Иностранная компания в нефтегазовых проектах. Иран начал отбор компаний для участия в своих нефтяных проектах

Не стоит думать, что в западных столицах все только о том и мечтают, как насолить России, ослабив ее экономический потенциал. На днях мне позвонили из посольства одной из европейских стран и попросили помочь в подготовке плана работы на следующие пять лет, обозначив основные направления перспективного участия компаний из этой страны в российских нефтегазовых проектах. Санкции санкциями, а зарубежным инвесторам не дает покоя гигантский рынок развития самой главной отрасли России, где можно хорошо заработать на поставке технологий, оборудования и опыта, не говоря уже о выгодном кредитовании.

Помощь же посольству понадобилась из-за того, что найти в России объекты для сотрудничества становится все сложнее, и причины такого сужения возможностей кроются отнюдь не в отсутствии интереса со стороны западных инвесторов.

Дискриминация иностранных компаний в российском нефтегазе приняла официальную форму в 2008 году, когда руководство страны решило законодательно ужесточить правила их доступа к ресурсам отрасли. Чужакам запретили настоящее партнерское участие в проектах на континентальном шельфе, оставив для них что-то вроде сервисных контрактов, которые не предусматривают собственности на часть запасов и продукции. Кроме этого, иностранцев предупредили в законе о недрах, что в случае открытия на суше месторождения с запасами более 70 млн тонн нефти или 50 млрд кубометров газа лицензию на добычу может отобрать у них отечественная государственная компания.

«Патриотическая» редакция законодательства нанесла мощный удар по перспективам освоения нефтегазовых богатств России. Лицензии на шельфе поделили между собой «Газпром» и «Роснефть», ничего не оставив иностранцам (и оставив лишь крохи частным компаниям внутри страны). Выполнять лицензионные обязательства по полученным участкам неповоротливые гиганты не смогли, и в правительство пошли просьбы о переносе программ сейсмических исследований и бурения скважин. Освоение углеводородных ресурсов на российском шельфе замедлилось, а с падением цен на нефть в конце 2014 года практически остановилось.

Низкие цены на продукцию нефтегаза стали вторым ударом по перспективам сотрудничества с иностранцами. Высокая себестоимость добычи на арктическом шельфе, доходящая, по некоторым оценкам, до $150 за баррель, вывела такие проекты из списка коммерчески рентабельных. А на суше оказалось, что почти 70% запасов российской нефти относятся к категории трудноизвлекаемых, с себестоимостью добычи $70-80 за баррель. Открытие новых месторождений (и новых залежей на старых месторождениях), которых появляется на карте России более 50 в год, идет сейчас по мелочи. Крупных запасов обнаружить не удается.

В таких условиях работающие в России компании стали сокращать инвестиции в разведку новых запасов и усиленно эксплуатировать уже действующие промыслы, интенсифицируя добычу на них, истощая запасы с низкой себестоимостью и приближая конец старых проектов. У отечественных операторов инвестиционные программы даже выросли в рублевом выражении. В прошлом году они сделали на 13% больше капиталовложений, чем в 2015 году, если верить агентству Fitch.

Часть международных санкций, введенных в отношении отрасли в связи с захватом Крыма и военными действиями в Донбассе, потеряла смысл. Запреты на работу западных компаний на арктическом шельфе и на разработке трудноизвлекаемых запасов померкли перед лицом низких нефтяных цен, которые оказали здесь куда больший негативный эффект.

Специалисты из Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых на условиях анонимности утверждают, что провозглашенные правительством планы поддержания нефтедобычи на уровне более 525 млн тонн в год вплоть до 2035 года не основаны на реальном положении дел в отрасли. По их мнению, после 2020 года добыча российской нефти начнет снижаться быстрыми темпами – до 10% ежегодно. По природному газу потенциал запасов в России практически неисчерпаем, но ограниченность рынков создает непреодолимые препятствия для значительного повышения добычи, а после 2030 года приведет к быстрому падению спроса.

Возможный рост цен на нефть и совершенствование технологий ее извлечения из недр лишь отодвинут сроки истощения рентабельных запасов. В долгосрочной перспективе нефтегаз должен утратить ведущую роль в наполнении государственного бюджета России, а заменить сырьевой источник дохода другой конкурентоспособной экспортной продукцией будет очень и очень трудно, если не невозможно. Во всяком случае, независимая команда авторов недавно опубликованного «Прогноза развития энергетики мира и России» до 2040 года такой альтернативы не обнаружила, как ни старалась.

Расчеты западных посольств на то, что они помогут своим инвесторам найти в России крупные и надежные объекты для приложения усилий и получения прибыли в процессе сотрудничества, не подкрепляются настроениями уже действующих в стране зарубежных фирм.

Если верить данным опроса в отрасли, проведенного компанией Deloitte, всего 18% респондентов считают, что приток капитала в российский нефтегаз в течение предстоящих пяти лет увеличится. В 2015 году таких оптимистов насчитывалось 48%. Еще 36% уверены в том, что денег будет поступать меньше, чем сейчас, и 37% полагают, что капиталовложения останутся на нынешнем уровне.

Компания Global Data Upstream Analytics опубликовала данные, которые свидетельствуют о резком сокращении планируемых иностранных капиталовложений в российскую нефтегазовую отрасль. Если в 2010-2016 годах четыре крупнейших инвестора - англо-американская BP, германская BASF, международная Shell и итальянская Eni - инвестировали более $9,3 млрд, то на период 2017-2020 годов новые капиталовложения планируют сделать только BASF и Shell, да и то меньше, чем на полмиллиарда. Обе компании должны поддерживать добычу на давно действующих проектах.

Американская ExxonMobil, хотя и отказывается объявить потерянными средства, вложенные в совместный с «Роснефтью» проект поиска запасов в Карском море, инвестиции туда приостановила из-за санкций, оставив в планах возможное строительство завода по сжижению газа в рамках старого проекта «Сахалин-1». Капиталовложения на следующие четыре года планируют также партнеры «Новатэка« по проекту «Ямал СПГ», то есть французы из Total и китайцы. Но здесь мотивация понятна. По решению российского руководства, пожелавшего видеть страну в числе крупных поставщиков сжиженного газа на мировой рынок, запасы газа по этому проекту были просто «подарены» консорциуму, чтобы гарантировать хотя бы минимальную рентабельность для инвесторов: Россия не получит тут ни копейки в виде налогов и пошлин и к тому же возьмет на себя расходы по строительству порта, аэропорта и атомных ледоколов под этот проект. Некоторые инвестиции заложили в планы индийская ONGC, японская JOGMEC и испанская Repsol, но суммы не сравнимы с тем, что эти компании вложили в России в 2010-2016 годах.

В целом можно заключить, что российские компании-операторы активизируют извлечение запасов, торопясь извлечь прибыль из опустошаемых рентабельных месторождений до начала падения добычи по стране, в то время как их иностранные коллеги сократили инвестиционные программы на период до 2020 года. Перспективы для новых зарубежных инвесторов в таких условиях выглядят не слишком радужными.

Отправить другу

История

Романтика девяностых

России

Любовь во время похолодания

Исправление ошибок

Добыча

Налоговый тупик

Арктическое увлечение

Могут, если хотят

Стратегия и риск

История
Развитие советской нефтянки получило мощный импульс после нефтяного кризиса 1973-1974 годов. Выручка от экспорта нефти резко выросла, возросли и инвестиции в нефтяную отрасль. Советское руководство стремилось максимально увеличить добычу нефти, и эта задача была выполнена: пик добычи пришелся на 1988 год, когда добыча составила 11,8 млн баррелей в день.

