортировки по сложному рельефу определяют предварительные затраты 72 долл. за тонну в первом случае и долл. во втором. Такой уровень затрат делает экономически обоснованным транзит нефти по Северному морскому пути на условиях полной окупаемости при технологическом решении проблемы проводки танкеров дедвейтом 50 тыс.т и выше. И хотя соответствующие проекты пока не рассматриваются, можно констатировать, что именно транзит углеводородного сырья мог бы послужить «локомотивом» оживления всей деятельности на трассе СМП.

Однако в принятой концепции нефтепровод мощностью 60 млн.т в АТР практически исключает возможность перевозки нефти из Обской губы (Ванкорская группа месторождений) и из Енисейского залива (терминал на Диксоне) через Мурманский транспортный узел в Северную Америку.

Аналогичная ситуация сложится при строительстве газопровода в Китай мощностью 60 млрд.м в отношении ранее проектировавшихся заводов по сжижению газа на полуострове Ямал (Харасавейское и Бованенковское месторождения), экспорт которого проектировался в основном на Северо Американский рынок.

Наконец, Северо-Американсий рынок наиболее перспективен с позиций морской транспортировки, особенно на трассе Мурманск – атлантическое побережье США хотя бы в силу высокой экономичности этого вида перевозок.

Можно отметить, что в настоящее время все комбинированные схемы дороже «чисто» морских (табл.11.3).

Таблица 11.3 - Транспортные расходы при различных схемах перевозок нефти Общие транспорт № Маршрут транспортировки Дальность морской ные расходы от пп перевозки, км месторождения до США, долл./т Баку – Тбилиси – Джейхан (Средиземное море) - США 6400 31, Западная Сибирь – КТК (Черное море) - США 6685 29, Западная Сибирь – «Дружба»

(Алгим, Средиземное море) - США 6038 29, Западная Сибирь – Мурманск – 4 5800 24, США Персидский залив - США 5 12800 19, Например, по трассе Баку – США (через Джейхан) общее расстояние на 50% меньше, чем при транспортировке из Персидского залива морским путем.

Однако транспортные расходы в первом случае в полтора раза выше. Что касается комплексных схем, то самой экономичной является схема с использованием трубопровода Западная Сибирь – Мурманск и далее с морской перевозкой. Однако из-за позиций определенных государственных структур, в первую очередь, «Транснефти» в отношении частных нефтепроводов, этот вариант был аннулулирован в 2004 г. с критическими последствиями для крупнейшей нефтяной компании России.

В качестве альтернативного ему рассматривался вариант Западная Сибирь – Индига с мощностью перекачки до 50 млн.т нефти, хотя он не был выгоден никому за исключением уже упоминавшейся «Транснефти». Этот проект также не получил сколько-нибудь серьезного развития вследствие политической ориентации на Азиатско-Тихоокеанский рынок.

Можно отметить следующие тенденции на Северо-Американском рынке.

Как видно из таблицы 11.2, он сохраняет сравнительно высокий по отношению к другим районам уровень самообеспеченности: даже к 2020 г. доля импорта не превысит здесь 58%. Собственная годовая добыча здесь падает все последние годы, в отличие от динамики России. Если в 1995-1999 гг. среднегодовая добыча в РФ составляла 304 млн.т, а в Соединенных Штатах 325 млн.т (45% потребления САР), то в 2000-2004 гг. эти показатели составили 386 млн.т и млн.т соответственно. При этом США проводит политику поддержания собственной добычи на относительно высоком уровне, постепенно снижая как объем консервации запасов, так и экологические требования: в ноябре 2005 г.

Сенат США пересмотрел действовавший 44 года запрет на разработку нефтяных запасов в Арктическом национальном заповеднике дикой природы на Аляске.

Нефтяные компании начали разведку на площади более 1,5 тыс.км с прогнозируемыми запасами нефти не менее 20 млрд.т. Уже разведаны месторождения с объемом извлекаемых запасов около 5 млрд.т, в том числе уникальное месторождение Прадхо-Бей.

Таким образом, с позиций глобальных рынков углеводородного сырья для Мурманского транспортного узла наиболее реалистичной является транспортировка нефти в САР с морских месторождений Западной Арктики и прибрежных месторождений Ненецкого автономного округа, которая к 2015 г.

может составить 25-30 млн.т и к 2020 г. до 40 млн.т в год. Однако такие объемы составят не более 10% импорта на САР, то есть не будут иметь стратегического значения.

Транзит нефти и сжиженного газа по Северному морскому пути в восточном направлении, то есть на Азиатско-Тихоокеанский рынок, мог бы послужить своеобразным «локомотивом» для перевозки и других грузов (уголь, лес, концентраты и т.п.), которые сегодня не окупаются. По расчетам экспертов уже млн.т нефти позволят вплотную приблизиться к порогу самоокупаемости арктических перевозок, особенно при стоимости транспортировки в 50-70 долл. за тонну, которые определены для комбинированных схем от Западной Сибири для АТР. Однако такой транзит в любом случае явится отвлечением с Северо Американского рынка и ослабит конкурентные позиции на нем российских компаний. Имеются и технические сложности: действующие линейные ледоколы рассчитаны на проводку судов дедвейтом 20–25 тыс.т, а коммерческий класс океанских танкеров начинается с 50–60 тыс.т. Не случайно профильные институты достаточно осторожно подходят к прогнозам перевозок по трассе СМП.

