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 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 12 |

«МЕЖДУНАРОДНОЕ ОРГАНИЗАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ АГЕНСТВО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ...»

-- [ Страница 3 ] --

74 - СПРОС И ПРЕДЛОЖЕНИЕ НА ЭНЕРГОНОСИТЕЛИ В РОССИИ В таблице 3.9 показана разница в прогнозах ПМЭ и российских специалистов в части структуры производства электроэнергии. И хотя, на первый взгляд, раз ница в прогнозах кажется весьма существенной, однако, основное различие ка сается, прежде всего, природного газа. В прогнозе МЭА не уделяется столь большое внимание вопросам энергетической безопасности и рискам, возника ющим в результате зависимости от природного газа. Российские эксперты в области энергетики полагают, что это является ключевым фактором. Учитывая колоссальные запасы природного газа России, ПМЭ уделяют больше внима ния экономическим факторам, связанными с текущими ценами на внутренних рынках, чем вопросам безопасности. МЭА прогнозирует успешное проведение запланированных ценовых реформ и решение проблем неплатежей. При успеш ном проведении реформ, российский рынок мог бы стать более привлекатель ным, чем экспортные рынки, особенно с учетом транспортных расходов.

Таблица 3.9 Прогнозы структуры выработки электроэнергии, сделанные ПМЭ и российскими специалистами Прогноз ПМЭ Прогноз Энергетической стратегии России 2000 2010 2020 2000 2010 42 % 47 % 61 % 42 % 39 % 34 % Природный газ 17 % 18 % 14 % 17 % 26 % 29 % Уголь 7% 4% 3% 7% 3% 3% Нефтепродукты 18 % 17 % 14 % 18 % 16 % 12 % Гидроэлектроэнергия 15 % 13 % 9% 15 % 15 % 21 % Атомная энергия 1% 1% 1% 1% 1% 1% Другие Проблема риска, связанная с энергетической безопасностью, о которой гово рили российские специалисты в области энергетики, станет более очевидной, если детально рассмотреть топливный баланс электростанций, иными словами, если исключить производство электроэнергии на АЭС и ГЭС. Из рисунка видно, что доля природного газа в 2000 г. составила 61 % от общего объема производства тепло- и электроэнергии в России, в то время как доля угля со ставляет лишь 31 %, на долю мазута приходятся оставшиеся 8 %. Однако в це лом по России разница в топливном балансе весьма существенна, в частности, доля природного газа в Европейской части России достаточно высока и со ставляет 73 % в производстве электроэнергии на ТЭС. Напротив, доля природ ного газа в Сибири и на Дальнем Востоке составляет лишь 3 %. В данных регионах основным видом топлива является уголь, и дальнейшее развитие гид роэнергетики на Дальнем Востоке имеет более важное значение. Энергетиче ская стратегия России прогнозирует резкое увеличение роли угля в Европейской части России и, следовательно, в сводном топливном балансе ТЭС страны. Как показано на рисунке 1, прогнозируемая доля угля в Европейской части России возрастет до 30 % к 2020 г., в то время как доля природного газа уменьшится до 64 %. В целом по Российской Федерации доля угля в общем объеме потребле СПРОС И ПРЕДЛОЖЕНИЕ НА ЭНЕРГОНОСИТЕЛИ В РОССИИ - Рисунок 1 Российский прогноз структуры производства электроэнергии на ТЭС на период до 2020 года (%) Источник: А.М. Мастепанов, Минэнерго России, Доклад на международной конференции в Иркутске, 2000 г.

ния топлива электростанциями увеличится до 44 % к 2020 г. с соответствую щем уменьшением доли природного газа до 51 %, доля мазута составит 5 %.

ПМЭ подвергают сомнению платежеспособность угольной и атомной промыш ленности увеличить их доли в общем объеме производства электроэнергии в период с 2000 по 2020 гг. до столь значительных величин. Факторы, ограничи вающие подобный рост добычи угля, включают в себя:

I потребность в колоссальных частных инвестициях для открытия новых уголь ных шахт на базе современных технологий;

I создание реальной конкурентоспособности угля как исходного топлива для про изводства тепло- и электроэнергии при наличии развитой инфраструктуры ис пользования природного газа и при прогнозируемом соотношении цен на различные виды топлива;

I трудность проведения ценовой реформы, усугубленная проблемами неплате жей и долгов;

30. Эти факторы, а также факторы, влияющие на рост атомной энергетики, рассмотрены более подробно в других соответствующих главах данного обзора.

76 - СПРОС И ПРЕДЛОЖЕНИЕ НА ЭНЕРГОНОСИТЕЛИ В РОССИИ I существующая инфраструктура, транспортная мощность и рост удельных за трат связанных с необходимостью перевозки больших объемов угля по терри тории России из районов добычи в регионы конечного потребления угля;

I проблему защиты окружающей среды в связи с увеличеннием потребления угля в части местного загрязнения и глобального потепления климата.

В свою очередь, факторы, ограничивающие рост доли АЭС в общем объеме производства электроэнергии включают в себя:

I реальную конкурентоспособность атомной энергии в экономике;

I потребность отрасли в финансовых ресурсах, особенно, во внешних инвести циях;

I необходимость развития исследовательских программ для строительства АЭС нового поколения;

I потребность повышения безопасности на существующих АЭС;

I увеличение финансовых и человеческих ресурсов Госатомнадзора как основного регулирующего органа ядерной безопасности, для чего необходимо наделить Госатомнадзор всеми необходимыми полномочиями;

I проблемы, связанные с замкнутым топливным циклом, а также проблемы низ кого качества менеджмента;

I важность общественного восприятия.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - 4. НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ КРАТКИЙ ОБЗОР Структура Доля нефтяной промышленности в валовом внутреннем продукте (ВВП) Рос нефтяной сии составляет 8 %, на нефтяную отрасль приходится 35% доходов от внешней торговли и 20...25 % доходов федерального бюджета. В 90-х годах нефтяная про промышленности мышленность была реорганизована с образованием нескольких крупных вер тикально интегрированных компаний (ВИК), каждая из которых занималась разведкой и разработкой месторождений, добычей и переработкой нефти, рас пределением получаемых нефтепродуктов и продажей их на автозаправочных станциях. В настоящее время в промышленности действуют 11 ВИК, на кото рые в 2000 г. приходилось 88 % добычи нефти в стране и 79 % мощностей нефтепереработки. Доля более чем 100 небольших независимых компаний в общей нефтедобыче в 2000 г. составила 3 %. Еще 3 % добычи дал «Газпром», 6 % - совместные предприятия, а проекты, реализуемые на условиях Соглаше ний о разделе продукции - менее 1 %. Некоторые из ВИК подвергались критике за недостаточную эффективность своих операций, за несоблюдение прав держателей акций и отсутствие «прозрачности» в своей деятельности. Юриди ческие и регулирующие основы функционирования нефтяного сектора пока еще не определились окончательно, а существующие нормы и правила пока вы полняются в недостаточной степени.

Запасы и добыча Хотя российское правительство не публикует информацию об объемах и рас нефти положении запасов нефти в России, в западных источниках запасы нефти в Рос сии оцениваются в 4,5 % мировых доказанных запасов. Россия занимает 3-е место в мире по объему добычи нефти после Саудовской Аравии и США. В 2000 г. в России было добыто 323 млн. т нефти, максимума добыча достигла в 1987 г., когда она составила 569 млн. т. Среднесуточный дебит одной скважины сни зился с 27,6 т в 1980 г. до 7,1 т в 1999 г., что отражает физическое «старение»

российских нефтяных месторождений. Добыча стабилизировалась в 1995 г., но затем вновь стала снижаться в результате резкого падения цен на нефть на ми ровом нефтяном рынке и воздействия российского финансового кризиса. Уве личение добычи вновь наметилось в 1999 г. под влиянием роста мировых цен на нефть и снижения издержек на добычу нефти в России вследствие деваль вации рубля. В «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.» прогнозируется медленное увеличение добычи нефти в стране в течение последующих двух десятилетий до 335 млн. т в 2010 г. и 360 млн. т в 2020 г.

78 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Реформа Эффективная реформа нефтяной промышленности должна быть ключевым нефтяной фактором в поддержке развития российской экономики. При этом весьма важно, чтобы была установлена исчерпывающая, ясная и стабильная законодательная промышленности и основа для лицензирования и проведения нефтяных операций как для законодательная российских, так и иностранных компаний. Для установления такой законода база тельной базы необходима координация усилий как на федеральном, так и на ре гиональном уровнях. Соглашения о разделе продукции могут послужить мостом для привлечения инвестиций в период ввода в действие нового законодатель ного и налогового режима, пока к нему не возникнет доверие. Применяемая в настоящее время система налогообложения в большой степени основана на учете объемных доходов и сборе очень высоких акцизов. Существующая фискальная система предлагает немного стимулов для инвестиций в долгосрочные проекты разработки новых месторождений.

Транспорт и Россия занимает 2-е место в мире по объему экспорта нефти после Саудовской экспорт нефти Аравии. В 1988 г. экспорт нефти достиг максимума в 124 млн. т и с тех пор остается относительно стабильным;

в 2000 г. он составил 126 млн.. т. С умень шением спроса на нефть в странах Восточной Европы и бывшего Советского Союза большая часть экспорта нефти на международные рынки пошла лишь через несколько портов, что сдерживало экспорт нефти. Для решения проблемы в России строятся новые экспортные терминалы и принимаются меры по увеличению пропускной способности нефтепроводов.

Переработка и В 90-е годы объем переработки нефти в стране уменьшился на 45 % до потребление млн. т в 1998 г. В 1999-2000 гг. он несколько возрос, что можно объяснить глав ным образом воздействием административных ограничений на экспорт сырой нефти нефти. Вследствие упрощенности схем или недостаточной «глубины перера ботки» на российских НПЗ необходимо было перерабатывать очень большие объемы нефти для удовлетворения растущего спроса на легкие нефтепродукты, что оставляло избыточные объемы тяжелых жидких топлив, которые обычно экспортируются. В период между 1990 г. и 1998 г. суммарное потребление нефтепродуктов снизилось более чем наполовину. С 1999 г. стабилизация эко номики и административные ограничения экспорта нефти создали предпо сылки для стабилизации потребления нефтепродуктов.