Однако уже к концу 1970-х и началу 1980-х годов в российской нефтяной промышленности возникли серьезные дисбалансы. Погоня за планом вела к удорожанию добычи: год за годом каждая новая тонна нефти требовала все больших инвестиций. В 1970-1973 годах доля нефтяного сектора в капиталовложениях всей промышленности составляла около 9 проц., а в 1986-м она выросла более чем вдвое и составила 19,5 процента. Многие месторождения использовались нерационально, что вело к их преждевременному истощению и ущербу для окружающей среды. Несмотря на все старания, в конце 1980-х годов добыча нефти начала падать. К тому времени СССР уже прочно сидел на нефтяной игле: доля выручки от продажи топливно-энергетических ресурсов в советских валютных поступлениях достигла самого высокого уровня в 1984 году и составила 55 процентов. Как известно, последовавшее падение мировых цен на нефть имело катастрофические последствия для советской экономики.

Романтика девяностых
В начале 1990-х с иностранным капиталом связывались надежды на восстановление нефтегазовой отрасли. Знаменитый Указ № 1403, подписанный Борисом Ельциным в ноябре 1992 года, который дал старт формированию и приватизации «Роснефти», «ЛУКОЙЛа», «ЮКОСа» и «Сургутнефтегаза», предусматривал продажу до 15 проц. акций этих компаний иностранным инвесторам.

Более того, государство прекратило финансирование нефтегазовой отрасли, а для того, чтобы привлечь внешние инвестиции, предоставило совместным предприятиям (СП) существенные льготы, прежде всего право на экспорт 100 проц. всей добытой нефти. На начало 1990-х пришелся настоящий бум СП в российской нефтянке. К концу 1990-х, когда экспортные преференции были отменены, СП добывали более 20 млн тонн нефти в год.

На раннем этапе СП создавались в основном небольшими иностранными компаниями, но в начале 1990-х в Россию пришли и гранды мирового нефтегазового бизнеса. В 1994-1995 годах правительство России подписало три соглашения о разделе продукции (СРП). Два касались проектов на шельфе Сахалина: «Сахалин-1» с Exxon и Sodeco и «Сахалин-2» с Shell, Mitsubishi и Mitsui. Третье соглашение о разработке Харьягинского месторождения в Ненецком автономном округе было подписано с французской Total.

Именно в трех СРП отразилось меняющееся отношение государства к западным нефтяным компаниям. История этих проектов разная. Так, переговоры по «Сахалину-1» начались еще в 1970-е годы, тогда советское правительство решило привлечь к разработке проекта японские компании. В начале 1990-х в проект вошла компания Exxon. История «Сахалина-2» началась в 1991 году, когда советское правительство объявило конкурс на подготовку технико-экономического обоснования освоения Пильтун- Астохского и Лунского месторождений. Конкурс выиграл консорциум западных компаний, к которому в дальнейшем присоединились Shell и Mitsubishi. Наконец, разработка Харьягинского месторождения началась в 1999 году. Компания Total была привлечена для разработки двух из шести эксплуатационных объектов месторождения. Все три соглашения были подписаны правительством России за несколько месяцев до принятия Закона об СРП в декабре 1995 года.

Примечательно, что в трех СРП была предусмотрена юридическая защита от любых последующих законодательных ограничений, которые могли ухудшить позиции иностранных инвесторов. Соглашения были подписаны на условиях, поставивших их вне российской юрисдикции. В середине 1990-х годов подобный «экстерриториальный» статус проектов не смущал правительство России . В стране падала добыча нефти, и катастрофически не хватало инвестиций в новые проекты. При средней цене нефти в 1995 году 18 дол. за баррель и несовершенстве налогового законодательства, которое в любой момент могло непредсказуемым образом измениться, соглашения стали единственным способом привлечь многомиллиардные инвестиции от западных компаний. После принятия Закона об СРП правительство отобрало более 20 проектов для их разработки, теперь уже в соответствии с вступившими в силу нормами СРП.

Любовь во время похолодания
Однако дальнейшее внедрение режима СРП застопорилось. Правительство не смогло согласовать ни внутри себя, ни с заинтересованными сторонами нормативно-правовую базу, необходимую для реализации проектов в соответствии с только что принятым законом. А к началу 2000-х изменилось и общее положение в отрасли: цены на нефть начали расти, что увеличило рентабельность инвестиций в добычные проекты и снизило привлекательность СРП для иностранных инвесторов. Хозяева набиравших вес российских компаний также не были заинтересованы в привлечении иностранных компаний на условиях раздела продукции. Первой такой сделкой стала покупка ВР в 1997 году 10 проц. акций компании «СИДАНКО» у структур Владимира Потанина. В 2003 году ВР объединила свои российские активы с ТНК и фактически приобрела около половины акций ТНК у консорциума «Альфа-Аксесс-Ренова». В 2004 году ConocoPhillips приобрела у государства 7,6 проц. акций «ЛУКОЙЛа», а в дальнейшем выкупила дополнительные акции у Вагита Алекперова и других российских акционеров компании. Сам Ходорковский в 2002-2003 годах был близок к продаже крупного пакета «ЮКОСа» компании ExxonMobil, но по известным причинам сделка не состоялась.

Стоит отметить, что в начале 2000-х некоторые западные компании были готовы напрямую инвестировать в нефтегазовые проекты в России без СРП, то есть на условиях стандартного налогового режима, и даже без крупных российских партнеров. Так, в середине 1990-х Shell рассчитывала осваивать Салымское месторождение в Ханты-Мансийском автономном округе на условиях СРП, но в дальнейшем согласилась начать работу в обычном налоговом режиме и в 2004 году совершила первые инвестиции. В 2003 году в Западной Сибири начала работать американская компания Marathon, которая приобрела «Ханты- Мансийскую нефтяную корпорацию».

Исправление ошибок
По мере того, как цены на нефть росли и западные компании все больше интересовались инвестициями в российский нефтяной сектор, в правительстве нарастало недовольство по отношению к трем СРП, заключенным в первой половине 1990-х. Основные претензии были связаны с тем, что проекты становились все более затратными. В наибольшей степени от давления государства на операторов СРП пострадал Shell, крупнейший акционер «Сахалина-2». В 2005 и 2006 годах на проект буквально обрушились разнообразные проверки, которые выявили не только завышение расходов, но и нарушение природоохранного законодательства. Тогдашний руководитель Росприроднадзора Олег Митволь оценил экологический ущерб от деятельности Shell на Сахалине в 50 млрд дол., сумму, сравнимую с ущербом от урагана «Катрина». В конце 2006 года акционеры «Сахалина-2» продали 50 проц. плюс одну акцию в компании-операторе проекта «Газпрому», после чего все экологические претензии были сняты.

Разработка Харьягинского месторождения компанией Total также сопровождалась постоянным конфликтом с государственными структурами. В начале 2000-х налоговые органы ежегодно оспаривали затраты Total и отказывались утверждать смету расходов на проект. Французская компания в 2003 году даже подала иск к российскому правительству в Стокгольмский арбитраж, требуя возмещения понесенных ей затрат. Конфликт продолжался до тех пор, пока Total и еще один иностранный участник проекта, Statoil, не согласились в 2009 году передать 20 проц. в проекте государственной «Зарубежнефти».

