Реферат: Иностранные инвестиции в нефтегазовый комплекс России

о г л а в л е н и е

Введение_ 2

1.     Иностранные инвестиции в НГКРоссии в период 1993-2002г.г. 4

Инвестиционная привлекательность нефтегазового сектора РФ_ 4

1.1        Нефтегазовыйкомплекс (НГК): сущность, структура_ 4

1.2        Характеристиказапасов 5

1.3        Характеристикадобычи_ 7

1.4        КонкурентоспособностьНГК РФ_ 10

1.4.1     Отраслеваяструктура инвестиций_ 10

1.4.2     Национальнаяинвестиционная привлекательность. 12

1.4.3     СущностьСоглашений о разделе продукции (СРП). Правовая база СРП. 14

2.     Взаимодействие России и ЕС внефтегазовом секторе_ 18

2.1.       ЭнергетическийДиалог: сущность, предпосылки, этапы_ 18

2.2.       Формысотрудничества в рамках Диалога_ 19

2.3.       Проблемывзаимодействия России и ЕС в НГС и пути их решения 20

3.     Формы сотрудничества с фирмамиСША в НГК_ 21

3.1.       «Реабилитационныезаймы» ВБ и «рамочное соглашение» с американским Эксимбанком_ 21

3.2.       Проект«Сахалин-2»: первый опыт «чистого» проектного финансирования в российском НГК_ 24

3.3.       Проектноефинансирование и проблема гарантий в России_ 28

ЗАКЛЮЧЕНИЕ_ 31

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ: 35

Введение

Поддержание и расширение энергетической базы влюбой стране являются весьма дорогостоящим делом. Это обусловленонеобходимостью привлекать огромные средства для организации крупномасштабныхпоисковых работ, связанных с риском добычи и переработки нефти и газа,строительства электростанций и угольных карьеров, сооружения нефтегазопроводов,грузовых терминалов и линий электропередач; с развитием огромной обслуживающейинфраструктуры и финансированием смежных отраслей по обеспечению НГКдостаточным количеством металлопроката, труб, цемента, машин, оборудования,средств транспорта и пр.

Актуальность выбранной мною темы не вызывает сомнений. Сегодняпроникновение иностранного инвестиционного капитала в российский нефтегазовыйсектор достаточно ограничено. Но само по себе государство еще долгие годы несможет самостоятельно и достаточно эффективно вкладывать большие средства вданный сектор в связи с его  достаточно высокой капиталоемкостью. Бесспорно,что осуществление таких огромных затрат выходит за пределы возможностейбюджетного финансирования. Недостаточными оказываются и возможности местногопромышленного и банковского капитала. Таким образом, в условиях дефицитасредств, мобилизуемых из местных источников, страны, встающие на путьосуществления крупных энергетических проектов, особенно в нефтяном и газовомсекторе, обычно прибегают к внешним заимствованиям и привлечению прямых ипортфельных инвестиций из-за границы. Это является общепринятой практикой нетолько для развивающихся государств, стран с переходной экономикой, но и дляведущих промышленно развитых держав.

Мировой нефтяной кризис привел к радикальным изменениям политикибольшинства крупнейших корпораций мирового класса. Если несколько лет назадприоритетными направлениями были разведка и разработка новых месторожденийнефти и газа, то на сегодняшний момент главной стратегической задачей сталвыход на новые рынки сбыта. Интерес иностранных компаний к российским проектамтоже объясняется не только возможностями активного инвестиционногопроникновения. Часто это связано с перспективами выхода на азиатские рынки,как, например, в случае с Сахалинскими месторождениями.

Целью данной курсовой работы является оценка инвестиционнойпривлекательности российского нефтегазового сектора и причины, обуславливающиемедленный приток иностранного инвестиционного капитала в него.

В работе использованы понятия:

НГК – группавзаимосвязанных отраслей, предприятий, производств, связанных с производством,добычей, переработкой, продажей нефти для производства топлива и энергии идоведением  энергии, топливо-продуктов и т.д.до потребителей.

НГС – совокупностьинституциональных единиц-резидентов, занятых в добыче, переработке, продаженефти и газа, а также связанных с производством энерготопливных ресурсов наоснове этих полезных ископаемых, обладающих сходными экономическими целями,функциями и поведением.

НЕФТЬ – горячаямаслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли; важнейшееполезное ископаемое. Сложная смесь алканов и Аренов, а так же кислородных,серных и азотных соединений.

ТЭК – группавзаимосвязанных отраслей, предприятий производств, связанных с производствомэнергии, топлива, сырья для производства топлива и энергии и доведениемтопливо-продуктов до потребителя

/>1. Иностранные инвестиции в НГК России в период 1993-2002г.г./>Инвестиционнаяпривлекательность нефтегазового сектора РФ1.1  Нефтегазовыйкомплекс (НГК): сущность, структура

Современнаяструктура НГК является результатом преобразования государственных предприятий вакционерные общества в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от14 августа 1992 года №922 «Об особенностях преобразования государственныхпредприятий, объединений, организаций топливно-энергетического комплекса вакционерные общества», установившим, что приватизация объектов топливно-энергетическогокомплекса должна проводиться с учетом их отраслевых особенностей.

В нефтяномкомплексе были созданы, частично или полностью приватизированы и в настоящеевремя действуют следующие крупные ВИНК (вертикально интегрированные нефтяные компании)- «НК «ЛУКОЙЛ» с долей Российской Федерации 26,6%, «НК «ЮКОС» (доля РоссийскойФедерации — менее 1%), «НК «ТНК-ВР» (доли Российской Федерации нет), «НК«Сургутнефтегаз» (доля Российской Федерации — менее 1%), «НК «Роснефть» (доляРоссийской Федерации — 100%), «Сибнефть» (доля Российской Федерации — менее1%).

В 1994-1997годах также создавались нефтяные компании регионального масштаба — «ОНАКО»(доля Российской Федерации — 85%), «НОРСИ-ойл» (доля Российской Федерации — 85%); были переданы в собственность г. Москвы ранее закрепленные в федеральнойсобственности 38% акций АО «Моснефтепродукт» и 38% акций АО «Московский НПЗ»для учреждения Правительством Москвы ОАО «Центральная топливная компания», 38%акций АО «Свердловскнефтепродукт» и 38% акций АО «Екатеринбургнефтепродукт» вгосударственную собственность Свердловской области для учрежденияправительством Свердловской области ОАО «Уралнефтепродукт».

Созданы двеакционерные компании по транспорту нефти — ОАО «АК «Транснефть» (доляРоссийской Федерации — 75%) и нефтепродуктов — ОАО «АК «Транснефтепродукт»(доля Российской Федерации — 100%).

На базепредприятий газовой промышленности созданы РАО «Газпром» (в настоящее время — ОАО «Газпром», в свою очередь контролирующее созданное в порядке акционированияи приватизации ОАО «Сибирско-Уральская НГХК») и ОАО «Росгазификация». При этомв федеральной собственности находится пока 38,4% акций ОАО «Газпром»(закреплено 35% акций) и 100% акций ОАО «Росгазификация» (закреплено 50% акций+ 1 акция).

На базе предприятийнефтегазового строительства было создано ОАО «Роснефтегазстрой».

В нефтяномкомплексе Российской Федерации вертикально интегрированными нефтянымикомпаниями, контрольные пакеты которых пока принадлежат государству («НК«Роснефть» и «ОНАКО»), контролируется примерно 7-8% рынка нефти инефтепродуктов. Следует отметить, что над крупнейшими субъектами рынка нефти инефтепродуктов прямой государственный контроль (через участие в капитале)фактически отсутствует («ЮКОС», «Сургутнефтегаз» и «ТНК-ВР»), либо будетутрачен в ближайшее время («НК «ЛУКОЙЛ»).

РоссийскаяФедерация частично контролирует газодобычу, газопереработку и транспорт газа иполностью — газораспределение. В нефтегазовом строительстве доля собственностиРоссийской Федерации составляет 10,6%.

Всобственности нерезидентов находится 4,48% ОАО «Газпром» (в том числе Rhurgas — 2,5%), не менее 18% ОАО «НК «ЛУКОЙЛ», в том числе у The Bank of New YorkInternational Nominees (номинальный держатель) — 20% и у Pictet & Cie — 2,4%; в число акционеров ОАО «НК «Сибнефть» входит Республики Беларусь — 1,834%, Burlington Investment Ltd. — 2,477% и Excаlibur Capital Resourses Ltd.- 6,237%), менее 1,5% ОАО «НК «ТНК-ВР» (Taft Enterprises Ltd, CougarInvestments Ltd, Erem Systems Ltd. Определенная доля иностранного участияимеется в уставных капиталах ОАО «НК «ЮКОС» и ОАО «НК «Сургутнефтегаз».

В нефтяномкомплексе работает 542 тыс. человек, из которых 416 тыс. заняты внефтедобывающей промышленности, 118 тыс. — в нефтеперерабатывающей. Запоследний год общая численность занятых в комплексе возросла на 3%. Основныеобъемные показатели работы комплекса характеризуются данными таблицы 1.

Таблица1.Основные показатели работы нефтяного комплексаПоказатели 1998г. 1999г.

2000г.

прогноз Минэнерго

2000г.

оценка ТЭНИ

Добыча нефти с газовым конденсатом, млн. т. 303,4 305,0 300-305 315-318 Экспорт нефти, млн. т. 135,3 132,5 133 136-138 Переработка нефти, млн. т. 161,1 170,5 165-172 176-178 Экспорт нефтепродуктов 43,8 47,5 45 52,5-55,0 Чистое внутреннее потребление нефти, млн. т. 125 125 122-127 125-126 Объем эксплуатационного бурения, тыс. м. 4310,7 5000 4000-7300 6300

Источник:«Нефтегазовая вертикаль» №3, 2003г

Нефтянойкомплекс охватывает подготовку запасов, добычу, транспорт, переработку нефти ивключает в себя 6  крупных вертикально — интегрированных компаний, добывающих87,7% нефти, и 113 мелких компаний с объемом добычи 9,2%. Более 3% добычинефтяного сырья осуществляет ОАО «Газпром».

В составекомпаний работают 28 нефтеперерабатывающих заводов суммарной мощностью 269 млн.т/год и загруженных на 57% (2002 г.); имеются 6 заводов по производствусмазочных материалов и 2 завода переработки сланцев.

            Магистральныйтранспорт нефти и нефтепродуктов осуществляют соответственно АК«Транснефть» и АК «Транснефтепродукт». Магистральныетрубопроводы АК «Транснефть» перекачивают 99,3% добываемой в Россиинефти. Их протяженность – 48,5 тысяч километров – позволяют формироватьтрансконтинентальные потоки нефти.

Нефтяныересурсы составляют 31% производимых в России первичных энергоресурсов, 22%потребляемых российской экономикой и более 50% вывозимых.

            Комплекс занимаетдостаточно заметное место в мировом хозяйстве.

1.2  Характеристиказапасов

По разным оценкам экспертов OPEC, OECD, «Oil&Gas Journal» и другихавторитетных международных организаций и информационных центров, достоверныезапасы нефти по странам мира составляют 140 млрд т, потенциальные ресурсыприродного газа оцениваются в более чем 600 трл м3, прогнозныезапасы угля – около 15 трлн т. Потенциал российских недр оцениваетсяпочти в 30 трлн. долл., что значительно превышает соответствующие показателиСША (8 трлн. долл.) и Китая (6,5 трлн. долл.), не говоря уже о Западной Европе(0,5 трлн. долл.). Прогнозируемый потенциал России оценивается в 140 трлн.долл.

Россия входит в первую пятерку государств мира,располагающих богатейшими запасами и топливно-энергетического сырья.Геологические запасы энергоресурсов России составляют около 30% от суммарныхобъемов мировых минерально-сырьевых ресурсов. В недрах страны сосредоточеноболее 10% разведанных мировых запасов нефти, 1/5 – угля, около 35% газа и 14%урана. ТЭК производит примерно 30% от всего объема отечественной промышленнойпродукции, формирует 32% доходов консолидированного и 54% доходов федеральногобюджета, на его долю приходится 54% экспорта и около 45% валютных поступлений встрану.

Вто же время потребление многих видов сырья в расчете на одного жителя в Россиив 2 — 3 раза, а в некоторых видах и в 5 — 8 раз ниже, чем в основных развитыхстранах. При этом интенсивность нагрузки на недра в России в 4 — 6 раз, а то ив 8 — 10 раз меньше, чем в США, Канаде и других странах, активно использующихсвой минерально-сырьевой потенциал[1].

В настоящее время по данным Министерства природных ресурсовРФ, выявлено более двух тысяч месторождений, содержащих нефть, в том числе 1640нефтяных и 373 нефтегазовых и нефтегазоконденсатных. 12 месторождений являютсяуникальными (запасы более 300млн т) и содержат 28% разведанных запасов нефтиРоссии.

В стране открыто более двух тысяч газовых, газоконденсатныхи газонефтяных месторождений. Из них в разработку вовлечено свыше 1150месторождений с разведанными запасами 22 трлн м3 – или 46,6% отроссийских запасов, подготовлено к промышленному освоению 165 месторождений сзапасами 17,2 трлн м3 (36,2%).