СТРУКТУРА НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В 90-х годах нефтяная промышленность России была реорганизована с обра зованием нескольких крупных вертикально интегрированных компаний (ВИК), каждая из которых занималась разведкой и разработкой месторождений, добы чей и переработкой нефти, распределением получаемых нефтепродуктов и про дажей их на автозаправочных станциях. В настоящее время в нефтяной промышленности действуют 11 ВИК, на которые в 2000 г. приходилось 88,2 % добычи нефти в стране и 78,8 % мощностей нефтепереработки (табл. 4.1). Реор НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - ганизация началась в 1992-1993 гг. с образования компаний «ЛУКойл», «Сур гутнефтегаз» и ЮКОС. Первоначально государство сохраняло свою долю акций во всех новых нефтяных компаниях через государственную компанию «Рос нефть», затем последовало преобразование новых компаний в акционерные. В 1994 г. из «Роснефти» выделились еще несколько интегрированных нефтяных компаний, включая «Славнефть», Сибирско-Дальневосточную нефтяную ком панию («Сиданко»), Восточную нефтяную компанию (ВНК) и Оренбургскую нефтяную компанию (ОНАКО). В 1995 г. на базе «Роснефти» были также обра зованы Тюменская нефтяная компания (ТНК) и Сибирская нефтяная компания («Сибнефть»). Два крупных нефтеперерабатывающих завода в Московском ре гионе и один вблизи Нижнего Новгорода также стали практически независимы ми компаниями - соответственно Московской центральной топливной компанией и компанией «Норси ойл». На базе нефтяных предприятий, расположенных на территориях нескольких автономных республик, были образованы региональ ные компании, включая «Коми-ТЭК», «Башнефть» и «Татнефть».

Таблица 4.1 Показатели крупнейших российских вертикально интегрированных нефтяных компаний в 2000 г.

Компания Добыча Добыча Запасы нефти, Запасы газа, Переработка Число нефти, газа, млн. т млрд. м нефти, автозаправочных млн. т млрд. м (A+B+C1) (A+B+C1) млн. т* станций 62,18 3,60 3344 289 23,20 850** ЛУКойл 49,55 1,58 2607 443 23,06 ЮКОС 40,62 11,14 1504 489 15,97 ~ Сургутнефтегаз 13,47 5,63 1573 2785 7,17 Роснефть ТНК *** 35,68 2,90 3707 293 11,58 ~ 17,20 1,43 753 47 12,56 Сибнефть 12,16 0,72 286 50 10,83 Славнефть 10,69 1,31 495 78 3,67 ~ Сиданко*** 7,48 1,53 280 69 4,31 ~ ОНАКО*** 24,34 0,75 841 19 5,55 ~ Татнефть 11,94 0,39 365 11 19,40 Башнефть Примечание: Все данные представлены только по операциям компаний в Российской Федерации.

* Нефть, переработанная только дочерними компаниями, исключая нефть, переработанную на предприятиях или установках других компаний.

** Компания ЛУКойл владеет примерно 1020 автозаправочными станциями в разных странах мира.

*** По состоянию на 2001 г. Сиданкои ОНАКО являются дочерними фирмами ТНК.

Источник: Отчеты компаний и данные Министерства энергетики по добыче нефти;

ИнфоТЭК, 2001,№ 2.

Новые ВИК были первоначально холдинговыми компаниями с только частич ными долями в их дочерних компаниях - обычно 51 % голосующих акций про тив 38 % обычных. Значительная часть активов обычно передавалась служащим компаний в форме неголосующих или привилегированных акций. Большая часть вертикально интегрированных нефтяных компаний в настоящее время на ходится на различных стадиях приобретения своих дочерних компаний в пол ную собственность. Первой из таких компаний стала «ЛУКойл» - все ее дочерние компании прекратили свое существование как независимые с 1 января 1996 г.

80 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Консолидация происходит также в форме слияний. В 1995 г. банк «Менатэп»

приобрел контрольный пакет акций Восточной нефтяной компании, что при вело к слиянию последней с ЮКОС. Компания «ЛУКойл» в 1999 г. провела успешные переговоры о приобретении активов «Коми -ТЭК». Продолжение консолидации может выразиться в форме приобретения нескольких дочерних компаний «Сиданко» конкурирующими компаниями в соответствии с действу ющими в Российской Федерации процедурами банкротства. ТНК получила от «Сиданко» как «Черногорнефть», так и «Кондпетролеум», хотя в дальнейшем согласилась вернуть «Черногорнефть» за 25 % акций «Сиданко».

По данным Госкомстата, в середине 2000 г. в России нефть добывали 132 ком пании, и только у 12 из них (11 вертикально интегрированных и Газпром) го довая добыча превышала 10 млн. т (табл. 4.2). Хотя в сфере нефтедобычи преобладают ВИК, в 2000 г. около 3 % от общего объема добыли свыше небольших независимых нефтяных компаний. К крупнейшим из независимых нефтедобывающих компаний относятся БелКамнефть (1,6 млн. т), Тебукнефть (1,0 млн. т) и РИТЕК (0,9 млн. т). Независимые добывающие компании увели чили свою долю в общей нефтедобыче с чуть более 2 % в 1997 г. до более чем 3 % в 2000 г. Доля совместных предприятий с иностранным участием в 2000 г.

составила 6 % суммарной добычи или 18,9 млн. т. В 1999 г. первая нефть была добыта в результате реализации двух соглашений о разделе продукции - в соответствии с проектом Сахалин-2 (компания Sakhalin Energy) и Харьяга (TotalFina-Elf/Norsk Hydro). При реализации первого проекта в 1999 г. добыли 143,5 тыс. т нефти, второго - 72,3 тыс. т. В 2000 г. добыча возросла, соответствен но, до 1672100 т и 515480 т.

Почти все 33 российских нефтедобывающих региона (области, республики, края) сообщили о росте добычи нефти в 1999-2000 гг., включая такой ключе вой регион, как Тюменская область, на которую приходится около 2/3 обще российской добычи. Прирост добычи был отмечен также в Республике Коми, Татарстане и в Сахалинской области. Однако из нескольких регионов поступили сообщения об уменьшении добычи в последние 2 года, в том числе из Чечни, Башкортостана, Калининградской области и Республики Удмуртия.

Вертикально интегрированные нефтяные компании к настоящему времени в основном приватизированы, хотя федеральное правительство в некоторых из них сохраняет достаточно большую часть активов (табл. 4.3). Администрация нефтедобывающих республик также владеет значительной частью акций ВИК.

31. Следует отметить опыт BP Amoco, которая в 1997 г. приобрела 10 % акций Сиданко за 571 млн. долл. В январе 1999 г. к Сиданко по иску малоизвестного кредитора (получившего указание от одного из российских конку рентов Сиданко) была применена процедура банкротства. Формально о банкротстве Сиданко было объявлено в мае того же года, что позволило компаниям-конкурентам на последующих аукционах приобрести несколько ее дочерних фирм.

32. Многие партнеры российских компаний, представляемые как «иностранные», на самом деле - те же российские компании, но зарегистрированные за рубежом, что дает им возможность использовать специальные привиле гии, гарантированные совместным предприятиям с иностранным участием. По примерной оценке, совместные предприятия с участием истинно иностранных компаний добыли в 1999 г. около 9 млн. т нефти - менее половины общей добычи совместными предприятиями. Реальная роль российских участников совместных предприятий в последующем, вероятно, возрастет, так как некоторые из них выкупают доли в проектах их иностранных парт неров.

33. Процесс приватизации подвергся критике со стороны многих наблюдателей за отсутствие прозрачности и пере дачу активов по очень низким ценам «своим людям и организациям». При реализации противоречивой программы «займы за акции» в 1995 г. они получили акции в качестве платы за займы правительству, которые впоследствии не возвращались.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Таблица 4.2 Добыча нефти в России по компаниям, млн. т, с 1990 г. по 1999 г.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 516 462 400 355 318 307 301 306 303 Россия в целом 18,0 16,7 15,2 14,1 12,3 12,7 12,8 13,2 12,4 12, Роснефть:

11,8 10,8 9,8 9,4 8,3 8,3 8,5 8,7 8,3 8, в том числе Пурнефтегаз 85,3 80,7 70,8 61,5 56,5 53,4 50,9 53,4 53,8 53, ЛУКойл:

33,2 33,0 29,2 25,5 25,4 24,0 25,0 26,8 26,5 26, в том числе Когалымнефтегаз 29,0 26,1 21,9 17,9 14,8 13,1 12,2 12,6 13,1 6, Лангепаснефтегаз 73,9 64,5 52,8 44,6 37,3 36,0 35,2 35,4 34,1 34, ЮКОС:

58,8 50,6 40,7 33,9 28,6 27,1 26,3 26,9 25,7 26, в том числе Юганскнефтегаз 51,1 47,0 42,6 38,1 34,3 33,3 33,3 33,9 35,2 37, Сургутнефтегаз 51,8 42,7 36,8 32,4 25,5 22,8 20,7 20,2 19,9 19, Сиданко:

8,3 7,8 7,3 6,8 6,3 6,0 5,8 5,6 5,5 5, в том силе Удмуртнефть 17,3 16,7 14,6 13,5 13,1 12,8 12,5 12,3 11,8 11, Славнефть 8,5 8,4 7,8 7,2 7,3 7,2 7,6 7,4 7,9 7, ОНАКО 40,2 35,9 29,9 25,6 22,7 20,4 18,6 18,2 17,3 16, Сибнефть 61,9 47,4 34,3 28,1 24,7 22,6 21,3 20,9 19,7 20, Тюменская нефтяная компания:

59,6 45,2 32,5 26,5 23,2 21,0 19,6 19,3 18,1 18, в том числе Нижневартовскнефть 27,2 25,0 22,8 20,7 18,0 17,7 16,3 15,4 12,9 12, Башнефть НК 34,3 32,5 29,7 25,6 23,6 25,0 24,8 24,5 24,4 24, Татнефть НК 14,8 13,7 12,2 11,6 11,2 11,1 11,4 11,0 10,8 10, Восточно-Сибирская нефтегазовая компания 10,6 11,0 10,4 9,2 7,9 8,7 8,6 9,1 9,5 9, OАО Газпром 0,3 6,6 9,0 8, Российские независимые компании 8,4 10,7 10,7 15,1 18,0 19,5 18, Совместные предприятия с «иностранным» участием Источник: А.М. Мастепанов, Топливо и энергетика России. Ежегодный статистический сборник, Министерство энергетики, 2000.