Для того чтобы продать газ конечным потребителям в России, ExxonMobil должен поставить им газ по трубам, контролируемым «Газпромом». Доступ к этим трубам также необходим американской компании, если она желает продать свой газ за пределы России, в Китай или Корею. В течение последних нескольких лет ExxonMobil и «Газпром» не могут договориться о цене газа с «Сахалина-1». Но все-таки в главном сохранении контроля над проектом ExxonMobil преуспел. Остается только догадываться, какие именно аргументы убедили российское руководство отказаться от попыток силового воздействия на ExxonMobil, подобного тому, что было осуществлено в отношении «Сахалина-2».

Так или иначе, развитие СРП в России замерло. На сегодняшний день на долю операторов СРП приходится всего 3,2 проц. от общей добычи нефти и 3,6 проц. от общей добычи газа в России. Такой объем добычи сравним с показателями средней российской компании, такой как «Башнефть» или «РуссНефть». Проекты СРП в России играют гораздо более скромную роль, чем в богатых ресурсами странах СНГ например, в Казахстане и большинстве стран дальнего зарубежья, где применяется режим раздела продукции.

Добычанефти и газа на сахалинских проектах будет расти, но стойкая аллергия на СРП у политического руководства России слишком сильно ассоциируется с потерей государственного контроля в «лихие девяностые». В 2008 году, говоря об СРП, Владимир Путин заявил, что Россия не допустит «колониального использования своих ресурсов». Иностранным компаниям предлагается работать в России в рамках стандартного налогового режима. Беда в том, что развитие нефтегазовой отрасли при этом режиме не имеет перспектив.

Налоговый тупик
Производители в России платят те же налоги, что и остальные компании на добавленную стоимость, прибыль, имущество, социальные отчисления. Кроме того, нефтяные компании платят налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и, в случае, если они экспортируют добытую нефть, экспортную пошлину. НДПИ рассчитывается по формуле, утвержденной в 2002 году: сумма налога зависит от текущей цены на нефть и курса рубля к доллару. При цене марки Urals в 100 дол. за баррель и курсе 29 рублей за доллар, производитель должен заплатить государству около 18 дол. с каждого барреля добытой нефти. Однако этот налог не так страшен для нефтяных компаний, как экспортная пошлина, которая рассчитывается по прогрессивной шкале: чем выше цена на нефть, тем выше ставка пошлины. С августа 2004 года ставка экспортной пошлины при цене нефти выше 25 дол. за баррель составляет 65 процентов.

Таким образом, если принять в счет другие налоги, при высоких ценах на нефть налоговое бремя на экспортеров превышает 90 процентов. Нынешняя налоговая система устанавливалась в середине нулевых, когда ставилась задача изъять сверхдоходы у нефтяных компаний и наполнить Стабилизационный фонд. Высокая налоговая нагрузка не разорила нефтяные компании, но сделала нерентабельными инвестиции в новые месторождения. Показательно, что крупные российские компании, такие как «ЛУКОЙЛ» и ТНК-ВР, с начала 2000-х активизировали поиск проектов за пределами России, во многом из-за неблагоприятного налогового климата.

В последние годы правительство пыталось отрегулировать налоговый режим, например устанавливая льготные ставки НДПИ для старых выработанных месторождений. С октября 2011 года предельная ставка экспортной пошлины на нефть была снижена с 65 до 60 проц., одновременно, однако, были существенно повышены экспортные пошлины на нефтепродукты. Несмотря на эти косметические послабления, разработка новых крупных проектов при существующем налоговом режиме по-прежнему остается нерентабельной. Более того, те важные нефтяные проекты, которые были осуществлены в России за последние годы, стали возможны только благодаря политическому влиянию компаний, добившихся для себя специальных налоговых послаблений. К этим проектам относятся месторождение имени Филановского на северном Каспии, которое разрабатывается «ЛУКОЙЛом», и Ванкорское месторождение крупнейший проект «Роснефти» в Восточной Сибири; обе компании получили от государства право закрепленное специальными распоряжениями правительства не платить экспортную пошлину на нефть с этих проектов на первоначальном этапе их разработки. Следует отметить, что льготы «Роснефти» по Ванкорскому месторождению истекли в мае 2011 года и продлены не были.

Арктическое увлечение
В последние годы на фоне ужесточения налогового режима, государство стало проявлять растущую заинтересованность в освоении новых перспективных нефтегазоносных районов, прежде всего на арктическом шельфе. Освоение арктических проектов возможно только с участием иностранных компаний; единственный подобный проект, осуществляемый «Газпромом» освоение Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря, на практике показал, что без иностранцев арктические проекты российским компаниям не сдвинуть. Многострадальный проект растянулся на 16 лет. Платформа для разработки месторождения строилась на оборонных предприятиях севера России, прежде всего на заводе «Севмаш». При этом схема обустройства месторождения несколько раз пересматривалась, а стоимость проекта постоянно росла. В результате она многократно превысила первоначальные расчеты и составила почти 4 млрд дол., что ставит под сомнение окупаемость проекта. Характерно, что «Газпром нефть шельф», подразделение «Газпрома», которое ведет разработку Приразломного, до сих пор выступает за использование режима СРП для проекта.

Итак, освоение арктического шельфа возможно только в партнерстве с иностранными, прежде всего западными, компаниями, имеющими необходимые технологические и финансовые ресурсы. В конце «нулевых» годов руководство России приняло решение приступить к полномасштабной разработке Арктики. Была выбрана следующая схема: правительство выдает лицензии государственным компаниям «Газпрому» и «Роснефти», которые затем привлекают иностранных партнеров для разработки месторождений, передавая им миноритарные пакеты акций. Выдача лицензий оказалась делом несложным. Уже в 2010 году Роснедра агентство при Министерстве природных ресурсов и экологии, осуществляющее лицензирование выдало шесть лицензий на разработку шельфовых месторождений «Роснефти» и две «Газпрому». В текущем году Роснедра планирует выдать еще около 15 лицензий, а всего их будет выдано несколько десятков. При этом более сложная задача, выработка четкой стратегии освоения шельфа и налогового режима погрязла в бюрократии.

Правительство до сих пор не утвердило государственную программу освоения шельфа. Неясным остается разделение ролей между государственными компаниями: изначально предполагалось, что «Газпром» и «Роснефть» создадут совместную компанию оператора шельфовых проектов, потом они будут осваивать месторождения раздельно: «Роснефть» нефтяные, «Газпром» газовые. Раздел «сфер влияния» между госкомпаниями, однако, так и не состоялся. Во-первых, многие лицензионные участки не разведаны, так что нельзя определенно разделить их на нефтяные и газовые. Во-вторых, в отсутствие четких политических установок «Роснефть» и «Газпром» начали конкурировать за новые шельфовые лицензии, при этом «Роснефть» претендует на газоносные участки в Баренцевом море.