Россия занимает первое место в мире по запасам угля.Балансовые запасы угля в стране составляют более 200 млрд т (категории А+В+С1).В Западно-Сибирском регионе сосредоточено 46% запасов угля России, вВосточно-Сибирском регионе – 34%, в европейской части России, включая Уральскийрегион, балансовые запасы угля составляют 10% от общероссийских запасов, вДальневосточном регионе – 10%. Эффективное освоение и использованиетопливно-энергетического потенциала – залог устойчивого развития России надолгосрочную перспективу. В современных условиях она нуждается в научнообоснованной, и воспринятой обществом энергополитике, опирающуюся на энергетическуюстратегию государства. Необходимость разработки новых принципов такой политикикак основной части «Энергетической стратегии России» вызвана рядом негативныхтенденций в топливно-энергетическом комплексе, требующих, по мнению ведущихроссийских экспертов, скорейшего устранения на федеральном законодательномуровне.

Это относится к первичной сфере ТЭК – разведке и добычетопливных ресурсов и, прежде всего, углеводородных. При этом сохраняетсятенденция к ухудшению горно-геологических условий добычи таких ресурсов,отставания объемов прироста их разведанных запасов от объема добычи. Втопливной промышленности за последние 9-10 лет увеличивается степень износаосновных фондов, а производительность труда в настоящее время остается нижеуровня 1990 г

Добыча нефти характеризуется низкими значениямикоэффициентов нефтеотдачи пластов и снижением среднесуточного дебита однойскважины. Сохраняется негативное воздействие на окружающую среду в районахвечной мерзлоты, на территориях которых работают добывающие предприятиятопливно-энергетического комплекса. Ощутима доля прямых потерь энергоресурсовпри добыче, транспортировке, переработке и потреблении, высока удельнаяэнергоемкость валового внутреннего продукта страны. Добычатопливно-энергетических ресурсов и производство электроэнергии растут медленно,хотя по ряду позиций наблюдается заметный рост показателей (см. табл. 2,3).

Таблица 2

Добыча топливно-энергетических ресурсов в России в1999-2002 гг.

Вид

углеводородного сырья

Объемы добычи УВ по годам

1999 2000 2001 2002 (11 месяцев)

Нефть, всего (млн т)

305

324

348

345

В т.ч.: нефть 295 313 337 334 газовый конденсат 10,0 10,4 11,1 11,4 Естественный газ,

всего (мярд м3)

592 584 531 538

В т.ч.:

Природный

564 555 551 508 нефтяной 27,9 28,7 30,2 30 Уголь, всего (млн т) 250 258 269 228

Источник: Госкомстат России

 

Таблица 3

Производство электроэнергии в России в 1999-2002 гг.

Источник электроэнергетики

Производство электроэнергии по годам, млрд кВт/час

1999 2000 2001

2002

(11 месяцев)

Все электростанции

846

878

888

794

В т.ч.: тепловые 563 582 576 516 гидроэлектростанции 161 165 175 152 атомные 122 131 137 126

Источник: Госкомстат России

1.3  Характеристикадобычи

Важнымаспектом, определяющим инвестиционную привлекательность российскогонефтегазового сектора, является открывающаяся возможность выгодного освоенияпотенциальных нефтегазовых ресурсов России к началу прогнозируемого ухудшенияположения с мировыми запасами традиционных источников нефти и перехода на болеедорогие нетрадиционные источники к которым, по методологии Международногоэнергетического агентства (МЭА), относятся нефтеносные сланцы, битуминозныепески, синтетические виды нефти и нефтепродуктов, жидкое топливо на базе угля,топливо на базе биомассы и жидкое топливо, полученное на базе природного газа].

Как ожидаютпрогнозисты-аналитики, мировая добыча нефти из традиционных источниковдостигнет своего пика в период между 2010 г. и 2020 г. и затем начнетснижаться. Как известно, освоение ресурсов из нетрадиционных источниковпотребует значительных затрат. На мировом рынке может создаться угроза нехваткинефти из традиционных источников, что неизбежно приведет к усиленному освоениюнетрадиционных источников и к росту цен в период 2010 — 2020 гг.

Издержкиполучения нефти из наиболее существенных нетрадиционных источников (табл. 4)намного превышают фактические издержки добычи ведущих нефтедобывающих стран,варьирующиеся в пределах от 2 до 12 долл. за барр.

Таблица4

Оценкииздержек добычи нефти на наиболее крупных проектах месторождений изнетрадиционных источников и получения жидкого топлива из природного газа*

Источники

Операционные издержки,

долл. за барр.

Капитальные затраты,

долл. за барр.

Всего издержки добычи,

долл. за барр.

Извлекаемые резервы,

млрд. барр.

Битуминозные пески

(Канада, провинция Альберта)

9 — 10 3 — 5 12 — 15 300 Тяжелая нефть (Венесуэла, р. Ориноко) 8 — 10 5 — 7 15 — 17 300 Жидкое топливо из природного газа – – Более 18 150

* International Energy Agency, World EnergyOutlook. Paris. 1998. P. 113.

По оценке МЭА,поступление нефти из нетрадиционных источников вырастет с 70 млн. т в 1997 г.до 125 млн. т в 2005 г. и будет увеличиваться быстрыми темпами в последующийпериод.

Важнымкомпонентом отраслевой инвестиционной привлекательности следует считатьиздержки добычи на эксплуатируемых в России месторождениях в сравнении сиздержками в других странах.

Президент НК«ЛУКойл» В. Алекперов на заседании «Круглого стола» 11-12 декабря 2001 г.сообщил, что издержки добычи нефти в России находятся на уровне 4 — 8 долл. забарр. против 2 долл. в странах Персидского залива, 6 долл. в Африке, 8 долл. вЮжной Америке и США, 10 долл. в Северном море. В 6 долл. за барр. оцениваетпроизводственные затраты по добыче нефти в России президент НК «ЮКОС» С. Кукес,а В.П. Орлов считает, что расходы на разведку, освоение и добычу российскойнефти составляют 5,5 — 8 долл. за барр. Менее чем в 10 долл. за барр. оцениваютиздержки добычи в России иностранные эксперты (табл. 5).

Таблица5

Издержкидобычи нефти (долл. за барр.)

Регион

менее 2

менее 5

менее 10

более 10

Страны ОПЕК

Ирак

Иран

Кувейт Саудовская Аравия

Абу-Даби

(отдельные месторождения)

Венесуэла Ливия

Абу-Даби

(отдельные месторождения)

Индонезия

Нигерия

Абу-Даби

(отдельные месторождения)

Страны,

не входящие

в ОПЕК

Малайзия

Мексика

Оман

штат Аляска (месторождение Hopc-Слоуп)

Россия

Габон

Египет

Северное море

США

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

Таким образом,даже в современных условиях издержки добычи нефти в России находятся на уровнеиздержек в таких странах — членах ОПЕК, как Нигерия, Индонезия, отдельныеместорождения Абу-Даби, а также штат Аляска. Издержки в России ниже, чем наместорождениях в Египте, США и Северном море. Можно предположить, что среднийуровень издержек добычи на месторождениях в России в период 2000 — 2020 гг. и вболее отдаленной перспективе, когда развернется реализация проектов, начатых впервые годы XXI века, окажется, сравнительно с другими странами и регионами,еще более благоприятным для инвесторов. Это объясняется тем, что в нефтегазовойпромышленности, так же как и в других отраслях, связанных с использованиемземли как объекта хозяйствования, себестоимость добываемых ресурсов тяготеет кобщественным затратам, складывающимся на худших по местоположению и менеебогатых месторождениях полезных ископаемых. В нашем случае в новых условияхначала века такими месторождениями будут нетрадиционные месторождения сисключительно высокими по сегодняшним меркам издержками добычи. «Ценапроизводства на наихудшей земле всегда является регулирующей рыночной ценой», — отмечал К. Маркс.

Привлекательностьинвестирования в российскую нефтедобычу вряд ли понизится в связи с предстоящимосвоением ряда новых нефтяных месторождений в районе Каспийского моря такимистранами, как Азербайджан, Казахстан и Туркменистан.

Во-первых, этоосвоение потребует уже сейчас крупных капиталовложений. По подсчетам А.Конопляника и А. Лобжанидзе, авторов изданной в 1998 г. книги «Каспийская нефтьна евразийском перекрестке», для освоения нефтяных месторождений нового регионаможет потребоваться около 90 млрд. долл. в год, или 900 млрд. долл.за весь период инвестиционного цикла, который оценивается примерно в10 лет. Авторы исследования обоснованно утверждают, что суммарные доказанныезапасы нефти каспийского региона не превышают 3% мировых, а финансовые затратына их разработку составят как минимум 8 — 10% прогнозируемых мировыхкапиталовложений в разведку и добычу нефти. Оптимизация рисков финансированияпотребует примерно паритетного уровня этих двух показателей, и потомумаловероятно, что все намечаемые проекты освоения углеводородного потенциаларегиона смогут быть профинансированы в полном объеме.

Следуетуточнить, что положение может измениться, если будут задействованы политическиемотивы для необходимости финансирования региона, который может явитьсяальтернативным источником нефти для стран ОЭСР, особенно в случае каких-либополитических сбоев в отношениях со странами ОПЕК. В любом случае каспийскаяпроблема усилит накал конкурентной борьбы за инвестиции на мировом рынкекапиталов.

Во-вторых,Россия сама располагает значительными потенциальными месторождениями в северныхрайонах Каспия, что открывает возможности для иностранного и отечественногокапитала принять участие в их освоении. Первые открытия нефти НК «ЛУКойл» вСеверном Каспии сулят благоприятные перспективы. В 2000 г. «ЛУКойл», «ЮКОС» и«Газпром» создали совместное предприятие по разработке российской части шельфаКаспия.

1.4  КонкурентоспособностьНГК РФ/>1.4.1 Отраслевая структура инвестиций

Высокимпотенциалом инвестиционной привлекательности обладает ОАО «Газпром»,являющееся, по оценке западных экспертов, самой инвестиционно-привлекательной инаиболее защищенной от политических рисков компанией России. Во-первых, пооценке американского аудитора «De Goller and Mac Notton», чистый дисконтированный доход при реализации 50%запасов компании сегодня может быть оценен более чем в 48 млрд. долл.Во-вторых, рентабельность добычи газа, рассчитанная на основе продуктивностискважин, существенно выше, чем в нефтяной отрасли. По мнению «Dutch Morgan Greenfield», по продуктивности скважин «Газпром» занимаетвторое место среди крупнейших энергетических компаний мира. В-третьих,инвесторы смогут участвовать в реализации конкретных проектов, направленных наприрост ресурсной базы, развитие транспортной системы и повышение экспортногопотенциала в целом, что является залогом будущего роста доходов инвесторов. И,наконец, «Газпром» надежно защищен от российских политических рисков, посколькуподавляющая часть привлекаемых им займов и кредитов обеспечена выручкой отэкспортных контрактов с первоклассными западноевропейскими покупателями.Портфель экспортных контрактов «Газпрома» предусматривает поставку 2666 млрд. м3газа в Европу, что по текущим мировым ценам составляет около 195 млрд. долл.

Высокойинвестиционной привлекательностью обладают компании «ЛУКойл», «ЮКОС»,«Сибнефть» и другие вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК).

Весьмапривлекательной для инвесторов может оказаться необходимость крупномасштабногообновления изношенного и устаревшего производственного оборудования,используемого в ТЭК России. В современных условиях постоянное обновлениеосновного капитала выступает важнейшим фактором снижения издержек добычи иповышения конкурентоспособности нефтяной и газовой промышленности. О масштабахвыигрыша от использования этого фактора наглядно свидетельствует пример изистории американской нефтяной промышленности, которой удалось за период 1981 — 1996 гг. снизить издержки добычи нефти за счет внедрения технологическихновшеств на 50% на суше и на 80% при разработке морских месторождений. Характерно,что Министерство энергетики США в своих расчетах на длительную перспективузакладывает норматив снижения издержек добычи в результате применения новыхтехнологий не менее чем на 2% в год.

Российскаянефтедобывающая промышленность на практике ощутила эффективность привлеченияпередовой технологии из-за рубежа. Начиная с 1993 г. отрасль получалаоборудование в рамках так называемых реабилитационных нефтяных займов — связанных кредитов, предоставленных международными финансовыми организациями(МБРР, ЕБРР, «Эксимбанком» США и др.). Так, только МБРР предоставил России дванефтяных займа на общую сумму 1110 млн. долл. Благодаря применению новыхтехнологий и оборудования (гидроразрыв пласта, горизонтальное бурение,высокопроизводительные погружные насосы и др.), поступившего в 1994 — 1996 гг.,удалось, по мнению президента Союза нефтегазопромышленников России В.Медведева, удержать добычу нефти в России на уровне около 300 млн. т в год.Однако на сегодня эти кредиты уже исчерпаны. Характерно, что в 1996 г., пооценке бывшего заместителя министра топлива и энергетики РФ В. Бушуева, из 6млрд. долл., потраченных нефтяными компаниями на приобретение оборудования, 2/3было израсходовано на импортные агрегаты.