Особой зоной риска является взаимоотношение портов и железной дороги в том смысле, что развитие какого-либо одного порта и увеличение его грузооборота снижает возможности других портов, поскольку большинство терминалов Северо-Запада России ориентировано на перевалку преимущественно «железнодорожной» нефти. При этом возникает необходимость строительства значительного числа узлов по перевалке нефти из трубопроводов в железнодорожные цистерны, а затем из цистерн в портовые терминалы. Стоимость строительства одного такого объекта составляет порядка 20–30 млн.долл., что немного в абсолютном отношении, однако приводит к дальнейшему удорожанию проектов по экспорту нефти. И хотя при их реализации возможности России по экспорту нефти и нефтепродуктов к 2010 г.

могут возрасти на 120–140 млн.т в год, интегральный эффект этого процесса с точки зрения повышения конкурентоспособности невелик.

Аналогичные проблемы возникают при перевозке других видов грузов (генеральных, насыпных и т.п.). Необходимо постоянно иметь в виду, что стивидоры – частные компании, а ОАО «Российские железные дороги» государственное акционерное общество. У них нет и вряд ли может быть долговременная совместная стратегия развития, тем более, что ее не имеет в четко выраженном виде и сами «РЖД». Важно, чтобы стороны могли находить долговременные компромиссы, идти на взаимные уступки. Например, специальные тарифы на перевозку угля позволили только за последние 5 лет почти на 10 млн.т увеличить его отгрузку через порты Санкт-Петербург, Усть Лугу, Мурманск и Архангельск.

Однако гибкой работе с тарифами может помешать вступление России во Всемирную торговую организацию, одним из требований которой является унификация железнодорожных тарифов на порты Российской Федерации и пограничные переходы стран Балтии. Таким образом, порты Северо-Западного Федерального округа могут лишиться одного из важнейших своих преимуществ.

Все это говорит о необходимости проведения последовательной и взвешенной государственной политики, направленной на унификацию железнодорожных тарифов на экспортные перевозки через российские порты, а главное – повышение конкурентоспособности самих портов.

Можно отметить еще одну проблему, которая может стать конфликтной зоной для портов Северо-запада и ОАО «РЖД». В декабре 2005 года в рамках Федеральной целевой программы «Модернизация транспортной системы России» принята подпрограмма «Развитие экспорта транспортных услуг», на комплекс мероприятий которой планируется направить 550 млрд.руб., в том числе 220 млрд.руб. из федерального бюджета. Задача поставлена крайне амбициозная и сложная. В настоящее время контейнерные перевозки между АТР и Евросоюзом составляют 70% всего грузооборота между ними, а это более 6 млн. контейнеров в год, причем 98% из них идет морским путем. Хотя по Транссибу было бы в два раза быстрее и дешевле. Предполагается, что уже на первом этапе, то есть до 2010 г., предстоит перевозить по Транссибирской магистрали до 1 млн. контейнеров в год. К этому объему необходимо подготовить порты Балтийского и Баренцева морей, которые признаны в Подпрограмме ограничивающим фактором [18].

Но Кузбасские компании строят мощные терминалы по перегрузке угля в Усть-Луге и на западном берегу Кольского залива, предполагая дополнительно перегружать до 30 млн.т угля. С другой стороны миллион контейнеров – это те же 20–25 млн.т груза. Вместе они значительно превосходят резервы пропускной способности Транссиба, что позволяет говорить об отсутствии стратегического взаимодействия железнодорожного и морского транспорта на длительную перспективу.

Развитие Мурманского транспортного узла в части транспортировки углеводородного сырья и транзита по Северному морскому пути будет в определяющей мере зависеть от возможностей ледокольного обслуживания шельфовых месторождений и доставки нефти на перегрузочные терминалы.

Серьезность фактора ледовой обстановки показывает длительность обустройства Приразломного месторождения в Печорском море, которое не может выйти на режим добычи с отставанием уже более 5 лет от проектного срока. Можно отметить, что ни одно из норвежских нефтяных или газовых месторождений, включая «Белоснежку» в Баренцевом море, не осваивалось в условиях сложной ледовой обстановки. Постоянный ледовый покров там практически отсутствует, тогда как на проектируемых к освоению объектах российской шельфовой зоны его продолжительность до шести месяцев в течение года.

Однако уже сегодня можно сказать, что имеется очевидное отставание в строительстве новых как атомных, так и дизельных ледоколов.