Текущие планы предусматривают полную продажи вертикально интегрирован ным компаниям большей части акций, еще удерживаемых федеральным пра вительством. Различные политики выступали за образование государственной «национальной» нефтяной компании, которая должна была бы: обеспечивать поставки нефти в северные регионы страны;

проводить разведочные работы и разработку месторождений в труднодоступных регионах и сложных условиях;

реализовывать лицензионные соглашения, невостребованные компаниями вслед ствие трудностей в выполнении условий этих соглашений;

представлять инте ресы государства в проектах на основе соглашений о разделе продукции. Однако официальный интерес к этой идее ослабел после выбора президентом Влади мира Путина в марте 2000 г.

Остаточная приватизация. Государство должно продолжать реализацию планов продажи все еще удерживаемых им активов в нефтяных компаниях в соответствии с общепринятыми правилами и с поддержанием «прозрачности». Идея образования государственной «наци ональной» нефтяной компании даже на базе практически государственной «Роснефти»

82 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ с незначительным участием частного капитала нуждается в очень тщательной оценке.

Даже при сохранении «Роснефти» в качестве государственной компании правительство мо жет создать орган, который станет представлять его интересы в соглашениях о разделе продукции более эффективно, чем «Роснефть» в ее настоящей форме.

Таблица 4.3 Изменение доли государства в российских крупных вертикально интегрированных нефтяных компаниях, % 1993 r. 1994 r. 1995 r. 1996 r. 1997 r. 1998 r. 1999 r. 2000 r.

90,8 80,0 54,9 33,1 26,6 26,6 16,9 14, ЛУКойл 100,0 100,0 48,0 0,1 0,1 0,1 0,1 ЮКОС 100,0 85,0 51,0 0 0 0 Сиданко Н.с.

100,0 40,1 40,1 40,1 0,81 0,81 0,8 0, Сургутнефтегаз 100,0 100,0 51,0 49,8 49,8 Тюменская нефтяная компания (ТНК) Н.с. Н.с.

100,0 85,0 85,0 36,8 36,80 36,8 36, Восточная нефтяная компания (ВНК) Н.с.

100,0 85,0 38,0 1,0 0,95 1,0 1, Восточно-Сибирская нефтегазовая Н.с.

компания 100,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 ОНАКО Н.с.

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100, Роснефть 83,0 83,0 79,0 75,0 75,0 75,0 75, Славнефть Н.с.

85,5 85,4 85,36 85,4 85,4 85, Норси ойл Н.с. Н.с.

85,0 85,0 85,00 14,8 14,8 Сибур Н.с. Н.с.

100,0 51,0 0 0 0 Сибнефть Н.с. Н.с.

100,0 100,0 91-95 1,1 1,1 1,1 1, Коми -ТЭК Н.с.

Н.с. - компании не существовало.

Источник: ИнфоТЭК - № 11б2000.

Некоторые из компаний подвергались критике за недостаточную эффектив ность своих операций, за несоблюдение прав держателей акций и отсутствие «прозрачности» в своей деятельности. Это верно лишь частично ввиду продол жающейся неопределенности в практике юридических и правовых отношений к вопросам частной собственности, имущественных и биржевых операций, пра вилам объявления банкротств и деятельности компаний.

Прозрачность операций компаний. Правительство должно продолжать разрабатывать законодательную базу, регулирующую деятельность компаний и права держателей акций (Гражданский Кодекс, Закон о Банках и Закон о Банкротстве). Правительство также долж но стараться применять эти законы на практике. Это может включать в себя требова ние к нефтяным компаниям о регулярном представлении финансовой отчетности в соответствии с международными стандартами аудита и бухгалтерской документации.

К ключевым органам государственной власти, имеющим отношение к нефтя ной промышленности, относятся:

I Министерство энергетики;

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - I Министерство природных ресурсов – оценивает и следит за состоянием ре сурсной базы России и играет большую роль в выдаче лицензий на разработ ку месторождений;

I Министерство экономического развития и торговли – ответственно за согла шения о разделе продукции;

I Министерство по антимонопольной политике – проводит в целом антитрестов скую политику и регулирует операции определенных монополий, например, деятельность железнодорожного транспорта, который часто используется для перевозок нефтепродуктов;

I Федеральная энергетическая комиссия регулирует цены и тарифы так называе мых «естественных» монополий в энергетическом секторе, включая трубопро водные системы Транснефти и Газпрома;

I Комиссия по нефте- и газопроводному транспорту регулирует доступ к нефте и газопроводным системам, особенно экспортным.

Усиление роли регулирующих организаций. Правительство должно усилить роль регулиру ющих организаций, особенно Федеральной энергетической комиссии и Министерства по ан тимонопольной политике, чтобы обеспечить равные возможности конкуренции для всех компаний.

ЗАПАСЫ И ДОБЫЧА НЕФТИ Запасы нефти Правительство не публикует данные об объемах и расположении нефтяных за пасов страны, хотя имеется неофициальная информация. Как следует из ана литических документов Министерства энергетики, примерно половина запасов нефти России уже добыта. Всего до 1999 г. было добыто около 19,5 млрд. т нефти;

примерно столько же еще может быть добыто. Кроме того, так как при нятый в России закон позволяет разрабатывать только 30 % так называемых «раз веданных запасов» на основе соглашений о разделе продукции, а для реализации таких соглашений выделены месторождения с запасами около 6 млрд. т, можно сделать вывод, что суммарные «разведанные запасы» нефти в стране оценива ются примерно в 20 млрд. т (см. Карту 1).

Российская методология классификации запасов отличается от методологии, используемой для классификации запасов нефти в других странах (табл. 4.4).

Еще с советских времен в методологии меньше внимания уделяется рентабель ности разработки, чем технической возможности извлечения нефти. Россий ская классификация характеризует категории запасов исходя из геологических характеристик, что отражает степень разведанности данных площадей. «Разве данные запасы» определяются как сумма запасов категорий А, В и С, в то время как «доказанные запасы» являются суммой запасов категорий А, В и С1 (А + В + С1). Для определения запасов, обозначенных как С1 или выше, необходима ин 84 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ формация, полученная в результате опробования скважин или проведения ка ротажа. Запасы категории С2 в типичных случаях определяются как дополни тельные запасы, полученные за счет расширения уже существующих месторождений. Запасы категорий С3/Д0 основаны только на данных сейсмо разведки, а запасы категорий Д1 и Д2 характеризуются как прогнозные оценки на площадях, где не были проведены сейсморазведочные работы.

Таблица 4.4 Различия в классификации запасов в России и западных странах Российская классификация запасов Западная классификация запасов Разведанные/промышленные запасы А + В + 30 % С Доказанные запасы Запасы, которые с учетом геологических и технологических условий или данных бурения могут быть извлечены при су A • По геологическим и геофизическим данным ществующих экономических и эксплуатационных условиях • Оконтуренные при разведке и разработке • Оцененные по технологическим данным с учетом извлекаемости • Оцененные в процессе разработки B • По геологическим и геофизическим данным • Оцененные в результате достаточного объема бурения • Оцененные по технологическим данным • Учитывающие неиспользованные возможности добычи 30 % • Запасы, близкие к запасам категорий А и В C1 • По геологическим и геофизическим данным • Подтвержденные при минимальном объеме Вероятные запасы Неполностью определенные запасы:

бурения • известных районов добычи/при доразработке • Оцененные с учетом частичной извлекаемости существующих месторождений (30 % запасов граничат с категориями • районов с неоткрытыми запасами, но в пределах запасов В и затем А) геологических трендов • извлекаемые при существующих экономических и эксплуатационных условиях Вероятные ресурсы Остаточные 70 % С1 + С2 + Д1 + Д 70 % • То же, что и выше Возможные запасы C Предполагаемые:

• на неразведанных площадях, аналогичных другим известным геологическим трендам C2 • Предполагаемые исходя из благоприятных • извлекаемые при существующих экономических и геологических и геофизических условий, эксплуатационных условиях характерных для достоверных запасов • Предполагаемые исходя из геологической Д аналогии с другими сходными структурами • Близкие к ресурсам категории С • Предполагаемые исходя из геологической Д аналогии с другими сходными структурами • Оцененные с меньшей достоверностью, чем Д • Близкие к ресурсам категории Д НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Для привлечения иностранных инвесторов российские нефтяные компании в настоящее время публикуют данные о запасах А, В и С1, как и о запасах, оценка которых дана западными аудиторскими фирмами. Запасы А, В и С1, возможно, значительно превосходят относительные оценки запасов российских добывающих компаний. Большинство независимых западных специалистов оценивают запасы нефти в России примерно в половину оценки, соответству ющей сумме А, В и С1. Типичная западная оценка - 6,7 млрд. т - дается в обзоре «Статистика мировой энергетики на июнь 2000 г.» компании «Бритиш петролеум». Как следует из этого обзора, запасы нефти в России составляют около 4,7 % мировых запасов. Это ставит Россию по объему запасов ниже крупных нефте добывающих государств Ближнего Востока, где-то между Венесуэлой (10,5 млрд. т) и Мексикой (4,5 млрд. т).