Инвесторы могутрассчитывать на успех развития таких новейших технологий, как трехмернаясейсмика, подводное закачивание скважин, применение полупогруженных платформ,платформ на натяжных тросах, на внедрение компьютерной технологии и различнойтехники, широко применяемой международными нефтяными компаниями для сниженияиздержек добычи.

Большиевозможности открываются для инвесторов в области модернизациинефтеперерабатывающей промышленности, в частности с целью доведения уровнявыхода светлых нефтепродуктов до западных стандартов. Это связано с широкимвнедрением каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования остатков и т.д.Кроме этого, для улучшения качества готовой продукции потребуется внедрениесовременных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочисткетоплив для реактивных двигателей и дизельных топлив, изомеризации,алкилированию, производству высокооктановых добавок, современных катализаторови др.

Важнымнаправлением инвестирования капиталов станет строительство высокоэффективныхнефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) средней и малой мощности в районахповышенного потребления нефтепродуктов и в отдаленных северных и восточныхрайонах страны.

Наличие мощнойсырьевой базы и растущий спрос позволяют рассчитывать на значительнуюактивизацию инвестиционных процессов в нефтехимии, которая развивается сориентацией на наращивание экспорта удобрений, базовых нефтехимикатов,пластмасс и др.

Развитиенефтегазодобычи внутри страны, а также расширение возможностей транзита создастемкий инвестиционный рынок, требующий миллиардов долларов капиталовложений.

К числу важныхконкурентных преимуществ России относится значительная недогрузка существующеймагистральной транспортной системы, позволяющая инвестору сразу же включиться вполномасштабную деятельность по реализации инвестиционных проектов. Привлекательнымявляется и более низкий уровень тарифов на транспортировку энергоресурсов, чемво многих других странах.

Перспективнымнаправлением инвестирования в России в ближайшие десятилетия явитсяосуществление мероприятий по радикальному повышению энергетическойэффективности и энергосбережению. По современным оценкам, в стране имеетсяпотенциал рентабельного энергосбережения, позволяющий в годы действия «ЭС-2020»уменьшить расход энергоресурсов на 40 — 45%. Треть этого потенциаласосредоточена в самом ТЭК, еще треть — в отраслях промышленности, 16% — вкоммунально-бытовом секторе и 10% — на транспорте. К числу важнейшихнаправлений экономии энергоресурсов в нефтяной промышленности относитсяэффективная борьба с потерями попутного газа. В 1996 г. в стране было сожжено вфакелах 8,2 млрд. м3 нефтяного газа.

Возможностьучастия в освоении российских недр и переоснащении российского нефтегазовогосектора делает весьма перспективными многообразные формы кооперации при участиироссийского ТЭК в международном инвестиционном сотрудничестве (МИС). Это могутбыть совместные предприятия, сервисные контракты, соглашения о разделепродукции, целевые кредиты, техническая помощь и т.д.

Таким образом,учитывая огромные потребности в модернизации и дальнейшем развитии российскогоТЭК, иностранный инвестор может ориентироваться на активное участие в проектахразличных видов и масштабов по повышению уровня добычи энергетических ресурсови производства нефтепродуктов, продуктов нефтехимии и т.д. Более того,иностранные инвестиции могли бы быть направлены на совершенствованиемашиностроительного сектора, занятого производством оборудования — нефтедобывающего, нефтеперерабатывающего, нефтехимического, транспортного,энергетического, оборудования для сжижения природного газа и т.п. Это позволитРоссии после соответствующей модернизации имеющейся индустриальной базы(включая отдельные предприятия ВПК) занять достойное место в мировом хозяйствев качестве не только одной из ведущих ресурсных держав, но и крупногопроизводителя различных видов горнодобывающей и перерабатывающей сырье техники.Перспективы спроса на мировом рынке на эти виды оборудования вполнеблагоприятны. Так, только по оборудованию для добычи нефти и газа на шельфе вближайшие 5 лет ожидаемый объем продаж в мире возрастет до 12 млрд. долл.против 6 млрд. долл. в 1998 г.

/>1.4.2 Национальная инвестиционнаяпривлекательность.

Отраслеваяинвестиционная привлекательность тесно связана с национальной инвестиционнойпривлекательностью. В мировой практике экономических сопоставлений существуетмного различного рода рейтингов, так или иначе охватывающих такие элементыинвестиционной привлекательности, как уровень общего экономического развития,степень открытости экономики, достаточность нормативной и правовой базы,научно-технический потенциал, характеристика трудовых ресурсов, снижениематериалоемкости и энергоемкости общественного продукта, и другиемакроэкономические показатели. Рейтинг стран в мировой экономике, ежегодноопределяемый Мировым экономическим форумом (Швейцария) и Международныминститутом развития менеджмента для 50 — 60 стран мира, предусматривает расчетыконкурентоспособности каждой страны, подсчитанной на основе многофакторныхвекторных моделей, включающих порядка 290 показателей в восьми областях(экономическое положение, состояние инфраструктуры, уровень НИОКР, степеньоткрытости экономики, уровень развития информационных технологий ителекоммуникационных систем и др.). Сегодня Россия в этом рейтинге занимает последнееместо. Также невысок рейтинг страны в других сопоставлениях инвестиционнойпривлекательности и конкурентоспособности.

Надо отметить,что слишком большая агрегированность показателей, обобщенных в рейтингах, неотвечает конкретным целям инвесторов и ориентирует их лишь в общих чертах ввыборе объектов и стран для инвестирования капиталов. Иначе не объяснишь,почему Россия сохраняет свою привлекательность и при исключительно низкихпоказателях в различного рода рейтингах, что доказано заключением соглашений«Сахалин-1» и «Сахалин-2» (более подробно речь о них пойдет позже), а такжепереговорами с иностранными компаниями по освоению других нефтяныхместорождений. Поэтому к вопросу о национальной инвестиционнойпривлекательности России следует подходить с учетом анализа отдельных блоковфакторов, характеризующих прежде всего достаточность нормативной и правовойбазы в стране для обеспечения прибыльного инвестирования иностранного капитала.

В этомотношении в России, по историческим меркам только вступившей на путь развитиярыночной экономики, уже сделано весьма многое для создания подходящегоинвестиционного климата. Страна проходит процесс вступления в ВТО. Разработанаправовая база регулирования режима иностранных и отечественных инвестиций, идетпоиск новых законодательных норм, определяющих основные параметрыфункционирования отечественного и иностранного капитала, реформируетсяналоговая система, осуществляется подготовка к ратификации Договора кЭнергетической хартии (ДЭХ), способного обеспечивать унификацию инвестиционногорежима в России с соответствующими мировыми стандартами.

Однакосохраняющиеся на всех уровнях российского общества разногласия идеологическогопорядка тормозят претворение в жизнь правовых принципов либерализацииинвестиционного режима — стабильности, «прозрачности», предсказуемости инедискриминации.

Из другихфакторов, формирующих национальную инвестиционную привлекательность России,следует отметить наличие трудовых ресурсов, обладающих высокимобщеобразовательным уровнем, сохраняющийся низкий уровень заработной платы иналичие избыточной квалифицированной рабочей силы. Как показывают расчетыГоскомстата, почасовая заработная плата в обрабатывающей промышленности Россиив 15 раз ниже, чем в США. К числу других факторов нужно также отнести все ещесохраняющийся значительный научно-технический потенциал, который можетпозволить инвестору решать многие проблемы, связанные с осуществлениеминвестиционных проектов, на месте, не прибегая к более дорогостоящемуфинансированию НИОКР за пределами России. По оценкам независимых экспертов,стоимость невостребованной отечественной промышленностью интеллектуальнойсобственности в нашей стране превышает 400 млрд. долл.

В историиразвития отечественной нефтяной промышленности много примеров, когда передовыетехнические и технологические разработки ученых оставались невостребованнымилибо из-за отсталости машиностроения, либо из-за общего недостаткаинвестиционных средств. Например, метод глубоко проникающего гидроразрывапродуктивного пласта для повышения его нефтеотдачи был разработан советскимиучеными много лет назад, но пришел в Россию только в последние годы вместе сзападными компаниями. В настоящее время в стране требует соответствующегоинвестиционного обеспечения широкое внедрение новых типов оборудования, вчастности такой эффективной технологии, как колтюбинг, позволяющий сократитьпродолжительность спуско-подъемных операций при бурении и проводить работы наскважине без ее глушения, что обеспечивает экономию времени и стоимостиосновных ремонтных и технологических работ в 2 — 3 раза по сравнению страдиционными технологиями.

Перспективныроссийские разработки, связанные с интенсификацией нефтедобычи и повышениемотдачи пластов с помощью вибрационных процессов, со строительством надводных иподводных буровых установок в ледовых условиях, ядерных транспортных подводныхсудов и танкеров, а также с высокотемпературным и сверхвысокочастотным синтезомэнергоносителей.

К числуконкурентных преимуществ России следует отнести и девальвацию рубля 1998 г.,позволяющую инвестору использовать ощутимый эффект при оплате в рублях рабочейсилы, закупке необходимых материалов, оборудования и услуг на внутреннем рынкеи осуществлении операционных и капитальных расходов, связанных с осуществлениемпроектов, не говоря уже о возросшей выгоде от осуществления экспортныхопераций. О значении последнего говорят следующие данные: если по состоянию на1 января 1998 г. внутренняя цена на нефть составляла 99,9% мировой цены, побензину — 114%, дизтопливу — 118,5%, мазуту топочному — 125,7% и природномугазу — 63,9%, то по состоянию на 1 декабря 1998 г. при возросшем курсе долларапо отношению к рублю эти соотношения уже составляли по нефти — 44%, бензину — 45,3%, дизтопливу — 59,5%, мазуту — 47,9% и природному газу — 19,4%.

Дополнительныевозможности для иностранных инвесторов открываются в области использованиярезультатов либерализации инвестиционных режимов субъектами Федерации, которыев последние годы все больше идут на предоставление инвесторам различного родадополнительных налоговых и других льгот на своем уровне.

Постепенновосстанавливается привлекательность фондового рынка страны и акцийотечественных нефтяных компаний, значительно понизившаяся после 1998 г.Улучшение экономического положения России и рост цен на нефть благотворносказались на курсах акций таких лидеров в РТС, как «ЛУКойл», «Сургутнефтегаз»,«ЮКОС», «Газпром» и др.

Укреплениюрынка ценных бумаг будут содействовать дальнейшее укрепление стабильностистраны, рост авторитета государственной власти за рубежом, успешное претворениев жизнь программ «Стратегия-2010» и «ЭС-2020», а также дальнейшеесовершенствование законодательных норм, обеспечивающих снижение степени рискадля инвестора при осуществлении им операций в российской экономике.

Немало усилий надопредпринять, чтобы обеспечить такую степень доверия к российскому рынку ценныхбумаг, которая привела бы к установлению реальной цены на акции отечественныхкомпаний, ныне остающейся серьезно заниженной по сравнению с подобного родапредприятиями за рубежом. По мнению С. Нортона, одного из руководителейкрупнейшей аудиторской и консалтинговой компании «Pricewaterhouse Cooper», в России за 10 долл. можнокупить акции, которые реально стоят 100 долл. Другой специалист, У. Браудерс,руководитель крупной инвестиционной компании «Hermitage capital management», на примере акций ОАО «Газпром» наглядно показалстепень занижения цены российских акций. «Если исходить из цен на акции«Газпрома» на российском рынке, то баррель углеводородного топлива (нефть игаз) из запасов «Газпрома» стоит 0,035 долл., а баррель запасов «Эксон» в США — 13 долл., т.е. в 365 раз дороже. Другими словами, рынок ассоциирует с«Газпромом» столько рисков, что стоимость его продукции едва превышает ноль». Сдругой стороны, заниженность стоимости российских акций может оказатьсяфактором инвестиционной привлекательности.

Важную роль впродвижении инвестиционных капиталов в реальный сектор экономики играют банки иинвестиционные банковские группы. Среди них выделяется инвестиционно-банковскаягруппа «НИКойл», владеющая собственным капиталом в сумме более чем 1 млрд.долл., 33% акций крупнейшего в России морского порта в г. Новороссийске и болеечем 10% акций компании «ЛУКойл». О возможностях группы по привлечениюинвестиционных средств говорит тот факт, что только для компании «ЛУКойл»группа «НИКойл» привлекла инвестиций на сумму около 1,5 млрд. долл.