Партнерство со многими неизвестными
В результате сложилась парадоксальная ситуация. Впервые с середины 1990-х годов государство заинтересовано в привлечении иностранных нефтегазовых компаний в проекты в России. Однако поскольку отсутствуют внятная стратегия и налоговый режим, иностранцам предлагается не только иметь дело с конкурирующими между собой госкомпаниями, но и войти в проекты, рентабельность которых невозможно посчитать. При этом государственные компании предпочитают не инвестировать собственные средства в разведку лицензионных участков, предлагая иностранным партнерам самим платить за удовольствие работать на российском шельфе. Иначе говоря, иностранным компаниям делается следующее предложение: вы берете на себя технологические и финансовые риски проекта, а если вам повезет и вы найдете нефть или газ, то мы с вами договоримся о налоговом режиме. А если не найдут, значит, не повезло и средства были потрачены впустую.

Некоторые иностранные компании как будто готовы начинать работу даже на таких условиях. За последний год «Роснефть» подписала несколько соглашений на разработку шельфовых проектов: с компаниями Chevron и ExxonMobil на участки в Черном море и с ВР на участки в Карском море и с ExxonMobil на те же участки. Однако подписанные соглашения не означают, что западные компании намерены серьезно вкладываться в шельфовые проекты. Скорее они стремятся «застолбить» свое участие в этих проектах и, тратя минимум денег, договориться об условиях дальнейшей работы. К тому же два соглашения из трех, подписанных «Роснефтью», уже утратили силу: Chevron покинул проект по изучению Вала Шацкого в Черном море, сославшись на неблагоприятные геологические факторы, а сделка «Роснефти» с ВР была торпедирована российскими партнерами британской компании.

Сделка с ExxоnMobil, объявленная в конце августа 2011 года, предполагает сейсморазведку и бурение поисково-разведочных скважин в Карском море. Однако налоговый режим для дальнейшей разработки месторождений будет определен в будущем, а до тех пор американская компания вряд ли вложит в проект суммы, близкие к тем, которые анонсировали представители «Роснефти» и российского правительства. «Роснефть» сейчас активно ищет дополнительных партнеров для разведки и разработки шельфовых месторождений и, вероятно, найдет их, но отсутствие четкого налогового режима значительно усложнит осуществление этих проектов.

Наглядным примером этих сложностей является проект по разработке Штокмановского месторождения в Баренцевом море. Это гигантское месторождение, расположенное в 600 километрах от побережья, было открыто в 1988 году. В 1990-е годы контроль над ним осуществлялся совместными предприятиями «Газпрома» и «Роснефти»; в 2004 году «Роснефть» уступила «Газпрому» свою долю в проекте. Вялотекущие переговоры с потенциальными иностранными партнерами, заинтересованными в разработке Штокмана, продолжались с начала 1990-х годов. В середине 2000-х «Газпром» активизировал переговорный процесс с западными компаниями, однако российская газовая монополия при выборе партнеров проявила большую разборчивость, требуя для себя максимально выгодных условий. В 2006 году «Газпром» заявил, что предложения, полученные от западных компаний, его не удовлетворяют. Было принято решение оставить контроль над месторождением в руках «Газпрома», а западные компании привлечь исключительно в качестве подрядчиков.

В результате длительной торговли, проходившей при участии первых лиц государства, в 2007 году «Газпром» подписал соглашения с двумя подрядчиками, Statoil и Total, которые получили соответственно 24 проц. и 25 проц. в компании операторе проекта. Однако освоение месторождения так и не началось. В 2008 году разразился мировой финансовый кризис, который привел к резкому снижению спроса на газ в Европе. Тем временем в США, еще одном потенциальном потребителе газа со Штокмана, резко выросла добыча сланцевого газа и сократились закупки газа из-за рубежа. Таким образом, газ со Штокмановского месторождения неизбежно дорогой оказался неконкурентоспособен еще до того, как его начали добывать.

После нескольких лет переговоров с западными компаниями летом 2011 года правительство наконец решило предоставить оператору разработки месторождения льготы на налог на имущество, но это запоздалое решение само по себе не может обеспечить рентабельность Штокмановского проекта. Если не будут предоставлены дополнительные и более масштабные налоговые льготы, инвестиционное решение по месторождению вряд ли будет принято. Таким образом, неблагоприятный налоговый режим остается одним из главных факторов, препятствующих началу разработки месторождения.

При этом ни «Газпром», ни его западные партнеры не могут позволить себе официально отказаться от проекта: слишком много усилий было потрачено на достижение существующих договоренностей, и, особенно для «Газпрома», поддержание Штокмана на плаву является вопросом престижа. Вместо этого компании регулярно заявляют, что по-прежнему привержены проекту, но инвестиционное решение и соответственно начало добычи периодически откладывается на год-два.

Могут, если хотят
Хотя Штокмановский проект отложен в долгий ящик, французская Total недавно приобрела 20-процентный пакет в другом масштабном газовом проекте. Проект освоения Южно-Тамбейского месторождения и строительства завода по производству сжиженного природного газа известен как «Ямал СПГ». Этот проект демонстрирует, что в определенных обстоятельствах правительство способно в короткие сроки обеспечить нефтегазовым компаниям режим наибольшего благоприятствования, в том числе и по налоговым вопросам.

Южно-Тамбейское месторождение расположено на севере Ямало-Ненецкого автономного округа. В конце 2000-х компания «Ямал СПГ», владеющая лицензией на месторождение, несколько раз перепродавалась и в 2009 году оказалась под контролем «НОВАТЭКа», крупнейшей частной газодобывающей компании России.

Несмотря на то что в официальной стратегии «Газпрома» освоение Южно-Тамбейского месторождения планировалось на 2020-е годы, «Новатэк» решил форсировать проект. Запуск первой очереди завода СПГ мощностью 5,5 млн тонн в год планируется осуществить в 2016 году, еще две очереди в 2017 и 2018 годах. При этом реакция государства на проект частной компании резко отличалась от обычной бюрократической волокиты. За последний год проекту «Ямал СПГ» была предоставлена беспрецедентная государственная поддержка. Правительство пообещало частной компании «Новатэк» 12-летние налоговые каникулы по НДПИ. На недавних конкурсах, организованных Роснедрами, «Новатэк» получил лицензии на несколько крупных месторождений на Ямале, тем самым увеличив ресурсную базу проекта. Кроме того, «Новатэк» может получить государственные субсидии на покупку СПГ-танкеров для разработки данных месторождений. Венцом щедрости стало предоставление «Новатэку» экспортного канала фактически в обход «Газпрома».

Государственная поддержка «Новатэка» хронологически совпала с появлением в составе ее акционеров Геннадия Тимченко, совладельца нефтетрейдера Gunvor и знакомого Владимира Путина. Сам Тимченко отрицает какую-либо личную подоплеку своих успехов в российском сырьевом бизнесе. Однако после покупки Тимченко пакета акций «Новатэка» в 2009 году по сообщениям прессы, сейчас Тимченко и Леонид Михельсон, председатель правления компании, владеют пакетом ее акций, близким к контрольному 10, стоимость акций выросла в несколько раз. Невиданная доселе государственная поддержка частного газового производителя, очевидно, отразилась на бурном росте стоимости компании.

Стратегия и риск
За двадцать лет иностранные компании в России испытали на себе и государственную любовь, и государственный гнев. Подъем олигархов в 1990-е годы поставил крест на режиме СРП, но открыл дорогу западным компаниям, которые хотели инвестировать в капитал российских нефтегазовых структур. Становление госкапитализма в эпоху Путина заставило иностранные компании стремиться к партнерству с «Роснефтью» и «Газпромом». Но достижение этой цели оказалось затруднено не только из-за амбиций российских госкомпаний, но и из-за чрезмерного налогового давления на нефтяную отрасль. В конце «нулевых» годов политический цикл в нефтегазовом секторе пошел на второй круг. Как и в 1990-е годы, в наилучшем положении оказываются те частные компании, чьи владельцы заручились поддержкой руководителей государства.