Несколько российских нефтяных компаний наняли западных инженеров-неф тяников для переоценки их запасов в соответствии с западной практикой. Ре зультаты таких оценок разнятся в разных компаниях. В целом, однако, в отчетах западных специалистов приводятся оценки, значительно меньшие оценок «до казанных запасов» в соответствии с суммой категорий А, В и С1. Американская инженерная компания Miller and Lents в 1998 г. оценила доказанные запасы неф ти российской компании ЛУКойл в целом по России примерно в 1,46 млрд. т, что лишь несколько превышает половину оценки самой ЛУКойл в 2,8 млрд. т, которая исходит из суммы категорий А, В и С1.

Большая часть остающихся невыработанными запасов нефти в России распо ложены в Западной Сибири, которая дает около 2/3 добычи нефти в целом по стране. Как следует из различных публикаций, на Западную Сибирь приходится около 72 % остающихся в России невыработанными запасов категорий А, В и С1, хотя большая часть их сосредоточена на небольших, глубокозалегающих месторождениях, продуктивные отложения которых характеризуются низкой проницаемостью и сложным строением. При этом около 3/4 таких месторож дений уже находятся в стадии разработки. Остальные запасы категорий А, В и С1 разбросаны в Волго-Уральском регионе (14 %), относительно неразработан ном Тимано-Печорском бассейне на севере Европейской России (7 %) и в Во сточной Сибири (4 %). Еще 3 % запасов расположены в шельфовой зоне, в Печорском море и на шельфе о. Сахалин, а также в старых нефтедобывающих регионах, таких как Северный Кавказ и Калининградская область.

Среди наиболее перспективных регионов для будущих нефтяных разработок можно выделить Тимано-Печорский бассейн, который расположен на террито рии Республики Коми и Ненецкого автономного округа (Архангельская область), на севере Европейской России. По оценке ЛУКойл, регион содержит запасы ка тегорий А, В и С1 в 1,35 млрд. т, неоткрытые же запасы оцениваются в 3 млрд. т.

Хотя добыча нефти ведется там уже несколько десятилетий, месторождения Тимано-Печорского бассейна считались значительно меньшими по запасам, 34. Следует, однако, отметить, что процедуры, применяемые западными специалистами, характеризуются тенден цией к существенной недооценке извлекаемых запасов. Это приводит к обычному явлению переоценки запасов в сторону увеличения в период эксплуатации месторождений в результате получения дополнительной информа ции о характеристиках пластов и использования новых технологий.

86 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ чем месторождения Западной Сибири, и поэтому в советский период не суще ствовало каких-либо планов их интенсивной разработки. К числу других пер спективных регионов можно отнести Восточную Сибирь и Дальний Восток, запасы нефти на территориях которых оцениваются российскими источниками вплоть до 14 млрд. т. Однако к категориям А, В и С1 относится лишь 1,1 млрд. т вследствие ограниченного объема проведенных в регионе разведочных работ.

На большинстве месторождений Восточной Сибири добыча нефти пока не ведется. Этот обширный регион дает пока лишь менее 1 % общероссийского объема добычи.

Официальные данные по запасам нефти в России должны регулярно публиковаться в откры той печати. Это поможет избежать ошибок при оценке запасов нефти и ограничений по за пасам при заключении соглашений о разделе продукции на основе лишь неофициальной информации. Большая прозрачность и надежность информации о запасах увеличит при влекательность проектов для инвесторов.

Структура российской ресурсной базы в последние два десятилетия стареет. В остающихся невыработанными запасах все более возрастает доля трудноизвлекаемых (55...60 %). Свыше 70 % запасов разрабатываются при та ких низких дебитах, что сама добыча нефти в этом близка к пределу рентабель ности. Примерно 55 % общих запасов нефти приходятся на месторождения, где дебит скважин составляет 10 т/сут и менее. Среднесуточный дебит одной сква жины снизился с 27,6 т в 1980 г. до 11,6 т в 1990 г. и лишь 7,1 т в 1999 г. В 90-х годах наблюдалось значительное уменьшение запасов вследствие резкого па дения расходов на разведочные работы и соответственно их объемов.

В Основных концептуальных положениях развития нефтегазового комплекса России рас сматриваются некоторые возможности приостановки и изменения в обратном направлении тенденции к старению месторождений, включая меры по улуч шению инвестиционного климата. Предлагается также принять поправки и до полнения к существующим законам и нормам, которые в отчете названы «полностью несоответствующими создавшейся в нефтяной промышленности ситуации». Необходимо выработать исчерпывающий пакет законов и правил, а также установить гибкую налоговую систему, способствующую разработке в зна чительной степени истощенных запасов, использованию новых технологий (в частности, технологий увеличения нефтеотдачи), вводу в эксплуатацию проста ивающих скважин.

Добыча нефти Быстрое увеличение добычи нефти в Советском Союзе в послевоенный период было результатом главным образом открытия ряда чрезвычайно крупных месторождений. Еще в 1986 г. 70 % нефти в СССР добывали на 20 крупных ме сторождениях, запасы которых составляли около 60 % общих запасов нефти в стране. В настоящее время более 70 % добычи и свыше 60 % остающихся не выработанными (в соответствии с российскими стандартами) запасов приходятся на 82 месторождения (19 так называемых «гигантских» и 63 «крупных») 35. Этот документ был подготовлен Министерством энергетики и экспертами по энергетике и рассмотрен на засе дании правительства 15 октября 1999 г., см. www.mte.ru или www.enippf.ru.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - (табл. 4.5). Падение добычи на крупных, но «старых» месторождениях компен сируется ускоренным вводом в разработку небольших по запасам, но разбросан ных на большой территории месторождениях. Это привело к проблемам, связанным с необходимостью создания разветвленной инфраструктуры для обу стройства таких месторождений, а также к снижению дебитов скважин. Сред несуточный дебит одной скважины снизился до примерно четверти того дебита, который был в середине 70-х годов.

Таблица 4.5 Географическое распределение добычи нефти в Российской Федерации (млн. т) 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 516 461 396 344 316 307 301 306 303 305 Российская Федерация 25 23 20 17 15 13 14 15 16 15 Европейская часть России 54 51 46 41 37 40 40 40 42 42 Приволжский 34 32 30 26 24 26 26 26 26 26 Татарстан 59 58 52 47 42 42 41 40 39 38 Уральский 27 26 24 22 19 18 14 13 13 12 Башкортостан 12 12 10 8 8 9 9 9 9 9 Оренбургская обл.

12 11 11 10 9 9 9 10 9 9 Пермская обл.

378 332 278 240 222 212 206 210 207 210 Сибирь 365 320 267 231 214 202 197 200 198 200 Тюменская обл.

10 10 9 7 7 7 7 7 6 6 Томская обл.

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 Сахалинская обл.

Россия по объему добычи нефти занимает 3-е место в мире после Саудовской Аравии и США, хотя добыча значительно уменьшилась с максимума в 569, 5 млн. т в 1987 г. В 1996 г. добыча уже составила 47 % от максимума и слегка выросла в 1997 г. Хотя в 1998 г. вновь добыча несколько снизилась под влиянием российского финансового кризиса, в 1999 г. и 2000 г. она опять возросла (табл. 4.5).

В 2000 г. было добыто 323,2 млн. т - на 6 % больше по сравнению с преды дущим годом. Главной причиной увеличения добычи в 1999-2000 гг. был рост цен на нефть на мировых нефтяных рынках после марта 1999 г., когда ОПЕК по договоренности с некоторыми нефтедобывающими странами, не входящи ми в эту организацию, уменьшила добычу нефти и ее экспорт на международ ные нефтяные рынки. Резкий рост мировых цен на нефть привел к значительному увеличению доходов российских нефтедобывающих компаний, что позволило им увеличить затраты на бурение новых скважин и ремонт про стаивающих. В 1999 г. были введены в эксплуатацию первые скважины на 36 но вых месторождениях, что является рекордом за последнее десятилетие. В 2000 г.

первую нефть дали 43 новых месторождения (в 1998 г. были введены в эксплу атацию первые скважины лишь на 20 небольших месторождениях).

Поворот в сторону увеличения добычи нефти объясняется значительным ро стом инвестиций российских нефтяных компаний. Капиталовложения компа ний в нефтедобычу в 1999 г. увеличились в реальном выражении на 25 %. В 2000 г.

они удвоились по сравнению с 1999 г. (102,4 %) и достигли 110,6 млрд. руб., 88 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ то есть примерно 4 млрд. долл.. Из общей суммы инвестиций 31,2 % было из расходовано на бурение скважин. Впервые с начала 90-х годов в 1999 г. было отмечено увеличение числа действующих нефтяных скважин почти на или 13 % (рис. 2). Предварительные данные за 2000 г. показывают увеличение более чем на 65 % объема эксплуатационного бурения. Почти сотня новых ме сторождений была введена в разработку в период с 1998 г. по 2000 г. Однако даже больший вклад в увеличение нефтедобычи внесли скважины, на которых были проведены ремонтные работы, а также простаивающие скважины, вновь введенные в эксплуатацию. Доля простаивающих скважин в общем их фонде уменьшилась с пикового значения в 21 % в 1995 г. до 18 % в 2000 г.

Рис. 2 Активность в бурении на нефть в Российской Федерации, 1970-1999 rr.

Источники: 1970-1990;

МЭА, Обзор 1995 - Энергетическая политика Российской Федерации 1990-1999;

А.М. Мастепанов, Топливо и энергетика России. Ежегодный статистический справочник, Министерство энергетики, 2000 г.

Пока не выявлены какие-либо перспективы открытия в России таких крупных по запасам месторождений, какие в свое время были открыты в Западной Си бири. В краткосрочной перспективе поэтому объем добычи нефти в России будет в основном зависеть от того, как долго на месторожденнях Западной 36. Реальные инвестиции значительно выше, чем инвестиции, полученные путем пересчета рублей в доллары по сред нему обменному курсу.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Сибири будет сохраняться достигнутый уровень добычи нефти в 200...220 млн. т/год.