Значительнойподдержкой нормальному функционированию российского рынка акций могло бы статьрешение проблемы определения рейтинга инвестиционной привлекательностиотечественных нефтяных компаний. В этой связи самой положительной оценкизаслуживает работа Центра макроэкономических исследований ИМЭПИ РАН,стремящегося с помощью многофакторного анализа и метода экспертных оценоксоздать собственную методологию расчета рейтинга инвестиционнойпривлекательности ВИНК и российских совместных добывающих предприятий, невходящих в ВИНК. Набор параметров, выбранный Центром, весьма представителен исоставляет 35 наименований для ВИНК и 13 — для малых предприятий. Авторысоставили таблицы значений показателей, провели агрегирование этих показателейи на основе полученных данных построили интеграционные индексы по двум группамкомпаний. Среди наиболее значимых показателей, использованных для построенияиндекса для ВИНК, в порядке убывания суммы учитываемых баллов следуют:извлекаемые запасы нефти, отношение чистой прибыли к активам компании, уровеньменеджмента, добыча нефти, отношение экспорта к добыче, отношение капитализациикомпании к запасам нефти и др.

Результатыисследований показали, что российские ВИНК, в соответствии с интегральнымрейтингом, разместились следующим образом: «ЮКОС» (9,04), «Лукойл» (8,60),«ТНК-ВР» (7,70), «Сургутнефтегаз» (7,29), «Сибнефть» (6,09), «Татнефть» (6,0),«Росшельф» (4,89), «Сиданко» (4,54), «Славнефть» (4,40), «Башнефть» (3,81) и«ОНАКО» (2,95). (данные на 2003 год)

Надо отметить,что наличие крупных доказанных и потенциальных запасов газа и нефти припрогнозируемом росте спроса на топливно-энергетические ресурсы на мировом рынкев первой четверти столетия делают весьма привлекательным российскийнефтегазовый сектор ТЭК как объект инвестирования.

1.4.3 Сущность Соглашений о разделепродукции (СРП). Правовая база СРП.

В основу российской моделисоглашений о разделе продукции (СРП) положена так называемая “индонезийскаямодель”, предусматривающая трехступенчатую схему раздела:

—  вначале из полученной инвестором продукции выделяется часть,направляемая государству в виде платежей за пользование недрами (роялти,ренталс);

—  затем выделяется часть, идущая на возмещение понесенных затрат(компенсационная продукция);

—  оставшаяся часть (прибыльная продукция) делится междугосударством и инвестором в оговоренной пропорции; на последней стадии инвесторуплачивает налог на прибыль, налогооблагаемой базой которого является доляинвестора от прибыльной продукции.

Мировой опыт знает и модели стак называемым “прямым” разделом продукции, которые предусматривают разделпродукции непосредственно на долю государства и долю инвестора. То есть при“прямом” разделе отсутствует стадия выделения компенсационной продукции. Втаком случае раздел продукции может быть:

—  двухступенчатым (как в Перу), когда государство отказывается отвзимания роялти, устанавливает для компании более благоприятные, чем виндонезийской модели”, пропорции раздела, но вводит подоходный налог на всюдолю выделенной инвестору нефти;

—  одноступенчатым (как в Ливии), когда государство сразуустанавливает повышенные в свою пользу условия раздела, но освобождаетинвестора от подоходного налога и платежей роялти.

Выбор оптимальной схемыраздела зависит от многих факторов. Например, схемы прямого раздела продукциибез взимания подоходного налога могут оказаться неудобньми для иностранныхинвесторов, так как порождают проблемы, связанные с возможностью фактическидвойного налогообложения их доходов. Один раз в косвенной форме доходыинвестора уменьшаются в принимающей стране за счет уменьшения его долипродукции. Второй раз его доходы могут быть обложены налогом в той стране, гдеинвестор зарегистрирован как налогоплательщик, обязанный уплачивать подоходныйналог либо по месту деятельности, либо по месту регистрации.

Опыт реализации российскогоФедерального закона “О соглашениях о разделе продукции” показывает, что формированиеправовой базы СРП на основе только “индонезийской модели” не позволяет учестьвсе многообразие экономико-географических, горно-геологических,социально-экономических условий, в которых приходится осуществлять проекты наусловиях СРП. Очевидно, что соглашения по новым месторождениям шельфа Сахалинаили Баренцева моря будут существенно отличаться по набору условий и взаимныхобязательств сторон от соглашений по старым месторождениям типа Самотлора.

Многочисленные претензии коператорам соглашений по поводу затрат, которые могут быть отнесены накомпенсационную продукцию, неопределенность с историческими затратамигосударства по старым месторождениям тормозят процесс как подготовки, так иреализации соглашений. Не случайно за 1997-2000 гг. подписано всего односоглашение между Российской Федерацией и ОАО “Нижневартовскнефтегаз” поразработке южной части Самотлорского месторождения, в то время как федеральнымизаконами возможность заключения СРП предоставлена применительно к 22 крупнымобъектам.

Понимание необходимостидополнить российскую модель СРП другими возможными схемами разделазафиксировано Российской Федерацией в лице Правительства РФ и администрацииХанты-Мансийского АО при подписании СРП по Самотлору в конце 1999 г. В текстесоглашения содержится положение, согласно которому “государство совместно синвестором в течение двух лет проводит работу по подготовке необходимыхзаконодательных и нормативных актов для перехода на раздел продукции полностьюв натуральном выражении (нефтью) с заменой уплаты всех налогов передачейгосударству причитающейся ему доли продукции”.

В связи с этим в мае 2000 г. вГосударственную Думу внесен законопроект, предусматривающий дополнениеФедерального закона “О соглашениях о разделе продукции” новой схемой “прямого”раздела продукции без взимания каких-либо налогов и платежей. По-видимому, всемучастникам обсуждения законопроекта ясно, что дополнение действующей модели СРП“прямым” разделом не только целесообразно, но и достаточно давно назрело.

Законопроект вызвал бурнуюдискуссию по поводу правовой сущности действий инвестора по передачегосударству причитающейся ему доли продукции, а также по поводу правовойквалификации самой этой доли. В первой своей редакции упомянутый законопроектопределял долю продукции, передаваемую государству, как “единый налог”. Этонововведение в случае его законодательного закрепления влекло за собой оченьсерьезные правовые последствия.

Во-первых, такой “единыйналог” может быть введен только после того, как будет внесено соответствующеедополнение в перечень налогов, взимаемых на территории Российской Федерации,установленный Налоговым кодексом РФ.

Во-вторых, с его введениемгосударство де-юре лишается неналоговых доходов от СРП. В связи с этимвозникает вопрос: если государство не получает гражданско-правового дохода отСРП, то можно ли считать СРП гражданско-правовым договором? Вызвать сомнения вгражданско-правовой сущности СРП означает подвергнуть сомнению право СРП насуществование в качестве самостоятельного правового института, преподносимогокак институт гражданского права.

В-третьих, введение “единогоналога” означает распространение на весь механизм раздела продукции иотчуждения ее долей налогового правового режима. Для того чтобы в полной мереоценить это, необходимо обратиться к правовой позиции Конституционного суда РФ,выраженной во многих его решениях. Она вкратце сводится к следующему:

—  федеральные налоги и сборы вводятся федеральными законами;

—  налоги и сборы вводятся исключительно налоговыми законами;

—  вводятся и взимаются только те налоги и сборы, которыепредусмотрены Налоговым кодексом РФ (соответствующие общим принципамналогообложения и сборов в Российской Федерации);

—  все основные элементы налогового обязательства устанавливаютсязаконом;

—  если в законе не определены основные элементы налоговогообязательства, налог считается невведенным.

В этом смысле вводимыйрассматриваемым законопроектом “единый налог” вступает в острый антагонизм сосновополагающими принципами российского налогового права. Согласно законопроектуважнейшие элементы налогового обязательства, такие как ставка “единого налога”,порядок исчисления, порядок и сроки уплаты, определение момента прекращенияобязанности по уплате и т.д., должны устанавливаться СРП, а не налоговымизаконами. Для приведения законопроекта и Федерального закона “О соглашениях оразделе продукции” в соответствие с вводимым “единым налогом” необходимоисключить из СРП практически все условия, имеющие отношение к разделупродукции. Возникла дилемма: отказаться от “единого налога” или отказаться отСРП как гражданско-правового договора. Последнее исключалось всеми участникамидискуссии.

В силу этого из законопроектаследовало исключить всякие упоминания о “едином налоге”. Сделать это следовалоуже потому, что доля продукции, принадлежащая государству по СРП, очевидно,составляет или содержит неналоговый доход государства, на который нельзяраспространять налоговый режим. Кроме этого, не следует забывать, что Налоговымкодексом РФ установлен ряд принципиальных положений, которые имеют прямоеотношение и к рассматриваемому законопроекту, и к действующей редакцииФедерального закона “О соглашениях о разделе продукции”. Согласно одному из нихобязанность по уплате налога или сбора прекращается в момент дачиналогоплательщиком поручения своему банку перечислить сумму налога или сбора насоответствующий бюджетный счет. Из этого положения вытекает, что обязанностьуплаты налога или сбора выполняется исключительно в форме перечисления денежныхсредств. Налоговый кодекс РФ не предусматривает натуральной формы уплатыналогов и сборов. В силу этого поддержка идеи “единого налога” требовалавнесения поправок в Налоговый кодекс РФ, которые законодательно закрепили бывозможность взимания по СРП налогов и сборов в натуральной форме – в виде добытойнефти.

Как можно видеть,перечисленный набор правовых проблем, требующих законодательного разрешения,настолько объемен, что способен полностью похоронить саму идею “прямого”раздела продукции. Однако отдельные разработчики законопроекта первоначальнополагали, что “прямой” раздел продукции может быть реализован только привведении “единого налога”, который должен “поглотить” все ныне взимаемые синвестора налоги и иные платежи, считая, что обратное невозможно. Но судьба“прямого” раздела продукции может и должна быть решена иначе. Для этогонеобходимо учесть следующее:

1.  Неследует забывать о том, что система платежей за пользование природнымиресурсами возникла очень давно, задолго до появления современных налоговыхсистем, тогда, когда государь (государство) существовало по преимуществу засчет доходов от принадлежащих ему доменов (земель), регалий, монополий иоткупов, т.е., выражаясь современным языком, доходов от государственнойсобственности. Многие из платежей, взимаемых государством с природопользователейи недропользователей, в силу своей архаичности являются не налогами, аквазиналогами. Они вводятся неналоговыми законами, по ставкам таких платежейдопускаются торги и т.д.

2.  Взиманиегосударственной доли продукции при реализации СРП никогда не носило характераналогообложения. В Федеральном законе “О соглашениях о разделе продукции” неустановлен налоговый характер долей, выделяемых из произведенной продукции ираспределяемых между государством и инвестором. Пункт 1 ст.13 упомянутогоЗакона гласит: “Взимание указанных налогов, сборов и иных обязательных платежейзаменяется разделом продукции на условиях соглашения в соответствии с настоящимФедеральным законом”. Это не означает, что раздел продукции является формойналогообложения. Напротив, это означает отказ государства от участия в доходахинвестора путем налогообложения. Это подтверждается тем, что в соответствии сФедеральным законом “О бюджетной классификации Российской Федерации” доходы отреализации соглашений о разделе продукции (код 20 10 90) отнесены к неналоговымдоходам бюджета

3.  Кольскоро не возникают обязанность инвестора по уплате налога на прибыль и самопонятие прибыльной продукции, а также любые другие налоговые обязательстваинвестора, то налоговые органы утрачивают контрольные полномочия в отношенииСРП, за исключением полномочий по контролю за обоснованностью отнесениястоимости товаров, работ и услуг к затратам инвестора на выполнение своихобязательств по СРП.

4.  Государственнаядоля продукции является неналоговым доходом государства от использованиягосударственной собственности, и статус этой доли такой же, как и у прочихдоходов бюджета от государственной собственности (дивиденды по государственнымпакетам акций, доходы от приватизации и т.п.). Это означает, что контрольисполнения инвестором его обязательств перед государством по СРП должен бытьвозложен на те ведомства, которые осуществляют полномочия распоряжения недрами.Законом РФ “О недрах” эти полномочия возложены на федеральный орган управлениягосударственным фондом недр и органы исполнительной власти субъектов РоссийскойФедерации, на территориях которых расположены соответствующие участки недр.Распределение государственной доли продукции, получаемой при реализации СРПмежду федеральным и региональным бюджетами, должно осуществляться так же, какэто предусмотрено ст.10 Федерального закона “О соглашениях о разделепродукции”, т.е. на основе договоров между соответствующими федеральными ирегиональными органами исполнительной власти.

5.  ДополнениеФедерального закона “О соглашениях о разделе продукции” “прямым” разделом непотребует внесения изменений в главы Налогового кодекса РФ, регулирующиеспециальные налоговые режимы, в том числе и налоговый режим СРП, за исключениемконстатации того, что такой режим без взимания налога на прибыль и платежей запользование недрами существует, так как «прямой» раздел освобождаетинвестора от налоговых обязанностей в той части его деятельности, которая имеетотношение к реализации СРП.

6.  Довведения в действие ст.13 ч.1 Налогового кодекса РФ, которая заменяет платежиза пользование недрами одноименными налогами, сохраняет свою силу гл.5 ЗаконаРФ “О недрах”. В нее необходимо внести уточнения, оговаривающие освобождение отплатежей за недра инвесторов, перешедших на режим «прямого» разделапродукции.