Как видно из таблицы 9.2, в 2015 г., то есть к моменту предполагаемого масштабного освоения шельфовых месторождений (по Энергетической Стратегии России в 2020 г. на арктическом шельфе планируется добывать до 20% углеводородов) в строю останется только три ледокола. В 2007 г. введен в эксплуатацию единственный построенный уже в России атомный ледокол « лет Победы» (о сроках строительства говорит его название). Примерно такое же положение с линейными дизель-электрическими ледоколами ММП и ДВМП, построенными в Финляндии еще раньше атомных.

Необходимо отметить и такую техническую проблему, как соответствие ледокола и проводимых судов по ширине прокладываемого канала. Все отечественные арктические перевозки осуществлялись судами грузоподъемностью не более 25 тыс.т, и проводка более крупных судов потребует сложных организационно-технических решений.


С точки зрения потребности в специальном нефтеналивном (танкерном) флоте можно в качестве исходных показателей считать перевалку через Мурманский транспортный узел в 2015 г. до 30 млн.т нефти и нефтепродуктов и в 2020 г. – 40 млн.т нефти, что потребует наличия соответственно 25– танкеров-челноков для доставки от месторождений и 10-15 супертанкеров грузоподъемностью 200 тыс.т и выше для доставки на Северо-Американский рынок. Хотя эти ресурсы могут быть востребованы и Европейским рынком, обеспеченность которого к 2020 г. из собственных источников по отношению к 2005 г., как уже говорилось, снизится практически в 2 раза за счет уменьшения добычи нефти и газа на норвежском шельфе в Северном, Баренцевом и Норвежском морях.

Отдельное направление представляет транспортировка сжиженного газа, для чего необходим специализированный флот газовозов, которых отечественная промышленность не выпускает, впрочем, как и танкеров среднего тоннажа, не говоря уже о супертанкерах. Порты Кольского полуострова имеют в этом аспекте преимущества перед другими арктическими терминалами: они практически не требуют ледокольной проводки. В конце 90-х годов проект «Газпрома» по строительству завода по сжижению газа на п-ве Ямал (месторождение Харасавей, соизмеримое со Штокмановским по запасам газа) для транспортировки на САР и ЕР не был реализован, в том числе по этой причине. Для крупнотоннажных газовозов необходимы были другие ледоколы, а перевозка малотоннажными судами резко увеличивала затраты.

Можно отметить, что потребление сжиженного газа растет наиболее быстрыми темпами. В 1993 г. было поставлено 80 млрд. м (55 млн.т), в 2003 году уже 170 млрд. м, а в 2020 г. объем продаж может достигнуть 430–450 млрд. м (300–320 млн.т). Основные поставщики: Алжир, Индонезия, Катар, Малайзия, Тринидад и Тобаго, с 2007 г. – Норвегия. Россия на этом рынке присутствует в незначительной мере после ввода в 2007 году первой очереди завода СПГ на Сахалине. Однако компания «Совкомфлот» активно развивает это направление и планирует в 2009 году располагать не менее чем пятью танкерами-газовозами общим дедвейтом до 800 тыс. тонн. При строительстве в Видяево самого крупного завода в Европе Россия может существенно повысить свою долю (до 15% в 2015 г.).

Проведенный анализ позволяет констатировать, что Мурманское морское направление имеет обоснованные перспективы развития, связанные со следующими его конкурентными преимуществами:

1. Геополитическое положение, обусловленное открытым выходом в Атлантику и Мировой океан, ограниченным для портов Балтийского и Черного морей системами «закрытых» проливов.

2. Возможность принимать у причалов в Кольском заливе крупнотоннажные суда, включая танкеры дедвейтом свыше 100 тыс.т, а при использовании рейдовых перегрузочных терминалов - супертанкеры практически без ограничения грузоподъемности.

3. Благоприятной ледовой обстановкой, позволяющей круглогодично транспортировать грузы в Атлантику без ледокольного сопровождения.

4. Относительно развитой системой железных дорог, позволяющей доставлять грузы к портам в объеме до 35 млн.т в год, а при модернизации и переходе Октябрьской ЖД на полную двухпутную схему – до 50 млн.т в год.

Существенно, что Мурманская область является сырьевым регионом с крупномасштабным вывозом концентратов и обратным порожним прогоном подвижного состава.

5. Высокий промышленный и кадровый потенциал, что обусловливает инвестиционный рейтинг в числе первой трети субъектов Российской Федерации.

Одновременно необходимо отметить сдерживающие факторы и риски, влияющие на развитие транспортного узла:

1. Отсутствие на государственном уровне четко выраженных и обоснованных приоритетов по освоению нефтегазовых провинций (арктическая, западносибирская, дальневосточная и др.), а также по транспортировке углеводородного сырья на основные мировые рынки.

2. Недостаточная согласованность и координация развития портов на Баренцевом и Балтийском морях, приводящая к нежелательной и неоправданной конкуренции с соответствующими экономическими потерями.