Повышение эффективности регулирования процесса разработки небольших по запасам месторождений и месторождений со сложнопостроенными коллек торами также может задержать общее падение добычи нефти по стране. В этой связи весьма важным фактором является соотношение между издержками на добычу нефти и ценами на нефть на мировых нефтяных рынках. Среднесроч ные перспективы определяются тем, как быстро могут быть введены в разра ботку новые запасы на территориях относительно "молодых" нефтегазоносных провинций, таких как Тимано-Печорская и Сахалинская. В долгосрочной пер спективе существенный вклад в общую добычу нефти в стране могут внести новые нефтегазоносные провинции, такие как Восточная Сибирь, Печорское море или российский сектор Каспия.

На многих эксплуатируемых месторождениях необходимо повысить эффектив ность управления разработкой продуктивных пластов, поврежденных ранее вследствие форсированных отборов нефти, а также (во многих случаях) квази систематической закачки воды. Так, в Западной Сибири на начальной стадии разработки для ускоренного достижения максимума добычи нефти в пласт ин тенсивно закачивалась вода, что привело к быстрому росту обводненности про дукции. К 1990 г. в целом по России обводненность продукции достигла 76 %, резко увеличившись с 50 % в 1976 г. За счет закачки нефтяного (попутного) газа дополнительная добыча нефти в России в 1999 г. составила лишь 1,9 %. Доля нефти из фонтанирующих скважин снизилась с 51,8 % в 1970 г. до лишь 12,0 % к 1990 г. и 8,4 % - к 1999 г. Для обеспечения максимального нефтеизвле чения необходимо использовать современные методы увеличения нефтеотда чи, предусматривающие воздействие на продуктивные пласты и обработку скважин, а также дренирующие менее проницаемые зоны.

В результате воздействия вышеперечисленных факторов уровни добычи нефти могли поддерживаться в 90-х годах только за счет бурения большого количества новых скважин на старых месторождениях и ввода в разработку новых месторождений. Необходимо было компенсировать падение добычи на старе ющих месторождениях-гигантах путем ввода в разработку новых, либо резко увеличить объемы бурения на этих старых месторождениях. Однако в 1998 г.

инвестиции в реальном выражении составляли лишь 24 % от инвестиций 1990 г.

Годовые объемы бурения уменьшились до 4,3 млн.. м с 31,6 млн.. м в 1990 г.

Часто не выделялись дополнительные средства на проведение ремонтных ра бот в скважинах.

Огромный потенциал современных методов управления разработкой месторож дений и различных технологий увеличения добычи нефти и продуктивности скважин можно в достаточной степени проиллюстрировать по результатам, достигнутым некоторыми российскими компаниями за последние 2 года. По ин формации, полученной от ЮКОС, ее партнерство с франко-американской ком панией Schlumberger в сфере повышения эффективности операций дало 37. Обводненность определяется как содержание воды, в %, в добываемой продукции. На некоторых старых место рождениях обводненность составляет 90 %.

90 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ дополнительно в 2000 г. миллионы тонн добытой нефти. Российская компа ния ТНК имеет аналогичные деловые связи с американской сервисной компа нией Halliburton. Российские нефтяные компании для обеспечения увеличения нефтедобычи на их месторождениях предпочитают приглашать иностранные сервисные фирмы, что, по-видимому, отражает слабость российских сервисных фирм с точки зрения удовлетворения ими современных требований и стандар тов по качеству применяемых материалов, инструментов и оборудования. Од нако российские региональные сервисные фирмы, созданные на основе геологических и геофизических бригад, получили очень большие преимуще ства в 1999-2000 гг. в результате как девальвации рубля, так и увеличения инве стиций нефтяных компаний в сферу сервиса, вызванного ростом цен на нефть на мировом рынке. Для повышения и сохранения конкурентоспособности рос сийским сервисным фирмам важно использовать современные технологии, обо рудование и специализированные услуги.

Перспективы В Основных положениях Энергетической стратегии России до 2020 г. предполагается, нефтедобычи что добыча нефти в России достигнет 335 млн. т/год к 2010 г. и 360 млн. т/год к 2020 г. Основным нефтедпбывающим регионом все еще останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. снизится до 55...58 % с 68 % в настоящее время.

Возрастет добыча в новых регионах, таких как Сахалинская область, Тимано Печора и Восточная Сибирь. В Энергетической стратегии России на период до 2020 г.

инвестиции, необходимые для достижения к 2010 г. предполагаемого уровня до бычи нефти в 335 млн. т/год, оцениваются примерно в 40-50 млрд. долл. К 2020 г.

необходимо израсходовать еще 70-90 млрд. долл., чтобы достигнуть объем до бычи в 360 млн. т/год. Из этого следует, что в течение 20-летнего периода не обходимы инвестиции в 8 - 10 млрд. долл. ежегодно. Для сравнения в 1999 г.

инвестиции в разведку и разработку были менее чем 2 млрд. долл., в 2000 г. они оцениваются в менее чем 5 млрд. долл.

Эти оценки инвестиций, необходимых для достижения поставленных целей в увеличении нефтедобычи, являются приемлемыми. Темпы уменьшения добы чи на месторождениях, эксплуатируемых в настоящее время, вероятно, будут сни жаться по мере повышения регулярности проведения ремонтных работ в скважинах. Ключевым, однако, остается вопрос, из каких источников могут быть получены требуемые для финансирования суммы. Вследствие отсутствия до статочных стимулов для иностранных инвестиций основным источником можно считать собственные средства российских нефтяных компаний. В качестве дополнительных источников могут рассматриваться прямые иностранные ин вестиции, главным образом при реализации соглашений о разделе продукции, а также за счет банковских займов.

Энергетическая стратегия оценивает среднегодовой прирост добычи нефти в те чение рассматриваемого периода в 0,5 %. Однако принятие в будущем Налого вого кодекса, реализация режима заключения соглашений о разделе продукции и либерализация экспорта могут создать предпосылки для значительно большего прироста добычи. В Обзоре мировой энергетики 2000 г. Международное энергети ческое агентство дает свой прогноз к 2010 г. добыча нефти в России возрастет до 370 млн. т/год, а к 2020 г. до 400 млн. т/год при среднегодовом приросте около 1 %.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - РЕФОРМА НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЗАКОНОДАТЕЛЬНАЯ БАЗА Политика цен на Цены на нефть в России стали частично определяться рыночными силами по нефть сле сентября 1992 г., когда была проведена их частичная либерализация. Пол ная либерализация цен на нефть была введена с 1 января 1995 г., а позднее в том же году - и на нефтепродукты. Большая часть продаж нефти и нефтепро дуктов внутри России осуществляется в настоящее время путем переговоров между покупателями и продавцами. С 1998 г., однако, в попытках приобрести большее влияние и контроль над отечественным нефтяным рынком правитель ство ввело требования об обязательных поставках нефти и некоторых видов нефтепродуктов на внутренний рынок.

В течение 1998 г. цены на нефть внутри России в целом возрастали, приближа ясь к ценам на мировом нефтяном рынке (рис. 3). Средняя цена на нефть внутри России, составлявшая в декабре 1991 г. менее чем 1 % от уровня мировых цен, возросла почти до этого уровня по состоянию на 1-й квартал 1998 г. В некото рой степени такой резкий рост внутрироссийских цен был смягчен низким уров нем мировых цен на нефть в то время. В условиях быстрого роста мировых цен на нефть во 2-м квартале 1999 г. разрыв между внутрироссийскими и мировыми ценами стал возрастать. В 3-м квартале уровень внутрироссийских цен составил лишь 28 % от уровня цен на международном нефтяном рынке. Затем внутрироссийские цены в 4-м квартале 1999 г. и в 1-м квартале 2000 г. вновь уве личились до 30 % мировых, и 42 % - ко 2-му кварталу 2001 г. Сближение внутри российских и мировых цен на нефть ограничивали многие факторы, включая восстановление ограничений на экспорт как нефти, так и нефтепродуктов. Та кие ограничения направлены на поддержание нефтеснабжения отечественного рынка.

Закупки нефти правительством для последующего ее государственного экс порта были основным фактором, сдерживающим рост внутрироссийских цен.

На такие закупки приходилась большая доля экспорта нефти, они поддерживали роль государства как крупнейшего покупателя нефти. В июле 1997 г. закупки нефти государством были полностью прекращены и восстановлены в конце 1998 г. правительством Примакова.

Одним из факторов, отрицательно влияющих на внутрироссийский рынок нефти, и удерживающих внутренние цены на низком уровне, является широко рас пространенная практика «трансфертного ценообразования» во взаиморасчетах внутри вертикально интегрированных компаний. Эта практика направлена глав ным образом на уменьшение взимания с таких компаний налогов, размер кото рых определяется в зависимости от валовых доходов. Аналогичная практика применяется и при взаиморасчетах вертикально интегрированных компаний с другими компаниями, не входящими в круг ВИК, что также уменьшает объем внутрироссийских продаж на действительно коммерческой основе. По оценкам российских экспертов, лишь 8 млн. т нефти продается внутри России на ком мерческой основе, что составляет менее 3 % от общего объема добытой в стране 92 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Рис. 3 Среднегодовая внутрироссийская цена нефти, % от мировой цены * После девальвации рубля в августе 1998 г. в 3-м и 4-м кварталах внутренние цены на нефть упали до менее чем 40 долл/т с 93 долл/т в 1-м квартале того же года, что составляло в то время 98 % мировых (экспортных) цен на нефть.

** Первая половина года.

нефти. Чтобы противостоять этой практике и увеличить собираемость нало гов, в январе 2002 г. должен быть введен в действие новый Закон о добыче ми неральных ресурсов. Этот закон предусматривает сбор налогов в зависимости от объема добычи в тоннах, а не валовых доходов. Размер налога должен при водиться в соответствие с международными ценами на нефть.

Создание нефтяной биржи для установления базовых цен на нефть. Для устранения «де формаций» внутреннего нефтяного рынка образование нефтяной биржи может быть полез ным, что позволить определять базовые цены на нефть, на которые смогут ориентироваться участники нефтяного рынка.