Ясно, что раздел продукции — это вопрос, над которым российские ииностранные компании могут работать вместе. Создание в России понятного,стабильного, предсказуемого, открытого, благоприятного и конкурентоспособногоинвестиционного режима — в наших общих интересах. В настоящее время такихусловий не существует. Поэтому в России не было инвестиций на условиях разделапродукции, кроме проектов СРП, заключенных до Федерального закона «ОСРП»

(Примеринвестиционной политики и функционирования законодательной базы в НГСКазахстана см. приложение 2)

/>2.  ВзаимодействиеРоссии и ЕС в нефтегазовом секторе2.1.  Энергетический Диалог:сущность, предпосылки, этапы

События последнего времени на мировом нефтяном рынке особенно отчетливовысветили необходимость дальнейшего развития Энергетического Диалога междуЕвропейским Союзом и Россией — вторыми в мире регионами по объемам потребленияи поставок нефти, соответственно. Нестабильность мирового рынка нефти оченьбеспокоит Европу. C развитием конъюнктуры мировогорынка в течение последнего года, мы наблюдаем непрерывный рост цен на нефть,что тормозит инвестирование в развитие новых проектов[2].Последние события показали также, что проблема стабильности нефтяного рынка недолжна являться предметом обсуждения только производителей нефти, что не менееважно поддержание диалога между производителями и потребителями нефти. В концеконцов, и та и другая сторона в равной степени заинтересованы в стабильных иразумных ценах на мировом рынке.

Очевидно, что вэнергетической области Россия и Европейский Союз в значительной степенивзаимозависимы. Отношения между нашими регионами надежны и проверены длительнымвременем взаимных связей. В то же время остается многое, что еще необходимосделать с обеих сторон для упрочения энергетической безопасности напространстве всего Европейского континента, при одновременном достижениизначительного экономического эффекта. При этом потенциальный вклад ЕвропейскогоСоюза не уступает тому, что может привнести Россия.

ЕвропейскийСоюз, без сомнения, весьма заинтересован в поддержании и расширении роли Россиикак поставщика нефти и газа на европейские рынки, и в состоянии способствоватьупрочению России в этом качестве путем передачи технологий и инвестиций впроекты модернизации и расширения российской энергетической инфраструктуры. Дляосознания масштабов энергетической взаимосвязи достаточно иметь в виду, что 18%суммарного импорта сырой нефти Европейского Союза в 2001 году поступило изРоссии. Если учесть объем импорта нефтепродуктов, то эта цифра вырастает до23%. Суммарно такой объем нефти и нефтепродуктов составляют 18% потреблениястран ЕС. Кроме того, в 2002 году 45% импорта газа ЕС, а это составляет 20% егопотребления, поставлено Россией.

В своей НовойЭнергетической стратегии, охватывающей период с 2001 по 2020 год, Россиянамечает переход от экономики, которая преимущественно базируется на экспортесырьевых материалов, в основном минерального происхождения, к большейспециализации и новому качеству внутренних рынков и развитию современногопостиндустриального общества.

В этом жедокументе подчеркивается, что суммарный объем инвестиций в этот период,необходимых для достижения целей Стратегии, оценивается в 823 млрд евро. Изних, 708 млрд евро, что составляет 5-6% ВВП России за тот же период, связаны сэнергетическим и топливным сектором, в том числе треть — 232 млрд евро — требуется только для нефтяного сектора, 215 млрд — для электроэнергетического(исключая атомную энергетику), и 201 млрд евро — для газового сектора. При этомпредполагается, что 10-20% суммарных капиталовложений составят иностранныеинвестиции.

Инициативаучреждения Энергетического Диалога между Европейским Союзом и Россией былапродиктована состоянием сегодняшнего мира, характеризующимся в некоторыхаспектах неопределенностью его дальнейшего развития. Такое положение вызываетозабоченность в отношении уровня энергетической безопасности, что связано снестабильностью уровня цен и сомнениями в достаточной надежности как источниковэнергосырья, так и состояния энергетической инфраструктуры. Европейскиекомпании чувствуют себя менее уверенными в стабильности поступления доходов отих деятельности в условиях ослабления мировой экономики.

Сложившаясяситуация свидетельствует о назревшей необходимости сотрудничества междуРоссийской Федерацией и Европейским Союзом. Углубление и развитие такогосотрудничества послужит гарантией согласованности действий, направленных настабилизацию обстановки, что сегодня крайне необходимо.

ЭнергетическийДиалог, который начал свое существование 2 года назад, является наилучшиммеханизмом для проведения в жизнь мер по стабилизации энергетической ситуации иустановлению взаимопонимания между двумя сторонами. Цель Диалога, как это ясноизложено в выработанной на саммите Европейского Союза и России СовместнойДекларации, состоит в том, чтобы разработать пути достижения стратегическогосотрудничества между РФ и ЕС. В рамках Диалога обсуждаются все аспектыэнергетической сферы, представляющие интерес для обеих сторон. Среди них кпервоочередным следует отнести вопросы, связанные с сотрудничеством в областиэнергосбережения, с развитием и модернизацией производственной и транспортнойинфраструктуры, выяснением инвестиционных возможностей Европы и улучшениеминвестиционного климата в России.

Таким образом,целью Диалога является достижение существенного прорыва в среднесрочной перспективеименно в той сфере, где взаимные отношения уже прочно установлены и обоюдныйинтерес отчетливо проявлен.

2.2.  Формы сотрудничества врамках Диалога

Россиясовершила крупный рывок в реформировании своей экономики и значительнопродвинулась на этом пути. Тем не менее, многие международные компании считают,что инвестиции в Россию связаны с большими, чем «нормальные»коммерческими рисками. До тех пор, пока эти опасения присутствуют, России будеттрудно достичь тех объемов капиталовложений, которые необходимы для выполнениязадач, обозначенных в Новой Энергетической Стратегии.

В то же времяувеличение степени вовлеченности международных энергетических компаний и ихкапитала может серьезно способствовать улучшению экономики российскойэнергетики. Это явится стимулом для роста производства энергоносителей иэффективности российского энергетического сектора, увеличит уровеньэнергосбережения и будет способствовать более тесной интеграции экономикиРоссии с обширными европейскими и мировыми рынками.

Для того чтобыполучить доступ к инвестиционным фондам по разумной цене, как уже отмечалось,необходим более стабильный правовой и налоговый режимы.

Деятельностьлюбой энергетической компании, российской или иностранной, по своей природе всегдасопряжена с геологическими и рыночными рисками. Однако неуверенность встабильности правового или налогового режима увеличивает элемент «рисковойнадбавки» в ставке дисконтирования, которую используют инвесторы, будь тороссийские или иностранные, при оценке инвестиционных проектов. Процентныеставки на кредиты увеличиваются, и в результате месторождения с пограничнойрентабельностью становятся экономически невыгодными для разработки.

Опытсвидетельствует, что реформы, которые еще необходимо провести, потребуют многовремени. Особенно это касается реформирования внутренних цен на энергоносители.До тех пор пока это не будет сделано, иностранные компании не решатся принятьриски, связанные с соглашениями концессионного или лицензионного типа, или инвестироватьв российские компании в качестве миноритарных акционеров. Поэтому, по крайнеймере, в течение некоторого промежуточного периода важно применять режимсоглашений о разделе продукции (СРП), поскольку европейские компании, также каки большинство других иностранных компаний, уверенно предпочитают СРП как режим,предоставляющий необходимую правовую и налоговую стабильность.

Президент Путинв своем выступлении на международной конференции СРП в прошлом году подчеркнул,что СРП могут и должны стать важной частью государственной инвестиционнойполитики. Он отметил крайнюю необходимость подобных соглашений, а также то, чтосотрудничество, основанное на доверии между всеми участниками, является ключомк успеху.

Состоявшийся7-ой саммит ЕС-Россия декларировал, что «улучшение правовой базы добычи итранспортировки энергоносителей в России, выработка регулирующих нормативов посоглашениям о разделе добычи и механизма поддержки инвесторов в энергетическомсекторе, нацеленных в первую очередь на упрощение административной илицензионной процедуры, являются ключевыми предпосылками для увеличенияевропейских инвестиций в энергетический сектор».

ЕвропейскийСоюз не является приверженцем концепции, что установление режима СРП в Россииявляется единственно возможной правовой формой для инвестиций в Россию, ипризнает, что в долгосрочной перспективе возможно рассмотрение иных, помимоСРП, правовых режимов для реализации энергетических проектов в сфере разведки,добычи и транспортировки, таких как Совместное предприятие или Концессии.Однако общая заинтересованность состоит в том, чтобы дать толчок необходимыминвестициям именно сейчас, и считается, что СРП является наиболее быстрымспособом достижения этой цели.

В начале 1990-хгодов, до того как генеральный закон СРП был введен в 1995 году и существенноподправлен в 1999 году, в России были заключены три соглашения о разделепродукции. Однако после принятия закона СРП 1995 года ни одного соглашенияэтого типа заключено не было.

2.3.  Проблемывзаимодействия России и ЕС в НГС и пути их решения

В рамкахЭнергетического Диалога состоялись активные дискуссии с европейскимиэнергетическими компаниями по проблемам Соглашения о разделе продукции (СРП). Вкачестве основной причины чаще всего указывалось на то, что необходимо принятиедополнительных правовых и нормативных актов, регулирующих налогообложение иформулу расчета компенсационной продукции. По оценке специалистов, предлагаемыероссийским правительством различные схемы налогообложения настолько сложны,что, в конечном счете, сводят режим СРП к весьма незначительным преимуществамотносительно концессионного режима. Более того, некоторые компании, которыеработают в действующих российских проектах СРП под «дедушкинойоговоркой», отмечают проблемы, связанные с излишне перегруженнымпроцедурным аппаратом в некоторых регионах, что тормозит работу над проектами.

На основаниивсех полученных комментариев можно сделать вывод, что имеются три основныепроблемы, которые должны быть решены незамедлительно. Первая, и наиболееострая, — это необходимость завершения выработки недостающих нормативных актовдля деятельности в режиме СРП. Далее, необходимо определенно решить, открыта лидля перехода на режим СРП разработка участков, на которые лицензии уже выданы илибудут выданы. Тут необходимо повторить, что СРП в настоящее время являетсянаиболее быстрым и в правовом отношении самым надежным методом привлеченияинвестиций и реализации проектов.

В-третьих,необходимо избавиться от распыления ответственности за различные аспекты СРП поширокому кругу административных органов регионального и федерального уровня.Как отмечается в Совместной Декларации последнего саммита ЕС и России,инвесторы единодушно выступают за создание механизма, направленного в первуюочередь на упрощение административных и лицензионных процедур согласования СРП.

В средемеждународных компаний превалирует мнение, что ряд ключевых положений,касающихся инвесторов, согласно закону СРП, нуждается в доработке. Это, преждевсего, касается стабильности налоговых условий по проектам СРП; дополнительныхналогов, которые вступают в противоречие с генеральным законом СРП; того факта,что, как представляется, участники СРП законодательно не ограждаются отрегионального и местного налогообложения. Требует особого внимания вопрос одвойном налогообложении прибылей инвесторов в случае прямого раздела продукции,а также твердых гарантий возмещения инвестором своих затрат.

Ответом намногие из этих вопросов мог бы явиться, например, «модельныйконтракт», включенный в правовое или нормативное законодательство СРП.Такой «модельный контракт» должен содержать внятные и простые условияроялти и налогообложения прибыли, с отнесением всех местных налогов нагосударственную долю прибыльной нефти. Наличие такого контракта сделало быпереговорный процесс более концентрированным и ускорило бы выработку условийконкретного соглашения.

(Пример сотрудничества Тюменской Нефтяной Компании и British Petroleumсм. приложение 1)

3.  Формы сотрудничества сфирмами США в НГК3.1. «Реабилитационные займы» ВБ и «рамочное соглашение» с американскимЭксимбанком

Вмире существуют различные способы финансирования нефтегазодобывающих проектов.По мнению некоторых финансистов, применительно к России на данном этапе имеетсмысл говорить лишь о двух таких способах:

•    вложение собственных средств спонсоров проекта, которыми, какправило, выступают соучредители компании-инвестора, и

•     привлечение заемного капитала.

Вышеприводились факторы риска для самого инвестора, связанные с принятиеминвестиционных решений о вложении собственных средств. Сложности, связанные собеспечением заемного финансирования, многократно возрастают. Согласноэкономическим постулатам финансовой деятельности в части различия междудоходностью по заемному и инвестиционному капиталу банкам и финансовымучреждениям, предоставляющим заемное финансирование, гораздо труднее приниматьна себя кредитные риски, чем инвесторам, вкладывающим собственный рисковыйкапитал. Конечно, банки понимают, насколько значителен может быть возврат наинвестиции в случае успеха проекта. Но в силу своего положения при анализекредитных рисков банки вынуждены основное внимание уделять неблагоприятнымфакторам, способным привести к неудаче проекта. Более того, по международному инациональному банковскому праву большинства государств существует предельныйуровень рисков, которые банки и кредитные учреждения вправе принять на себя привыделении финансовых ресурсов. Поэтому, учитывая высокую степень кредитныхрисков в России, до сих пор проектное финансирование со стороны иностранныхкоммерческих банков в российские проекты практически отсутствовало.