3. Ограниченные возможности и меняющаяся ситуация на Транссибирской магистрали в связи с предполагаемой дополнительной перевозкой уже в 2010 г. млн. контейнеров в год из Азиатско-Тихоокеанского региона в страны Евросоюза, что создаст трудности для наращивания и даже сохранения существующего объема экспорта угля из Кузбасса.

4. Сложные политические взаимоотношения с США, накладывающие ограничения на динамику экспорта углеводородного сырья на Северо Американский рынок.

5. Недостаточные возможности ледокольного и специального газоперевозочного флота, что создает риски при отработке месторождений шельфа и транспортировке сырья на крупные терминалы и далее на рынки Европы и Северной Америки.

В заключение можно отметить, что проблемы кооперации активно прорабатываются на государственном уровне между наиболее развитыми капиталистическими странами. Так, в декабре 2005 г. Европейский Союз принял программу в отношении морского транспорта, которая по предварительным оценкам, обойдется не менее чем в 200 млрд. евро. Первым пунктом в ней стоит именно специализация морских портов. Далее координация морских туристических круизов, использование общих рейсов для обслуживания отдаленных островов различных стран, создание единой ледокольной службы на Балтийском море. Не вызывает сомнения, что для российских портов это направление не менее актуально.

Литература 1. The Global Competitiveness Report 2002-2003, Geneva 2004.

2. Транспортные системы приарктических государств http://www.arctictoday.ru/council/transport/649.html.

3. Анализ расходов Федерального бюджета на ледокольный флот. Отчет Центра фискальной политики при поддержке Агентства Международного развития США. – Москва, 2001.

http://www.fpcenter.ru/common/data/pub/files/articAbcrfk фискал.

4. Арктическая транспортная система России.

http://www.arctictoday.ru/council/transport/648.html.

5. Бондарев В.Н. Коммерческие перспективы морских инженерных изысканий на Западно-Арктическом шельфе России для отечественных и международных инвесторов // Тезисы докладов I Всероссийской конференции Национальная морская политика.

6. В.Милов. Проблемы энергетической политики России. М. - 2005. http://www.energypolicy.ru/.

7. Развитие Северного морского пути, выпуск 3. Доклад под ред. академика РАН А.Г.Гранберга. ГНИУ "Совет по изучению производительных сил Минэкономразвития России и РАН, М. 2000. – 104 с.

8. Селин В.С., Истомин А.В. Экономика Северного морского пути:

исторические тенденции, современное состояние, перспективы – Апатиты:

Изд. Кольского научного центра РАН. 2003. – 201 с.

9. Евдокимов Ю.А., Бацких Ю.М., Истомин А.В. Северный морской путь:

проблемы, возможности, перспективы возрождения // Экономическая наука современной России. М.: 2000. № 2 – С.101-112.

10. Российская Арктика. Справочник для государственных служащих. – М.:

Дрофа, 2001. – 344 с.

11. Григорьев М. Северный морской путь: роль в освоении арктических углеводородных ресурсов и обеспечении энергетической безопасности страны //НефтьГазПромышленность. – 2005. - 4(16). http: //ccr.ru/?id 12. В сложной ледовой обстановке порты Белого моря борются за экспортную самостоятельность // Нефть и Капитал 2005. №3.

http://www.oilcapital.ru:88/main.asp?IDR=4185.

13. Об основных направлениях развития нефтегазового комплекса Северо Западного региона России с учетом реализации перспективных международных проектов. Министерство энергетики РФ. 2003. – http://governmentgov.ru 14. Платонова А.В. Международные трубопроводные проекты на северо западном направлении. Нефтяное хозяйство. - 2000. - №11.

15. О возможных направлениях развития инфраструктуры по транспортировке российской нефти.М: – Центр стратегических разработок, октябрь 2004 – С.40-61. http://www.csr.ru/event/original_96.

16. Симонов Ю., Минин В., Поляков Ю., Пинский А. Морские транспортные системы для вывоза нефти арктических месторождений.

http://www.oilcapital.ru/technologies/2004/03/151748_69061.shtml.

17. Бамбуляк А., Францен Б. Транспортировка нефти из Российской части Баренцева региона. Сванховд Экологический центр. 18. Концепция подпрограммы "Развитие экспорта транспортных услуг" федеральной целевой программы "Модернизация транспортной системы России (2000 – 2010 годы)".

http://www.government.ru/archiv/data/structdoc.html-he_id_100_do_id_2039.htm.

19. О мерах по реализации в среднесрочной перспективе Транспортной стратегии Российской Федерации на период до 2020 года. http://www.mintrans.ru/pressa/Levitin_Pravit_20042006.htm.