В этих условиях для иностранных компаний существуют две возможности. Первая - развитие сотрудничества с «Газпромом» и «Роснефтью». В обозримом будущем именно эти две госкомпании смогут сотрудничать с иностранцами в мегапроектах, таких как обустройство арктического шельфа. В обмен госкомпании будут требовать инвестиции, технологии, а также активы за пределами России. Кроме того, от иностранных компаний будут ожидать содействия, прежде всего «Газпрому», в реализации его трубопроводных проектов в Европе. Например, представляется вероятным, что немецкая Wintershall и итальянская Eni вошли в газпромовский проект «Южный поток» во многом ради того, чтобы облегчить себе доступ к месторождениям в России.

Вторая возможность для иностранных компаний - сотрудничество с частными российскими компаниями. Как показывает недавняя практика, именно такие компании, как «Новатэк», могут добиться налоговых преференций для своих проектов быстрее и эффективнее, чем, казалось бы, всемогущий «Газпром». Компания Total присоединилась к двум значимым газовым проектам, Штокмановскому в партнерстве с «Газпромом» и «Ямал СПГ» в сотрудничестве с «Новатэком». Вполне вероятно, что «Ямал СПГ» будет реализован быстрее, чем Штокман, во всяком случае, за последний год «Новатэк» получил беспрецедентную государственную поддержку, а Штокман стоял на месте.

Оборотная сторона медали в сотрудничестве с частными компаниями это зависимость от их владельцев, а точнее, от их политических связей, которые позволяют им добиваться расположения государства. За последние 20 лет в истории нефтегазового сектора России было немало взлетов и падений. «ЮКОС», крупнейшая частная нефтегазовая компания страны, была ликвидирована всего за два года. Структуры, которые тесно сотрудничали с «Газпромом» в 1990-е годы и получали от газовой монополии активы на выгодных условиях например, «Итера» и «Стройтрансгаз», в 2000-е годы лишились поддержки и вынуждены были вернуть большую часть активов «Газпрому». Совсем недавно Михаил Гуцериев, создавший с нуля одну из крупнейших нефтяных компаний, «РуссНефть», подвергся уголовному преследованию и в 2007 году эмигрировал в Лондон, продав «РуссНефть» структурам Олега Дерипаски. Но уже к середине 2010 года все обвинения в адрес Гуцериева были сняты, он приехал в Россию и как ни в чем не бывало вернулся к руководству «РуссНефтью».

Как и 10-15 лет назад, иностранные компании вынуждены делать ставку на политическое влияние своих партнеров. Сотрудничество с госкомпаниями более безопасно политически и открывает доступ к значимым проектам, но при этом реализация этих проектов может годами откладываться. Ставка на частные компании, чьи хозяева могут воспользоваться своей близостью к высшему политическому руководству, сулит сиюминутную благосклонность государства, но не гарантирует долгосрочной поддержки проектов, особенно в случае смены политического руководства или выхода из проектов их российских акционеров.

Инвестиционная деятельность Российских и зарубежных нефтегазовых компаний

Investment activity of Russian and foreign oil and gas companies

Лазарева Анна Игоревна

Lazareva Anna Igorevna

аспирант кафедры «Экономика и управление

на предприятии нефтяной и газовой промышленности»,

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

[email protected]

Аннотация. В данной статье представлены результаты анализа инвестиционной деятельности российских нефтегазовых компаний таких, как «Роснефть», «Лукойл», «Газпромнефть», «Татнефть», «Сургутнефтегаз» в сравнении с зарубежной компанией «Total». В ходе исследования, можно прийти к выводу, что, н

Annotation. This article presents the results of the analysis of the investment activities of Russian oil and gas companies such as «Rosneft», «Lukoil», «Gazpromneft», «Tatneft», and «Surgutneftegaz» in comparison with the foreign company «Total». In the course of the study, it can be concluded that, despite the active investment policy of Russian oil companies, the leader of the Russian market, PJSC «NK Rosneft» inferior to the foreign company «Total» in total investment by 2-3 times.

Ключевые слова: инвестиционная деятельность, нефтегазовая компания, «Роснефть», «Лукойл», «Газпромнефть», «Татнефть», «Сургутнефтегаз», «Total».

Keywords: investment activities, oil and gas company, «Rosneft», «Lukoil», «Gazpromneft», «Tatneft», «Surgutneftegaz», «Total».

Введение

Влияние энергетических факторов на развитие мировой и национальных экономик, систему международныхэкономических и геополитических отношений постоянно возрастает по мере роста мирового ВВП и увеличенияэнергопотребления. Согласно прогнозам, потребности мировой экономики в энергетических ресурсах в ближайшие30 лет могут увеличиться почти на 60% по сравнению с началом XXI в., что требует дальнейшегоразвития нефтегазовой отрасли, как в мире, так и в России. .

Управление развитием нефтегазовых компаний является совокупностью мероприятий, методов и средств, связанных с целенаправленным регулированием движения денежных, имущественных и интеллектуальных ценностей, вложенных в предприятие с целью достижения избранных целей.

Основой развития предприятия являются инвестиции. Для удовлетворения растущего спроса на углеводороды основным субъектам нефтегазовой отрасли – международным и национальным нефтегазовым компаниям – необходимо разрабатывать четкую, рассчитанную на перспективу инвестиционную стратегию, предусматривающую привлечение масштабных капиталовложений в разведку, добычу, транспортировку и переработку углеводородного сырья, а также нацеленную на повышение отдачи от этих капиталовложений. Выбор данного объекта исследования продиктован ролью нефтегазовых компаний на мировом рынке энергоносителей и продуктов нефтепереработки, значением их деятельности в поддержании мирового и отечественного топливного баланса, и связанной с этим необходимостью регулирования инвестиционного процесса и повышения эффективности инвестиционных программ в современных условиях.

Анализ инвестиционной деятельности ведущих нефтегазовых компаний соответствует сегодняшней необходимости в глубоком исследовании вышеуказанного процесса, особенно в условиях ценовой нестабильности на мировых рынках углеводородов и с учетом политической нестабильности в регионах их добычи, влияющих как на развитие отрасли, так и на процесс принятия инвестиционных решений. Необходимость основательного исследования этого вопроса также связана с постоянным повышением роли нефтегазовой индустрии в энергетическом секторе мировой экономики, продолжением процесса транснационализации в этой отрасли, перманентным ростом ее влияния на конкурентоспособность национальных экономик, их энергетическую и экономическую безопасность.

Цель статьи заключается в анализе инвестиционной деятельности российских и зарубежных нефтегазовых компаний таких, как «Роснефть», «Лукойл», «Газпромнефть», «Татнефть», «Сургутнефтегаз» и «Total».