Контрактноеправо, институты и инструменты гражданско-правовых отношений с участиемгосударства (что особенно актуально для нефтегазовой отрасли) в сегодняшнейРоссии — как в любой стране с переходной экономикой — развиты недостаточно.Основной акцент в прошедшие годы делался на развитие правовой инфраструктурыфондового рынка, обеспечивающего процессы корпоративного финансирования.Формирование же правовой инфраструктуры, обеспечивающей адекватное снижениерисков, существующих при проектном финансировании, шло с заметным отставанием.Оно и понятно, ибо до недавних пор даже на уровне Правительства РФ не было заметноособой разницы в политике по отношению к финансовым спекулянтам фондового рынкаи стратегическим инвесторам, вкладывающим деньги в реальный сектор экономики[3].

Хотя в другихстранах проектное финансирование стало во многих случаях предпочтительнойформой предоставления заемного капитала, в том числе для нефтегазовых проектовна наиболее капиталоемкой стадии разработки, международное банковскоесообщество рассматривает сегодня финансовые риски в России как неприемлемые.Одной из немногих форм кредита, осуществляемого на основе проектногофинансирования в России, до сих пор были займы со стороны международныхкредитно-финансовых учреждений, таких, как Всемирный банк, Европейский банкреконструкции и развития (ЕБРР), Международная финансовая корпорация (МФК) иорганизации экспортного кредитования индустриально развитых государств(например, американский и японский экспортно-импортные банки), за всеми изкоторых, кроме традиционных форм так называемой “кредитной поддержки” (т.е.залогового обеспечения, гарантий спонсора проекта и т.д.), стоятгосударства-участники (учредители) указанных финансовых учреждений.

Можно суверенностью сказать, что без такого второго эшелона политической защиты состороны международного сообщества коммерческое кредитование крупных российскихпроектов на основе традиционного проектного финансирования не будет доступноеще по меньшей мере несколько лет, пока в России не получит достаточногоразвития коммерческое и финансовое законодательство, пока не будет стабильностии единообразия его применения и пока все остальные риски — политические иэкономические — не будут снижены до уровня, позволяющего обеспечить“финансируемость” таких проектов по международным банковским стандартам[4].Это делает актуальной задачу концентрации усилий российского законодателя наформировании экономико-правовой среды, учитывающей и защищающей интересы нетолько государства (на что сегодня направлена в основном законотворческаядеятельность, по крайней мере в сфере инвестиционного и особеннонедрополь-зовательского законодательства), но и всех других участниковпроектного финансирования, в том числе финансового-банковского сообщества.

В ближайшеевремя инвесторы должны будут принимать на себя большую часть инвестиционныхрисков, а также пользоваться другими доступными формами кредитования с участиемМФО или иностранных правительственных учреждений. Эта ситуация, конечно,ограничивает возможности инвесторов, поскольку возможности перечисленныхкатегорий потенциальных кредиторов небезграничны, более того, они существенноуже, чем возможности международного коммерческого банковского капитала. Однакопоскольку в ближайшие годы нам придется продолжать опираться в финансированиипроектов на кредитную поддержку со стороны МФО и государственных финансовыхинститутов, ниже будут рассмотрены некоторые возможности по расширению ужесегодня возможностей перечисленных категорий потенциальных кредиторов попроектному финансированию российских проектов СРП.

Такие МФО, какВсемирный банк и ЕБРР, ориентированы прежде всего на продвижение экономическихреформ в соответствующих государствах мирового сообщества. Риск возможнойнеудачи распределен у этих организаций между большим числом стран-учредителейпри том, что при прочих равных условиях государство как экономический институтготово работать при меньшей норме возврата на инвестиции, а значит, и в среде сболее высокими предпринимательскими рисками, чем частный бизнес. Указанныеорганизации, ориентируясь в первую очередь на содействие системным реформам вкредитуемых ими странах, готовы взять на себя часть тех повышенных политическихрисков, при которых не готовы работать международные коммерческие банки,ориентирующиеся на максимизацию чисто экономических результатов своейдеятельности. Поэтому МФО выполняют для частного бизнеса роль “разведчика”возможностей предпринимательской деятельности в той или иной стране, арезультаты их деятельности обычно служат “лакмусовой бумажкой” для частногобизнеса при принятии им решений об инвестиционных или финансовых операциях вэтих странах. Уже поэтому их присутствие в той или иной стране с переходнойэкономикой является необходимым.

Средигосударственных финансовых институтов в наибольшей степени могут инициироватьпродвижение частного западного бизнеса в энергетику России страховые экспортныеагентства промышленно развитых стран, основной задачей которых являетсясодействие экспортно-ориентированным операциям своего национального бизнеса.Таким образом, при кредитовании российской энергетики коммерческие западныефирмы в случае распределения операционного риска с соответствующимиэкспортно-импортными и страховыми агентствами своих стран (экспортно-импортныебанки США и Японии, Агентство страхования заграничных частных инвестиций США —ОПИК и др.) также могут быть в первых рядах кредиторов наряду с МФО.

В силуизложенного, в 90-е годы первыми крупными кредитами “нового” образца,представляющими промежуточный этап организации иностранных кредитов в ихэволюции от дефицитного к проектному финансированию, стали “Нефтянойреабилитационный проект” Всемирного банка и ЕБРР и “Рамочное кредитноесоглашение для нефтегазовой промышленности России” с экспортно-импортным БанкомСША.

“Нефтянойреабилитационный проект” Всемирного банка и ЕБРР является одним из первых вРоссии кредитов “нового” образца, несмотря на то, что требует выдачи сувереннойгарантии, поскольку предоставлен Правительству РФ. В то же время в своейвнутренней организации он использует принципы проектного финансирования.

Объем имеханизм предоставления этого кредита были определены не так, как обыкновенноформировались кредитные линии, получаемые под суверенную гарантию и поступающиев федеральный бюджет, из которого впоследствии выделялись некоторые суммы, посути бесплатно распределяемые (бюджетное финансирование) междупредприятиями-потребителями выделенных финансовых ресурсов. Сумма нефтяногореабилитационного проекта была “собрана снизу” при совместной работе экспертовВсемирного банка и ЕБРР и российских специалистов путем составлениятехнико-экономических обоснований по конкретным объектам в конкретныхнефтегазодобывающих производственных объединениях: Когалымнефтегаз (компания«ЛУКойл»), Варьеганнефтегаз (ТНК-ВР), Пурнефтегаз (Роснефть).

В современныхусловиях функционирования российской нефтяной промышленности МФО не готовыпредоставлять кредиты на восстановление бездействующих скважин (а именно на этицели выделялись кредитные средства по нефтяному реабилитационному проекту) наусловиях “чистого” проектного финансирования непосредственно российскимпроизводственным объединениям, поскольку последние могут обеспечить системупроизводственных гарантий кредиторам только в рамках сферы своей правовойкомпетенции, то есть на условиях франко-промысел. Сами нефтяные компании незастрахованы от изменений российского законодательства (поэтому, когда очередноеужесточение налогового законодательства сделало для этих компаний невозможнымвозврат кредитов в обусловленные сроки, некоторые из них были вынужденыотказаться от невыбранной части кредитов по реабилитационному проекту).Обеспечить необходимые гарантии по прокачке на экспорт дополнительно добытойнефти может только Правительство РФ, являющееся единственным голосующимакционером компании “Транснефть”. Поэтому Всемирный банк и ЕБРР предоставляютна эти цели кредитные ресурсы Российской Федерации в лице ее Правительства, ане непосредственно производственным объединениям (нефтяным компаниям) — этоявляется одним из условий возвратности кредита при нынешней организациихозяйственных отношений в нефтегазовом комплексе России.

При подготовке“Рамочного кредитного соглашения для нефтегазовой промышленности России” сэкспортно-импортным Банком США была реализована несколько иная, чем привзаимодействии со Всемирным Банком, схема структуризации займа: если “Нефтянойреабилитационный проект” формировался от конкретной производственной задачи(восстановление бездействующих скважин), для реализации которой создавалисьспециальные “рыночно-ориентированные правовые рамки “промежуточного” (между“дефицитным” и “проектным” финансированием) характера, то рамочное соглашение сЭксимбанком было изначально ориентировано на создание правовой схемы (модельныхусловий), характеризующейся определенным набором параметров, под которую моглибы быть подобраны соответствующие производственные проекты, удовлетворяющиеэтим “рамочным” требованиям. Конкретные проекты между российскимипроизводственными объединениями и американскими фирмами осуществляются на базеиндивидуальных типовых соглашений (с фиксированным нижним пороговым значением25 млн. долл.) в пределах рамочного соглашения с Эксимбанком США, а селекцияэтих проектов осуществляется на не требующих государственной гарантии принципахпроектного финансирования по стандартной процедуре.

Таким образом,оба рассмотренных соглашения имеют “пионерный” для российского НГК характер ивыступают в качестве промежуточного звена в эволюции организационных форм его(внешнего) финансирования: от кредита под суверенную гарантию к проектномуфинансированию.

/>3.2.  Проект «Сахалин-2»:первый опыт «чистого» проектного финансирования в российском НГК

Первым опытом“чистого” проектного финансирования в российском НГК является проект«Сахалин-2», предусматривающий освоение нефтегазового Пильтун-Астохского игазового Лунского месторождений на северо-восточном шельфе острова Сахалин.Месторождения содержат в сумме примерно 140 млн. т нефти и 408 млрд. куб. мгаза и расположены примерно в 15 км от берега на акватории, которая в течениешести месяцев в году покрыта льдом. Проект является преимущественно экспортно-ориентированным:

• нефть будеттанкерами и по нефтепроводу поставляться на внутренний и внешний рынки,

• частьдобытого газа (попутный газ Пильтун-Астохского месторождения) будет потрубопроводу подаваться на внутренний рынок (вероятно, остров Сахалин и Хабаровскийкрай), другая, большая часть (газ Лунского месторождения) — по газопроводубудет подаваться на юг острова, где будет построен завод СПГ. Сжиженный газбудет поставляться метановозами на растущие рынки Юго-Восточной Азии.

Спонсорамипроекта (учредителями проектной компании “Sakhalin Energy Investment Company”)являются в настоящее время четыре иностранные компании: Marathon(США) — 37,5%, Mitsui (Япония) — 25, Royal-Dutch/Shell(Нидерланды/Великобритания) — 25, Mitsubishi (Япония) —12,5%. Некоторые классификационные признаки проекта «Сахалин-2» приведены нарис. (выделены двойной рамкой)[5].

/>

Проект «Сахалин-2»является крупным (капитальные вложения в проект составят около 10 млрд. долл.США). При таких огромных капиталовложениях единственно возможным способомфинансирования проекта «Сахалин-2» является метод проектного финансирования,поскольку ни одна корпорация или государство не в состоянии принять на себяединолично огромные риски, связанные с инвестициями в данный проект. Проектявляется долгосрочным (жизненный цикл превышает 30 лет), что существенноувеличивает цену любого риска  при осуществлении данного проекта и рискневозврата вложенных в финансирование проекта средств. По расчетамспециалистов, в случае задержки строительства объектов проекта «Сахалин-2» на 1год ЧДД проекта снижается примерно на 5—10%, увеличение сметы затрат в 1,5 разаприводит к снижению ЧДД примерно во столько же раз.

По степенинезависимости данный проект можно рассматривать с двух позиций: с однойстороны, «Сахалин-2» является независимым, поскольку потоки денежных средств вданный проект не обусловлены реализацией других проектов. С другой стороны, нашельфе острова Сахалин ведется освоение других месторождений, которые могут(будут) использовать производственную инфраструктуру (трубопроводы, терминалы идругие сооружения), созданную в рамках проекта «Сахалин-2». Поэтому все такиесахалинские проекты можно рассматривать как взаимозависимые. Тогда впоследствиичасть производственных расходов по проекту «Сахалин-2» может быть учтена как“прошлые затраты” для некоторых последующих сахалинских проектов ссоответствующей корректировкой финансовых потоков. Кроме того, проект«Сахалин-2» является взаимозависимым “внутри себя”, поскольку разработкаПильтун-Астохского месторождения технологически и организационно тесно связанас разработкой Лунского месторождения. По типу выгод, как правило, все проектыпо разработке месторождений относятся к нацеленным на расширение продаж. Потипу потока денежных средств проект «Сахалин-2» относится к традиционным, т.е.изменение знака ЧДД проекта происходит один раз (сначала ЧДД является отрицательным,затем — положительным).