Глава 12. СОГЛАШЕНИЯ О РАЗДЕЛЕ ПРОДУКЦИИ В РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ С учетом изложенного выше перспективы и проблемы применения соглашений о разделе продукции попробуем рассмотреть на примере крупнейшего и одного из немногих, подготовленных к освоению в Арктике на ближайшую перспективу (до 2015 г.) объектов – Штокмановского газоконденсатного месторождения. Напомним еще раз, что оно расположено в 650 км к северо-востоку от г. Мурманск с глубинами в районе месторождения 280-380 км. Ближайшим аналогом Statoil считает свое месторождение Сневит ("Белоснежка") на юге Баренцева моря. Оно расположено примерно на таких же глубинах, но расстояние до берега только 143 км. Значит, значительно усложняются процессы транспортировки независимо от того, какой вариант будет принят (многофазный или однофазный). Далее, в районе Белоснежки ледовый покров практически отсутствует, а над Штокманом он отмечается до мес. в году. Потепление может внести свои коррективы, но тогда на порядок возрастет вероятность появления айсбергов, а опыт противодействия таким "помехам" весом в миллионы тонн сегодня полностью отсутствует. Затраты и риски на Штокмановском месторождении возрастают многократно по сравнению с любым из известных месторождений и СРП становится единственно возможным режимом, в котором хотя бы расчетно можно ожидать приемлемого уровня рентабельности для инвесторов.


Собственно, на сегодняшний день можно говорить о затратах сугубо приблизительно, поскольку проект, предложенный ЗАО "Севморнефтегаз" в 2002-2003 гг. сегодня выглядит слишком оптимистическим. Да и исходные данные в ТЭО, вынесенном на рассмотрение в 2006-2007 гг., существенно поменялись.

Напомним, что в первом варианте (2002 г.) на начальной стадии разработка Штокмановского месторождения планировалась добывать около млрд.м3 газа в год с последующим увеличением объемов в "пике" добычи 67. млрд.м3 и 0.35 млн.т конденсата. Возможность постоянной добычи на максимальном уровне 25 лет и рентабельной разработки – 50 лет. Ввод месторождения ожидался в 2011 г., то есть через 8 лет после утверждения проекта и начала его реализации [1].

По этому проекту оно должно было быть обустроено тремя буровыми платформами плавучего типа производительностью 22.5 млрд.м3 в год каждая с поочередным вводом. Предусматривалось, что 45 млрд.м3 газа первой очереди эксплуатации месторождения, то есть с двух введенных платформ (2011- гг.), идет в многофазном потоке на завод СПГ, который будет построен в Мурманской области, где он сжижается до объема 28.8 млн.т и экспортируется морским путем.

Планировалось, что сухой газ с третьей платформы (2017 г.) в объеме 22. млрд.м3 пойдет по построенному газопроводу до Волховстроя (1365 км) с дальнейшим возможным подключением его к Северо-Европейскому газопроводу (СЕГ). Характерно, что в проработке проекта (как и связанного с ним варианта СРП) базовые регионы проекта не привлекались, а потому газификация Мурманской области и северных районов Архангельской области и Карелии не предусматривалась.

Общий объем инвестиций по Штокмановскому проекту оценивался в млрд.долл. США, в том числе обустройство месторождения (с газопроводом до берега) – 13.8, стоимость завода по сжижению газа (2 линия) – 8 млрд.долл. и затраты на газопровод до Волхова – 3.2 млрд.долл. При среднем уровне цен на природный газ в прогнозируемом периоде 240 долл/м3 индекс чистой доходности оценивался в 1.27 [2]. Причем каких-либо попыток реализовать в данной конфигурации проект предпринято не было: по-видимому, и проектанты, и потенциальные инвесторы понимали, что оценки эти несколько занижены.

В 2006-2007 годах проектные данные были пересмотрены в сторону повышения (табл.12.1), однако до оценки стоимостных параметров в этот раз дело так и не дошло.

Таблица 12.1 - Варианты схем подачи газа со Штокмановского месторождения Показатели Варианты I II III IV 1. Добыча газа (млрд.м3) 71.0 71.0 94.6 94. 2. Производство СПГ (млн.т) 45.0 30.0 45.0 30. 3. Подача для потребления Мурманской 4.7 4.7 4.7 4. области (млрд.м3) 4. Подача в газопровод Видяево-Волхов - 25.8 27.0 49. И хотя "Газпром" в обсуждениях различного уровня продолжал ссылаться на старые цифры (25 млрд.долл., в том числе обустройство месторождения 13. млрд.долл.), эксперты неоднократно озвучивали как минимум в два раза боле высокую цифру (50-60 млрд.долл.), которая будет уточняться по мере составления проекта. Ведь до сих пор не выбран даже окончательный вариант обустройства добычных скважин, при этом специалисты Statoil-Hydro, имеющие опыт работы в северных условиях, склоняются к подводному варианту.

Особенно учитывая прогнозируемое резкое увеличение вероятности появления в районе Штокмана айсбергов.