Основной раздел

Инвестиционный процесс определяется как последовательность этапов, действий и операций по осуществлению инвестиционной деятельности. Конечной целью инвестиционной деятельности является получение прибыли, создание добавленной стоимости и увеличение рыночной стоимости бизнеса и компании. Применительно к нефтегазовому сектору задачами инвестиционной деятельности являются рост разведанных запасов нефти и газа, увеличение объема продаж (добычи) углеводородного сырья, оптимизация производственных показателей (повышение коэффициента извлечения нефти и коэффициента восстановления или регенерации запасов), удержание и расширение рыночной ниши, снижение удельных издержек на добычу и транспортировку сырья. К этому необходимо добавить, что значимость инвестиционной деятельности нефтегазовых компаний обусловлена необходимостью обеспечения бесперебойных поставок энергоносителей потребителям.

Нефтегазовые предприятия являются многоцелевыми системами, которые объединяют производственные, финансово-экономические, социальные, маркетинговые и другие цели, связанные с решением задач, которые приводят к стратегически важным изменениям. Для осуществления эффективной инвестиционной деятельности необходимо решать проблему выбораприоритетных направлений инвестирования, т.е. определять подмножество инвестиционных проектов, обладающихдостаточным инвестиционным потенциалом и обеспечивающих достижение стратегических целей развития, и осуществлятьинвестиционное проектирование выбранных для реализации вариантов .

В начале ХХ I в. на нефтегазовую отрасль, вместе с другими добывающими отраслями, приходится наибольшая доля прямых иностранных и отечественных инвестиций. Возобновление интереса к нефтегазовой промышленности частично отражает структурный сдвиг, который происходит практически на всех мировых сырьевых рынках. Он характеризуется ростом спроса на минеральные ресурсы со стороны азиатских рынков в сочетании с высоким уровнем спроса в развитых странах, что приводит к росту цен на минеральные ресурсы. В этом контексте стоит отметить, что глобальным рынкам минерального сырья присуще неравномерное географическое распределение запасов, производства и потребления. К примеру, некоторые развивающиеся страны являются страганми с транзитивной экономикой (Индонезия, Алжир, Малайзия, Нигерия, Россия, Казахстан и др.), они являются нетто-экспортерами углеводородного сырья, тогда как другие развивающиеся страны (Китай, Индия, Турция, Украина и др.), а также развитые страны (Германия, Франция, Италия и др.) – нетто-импортерами. Подобные дисбалансы вызывают беспокойство относительно безопасности поставок со стороны импортеров и относительно доступа к рынкам сбыта – со стороны экспортеров. И это естественно, учитывая важность поставок углеводородного сырья для устойчивого экономического развития стран. В такой ситуации нефтегазовые компании могут быть полезными как для принимающей страны, так и для страны базирования. Для стран, которые не имеют необходимых возможностей полноценного преобразования своих природных ресурсов в коммерческие товары, нефтегазовые компании могут выступать источником необходимого капитала, знаний и вхождения на рынки, а для стран базирования – своеобразным «мостиком» для обеспечения доступа к зарубежных поставок. Здесь также следует подчеркнуть, что политика нефтегазовых компаний и государств формируется в условиях волатильности сырьевых рынков с тенденцией к росту цен, которая поддерживает увеличение расходов на эксплуатацию новых месторождений углеводородного сырья.

В нефтегазовой отрасли международные нефтегазовые компании остаются крупнейшими корпорациями по объему иностранных активов. В то же время, с точки зрения масштабов производства, национальные нефтегазовые компании стран, развивающихся, и стран с транзитивной экономикой с 2005 г. начинают опережать международные. К таким корпорациям принадлежат Saudi Aramco (Саудовская Аравия), Газпром (Россия), NIOC (Иран) и др. И хотя в последние годы развитие национальных нефтегазовых компаний характеризуется значительным динамизмом в сочетании с контролем над большинством разведанных запасов сырья и его добычей, степень интернационализации по сравнению с международными нефтегазовыми компаниями остается достаточно низким. Тем временем некоторые компании из развивающихся стран и стран с переходной экономикой расширяют свои зарубежные интересы и быстро становятся глобальными игроками. К таким компаниям относятся: CNPC, Sinopec (Китай), Лукойл (Россия), ONGC (Индия), Petrobras (Бразилия), Petronas (Малайзия) и др. CNPC (Китай) и Petronas (Малайзия) принимают участие в добыче нефти и газа в более чем 10 зарубежных странах.

Увеличение инвестиционных потоков в мировой нефтегазовой отрасли наблюдается в течение последнего десятилетия – после периода минимальных инвестиций 1990-х гг. Как отмечалось выше, активный процесс увеличения объемов инвестирования со стороны национальных нефтегазовых компаний начался в 2005 г. и вывел их на лидирующие позиции по уровню производства.

Рассмотрим инвестиционную деятельность вертикально-интегрированных компаний, таких как «Роснефть» [6], «Лукойл» [5], «Газпромнефть» [ 2], «Татнефть» [7], «Сургутнефтегаз» [4].

1. ПАО «НК Роснефть» – лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Инвестиционная программа ПАО «НК Роснефть» сформирована в консервативных сценарных параметрах. За 2016 г. общий объем инвестиций составил 10 966 млн. долл. (табл. 1).

Таблица 1 – Объем инвестиций ПАО «НК Роснефть» 2014-2016 гг., млн. долл.

Наименование	2014	2015	2016	Изменение 2015/2014		Изменение 2016/2015
Upstream	10 146	7 957	9 266	2 189		1 309
Downstream	4 476	2 026	1 316	2 450
Other
ИТОГО:	14 921	10 362	10 966	4 559

По сравнению с 2015 г. объем инвестиций вырос на 6%, в основном за счет сектора «Upstream». Данный рост обусловлен выполнением стратегических целей по росту объемов добычи углеводородов за счет увеличения темпов эксплуатационного бурения и обустройства месторождений, а также началом активной фазы разработки новых и крупных проектов добычи нефти и газа. В тоже время инвестиции в сектор «Downstream» в 2016 г. сократились на 35%.

Согласно структуре инвестиций ПАО «НК Роснефть» за 2016 г. основную долю 85% занимает сектор «Upstream».

2. ПАО «Газпром нефть» и ее дочерние общества представляют собой вертикально-интегрированную нефтяную компанию (ВИНК), основными видами деятельности, которой являются разведка, разработка, добыча и реализация нефти и газа, а также производство и сбыт нефтепродуктов.

За 2016 г. общий объем инвестиций составил 5 973 млн. долл. По сравнению с 2015 г. общий объем инвестиций сократился на 2%. Как видно, основной сдвиг в 2016 г. в сторону блока переработки – рост на 15% (табл. 2).

Таблица 2 – Объем инвестиций ПАО «Газпром нефть» 2014-2016 гг., млн. долл.

Наименование	2014	2015	2016	Изменение 2015/2014		Изменение 2016/2015
Upstream	5 819	4 530	3 863	1 289
Downstream	1265
Other	2 022		1 218	1 231
ИТОГО:	9 106	6 079	5 973	3 027

Объем вложений в сегмент «Upstream» сократился на 667 млн. долл. или на 17%. В 2016 г. сектор занимал основную долю в общем объеме инвестиций – 65%.

Следует отметить, что к апитальные затраты по зрелым месторождениям сохранились на уровне предыдущего года и составили 1 753 млн. долл. Затраты по новым проектам снизились на 5% и составили 1 887 млн. долл. Это обусловлено снижением активности на зарубежных проектах. Затраты на переработку выросли на 41% за счет продолжения реализации проектов по модернизации на Омском и Московском НПЗ.