Другим ключевым элементом политики формирования цен на нефть является экспортная пошлина, которая является препятствием сближению внутренних и мировых цен. В июле 1996 г. экспортная пошлина была отменена, но правитель ство Примакова вновь ввело пошлину в январе 1999 г., чтобы изъять у нефтя 38. «Красное Знамя», Томск, 25 мая 2000.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - ных компаний-экспортеров часть дополнительных доходов, полученных ими в результате девальвации рубля. Так как экспортная пошлина определялась в за висимости от уровня мировых цен на нефть, фактически в первом квартале 1999 г.

ввод пошлины в действие был заморожен ввиду низких мировых цен на нефть в то время. После повышения цен на нефть в марте 1999 г. взимание пошлины возобновилось, в апреле 1999 г. она составила 2,5 евро/т нефти. Постепенно пошлина увеличивалась в соответствии с ростом мировых цен на нефть и в де кабре 2000 г. составила 42 евро/т. Затем правительство с 17 марта 2001 г. умень шило экспортную пошлину до 22 евро/т, но с 1 июля 2001 г. вновь увеличило ее до 30,5 евро/т, в соответствии с изменениями экспортных цен на нефть.

Либерализация торговли. Для правительства важно определить остающиеся препятствия, мешающие либерализации торговли и выравниванию внутренних и мировых цен на нефть.

К числу таких препятствий относятся требования к нефтяным компаниям о поставках нефти на отечественные нефтеперерабатывающие заводы, программа экспорта для государ ственных нужд, экспортные пошлины, ограничения на экспорт нефтепродуктов, а также сохранение валютной составляющей транспортных тарифов. Все эти меры, направленные на защиту отечественных потребителей, дестабилизируют поступление экспортных дохо дов и сдерживают инвестиции (см. Прил. А).


Законодательная За последнее десятилетие был принят ряд важных законов, касающихся углево база дородных ресурсов, а несколько законов пока обсуждаются. К числу ключевых законов, относящихся к нефтяной промышленности, относятся:

I Закон о недрах;

I Закон (проект) о нефти и газе;

I Закон о континентальном шельфе;

I Закон о разделе продукции;

I Закон о естественных монополиях;

I Закон (проект) о магистральных трубопроводах.

Закон о недрах был принят Думой в 1992 г., он устанавливал законодательную ба зу проведения всех операций по разработке недр, в том числе добыче нефти. В законе исключительным собственником всех минеральных ресурсов объявлено государство, однако он дает право частным и государственным предприятиям и организациям после получения лицензий проводить разведочные работы и добычу ресурсов. Закон требовал, чтобы лицензии выдавались путем прове дения публичных торгов на конкурентной основе. Затем в июле 1992 г. к закону были приняты дополнения, касающиеся процедур лицензирования проектов разработки минеральных ресурсов. Образован Государственный комитет по гео логии и использованию природных ресурсов (позднее преобразованный в 39. Государственная Дума стремится устанавливать экспортные пошлины на нефть в большей степени законодатель ным путем, а не административным, как это имеет место в настоящее время. В июле 2001 г. Дума приняла в пер вом чтении проект закона об экспортных пошлинах. Проект предполагает устанавливать максимальный размер экспортных пошлин от 0 до 53,65 евро/т в зависимости от мировых цен на нефть. Пошлины на нефтепродукты должны определяться пропорционально размеру пошлин на нефть. Закон, устанавливающий размер экспортных по шлин, должен был быть введен в действие 10 сентября 2001 г., однако правительственная комиссия вновь сделала поправку к размеру экспортных пошлин, установив их в размере 23,4 экю/т с 23 сентября 2001 г.

94 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Министерство природных ресурсов) как федеральный орган, ответственный за выдачу лицензий. Однако все еще правилом остается «совместное лицензиро вание». Эта практика, известная как «практика двух ключей», требует совместного утверждения лицензий как федеральными, так и местными властями.

Лицензирование и публичные торги с тех пор стали основными инструментами, используемыми региональными администрациями для регулирования раз работки месторождений углеводородов на их территориях.

Проект Закона о нефти и газе был подготовлен в качестве дополнения к Закону о минеральных ресурсах путем установления новых правил выдачи лицензий и раз работки месторождений для нефтяной и газовой промышленности. Закон о нефти и газе был принят Думой в июле 1995 г., но затем был отвергнут Советом Федерации и Президентом страны. В последующий период интерес к Закону о нефти и газе постепенно снизился и внимание законодателей сосредоточилось на выработке Закона о разделе продукции и совершенствовании существующего За кона о недрах.

Закон о континентальном шельфе был принят Думой в октябре 1995 г. и подписан Президентом Борисом Ельциным. Он дал федеральному правительству исклю чительные права на выдачу лицензий и регулирование разведочных работ и раз работки открытых на шельфе ресурсов иностранными или российскими инвесторами на основе результатов торгов или аукционов. Закон устанавливает юрисдикцию России на проведение разведки и разработки ресурсов на кон тинентальном шельфе, строительство платформ для бурения морских скважин и укладку подводных трубопроводов и кабелей.

Закон о естественных монополиях был введен в действие в августе 1995 г., он охва тывает многие аспекты функционирования российского энергетического сектора.

В законе дано определение «естественных монополий», таких как нефтепровод ный монополист Транснефть и компания Транснефтепродукт, занимающаяся опе рациями с нефтепродуктами. В соответствии с этим законом были образованы Министерство по антимонопольной политике и Федеральная энергетическая комиссия. Ряд подзаконных актов, принятых позднее, определил организацию этих контролирующих органов, характер их деятельности и права.

Проект Закона о трубопроводном транспорте уже какое-то время рассматривается Ду мой. Его прохождение через Думу было одним из условий получения от Ми рового банка третьего транша займа в 1,2 млрд.долл. в мае 1999 г., на которые согласилось российское правительство. Банк обусловил выдачу третьего тран ша обеспечением недискриминационного доступа к нефтяным магистралям и недискриминационных тарифов по всей цепочке добыча - транспорт - перера ботка - распределение нефти. Еще не утвержденный закон должен гарантиро вать беспрепятственный доступ независимых компаний ко всем трубопроводным системам, даже не принадлежащим трубопроводным монополистам. Проект закона также требует, чтобы государство имело блокирующий пакет акций в лю бых трубопроводных компаниях на всей российской территории и сохраняет неделимость существующих трубопроводных транспортных систем.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - «Закон о трубопроводном транспорте» должен обеспечить возможности финансирования опе раций с привлечением частного капитала, возможность для частных компаний быть вла дельцами трубопроводных систем и управления ими. Весьма важно, чтобы этот закон соответствовал предъявляемым к нему требованиям. В противном случае может быть утрачен интерес частных компаний к строительству и приобретению трубопроводных си стем, что даже может задержать финансирование разработки месторождений, особенно в новых нефтедобывающих регионах, таких как Восточная Сибирь и Тимано-Печора, от куда потребуется строительство новых трубопроводов.

Налоговая Число налогов и различных платежей, собираемых для федерального, регио политика нальных и местных бюджетов, достигает в некоторых регионах почти 100. Эта система налогообложения к тому же подвергается частым изменениям, что весьма затрудняет выполнение заранее составляемых бизнес-планов. Существующая система налогообложения в большей степени основана на учете доходов ком паний и объемов производимой продукции, чем на получаемой ими прибыли.

Недостатки применяемой в России налоговой структуры проявились в 1998 г., когда цены на нефть на мировом рынке упали до рекордно низкого уровня, что привело к резкому снижению доходов российских нефтяных компаний. В це лом в 90-е годы нефтедобывающая промышленность России получала мень шие доходы, чем могла бы, главным образом из-за тяжелого бремени налогов.

Даже в немногие периоды, когда промышленность работала успешно, изымае мые налоги были достаточно высокими, а текущая прибыль – низка. Налоги, выплачиваемые средним производителем нефти в течение большей части 90-х годов, достигали более чем 100 % текущей прибыли. Таким образом, существу ющая налоговая система могла привести к нерентабельности любого проекта, требующего больших капиталовложений. Совокупный налог на прибыль, с 1 марта 1999 г. уменьшенный с 35 до 30 %, с 1 января 2002 г. вновь должен быть снижен до 24 % при одновременной ликвидации всех льгот и исключений.

Хотя такие меры являются положительным шагом с точки зрения упрощения налоговой системы, ранее такой подход редко применялся в нефтяной промыш ленности, так как система налогообложения, основанная на учете валовых до ходов, часто оставляла нефтяные компании без прибыли. Таким образом, нефтяной промышленности было чрезвычайно сложно самофинансировать свои инвестиционные нужды, так как даже в июне 2000 г., когда мировые цены на нефть почти достигли рекордного уровня, изымаемые правительством в виде налогов средства снизились всего лишь до 90 % доходов, получаемых от отечественных продаж, и до 56 % – экспорта.

Кроме налога на добавленную стоимость и налога на прибыль, которые взима ются во всех секторах экономики, нефтедобывающая промышленность выпла чивает и свои специфические налоги и сборы. Наиболее важным из них традиционно является акцизный сбор, средства от которого идут в федераль ный бюджет. Акциз был введен в августе 1992 г., первоначально он составлял 18 % от выручки за проданный продукт, позднее размер акцизного сбора был поставлен в зависимость от издержек на добычу нефти. Чтобы облегчить сбор этого акциза, в апреле 1994 г. был изменен принцип его взимания – если до 96 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Таблица 4.6 Расчет цен на нефть, налогов и издержек, дoлл/т Июнь 1998 г. Июнь 1999 г.Июнь 2000 г. Июнь 2001 г.

Поставки внутрен. экспорт. внутрен. экспорт. внутрен. экспорт. внутрен. экспорт.