Есть факты, которые заставляют считать и последнюю величину минимальной, поскольку для таких сложных объектов характерен пересмотр показателей в сторону увеличения. В конце 2005 г. генеральный директор Statoil Хельге Лунд на специально созданной конференции сделал сенсационное заявление о срыве сроков работы по месторождению Сневит и необходимости дополнительного многомиллиардного финансового вложения. Совет компании был проинформирован о том, что стоимость реализации проекта составит 58. млрд. норвежских крон (примерно 10 млрд.долл.), и тем самым превысит планировавшиеся затраты на 7 млрд. крон. По сравнению с первоначальной сметой, утвержденной в 2001 г., общие расходы выросли на 18.8 млрд. крон, или более чем на 3 млрд.долл. (удорожание более 40%). По уточненным оценкам, добычу газа на месторождении предполагалось начать в июне 2007 г., а регулярные поставки осуществлять с декабря 2007 г., то есть на восемь месяцев позже, чем заявлялось ранее. Однако уже сейчас ясно, что реальные сроки будут сдвинуты как минимум на полгода [3].

Таким образом, реализация проекта будет осуществляться 7 лет без учета срока проектирования, который в свою очередь составляет не менее года. В этой связи выглядят совершенно нереалистично сделанные в конце 2006 г. заявления руководителей "Газпрома" о том, что первый газ со Штокмановского месторождения будет получен уже в 2013 г. Учитывая, что сложности освоения этого гиганта по масштабам, ледовой обстановке, условиям транспортировки газа и т.п. на порядок превосходит проект Сневит, при самом удачно стечении обстоятельств первая продукция здесь будет получена не ранее 2016 г., и то, если в 2008-2009 гг. будет утвержден окончательный проект и сформирован инвестиционный "пул". А обязательным условием инвесторов при этом явится льготный режим соглашения о разделе продукции.

Позволим себе привести еще один пример. Начиная с 2002 г., в Республике Казахстан стали проявляться тенденции к ужесточению режима СРП. В частности, в Налоговый кодекс РК была добавлена глава 49, жестко ограничивающая доходность инвесторов. В июне 2005 г. был принят Закон "О соглашениях (контрактах) о разделе продукции при проведении нефтяных операций на море". Казалось бы, отрегулировано все и везде. И тем не менее в июле 2007 г. оператор проекта по освоению Кашаганского месторождения (самое крупное в мире, открытое за последние 20 лет с извлекаемыми запасами около 1.5 млрд.т нефти) итальянская компания ENI представила властям Казахстана предложения, в соответствии с которыми срок начала добычи переносится со второй половины 2008 г. на вторую половину 2010 г. с увеличением затрат с 57 до 136 млрд.долл. США [4].

Российские недропользователи называют сегодня налоговый фактор ответом на извечный вопрос – быть или не быть арктическому шельфу.

Действующая налоговая система дает на него, к сожалению, скорее отрицательный ответ. Эффективность проекта может не обеспечить необходимой и соответствующей рискам нормы на капитал. Налоговые рамки сегодня таковы, что идея масштабного освоения шельфа еще долго может находиться на декларативном уровне – до тех пор, пока не будут предоставлены реальные и фиксированные налоговые льготы, утверждают представители нефтегазовых компаний. Для обеспечения финансирования морских проектов необходимо уже на стадии проекта обоснование окупаемости и экономической эффективности инвестиций. Показатель внутренней нормы доходности, учитывающий соотношение затрат и доходов во времени, должен быть не менее 15-17% [5].

Арктический и дальневосточный шельфы России, на долю которых приходится порядка 90% отечественных морских ресурсов УВ, удалены от потенциальных потребителей, находятся в экстремальных природно климатических и горно-геологических условиях, связаны с высокими технологическими рисками и применением высокозатратных технологий. Эти обстоятельства вызывают необходимость применения весьма дорогостоящих технических средств и значительных затрат на создание производственной и социальной инфраструктуры. Вследствие этого для освоения ресурсов УВ шельфа РФ особую роль и значение приобретают экономические проблемы, связанные с необходимостью обеспечения эффективного вложения инвестиций в развитие морских работ.

Прединвестиционные исследования по Штокмановскому месторожде-нию и близкорасположенным структурам в Баренцевом море показывают, что при ориентации на условия СРП и перспективный уровень цен на газ, рассчитанный с учетом поставок большей части газа в виде СПГ на экспорт, ожидаемый уровень внутренней нормы доходности инвестиций по данному объекту составляет немногим более 16%. В целом такой уровень эффективности считается приемлемым для инвесторов.

Однако в действующей налоговой системе (ДНС) проект даже по такому гиганту, как Штокмановское месторождение, не эффективен для реализации.

Применение режима СРП для промысла и завода СПГ позволит поднять эффективность освоения месторождения с 12-13% до 16-18%. Отмена таможенной пошлины на сжиженный природный газ увеличит этот показатель еще на 3-4 пункта. Условием эффективной разработки месторождений сателлитов Штокмана служат возможность использования его транспортной инфраструктуры и налоговые условия СРП.