/>

Весь жизненныйцикл проекта условно делится на три этапа. Примерно 2/3 совокупных затрат заполный жизненный цикл проекта приходится на эксплуатационные затраты, но онираспределены в течение примерно в четыре-пять раз большего периода времени, чемзатраты капитальные. Основные капиталовложения (96—98%) приходятся наинвестиционный этап, поэтому именно с ним связаны наибольшие рискифинансирования. Следовательно, необходимо обеспечить заключение и исполнениедоговоров, выдержать графики поставок и строительства, проведениепусконаладочных работ, своевременный пуск объектов проекта, чтобы не былинарушены сроки этапов исполнения проекта, не возросли проектные затраты противплановых, то есть чтобы были обеспечены запланированные сроки и уровниокупаемости инвестиций, возврат заемных средств. Эта задача для проекта«Сахалин-2» является особенно актуальной, поскольку работы на объектеограничены очень коротким “погодным окном” (с мая по октябрь).

Проект«Сахалин-2» основывается на финансировании без права регресса, то естькредиторы берут на себя большинство рисков. Поскольку заемщик (которым являетсякомпания специального назначения “Сахалинская энергия”) не вкладывает в проектсобственные финансовые средства, то он (заемщик) не несет кредитных рисков.Основанием для применения кредитования без права регресса в случае проекта«Сахалин-2» является, главным образом, то, что основными кредиторами являютсяМФО (ЕБРР и МФК), а также Эксимбанки США и Японии.

Причемвыполнение конкретных действий с целью минимизации рисков является необходимымусловием получения кредитов под этот проект.

/>

Еслирассматривать общую схему финансирования проекта «Сахалин-2» в целом, тособственный капитал (субординированные кредиты, предоставленные компаниямиКонсорциума—учредителями проектной компании) на первом этапе (по состоянию наапрель 2000 г.) составят примерно 70% от общих инвестиций в проект (1,2 млрд.долл.) и несубординированные кредиты, предоставленные Основными кредиторами,составят около 30%. Причем, в процессе реализации этого проекта это соотношениебудет меняться и к моменту завершения проекта, видимо, будет составлять 20% к80% соответственно. Несубординированные кредиты предоставляются с цельюполучения основных займов, поскольку в первую очередь задолженность погашаетсяперед кредиторами, предоставившими несубординированные кредиты. На схемепоказано, что Консорциум рискует своими капиталовложениями перед Основнымикредиторами в случае нехватки денежных средств от самого проекта.

Учитываявысокий уровень капиталовложений в проект, с одной стороны, и длительность исложный характер его освоения, с другой, в целях улучшения его экономики и“финансируемости” необходимо было обеспечить как можно более раннее началогенерирования доходной части финансовых потоков проекта.

С этой цельюинвесторы предложили разбить проект на фазы освоения, имея конечной цельюпервой фазы освоения проекта «Сахалин-2» начало добычи первой нефти в июле 1999г. Предназначенный для этого производственный комплекс “Витязь” включаетстационарную погружную платформу “Моликпак” (бывшая буровая платформа,переоборудованная в буровую и эксплуатационную и приспособленная длясахалинских условий), соединенный с платформой подводным трубопроводомпричальный буй, к которому стационарно пришвартован танкер, выполняющий рольнакопительного и перегрузочного хранилища, из которого в свою очередь загружаютсяэкспортные танкеры-челноки. Поскольку свободная ото льда вода вокруг “Витязя”держится только шесть месяцев в году, производственный комплекс будет покаработать в “летнем” режиме (в период открытой воды).

Стоимость первой фазы освоения проекта «Сахалин-2» (по состоянию наапрель 2000 г.) составляет 1,2 млрд. долл. Организация ее финансированияявляется следующей:

• 852 млн. долл. в качестве акционерного финансирования вкладываютспонсоры проекта (учредители проектной компании), пропорционально, как указановыше, их долевому участию в проекте,

• 348 млн. долл. в качестве долгового финансирования вкладывают равнымидолями (по 116 млн. долл. каждый) ЕБРР, американский ОПИК и японский Эксимбанк.Эти займы выданы на срок около 10 лет с момента первой выплаты.

Юридическим консультантом “Сахалинской энергии” является компания “КудерБразерс”, финансовым консультантом спонсоров проекта является банк “ЧейзМанхэттн”.

По итогам 1998 г. первая фаза проекта «Сахалин-2» вошла в десяткукрупнейших в мире нефтегазовых проектов, финансирование которых вступило в силув указанном году (6-е место в мире и 2-е в Восточном полушарии)[6].По мнению журнала “Проектное финансирование”, проект «Сахалин-2» является“возможно лучшим проектом в России”, он “устанавливает новые ориентиры дляпроектного финансирования в России и может стимулировать дополнительныеинвестиции от (международных) коммерческих банков”/

Период разработки 37 лет. Объем капиталовложений в проект — около $12млрд. Ожидаемая прибыль России — $26 млрд.

/>3.3. Проектное финансирование и проблема гарантий в России

При участии впроектах СРП российских компаний в качестве акционеров компании специальногоназначения встает вопрос об обеспечении ими стартового (акционерного)финансирования деятельности этой проектной компании. Зачастую оказывается, чтороссийские компании такими возможностями не располагают. И здесь им на помощьмогло бы прийти российское государство, заинтересованное в реализации этихпроектов и являющееся стороной каждого заключенного в нашей стране СРП.Инструментом такой “помощи”, а точнее — экономически выверенной, срочной ивозмездной поддержки, могли бы быть государственные гарантии новоготипа.

В стационарныхэкономиках государственные гарантии являются наиболее весомым видом гарантий,которые могут применяться в случаях, когда те или иные проекты представляютсяособо значимыми для экономики страны в целом или имеют важное политическоезначение для государства. Как было показано выше, государственные гарантииявлялись необходимым условием организации финансирования в рамках нефтяныхреабилитационных займов Всемирного банка и нефтегазового рамочного соглашенияамериканского Эксимбанка. Однако сегодня ликвидность традиционных российскихгосударственных гарантий является очень низкой, а чем ниже ликвидностьгарантий, тем выше цена заимствования. В условиях переходных экономик, когдароль государства остается весьма высокой, повышение ликвидности государственныхгарантий в целях проектного финансирования может резко повысить инвестиционнуюпривлекательность соответствующих проектов и снизить цену их финансирования.

Резкоеувеличение ликвидности государственных гарантий в интересах финансированияотдельных проектов может быть обеспечено за счет использования находящегося враспоряжении государства и принадлежащего ему ресурса в рамках каждогоконкретного проекта СРП — государственной доли будущей прибыльной нефти.Сегодня этот ресурс в интересах российского государства не используется.

Именномеханизмы СРП, даже в условиях нестабильной экономики и запретительнойналоговой системы, могут обеспечить инвестору правовую стабильность на весьсрок реализации проекта, а также индивидуальный переговорный налоговый режим,обеспечивающий достижение устойчивого баланса интересов государства и инвесторакак сторон инвестиционного проекта. Поэтому проекты СРП сегодня продолжаютоставаться чуть ли не единственным видом инвестиционных проектов, представляющимреальный интерес для долгосрочных стратегических отечественных и иностранныхинвесторов (речь не идет о работающих на фондовом рынке финансовыхспекулянтах).

Механизм СРПдает возможность обеспечить надежное и высоколиквидное наполнение государственныхгарантий, причем выставляемых как на федеральном, так и на региональном уровне.Схема наполнения государственных гарантий за счет СРП представляетсянижеследующей.

При подготовкетехнико-экономического обоснования проекта на условиях СРП рассчитываетсядинамика натуральных и стоимостных показателей проекта за полный срок егоразработки. Определяется доля продукции, принадлежащая государству (роялти,бонусы, часть прибыльной продукции и т.п.). Распределение принадлежащейгосударству прибыльной продукции между федеральным и региональным бюджетамипредусмотрено действующим законодательством на базе специальных договоров,заключаемых федеральными и соответствующими региональными властями по каждомупроекту СРП.

Таким образом,государство, в лице его федеральных и региональных органов, еще до началареализации проекта — на стадии утвержденного ТЭО — имеет четкое представление отом, когда и сколько оно получит доходов от данного проекта в случае егореализации. Это дает возможность использовать будущие доходы от проекта вкачестве обеспечения под привлекаемые для разработки проекта инвестиции (потрадиционной фьючерсной схеме). Высокий уровень правовой стабильности СРП(правовой защищенности инвестора в рамках СРП на весь срок реализации проекта)уменьшает риски невыполнения производственной программы СРП вследствиевозможных односторонних действий Правительства РФ, ущемляющих интересыинвестора.

В соответствиис действующим законодательством объемы государственных гарантий, выставляемых вкачестве обеспечения для внешних заимствований, должны утверждаться федеральнымзаконом о бюджете. В его рамках могут быть просуммированы и выставленыотдельной строкой объемы государственных гарантий под реализацию проектов СРП,обеспечиваемые будущей госдолей нефти в этих проектах.

Сегодняроссийское законодательство требует утверждения каждого проекта СРП отдельнымфедеральным законом. Это означает, что при формировании бюджета на будущий годдостаточно просуммировать по ратифицированным соглашениям объемы госдолейприбыльной нефти на этот год, не подвергая их отдельному обсуждения в рамкахпроцедуры принятия бюджета. С другой стороны (нет худа без добра), ратификацияотдельных проектов (требование, внесенное в законодательство о СРП, существенно“утяжелившее” для инвестора процедуру заключения соглашения с государством покаждому проекту) обеспечивает инвесторам максимальную правовую защиту вусловиях высокой нестабильности российской экономики переходного периода и темсамым существенно понижает риск и повышает долгосрочный финансовый рейтингвыставляемых на базе СРП государственных гарантий.

Правда, на нашвзгляд, при одном условии — что выставляемые на базе конкретного проекта СРПгосударственные гарантии используются на нужды проектного финансирования именноданного конкретного проекта. Такой подход даст возможность вывести этигосударственные гарантии из зоны действия суверенного риска и существенноснизить цену заимствования. Если же выставляемые на базе конкретного проектаСРП государственные гарантии будут использованы не только внутри этого проекта,но и в интересах других проектов, то есть подвергнутся перераспределению черезсегодняшний бюджет, они тут же подпадут под действие суверенного риска, чтосущественно увеличит цену заимствования и поставит под сомнение целесообразностьприменения предложенной схемы в целом.

Указанныйподход даст возможность разорвать традиционную для стабильно развивающихся(непереходных) экономик общепринятую закономерность, в соответствии с которойфинансовый рейтинг проекта не может быть выше рейтинга компании, которая егоосуществляет, который в свою очередь не может быть выше финансового рейтингаматеринской и/или принимающей страны, в которой осуществляется данный проект.

В мировойпрактике существует единственный известный нам пример, когда финансовый рейтингпроекта превышает финансовый рейтинг страны, в которой он осуществляется, —проект “Катаргаз” в Катаре (добыча природного газа на месторождении “Северное”,расположенном на пограничной с Ираном акватории Персидского залива, и его сжижениена заводе СПГ, расположенном на северной оконечности полуострова). Предлагаемыйподход позволит обеспечивать высокие финансовые рейтинги выставляемых в рамкахроссийских проектов СРП государственных гарантий нового типа вне зависимости отфинансового рейтинга самой России, расширить возможности российских компаний попривлечению проектного финансирования в разрабатываемые на условиях СРПнефтегазовые проекты и снизить цену необходимого для них заемного капитала.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сегодняположение дел в мировой нефтедобыче несколько иное, чем десятилетие назад.Более совершенные технологии разведки и добычи углеводородного сырья позволилиоткрыть в мире новые районы. Например, район глубоководной добычи у западногопобережья Африки. Становятся более открытыми для международных компаний такиерегионы, как Саудовская Аравия, где можно добывать баррель качественной нефтиза один-два доллара и откуда легко транспортировать ее на экспортные рынки. Длядобывающих стран мир нефти и газа в 2001 году стал гораздо более конкурентным,чем в 1991 году. К тому же опыт иностранных компаний в России также несоответствовал их ожиданиям начала 1990-х годов.

Хотя многиесовместные предприятия, которые начались 10 лет назад, оказались успешнымитехнически, очень немногие из них принесли достаточную окупаемость инвестиций,если вообще окупились.

Основныепроблемы, с которыми пришлось столкнуться в России иностранным инвесторам,хорошо известны. Это, прежде всего, несовершенная законодательная база, непредсказуемостьналогового режима и излишний бюрократический контроль.

Может лирассчитывать российский нефтегазовый комплекс на масштабные иностранныеинвестиции в будущем? На мой взгляд, если крупные инвестиции зарубежныхкомпаний и будут направлены в российскую топливно-энергетическую отрасль, тоэто произойдет только на основе законодательства о разделе продукции.

Это неозначает, что СРП панацея. И причина не в том, что раздел продукции будто быподразумевает «налоговые льготы» или иные привилегии: специалистамхорошо известно, что когда цены на нефть высоки, нефтяные компании могут многобольше заработать при лицензионной системе. Истинной причиной приверженностизарубежных компаний работе на условиях СРП является то, что раздел продукцииможет добавить их проектам тот существенный компонент, который отсутствовал вРоссии в последние годы, — стабильность и предсказуемость условий дляинвестиций.