75,2 91,9 25,7 112,0 60,0 199,0 80,0 191, Цена на входе НПЗ/экспортная цена 6,1 17,1 3,3 11,0 2,9 10,2 1,9 17, Транспорт к НПЗ/точке экспорта – – – 4,9 – 19,7 – 17, Экспортный налог 69,1 74,9 22,4 96,1 57,1 169,2 78,1 156, Внутренняя оптовая цена/чистая экспортная цена (в страны, не входившие в бывший СССР) 14,8 – 4,0 – 12,3 – 16,8 – Налог на добавленную стоимость (21,5 %) 9,0 9,0 2,3 2,3 1,9 1,9 1,9 1, Акцизный налог 47,8 65,8 16,2 93,8 42,9 167,2 59,4 154, Цена поставщика 11,2 14,1 3,5 16,3 8,0 28,5 10,7 26, Правительственные фонды и сборы 4,8 6,6 1,6 9,4 4,3 16,7 5,9 15, Pоялти (10 %) 3,8 5,3 1,3 7,5 3,4 13,4 4,8 12, «Геологический» сбор (8 %) 1,9 2,6 0,6 3,8 1,7 6,7 2,4 6, «Геологический» сбор (возмещение 4 %) 1,2 1,6 0,4 2,3 1,1 4,2 1,5 3, Дорожный налог (4 %) 3,3 3,3 0,8 0,8 0,9 0,9 0,9 0, Другие * 39,6 39,6 11,5 11,5 8,5 8,5 16,5 16, Издержки на добычу ** – 2,9 12,1 1,2 66,0 26,4 130,2 32,2 111, Валовая прибыль нефтедобывающих компаний – 1,0 4,2 0,3 19,8 7,9 39,1 9,7 33, Налог на прибыль корпораций*** – 1,9 7,9 0,8 46,2 18,5 91,1 22,6 78, Прибыль после вычета налогов 45,3 29,8 39,2 38,7 50,2 44,8 48,7 41, Доля правительства ( % от валовой прибыли) 412,8 104,4 216,3 52,6 87,6 56,2 90,9 57, Доля правительства ( % чистого дохода) * Налоги, не зависящие от доходной части, включая налог на имущество и социальные налоги, не входящие в эксплуатационные расходы.


** Включая амортизационные отчисления.

*** 35 % до 28 февраля 1999;

30 % после.

этого размер акциза составлял часть объявленной стоимости в процентах, то в соответствии с новым принципом его стали взимать в рублях за 1 т;

в то же время была сохранена возможность изменения размера акциза. В начальный период взимания акциза проводилась его индексация в соответствии с обменным курсом рубля и доллара, однако в 1997 г. индексация была отменена. Ценность акцизного сбора в реальном выражении снизилась при девальвации рубля в 1998 г.

В 2000 г. правительство ввело единый акцизный сбор в 55 руб/т для всех до бывающих компаний. В новом Налоговом Кодексе предложено вообще отме нить акцизный сбор на добычу нефти, однако вместо этого он был сохранен, и возрос с 1 октября 2001 г. до 73,9 руб/т (2,6 долл.).

Плата за право разработки недр или роялти стала взиматься с середины 1992 г.

Размер этой платы колебался в пределах 6...16 % стоимости проданного продукта, он определялся путем переговоров или же на торгах в случае новых месторож дений. В среднем роялти составляет 8 % от стоимости проданного продукта.

40. Остается неясным, заменит ли новый налог на добычу минеральных ресурсов, предусмотренный главой 26 части II Налогового Кодекса (предполагаемого к вводу в действие с 1 января 2002 г.), акцизный сбор, как и роялти и «геологический» налог. Этот вопрос возникает вследствие кажущихся несоответствий в главе 22, в которой пре дусматривается увеличение акцизного сбора.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - В федеральный бюджет идет 40 % собираемого роялти, по 30 % - в региональ ные и местные бюджеты. С вводом в действие с 1 января 2002 г. нового Закона о добыче минеральных ресурсов плата за право разработки недр должна быть отменена.

Налог на воспроизводство минеральной сырьевой базы или «геологический»

налог взимался с компаний, проводящих разведочные работы в соответствии с контрактами, подписанными с Министерством природных ресурсов. Часть этого налога возвращается нефтяным компаниям, выполняющим определенные ви ды разведочных работ. Размер налога колебался от 0 в старых нефтедобывающих районах до 10 % в районах, где проведение геологических работ характеризу ется сложностью. Этот специфический налог долгое время вызывает споры он не стимулирует разведочные работы и не приводит к увеличению фактиче ских запасов. «Геологический» фонд был отменен в 2000 г. и с вводом в действие нового Закона о добыче минеральных ресурсов сам «геологический» налог дол жен быть также отменен.

Федеральное правительство, региональные и местные администрации ввели ряд специальных законов, в соответствии с которыми все компании (в том числе нефтяные) должны платить дорожный налог, налог на имущество и за исполь зование земель. Некоторые из этих налогов включаются в издержки на добычу нефти (себестоимость), но большинство рассчитываются исходя из размера по лучаемой прибыли.

Правительство планирует реформировать и упростить налоговую систему с 1995 г.

Часть I нового Налогового Кодекса, определяющая общие правила сбора на логовых платежей и взимания штрафов и регулирующая взаимоотношения меж ду налогоплательщиками и налоговыми органами, была введена в действие с 1 января 1999 г. Остающиеся нерассмотренными разделы части II (включая на логообложение компаний, связанных с разработкой природных ресурсов) не давно прошли Думу и были утверждены Советом Федерации. Они должны быть введены в действие с 1 января 2002 г. Хотя новый Налоговый Кодекс уже наце лен на переход в налогообложении нефтяных компаний с учета объемных по казателей на учет прибыли, был введен в действие и новый налог на добычу минеральных ресурсов, размер которого определяется исходя из объемного фак тора. Первоначально новый Налоговый Кодекс должен был включать в себя три налога на нефтяные компании:

Цель налоговой реформы Ввод в действие с января 2002 г.

Относительно низкий роялти Новый налог на добычу минеральных ресурсов заменяет роялти, налог на воспроизводство минеральных ресурсов и акцизный сбор Налог на прибыль, налагаемый на все корпорации Налог на прибыль уменьшен до 24 % Налог на сверхприбыль, привязанный к норме Пока находится в стадии разработки прибыли проекта.

41. Проект закона 1998 г., вводящего этот налог («Закон о налогообложении дополнительных доходов») позволяет нефтедобывающим компаниям самим решать, должен ли налог распространяться на все месторождения в це лом, либо на каждый лицензионный блок отдельно, либо на группу таких блоков. Размер налога определяется исходя из отношения доходов (фактор «R»). Налоговая база при этом рассчитывается как стоимость добытых, 98 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Цель налоговой реформы состояла в создании саморегулирующейся налоговой системы, которая не будет изымать у нефтяных компаний больше денег, чем они способны заплатить. В идеальном случае налоговая система должна учитывать геологические условия залегания продуктивных отложений и экономику отдель ных проектов. Другой частью запланированной реформы является обеспечение специального налогового режима для продукции скважин, эксплуатируемых на пределе рентабельности (скважин, дебит которых составляет 5 т/сут или меньше).

На продукцию малодебитных скважин налоги должны быть снижены до такого уровня, при котором экономически целесообразно продолжение эксплу атации таких скважин. Проект Закона о льготах на продукцию малодебитных скважин еще находится на рассмотрении Думы. Принятие такого закона может потенциально ывеличить добычу нефти в России на 30...40 % (необходимость в принятии таких специальных льгот, возможно, отпадет, если будет принят соответствующий налог на сверхприбыли).

Вместо концепции налога на нефтяные компании, ранее предложенной в На логовом Кодексе, Дума приняла Закон о введении специального нового налога на добычу минеральных ресурсов, который затем был утвержден верхней пала той парламента - Советом Федерации. Этот новый закон, принятый как допол нение к главе 26 части II нового Налогового Кодекса, создает предпосылки к отмене существующего налога на воспроизводство минеральной и роялти, од нако в отношении акциза на нефть остаются неясности, вызванные противоре чиями в главе 22. Новый налог на добычу нефти, который предполагается ввести в действие в январе 2002 г., основан на базовой фиксированной ставке в 340 руб лей/т (12 долл.) на период до 2004 г., хотя эта ставка должна индексироваться в соответствии с изменениями мировых цен на нефть. Озабоченная широким использованием нефтяными компаниями трансфертного ценообразования и других манипуляций, значительно уменьшающих размер выплачиваемых ком паниями налогов, основанных на учете объема доходов, Государственная Дума предпочла вариант фиксированного налога за 1 т добываемой нефти. Приня тие такого налога демонстрирует значительный отход от консенсуса, который установился в России относительно недостатков текущей налоговой системы и необходимости создания саморегулирующегося налогового механизма, осно ванного на учете главным образом размера прибыли. Поддержка российскими нефтяными компаниями налоговой реформы, основанной на учете прибыли, зависит главным образом от уровня мировых цен на нефть. Поддержка нарас тает, когда мировые цены становятся ниже, и уменьшается при повышении ми ровых цен на нефть.

проданных или направленных на переработку объемов углеводородов с учетом расходов, вычитаемых из суммы, облагаемой налогом. Ставка налообложения должна устанавливаться ежегодно для каждого лицензионного блока или группы блоков в зависимости от «R»-фактора предыдущего года, она колеблется от 10 % (при«R»-факторе, равном 1) до 60 % (при«R»-факторе, равном или превышающем 2). Ставка налогообложения для давно разрабатываемых блоков с падающей добычей принимается равной 0, независимо от «R»-фактора.

Неясно, какая часть российской нефтедобычи фактически подпадает под действие этого закона, так как 55...60 % ее объема при уровне мировых цен на нефть в 15...18 долл/баррель будет находиться на пределе рентабель ности.

42. Налог на добычу минеральных ресурсов должен регулироваться ежеквартально с учетом ежемесячных измене ний цен на смесь Брент на мировом рынке, как это требует Министерство экономического развития и торговли.