То же самое касается и месторождений Печорского моря. Комплексный подход к экономической оценке группы близкорасположенных перспективных структур Печорского моря позволяет достаточно высоко оценить ожидаемые экономические результаты освоения их ресурсов на условиях СРП.

В действующей системе налогообложения освоение этих объектов неэффективно, утверждают эксперты ЗАО "Севморнефтегаз" и ЗАО "Синтезнефтегаз", опираясь на проведенный анализ. Результаты расчетов по ряду проектов показали, что эффективность их освоения в ДНС не поднимается выше 11% на арктическом шельфе. Поднять эффективность может оптимизация состава объектов обустройства и налоговые льготы.

В настоящее время ДНС не предусматривает получения каких-либо льгот по конкретному объекту. Однако в большинстве стран-разработчиков шельфа существует специальное положение в законодательстве по налогообложению при освоении месторождений на шельфе;

российский бизнес также рассчитывает на принятие соответствующей главы в НК.

Налоговые льготы могут заключаться, например, в предоставлении понижающего коэффициента к налогу на добычу полезных ископаемых и таможенной пошлине, в предоставлении налоговых каникул на пять лет (до периода окупаемости) по налогу на добычу полезных ископаемых и по таможенной пошлине, ускоренной (хотя бы в 2-3 раза) амортизации основных фондов.

Недропользователями были предложены и некоторые версии введения налоговых льгот. "Результаты расчетов показали, что изменение только ставки и динамики взимания НДПИ не улучшает значительно показатели эффективности, так как происходит переток денежных средств в балансовую прибыль и при увеличении налоговой базы взимается больше налога на прибыль", – считает директор департамента оценки и подготовки проектов ЗАО "Синтезнефтегаз" Наталья Глухова [6].

Что нужно? К снижению ставки НДПИ в два раза необходимо разрешить сокращение сроков амортизации оборудования и сооружений морского промысла, например, до десяти лет. Это сыграет роль главного положительного фактора, позволенного в СРП, - возможность сократить срок возврата инвестиций и снизить налоговую нагрузку по налогу на прибыль в первые годы проекта.

Вторым и наиболее результативным методом может быть предоставление налоговых каникул по НДПИ: о действенности этой меры неоднократно высказывался министр Ю.Трутнев. Так, пятилетние каникулы дают морскому проекту плюс по внутренней норме доходности (ВНД) в среднем на 1% в ДНС.

Тот же эффект достигается за счет отсрочки начислений таможенной пошлины.

Положительный результат даст и введение понижающего коэффициента 0.5 по таможенной пошлине или полной его отмене на сжиженный природный газ.

Возмещение НДС по капвложениям по мере их осуществления приведет к увеличению темпов инвестиций и повышению их эффективности, что существенно высвободит оборотные средства инвесторов.

Даже в условиях всплеска цен на нефть, СРП остается актуальной и единственно приемлемой для инвесторов сложных морских проектов перспективой. Бесконечные сравнения результатов расчетов эффективности в условиях действующей налоговой среды и соглашения о разделе продукции, поиск алгоритмов возможных изменений в налоговых условиях и ставках налогов продолжают сдерживать приток инвестиций в ожидании благоприятных изменений в налоговом климате.

Непонимание того, что СРП обеспечивает государству при любом раскладе цен и затрат изъятие сверхдоходов или экономической ренты, привело к разворачиванию мощнейшей PR-компании против соглашений о разделе продукции. Забывается, однако, что этот режим не прост для инвесторов:

необходимо выполнить расчеты по обоснованию своего права на СРП и пройти межведомственные экспертизы проекта, провести переговоры по условиям СРП (иногда многолетние), после чего проект долго согласуется в различных инстанциях до утверждения его Госдумой РФ.

При исполнении соглашений о разделе продукции инвесторов ждет полная подконтрольность государству: утверждение всех годовых программ работ и смет на подрядные работы, отчетности по расходам, переход права собственности на созданные основные фонды государству. Тем не менее, на условиях СРП становится возможным разрабатывать нерентабельные в действующей налоговой системе месторождения. Круг новых проектов в этом режиме, как известно, ограничен – Штокмановское, Приразломное месторождения в Баренцевом море, Центральная структура в Каспийском море.

Однако есть и более радикальные предложения, которые для форсирования освоения шельфа предлагают вообще ввести особый налоговый режим или упростить использование СРП. Специалисты считают, что высокие цены нефть (газ) рано или поздно снизятся, а крупные месторождения на шельфе будут осваиваться именно в длительной перспективе. Отсюда дополнительные риски. Да и сегодня высокие цены на энергоносители влекут за собой рост стоимости металла, оборудования, услуг и проектов в целом.

Среди конкретных предложений можно выделить следующие: необходимо установить особый (без проведения аукционов) порядок включения месторождений в Перечень участников недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции: дать шанс инвесторам, у которых уже имеются лицензии на морские участки, работать на условиях СРП;

разрешить в безаукционном порядке обосновать свое право работы на условиях СРП и получить его;

ускорить сроки проведения переговоров и заключения соглашений о разделе продукции.