3. ОАО «Сургутнефтегаз» – одно из крупнейших предприятий нефтяной отрасли России. На его долю приходится около 13% объемов добычи нефти в стране и 25% газа, добываемого нефтяными компаниями России. За 2016 г. общий объем инвестиций составил 3 384 млн. долл. По сравнению с 2015 г. общий объем инвестиций сократился на 7%. Как видно, основной сдвиг в 2016 г. в сторону блока переработки – рост на 10% (табл. 3).

Таблица 3 – Объем инвестиций ОАО «Сургутнефтегаз» 2014-2016 гг., млн. долл.

Наименование	2014	2015	2016	Изменение 2015/2014		Изменение 2016/2015
Upstream	4 926	3 397	3 106	1 529
Downstream
Other
ИТОГО:	5 172	3 653	3 384	1 518

В соответствие со структурой инвестиций ОАО «Сургутнефтегаз», вложения в сегмент «Upstream» занимают ежегодно более 90% от общего объема инвестиций. Однако, в 2016 г. объем инвестиций в сектор добычи нефти и газа сократился на 9% и составил 3 106 млн. долл. Из данной суммы 89,4% или 2 777 млн. долл. пришлось на Западную Сибирь, 10,2% или 317 млн. долл. – на Восточную Сибирь и 0,4% или 12 млн. долл. – на Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию.

4. ПАО «Лукойл» – одна из крупнейших международных вертикально-интегрированных компаний, обеспечивающая 2,2% мировой добычи нефти. ПАО «Лукойл» реализует проекты по разведке и добыче нефти и газа в 12 странах мира. За 2016 г. общий объем инвестиций составил 7 601 млн. долл. (табл. 4).

Таблица 4 – Объем инвестиций ПАО «Лукойл» 2014-2016 гг., млн. долл.

Наименование	2014	2015	2016	Изменение 2015/2014		Изменение 2016/2015
Upstream	12 185	8 041	6 582	4 144		1 459
Downstream	3 071	1 524		1 547
Other
ИТОГО:	16 082	10 003	7 601	6 078		2 403

По сравнению с 2015 г. общий объем инвестиций сократился на 24%. Данное сокращение капитальных затрат связано с завершением основной программы модернизации НПЗ и сокращением инвестиций в международные проекты.

Примерно 80% ежегодных капиталовложений приходится на добычу и только 10% на нефтепереработку. Объясняется это тем, что у «Лукойла» практически выполнена программа модернизации НПЗ и существует необходимость поддержки уровня добычи нефти, так как она ежегодно падала с 2009 года из-за истощения месторождений в Западной Сибири.

В сегменте «Downstream» капитальные затраты на российских НПЗ Группы составили в 2016 г. 416 млн. долл., что на 49% меньше уровня 2015 г. Снижение связано с окончанием основного инвестиционного цикла по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей.

5. ПАО «Татнефть» – одна из крупнейших отечественных нефтяных компаний, осуществляющая свою деятельность в статусе вертикально интегрированной Группы. На долю Компании приходится около 8% добываемой нефти в РФ и свыше 80% нефти, д обываемой на территории Татарстана.

За 2016 г. общий объем инвестиций составил 1 445 млн. долл. (табл. 5).

Таблица 5 – Объем инвестиций ПАО «Татнефть» 2014-2016 гг., млн. долл.

Наименование	2014	2015	2016	Изменение 2015/2014		Изменение 2016/2015
Upstream
Downstream
Other
ИТОГО:	1 815	1 601	1 445

Как видно, основной сдвиг в 2016 г. в сторону блока переработки – рост на 12%. Однако з начительная доля инвестиционных средств была направлена на разведку и добычу нефти и газа – около 805 млн. долл., а также на строительство Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов (более 536 млн. долл.). В тоже время и нвестиции в сегмент «Upstream» ежегодно занимают около половины общего объема инвестиций.

Стоит отметить, что инвестиционная деятельность ПАО «Татнефть» в 2016 г. осуществлялась в соответствии со стратегическими планами развития и текущими приоритетами в решении производственных задач. Так на разведку и добычу в пределах республики Татарстан было вложено 440 млн. долл., на разработку месторождений сверхвязкой нефти – 304 млн. долл. Остальные средства, около 61 млн. долл., были направлены на разведку и добычу в Российской Федерации, а также зарубежные проекты.

Следует отметить, что нефтегазовая отрасль России является чрезвычайно капиталоемкой, поэтому период отдачи на инвестированный капитал длиннее, чем во многих других отраслях. Это связано с рядом причин, а именно :

- значительные затраты времени и средств на проведение переговоров с владельцем потенциальных месторождений углеводородного сырья по проведению поисково-разведочных работ и условий будущего производства;

- непосредственное проведение поисково-разведочных работ может быть затруднено из-за неблагоприятных климатических, геологических, технологических, социально-политических и других условий;

- поиск высококвалифицированной рабочей силы для обеспечения всех звеньев цепи создания стоимости – от разведки залежей углеводородного сырья до этапа продажи продуктов переработки конечному потребителю;

- значительные затраты времени и средств на начальной стадии производства, связанные с трудностями транспортировки добывающего оборудования (буровые платформы, буровые колонны и др.), достаточно длительные пуско-наладочные работы (всегда существует вероятность возможного частичного изменения конструкций или их модификации в соответствии с современными условиями на месте добычи);

- решение проблем эффективной транспортировки от места добычи до места переработки и от места переработки к месту продажи (строительство или модернизация танкерного флота и флота газовозов; строительство или использование уже существующих нефтеналивных терминалов и терминалов для транспортировки сжиженного газа; строительство газо- и нефтепроводов, перекачивающих станций, а также необходимой инфраструктуры);

- строительство или модернизация мощностей по хранению и переработки углеводородного сырья;

- создание оптовой, мелкооптовой и розничной торгово-покупательской сети для сбыта продуктов переработки;

- высокий уровень рисков, характерный для нефтегазовой отрасли в целом.

Сравним инвестиционную деятельность российских нефтяных компаний с деятельностью зарубежных. Для сравнения возьмем одного из лидеров распределения топлива в Западной Европе и в Африке ТНК «Total» . Для сравнения была выбрана именно эта компания, т.к. она является четвертой по объему добычи в мире после Royal Dutch Shell, BP и ExxonMobil.

Так, з а 2016 г. общий объем инвестиций составил 20 530 млн. долл. (табл. 6).

Таблица 6 – Объем инвестиций «Total» 2014-2016 гг., млн. долл.

Наименование	2014	2015	2016	Изменение 2015/2014		Изменение 2016/2015
Upstream	26 520	24 270	16 035	2 250		8 235
Downstream	3 840	3 684	4 355
Other
ИТОГО:	30 509	28 033	20 530	2 476		7 503

Снижение инвестиций по сравнению с 2015 г. на 27% означает завершение и запуск девяти основных проектов по росту производства в 2015 г. и пять в 2016 г. Сокращение также стало результатом успешной программы повышения эффективности капиталовложений в ответ на падение цен на нефть марки Brent.

Инвестиции в сегмент «Upstream» ежегодно, также как и у российских компаний, занимают более 80% от общего объема инвестиций.

Далее приведем показатель (объем инвестиций) в сопоставимые условия, так как все компании различаются как по производственным, так и финансовым показателям. В качестве сравнения возьмем объем добычи нефтяного эквивалента (табл. 7).