Как первоначально планировалось, базовая ставка налога была установлена в 425 руб./т (15 долл.) с учетом текущей цены нефти в 4300 руб./т. Впоследствии Дума снизила базовую ставку до 340 руб./т и сохранила ак цизный сбор.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Рис. 4 Сравнение доли правительства и влияния фискальных систем на норму прибыли Частые изменения налогов характерны для финансовых режимов, основанных на учете валовых доходов, так как правительство должно периодически прини мать поправки к налогам, учитывающие изменения цен. Системы сбора нало гов, основанные на учете получаемых прибылей, характеризуются большей степенью саморегулируемости и дают инвесторам больше возможностей оценки их финансового состояния в течение всего срока реализации их проектов.

Системы сбора налогов на основе получаемых прибылей не налагают на ком пании бремя выплаты высоких налогов в первые годы реализации проектов разработки месторождений. На рис. 4 дано сравнение нормы прибыли и нало говых поступлений в течение всего срока разработки одного из месторождений.

Месторождение разрабатывалось в соответствии с налоговой системой, приме няемой в Канаде, основанной на учете прибылей, а не валовых доходов или физических объемов добычи. Новый налог на добычу минеральных ресурсов, который должен быть введен в действие с января 2002 г., приведет к росту по ступлений в бюджет, что показано на рис. 4. Система налогообложения, имею щая целью максимизировать доходы правительства в краткосрочный период, может поставить под угрозу долгосрочные программы привлечения инвести ций, повышения занятости и увеличения доходов, а также расширения налого облагаемой базы. Принятие оптимальной налоговой схемы особенно важно для России, где нефтяная промышленность в последние годы обеспечивала 20...23 % поступлений федерального бюджета.

43. Как следует из специального доклада, подготовленного изданием «Нефть России» для Думы в 1998 г., в 1994 г.

нефтяная промышленность обеспечила 6 % бюджетных поступлений, в 1995 г. - 13 %, в 1996 г. - 16 % и в 1997 1998 гг. - 22 %.

100 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Продолжение совершенствования Налогового Кодекса. Первоначальный подход к налогооб ложению нефтяных компаний в Налоговом Кодексе – установление относительно низкого роялти плюс налог на сверхприбыли в сочетании с обычным налогом на совокупную при быль – обеспечил механизм саморегулирования и предсказуемую благоприятную среду для ин весторов. Хотя упрощенная система налогообложения и уменьшенный совокупный налог на прибыль являются положительными шагами в процессе налоговой реформы, структура на логообложения, в большей степени основанная на учете прибылей, важна для России с точки зрения привлечения долгосрочных иностранных инвестиций. Такой подход особенно важен в сфере разработки минеральных ресурсов, где первоначальные капиталовложения значитель ны, а отдача происходит в течение долгого периода.

Закон о разделе Возможно, наиболее важным законодательным актом является Закон о разделе продукции продукции. Такая форма привлечения капитала к разработке месторождений преобладает в странах мира, не входящих в Организацию экономического со трудничества и развития, особенно в странах, лишь недавно открытых для меж дународных инвесторов. Ключевым фактором, привлекающим внимание частного капитала к такого рода соглашениям, является тот факт, что при реа лизации подобных проектов, правительственная доля нефтяной прибыли заменяет специфические энерго-налоги и устраняются неопределенность, связанную с будущими налоговыми ставками и правилами. Разделение прибылей между компанией и государством становится предметом соглашения, действующего в течение всего срока реализации проекта. Во многих странах уже доказана при влекательность проектов, предусматривающих раздел продукции, как для ин весторов, так и для государства, так как такого рода соглашения поощряют компании снижать издержки добычи, а государство получает при этом более вы сокую прибыль. С точки зрения международных нефтяных компаний, до тех пор, пока не будет введен в действие полном объеме стабильный юридический и налоговый режим, только соглашения, предусматривающие раздел продук ции, могут обеспечить для них финансовую и юридическую определенность и долгосрочные гарантии, необходимые для крупномасштабных инвестиций в России.

Многие «мега-проекты» в России, как и многие менее значительные проекты раз работки месторождений, являются кандидатами на реализацию в режиме со глашений о разделе продукции. Хотя в течение долгого времени такие соглашения рассматривались главным образом как инструмент для привлечения иностранных инвестиций, все большее внимание они привлекают и как инстру мент для стимулирования инвестиций российских компаний в крупномасштаб ные проекты. Однако в настоящее время поддержка российскими компаниями проектов соглашений о разделе продукции в значительной степени зависит от уровня мировых цен на нефть и механизма трансфертного ценообразования, который влияет на прибыльность в краткосрочной перспективе при текущей системе лицензирования. Если мировые цены на нефть упадут или эффектив ность трансфертного ценообразования снизится, или же ухудшится налоговый режим, российские нефтяные компании, возможно, обратят большее внима ние на долгосрочные проекты и проекты соглашений о разделе продукции. Стоит отметить, что многие задержки в принятии Закона о соглашениях о разделе НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Ценность соглашений о разделе продукции и некоторые ошибочные представления Инвесторы рассматривают соглашения о разделе продукции как рабочий механизм, посредством которого могут быть осуществлены крупные ин вестиции, особенно в начальный период ввода в действие законодатель ного и налогового режима и, соответственно, сохраняющейся неопределенности. Характерной ошибкой является представление, что реализация соглашений о разделе продукции уменьшает суверенитет го сударства и его контроль над минеральными ресурсами. Однако такое представление не соответствует действительности. Владелец полученной от государства лицензии должен точно выполнять все пункты подписан ного ранее соглашения о разделе продукции, иначе лицензия может быть отозвана. В то же время соглашения о разделе продукции защищают ин вестора от произвольных односторонних решений государства. Кроме того, ошибочно сравнивать поступления, получаемые в результате реа лизации соглашений о разделе продукции, с налоговыми поступления ми при действующей налоговой системе. Многие проекты, успешно реализуемые в соответствии с соглашениями о разделе продукции, при действующей налоговой системе вообще бы не реализовывались.

продукции со стороны официальных лиц могут быть объяснены их опасениями, в злоупотреблениях со стороны российских компаний.

Российские законодатели и официальные лица надеются, что окончательное принятие Закона о разделе продукции откроет «ворота» для иностранных инве стиций. По оценке Министерства энергетики, в следующее десятилетие в Рос сию могут быть привлечено до 80 млрд. долл. инвестиций, если механизм реализации этого закона будет должным образом отлажен. Заявление инве сторов в 2001 году о намерении вложить в последующие 7 - 8 лет 20 миллиар дов долларов в проекты Сахалин -1 и Сахалин - 2 на условии соглашений о разделе продукции, подчеркивает важность реализации этого инвестиционного механизма.

В первоначальной редакции Закон о разделе продукции был введен в действие в конце 1995 г. Вследствие внесения в него в процессе принятия многих изме нений и компромиссов этот вариант закона был подвергнут жесткой критике как слишком размытый. Вследствие многих внутренних противоречий и несовме стимости с действующими законами, а также с проектом Налогового Кодекса, он нуждался в дополнениях и изменениях. Одно из выдвигаемых требований состояло в том, чтобы все заключаемые контракты о разделе продукции полу чали утверждение Думы с учетом заранее утвержденного последней перечня ме сторождений или залежей, на которых могут быть реализованы проекты 44. Интервью с Заместителем Министра В.З. Гариповым, ИнфоТЭК, № 8, 2000.

102 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ соглашений о разделе продукции. Эти ключевые дополнения были приняты Ду мой в период с 1996 г. по 1998 г. В декабре 1998 г. Дума приняла пакет допол нений к Закону о разделе продукции и Законы о налогообложении, которые были введены в действие в начале 1999 г. Упомянутый перечень охватывает месторождение. В табл. 4.7 показано текущее состояние проектов, на которых реализуются соглашения о разделе продукции.

К числу изменений основного Закона о разделе продукции относится установ ление 30 %-го потолка на часть запасов, подпадающую под действие соглаше ний о разделе продукции. Так как в действующем варианте закона эта квота в отношении нефти почти выполнена - 26,5 % (но не в отношении природного газа - 11,2 %), обсуждаются перспективы отнесения действия закона только на новые месторождения или же увеличения квоты до 40 %. Другое дополнение устанавливает 30 %-е ограничение на иностранное оборудование, которое пред полагается использовать при реализации соглашений о разделе продукции.

Кроме того, с 1999 г. введено в действие дополнение, которым предусматрива ется, что соглашения о разделе продукции на месторождениях с запасами ме нее 25 млн. т, утверждаются федеральным правительством и региональными властями, но не Думой. Такое дополнение было важным элементом компро мисса с региональными властями, который сохранял верховенство федераль ного Закона в соглашениях о разделе продукции, но позволял регионам заключать подобные соглашения на разработку небольших по запасам место рождений, не принимая во внимание федеральные законы. Ранее регионы, та кие как Ханты-Мансийский автономный округ или Татарстан, принимали законы о разделе продукции, которые противоречили федеральному законодатель ству.

Ключевым фактом, демонстрирующим ограничения Закона о разделе продук ции, является то, что со времени его принятия в 1995 г. не было подписано и реализовано ни одно соглашение с иностранным инвестором, предусматрива ющее разработку какого-либо месторождения с разделом добываемой продук ции. Единственные соглашения на разработку месторождений с разделом продукции – те, которые были подписаны еще до принятия закона в 1995 г.

Однако при реализации даже этих проектов возникла необходимость преодо 45. Отметим, что в перечень не включены первые три проекта соглашений о разделе продукции 46. Еще неясно, что это означает - относится ли этот предел к одному виду оборудования или ко всему оборудованию в целом. Инвесторы благосклонно относятся ко второй интерпретации, так как при этом экономически выгодно ис пользовать российское оборудование и рабочую силу для уменьшения издержек. Озабоченность вызывает то об стоятельство, что некоторое российское оборудование не отвечает международным стандартам. Инвестирование может быть приостановлено, если вместо российского оборудования нельзя будет использовать импортное.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 12 |
 





 
© 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.