Мы достаточно подробно рассмотрели экономический механизм взаимодействия корпораций и государства в соглашениях о разделе продукции именно потому, что ему уделяется достаточно серьезное отношение как в организационно-экономическом, так и в правовом аспекте. Серьезное – в понимании того, что должен быть достигнут консенсус заинтересованных сторон по объектам, освоение которых связано с повышенными рисками и издержками. Только эффективное взаимодействие сторон создает здесь необходимые условия. Но почему-то постоянно недоучитываются интересы еще одной стороны, фактически играющей не менее важную роль, чем две отмеченные выше.

Тенденции развития российского законодательства в области недропользования довольно противоречивы. С точки зрения мирового опыта даже в унитарных государствах считается необходимым участие регионов в процессе согласования (обсуждения, предварительной оценки) условий, процедур и механизмов недропользования. Причиной этого является тот неоспоримый факт, что на региональном уровне при освоении природных ресурсов на первое место выходят вопросы обеспечения социально ориентированного характера этих процессов. Именно в регионах использование недр может привести как к ускорению экономического развития и подъему благосостояния населения, так и к негативным социально-экологическим последствиям.

При происходящей в настоящее время корректировке отношений недропользования в России отчетливо прослеживаются тенденции характерные для унитарных государств: концентрация на верхнем уровне всей полноты полномочий по нормативно-правовому регулированию, аккумулирование в центре основной части доходов от добычи сырья, последующее распределение этих доходов на нужды регионов через дотации, субсидии и т.д. При этом не определены точно и последовательно уменьшаются возможности регионов участвовать даже в процессе согласования решений об освоении месторождений.

Вопросы распоряжения и пользования ресурсами континентального шельфа в соответствии с Конституцией относятся к федеральной компетенции, трактуется это часто весьма категорично: поскольку это вопрос Федерации, то какие собственно могут быть претензии регионов... Думается, в регионах никто и не претендует на перераспределение конституционных полномочий. Но это не означает, что можно полностью исключить регионы из процесса согласования соответствующих проектов, т.к. именно в приморских регионах будут локализованы социальные и экологические последствия работ на шельфе.

Какими они будут - положительными или, может быть, отрицательными - это, безусловно, волнует как население, так и органы власти субъектов Федерации.

Эксперты Министерства природных ресурсов на ряде совещаний заявляли о намерении исключить из сферы регулирования закона «О недрах» участки континентального шельфа, в отношении которых будет готовиться отдельный федеральный закон. По другой информации в последних предложениях МПР вопросы недропользования на шельфе будут решаться все же в рамках общего закона, но с предоставлением Правительству РФ права принятия решения о применяемых для конкретных перечней месторождений механизмах – СРП, концессия, аренда.

СРП – это прежде всего экономико-правовой механизм, обеспечивающий оптимальное распределение горной ренты между государством-собственником недр и инвестором (при соблюдении интересов региона). Причем при умелом пользовании этим механизмом он позволяет точно сбалансировать распределение горной ренты между сторонами соглашения для каждого конкретного месторождения. Он не отрицает лицензионного механизма, но может быть наиболее полезен при освоении малоэффективных, трудных для освоения месторождений и, наоборот, при разработке объектов потенциально содержащих наибольшую природную ренту.

В 2003 году при подготовке и принятии главы Налогового кодекса о СРП произошла кардинальная ревизия основных принципов режима СРП в России.

Правительство, настаивая на том, что режим СРП - для наиболее сложных месторождений, одновременно ужесточило его. Во-первых, существенно возросло число налогов, уплачиваемых одновременно с разделом продукции.

Во-вторых, ранее принятые решения о подготовке соглашений по большинству месторождений отменены. Среди небольшого числа месторождений, для которых сохранено право применения СРП, остались и два объекта на шельфе Баренцева моря - Приразломное нефтяное и Штокмановское газоконденсатное месторождения, с которыми уже много лет связывают надежды на интенсификацию развития региона жители и органы власти Мурманской области.

На основании некоторых комментариев членов правительства можно предположить, что столь радикальная корректировка ранее принятых решений отчасти связана с желанием центра избежать иногда сложных и неоднозначных дискуссий с регионами по вопросам подготовки конкретных соглашений.

В.Христенко, в частности, заявлял, что конструкция, предусматривающая участие в подписании соглашений о разделе продукции трех сторон (РФ, субъект РФ и инвестор) "продемонстрировала высокую степень конфликтности и невозможности принятия конкретных решений". Возможно, в связи с этим правительство оставило в списке потенциальных для применения СРП только шельфовые месторождения, по которым вполне оправданно действует норма об участии в подписании соглашений только двух сторон - РФ и инвестор. А с субъектами РФ, на территории которых осуществляются работы по освоению соответствующих объектов, предусмотрено только согласование без указания конкретных механизмов [7].



Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.