Это не то жесамое, что предсказуемость прибыли. При разделе продукции инвестор берет насебя геологический, технический и финансовый риски. В этих условиях говорить огарантированной прибыли, конечно же, не приходится.

Однако приправовой и налоговой стабильности, которую может обеспечить раздел продукции,компании способны строить долгосрочные планы. Это означает, что рентабельностьконкретного проекта больше зависит от эффективности функционирования компании(и, конечно, от одного внешнего фактора, который никто из нас не в состоянииконтролировать, — цены на нефть), чем от хороших отношений с государственнымичиновниками.

Очень частораздел продукции ассоциируется с иностранными компаниями. На самом деле, из22-х месторождений, утвержденных для разработки на условиях раздела продукции,только на 9-ти есть иностранные инвесторы. Все эти 9 месторождений имеют такжеи российских инвесторов.

Поэтому можноуверенно говорить о том, что реальную выгоду от режима раздела продукцииполучат российские компании. Здесь и прямые, и косвенные выгоды.

Самой прямойвыгодой является доступ к финансированию, который принесет раздел продукции.Предсказуемость, стабильность и открытость режимов раздела продукции — это то,что делает их привлекательными не только для зарубежных компаний, но и длязарубежных банков и других финансовых организаций, которые могут предоставитьдля проектов большую часть капитала. Напомню: многие из проектов СРП потребуютот $10 млрд до $15 млрд инвестиций.

Банкизаинтересованы в привлекательном и конкурентоспособном режиме раздела продукциине меньше, чем нефтяные компании. Банкиры обычно хотят быть уверенными в том,что окупят свои вложения и получат прибыль.

Если жероссийский режим раздела продукции не будет конкурентоспособным, тогда нетолько иностранные компании не будут осуществлять инвестиции, но и банки нестанут финансировать проекты как иностранных, так и российских компаний.

Одной изхарактеристик мировой нефтегазовой промышленности является то обстоятельство,что компании, которые обычно являются конкурентами, работают над крупнымипроектами вместе. Компании получают выгоду от объединения ресурсов в несколькихотношениях: риск делится на всех, а партнеры могут учиться друг у друга.Российским компаниям тоже будет выгоден обмен технологиями и навыкамиуправления, который принесет совместная работа с иностранными компаниями впроектах СРП. И наоборот. Препятствий для того, чтобы совместное ведение работстало в России широко распространенной практикой, нет. Успешное партнерство вРоссии могло бы привести к совместным работам и в других странах.

Другаякосвенная выгода от прозрачности раздела продукции относится к областивпечатлений. Если посмотреть на рыночную стоимость акций российских нефтяныхкомпаний в отношении к запасам, которыми они располагают, то увидим, что ихоценивают значительно ниже, чем акции иностранных компаний

Почему так происходит?Одной из основных причин является отсутствие в России прозрачности и хорошегокорпоративного управления. В то же время рынок позитивно реагирует на переменык лучшему в этой сфере. В этом убеждает и пример компании «ЮКОС»,которой за 4 последних года удалось достичь 40-кратного роста рыночного курсасвоих акций.

Столь жепозитивно рынок способен отреагировать на шаги, которые предприметправительство, решившее показать, что Россия движется к созданию болеепрозрачного инвестиционного режима.

Одним изнепосредственных следствий завершения формирования режима раздела продукциибыло бы большее инвестиционное доверие к тому, что Россия идет верным путем ичто крупные неразработанные месторождения могут быть в конце концов разработаны- либо в рамках сотрудничества российских и иностранных компаний, либороссийскими компаниями при иностранном финансировании. Эти факторы увеличили бырыночную стоимость российских компаний.

Так что разделпродукции является важным вопросом не только для иностранных компаний в России.Это наилучший и, в обозримом будущем, единственный способ привлечения капиталови технологий, необходимых для разработки крупных новых месторождений в России.

Ясно, чтораздел продукции — это вопрос, над которым российские и иностранные компаниимогут работать вместе. Создание в России понятного, стабильного,предсказуемого, открытого, благоприятного и конкурентоспособногоинвестиционного режима — в наших общих интересах. В настоящее время такихусловий не существует. Поэтому в России не было инвестиций на условиях разделапродукции, кроме проектов СРП, заключенных до Федерального закона «ОСРП».

Но этот блок законов имеет свои плюсы даже в нынешней, несамой эффективной для инвесторов редакции. Однако имеются и ограничения по егоприменению. Уже практически исчерпана «ресурсная» квота месторожденийдля освоения на условиях СРП (30% от объема разведанных запасов страны).Процедура получения права пользования недрами на условиях СРП чрезмерно сложнаи забюрократизированна. Получение всех разрешений и виз, необходимых дляпроектов СРП, требует массу времени, и поэтому является дорогостоящимпроцессом. Это снижает конкурентоспособность всех компаний, работающих вРоссии. Инвесторами поддерживаются усилия Правительства РФ по установлению дляСРП «единого окошка» с тем, чтобы сократить бюрократическую волокиту.

Если же говорить об иных отраслях экономики (производство,сфера услуг), то СРП здесь вообще не применишь. Экономическое, инвестиционноезаконодательство страны нуждается в поступательном развитии не только по линииСРП

Для повышенияинвестиционной привлекательности и конкурентоспособности нефтегазовой отраслиНГК необходимо:

— направитьусилия на наращивание ресурсной базы нефтегазового сектора ТЭК, обеспечитьдостаточную гласность в отношении состояния этой базы;

— создатьцентрализованный банк данных отечественных прогрессивных видов техники итехнологий, которые могут быть приобретены и использованы инвесторами;

— разработатьпрограмму поэтапного повышения инвестиционной привлекательности российскогонефтегазового комплекса, включая меры по укреплению фондового рынка, которыйдолжен стать действенным механизмом мобилизации инвестиций, направления их внаиболее перспективные проекты развития НГК и в наиболее эффективныепредпринимательские структуры. На нормативные акты потрачено уже слишком многовремени и сил. Пришло время окончательно их оформить (в том виде, который быобеспечил создание привлекательного инвестиционного режима) и двигаться дальше.

При громадностироссийских расстояний и несоответствии внутренних и мировых цен транспорт нефтивсегда будет важным вопросом. Но никакая частная компания не станетпрокладывать трубопровод, который стоит несколько миллиардов долларов, еслиотсутствует уверенность в том, что она будет иметь свободный доступ к этомутрубопроводу для транспортировки своей продукции. Поэтому проект Закона «Омагистральных трубопроводах должен предусматривать трубопроводы, которыепрокладываются частными компаниями и поэтому принадлежат им и управляются ими.

Наконец, длясоглашений о разделе продукции необходима отработка системы управления.

В заключениеможно сделать следующие выводы.

Ø •НГК является и, несомненно, будет оставаться важнейшей частьюэкономики России, обеспечивающей даже при современном кризисном состояниичетверть стоимости промышленной продукции, треть доходов в бюджет и околополовины всех валютных экспортных поступлений. Он остается основойжизнеобеспечения нации, прочным фундаментом экономической безопасности страны,важным источником погашения внешней задолженности.

Ø •Решение проблем НГК тесно связано с решением проблем всейроссийской экономики. Ухудшается обстановка в НГК — ухудшаетсясоциально-экономическое положение всей страны. Поэтому проблемы НГК должнырассматриваться в качестве первоочередных, наряду с проблемами АПК, ВПК,транспорта и связи.

Ø •Роль НГК в предстоящие годы не только не уменьшится, она будетпоследовательно увеличена, с тем, чтобы обеспечить России возможностьвосстановить свой общий экономический потенциал, совершить необходимуюструктурную перестройку всей экономики, обеспечить россиянам новое качествожизни.

Ø •НГК будет продолжать играть важнейшую роль вовнешнеэкономической стратегии России. Это, прежде всего, будет относиться квозможностям получения экспортных доходов, столь необходимых для осуществленияреформ. НГК и его потенциальные возможности будут продолжать выступать главнымгарантом в нашей политике получения долгосрочных займов и кредитов в странахдальнего зарубежья. Не менее важна роль ТЭК в деле содействия развитиюинтеграции других стран СНГ с Россией на базе сохраняющейся заинтересованностиэтих стран в поставках российских топливно-энергетических товаров.«Энергетический фактор» способен содействовать более активной политике России вее взаимоотношениях с ЕС, США, Японией и другими странами.

Ø •Проблемы НГК не носят и не будут носить конъюнктурногохарактера, они долгосрочны и решаются только в общей увязке с проблемами всегоэкономического развития России. По этой причине исключительно важна постоянная координацияпри реализации программ «ЭС-2020» и «Стратегия-2010».

Ø •Объемы инвестиций, которые необходимо привлечь в НГК России длярешения приоритетных задач экономической стратегии России, столь велики, чтоделают бессмысленным спор о приоритете тех или иных источников инвестиций. Наэтом поприще места хватит всем — и частным отечественным структурам, игосударству, и иностранным предпринимателям. Вопрос заключается в том, как игде получить инвестиционные средства.

Ø •Мобилизация крупных инвестиций для нужд дальнейшего развития НГКможет быть осуществлена только в случае существенного изменения инвестиционногоклимата как для отечественного, так и для иностранного капитала.

Ø •Перспективы развития мирового рынка нефти и газа благоприятныдля увеличения инвестиций в нефтегазовый сектор России.

Ø  •Россия имеетдостаточную инвестиционную привлекательность, однако необходимы значительныеусилия для дальнейшего ее повышения

В заключениехочу отметить, что иностранные нефтяные компании видят в России огромный потенциал.Вот почему они все еще здесь — несмотря на встречающиеся на их пути проблемы.Тем не менее, для того чтобы создать условия привлечения долгосрочныхинвестиций в российский нефтегазовый комплекс, необходимо проделать еще многоработы.

Создание этихусловий — в общих интересах и российских, и зарубежных нефтяных и газовыхкомпаний.

/>СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:Лебедева Т.Я. «Основные направления привлечения инвестиций в н/г отрасль России». Москва 2001г. Хвалынский А.С. «Международные и региональные экономические организации». Москва 2002г. Н.А. Цветков «Российский нефтегазовый комплекс: международное инвестиционное сотрудничество» (М.: Архив-М, 2001 «Экономика. Управление. Культура». №5,6 1999г. КРИСТИАН КЛОТИНКС «СРП и энергетический диалог» – «Нефтегазовая вертикаль», №2, 2002г. ГЛЕНН УОЛЛЕР «За инвестиции нужно бороться» – «Нефтегазовая вертикаль», №3, 2001г. «Нефтяная промышленность России, январь-декабрь 2002 г»,

АНАЛИТИЧЕСКАЯ СЛУЖБА «Нефтегазовой Вертикали»,«Десять ликов нефтянки»,

ХОДОРКОВСКИЙ М.Б., «Надо ждать удобных ситуаций»,

КРАВЕЦ М.А., «Инвестиционный потенциал 2030»,

ПАВЛОВА Г.С.,«Сахалинские проекты итоги и перспективы» – «Нефтегазовая вертикаль».№2,3,4,16, 18, 2003г. соответственно.

ВОЛКОВА Е.К., «Жизнь или кошелек»,

АНАЛИТИЧЕСКАЯ СЛУЖБА Нефтегазовой Вертикали, «Победителей не судят»,

СМИРНОВ С.П., «Национальный фонд Казахстана экспорт капитала» –«Нефтегазовая вертикаль». №1,2,3, 2004г. соответственно.

ТЕРЕХОВ А.Н., «Кому выгодно инвестировать в российскую нефть?» –«Инвестиции в России» №9, 2001г. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОТДЕЛ, «Инвестиционный климат 2002» – «Внешнеэкономический бюллетень». №18, 2002г. КИРЧЕН А.Ю., «ЮКОС – лидер отрасли» – «Нефть. Газ. Бизнес». №1, 2003г. ШАПРАН В.М., «Нефтяные инвестиции в Россию или туманные перспективы» «Рынок ценных бумаг», №16, 2003г. ДРЕКСЛЕР КЛАЙД, «СРП – неэффективный механизм» –«Международная жизнь», №1, 2001г.  Кокушкина И.В. «Иностранные инвестиции и СП в экономике России». СПбГУ 1999г. Кокушкина И.В., «Законодательная база инвестиционной деятельности РФ» – «Юридическая мысль». №2, 2001г.  Сайт МПА СНГ  www.mpa.ru Конопляник А.А. «Мировой рынок нефти: возврат эпохи низких цен? (последствия для России)» Москва 2000г. Конопляник А.А. «Развитие законодательного и инвестиционного процесса в России в условиях действия Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции». Москва 1999г. Project Finance. The Book of Lists 1999. — A Supplement to “Project Finance” The Sakhalin-2 Project. Vityaz Production Complex Inaugurated. — Sakhalin Energy Investment Company, 1999 Tax and Project Finance. Special Issue. — “International Business Lawyer“, May 1998, (International Bar Association, Section on Business Law). IEA Oil, Gas and Coal. Supply Outlook. Paris. 1995. P. 63. International Energy Agency, World Energy Outlook. Paris. 1998. P. 113.