Таблица 7 – Размер инвестиций на 1 тонну добытой нефти за 2014-2016 гг., долл./т

Из таблицы 7 можно прийти к заключению, что в 2016 г. лидерами среди рассмотренных нефтяных компаний являлись ПАО «Газпром нефть» и ПАО «Лукойл», чьи инвестиции составили 100 и 92 долл. на 1 тонну добытой нефти. Однако, только ПАО «НК «Роснефть» увеличила данный показатель в 2016 г. на 6%, в то время как остальные компании показали спад данного показателя. Основываясь на полученных ранее данных, преимущественную долю (более 50%) ежегодно занимает сектор «Upstream». Хотя сумма вложений в сектор «Downstream» увеличивается, но доля остается небольшой, не более 20%.

В секторе « Downstream » динамика выпуска нефтепродуктов по всем компаниям в 2016 г. изменилась несущественно (процент изменения составил не более 3%). В тоже время, рассматривая структуру нефтепродуктов, можно прийти к заключению, что доля автобензинов у рассматриваемых российских компаний составляет 20%, дизельное топливо – 32%, мазут и вакуумный газойль – 29%. В то время как у « Total

Таким образом, получается, что нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) выпускают больше тяжелых дистиллятов, которые находятся на нижней границе ценового диапазона, это связано с тем, что в развитых странах работают сложные НПЗ, выпускающие главным образом бензин (каталитический крекинг) и средние дистилляты (термическая обработка и гидрокрекинг). На российских нефтеперерабатывающих предприятиях процесс вакуумной перегонки мазута, как правило, дополняется каталитическим риформингом для производства бензина и базовой гидроочисткой для производства дизельного топлива.

Заключение

Проведя анализ инвестиционной деятельности нефтяных компаний в России и за рубежом можно сделать следующие выводы:

Размер годовых инвестиций российских компаний на 1 тонну добытой нефти соответствует уровню зарубежной компании « Total » – 59 долл./т. в 2016 г. Однако, за отчетный год, размер инвестиций у ПАО «Газпром нефть» и ПАО «Лукойл» составил 100 и 92 долл. на 1 тонну добычи нефти. Вместе с тем только ПАО «НК «Роснефть» увеличила данный показатель в 2016 г. на 6%, в то время как остальные компании показали спад.

Преимущественную долю (более 50%) ежегодно занимает сектор « Upstream ». Хотя сумма вложений в сектор « Downstream » увеличивается, но доля остается небольшой, не более 20%.

Структура выпуска нефтепродуктов за последние 3 года была следующая: доля автобензинов у рассматриваемых российских компаний составляет 20%, дизельное топливо – 32%, мазут и вакуумный газойль – 29%. В то время как у « Total » эти показатели составили: 28%, 45% и менее 5% соответственно.

Средняя глубина переработки в отчетном году по российским компаниям составила – 77%, « Total » – 97%. Выпуск светлых нефтепродуктов – 66% и 83%, соответственно.

Капитальные вложения в сегмент «Нефтепереработка и нефтехимия» характеризуются следующими особенностями: в России большинство проектов направлено на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах или получение компонента высокооктанового бензина, легкого газойля и др.

В 2016 г. на российских НПЗ было завершено строительство и осуществление пуска установок каталитического крекинга, замедленного коксования, гидроочистки и т.д. Только на ОАО «Сургутнефтегаз» в 2016 г. впервые в России внедрена автоматическая система управления технологическим процессом. В свою очередь компания « Total » преследует иные цели, что существенно отличает ее от деятельности российских компаний, а именно: использование преимуществ различных типов сырья – компания планирует запустить новые программы для разработки различных технологий для производства жидких топлив, мономеров и промежуточных продуктов из газа; максимизация стоимости активов. Компания « Total » развивает опыт и технологии с целью повышения ценности активов. Усилия в основном касаются программ, направленных на гибкость и доступность объектов. Расширенное моделирование исходных материалов и процессов помогает подразделениям преодолевать связанные с обработкой ограничения и работать при одновременном использовании этих ограничений в реальном времени. А новые возможности, предлагаемые цифровой технологией, изучаются, чтобы проложить путь к «заводу будущего», который обеспечит еще более безопасную рабочую среду и повышенную производительность, потребляя меньше энергии и сокращая количество отходов;

Таким образом, инвестирование зарубежных и российских нефтяных компаний различна. Возможно, причиной низкой эффективности использования инвестиций заключается в том, что инвестиционная политика нефтяных компаний России направлена на эксплуатацию имеющихся месторождений, модернизацию существующих фондов. Предпочтение отдается тем инвестиционным проектам, которые имеют короткий срок окупаемости. Они не стремятся развить инновационные продукты или возобновляемые источники энергии. Указанные обстоятельства свидетельствуют о том, что на предприятиях отечественного нефтяного комплекса в должной мере не уделяется внимание обоснованию инвестиционной стратегии, оценке эффективности инвестиционных проектов, повышению уровня инвестиционной привлекательности для реализации инновационных проектов.

На основе полученных результатов, можно сделать вывод, что в существующих реалиях, нефтяным компаниям предпочтительней вкладывать средства в нефтепереработку и нефтехимию. Следует также отметить, что, н е смотря на активную инвестиционную политику российских нефтяных компаний, по общему объему инвестиций лидер российского рынка ПАО «НК Роснефть» уступает зарубежной компании «Total» в 2-3 раза.

Библиографический список

1. Мировой рынок природного газа: новейшие тенденции / Рук. авт. кол-ва С. В. Жуков. – М.: ИМЭМО РАН, 2009. – 107 с.

2.5.8. Сайфуллина Л. Д. Управление развитием предприятия на основе моделирования инвестиционной деятельности: диссертация кандидата экономических наук: 08.00.05 / Л. Д. Сайфуллина. – Уфа, 2006. – 168 с.

9. Череповицын А. Е. Концептуальные подходы к разработке инновационно-ориентированной стратегии развития нефтегазового комплекса: монография / А. Е. Череповицын. – СПб.: СПГГИ, 2008. – 212 с.

Главная > Руководство

Расширение доступа иностранных компаний к участию в проектах нефтегазового сектора

Доц. Т.Л. Вейнбендер, асс. А.Б. Фокина, ТюмГНГУ

Финансовый кризис заставил российское руководство и компании более трезво оценить возможности отечественной экономики, в том числе нефтяного сектора. Если раньше доступ к нефтегазовым месторождениям иностранных компаний всячески ограничивали или минимизировали их участие в российских проектах, то теперь, наоборот, предлагается расширить, в том числе в части финансовых вложений. Такое мнение высказал глава «Роснефти» Сергей Богданчиков. России нужно менять принципы сотрудничества с иностранными компаниями, считает глава «Роснефти». Во-первых, иностранные компании, участвуя в российском проекте, должны брать на себя проектное финансирование на весь проект, а не только на свою долю. Во-вторых, они должны обеспечить выход российских компаний на рынок своей страны. Кроме того, зарубежные компании должны принимать участие в создании сервисной инфраструктуры на территории России. В настоящее время в России до 70 млн. т нефти в год (из общего объема 490 млн. т в год) добывается иностранными компаниями через разные формы участия. По оценкам НК «Роснефть», недостаток инвестиций в российскую нефтяную отрасль составляет порядка 300 млрд. долл. Без достаточного объема инвестиций в отрасль уже в течение ближайших лет можно прогнозировать снижение добычи примерно до 450 млн. т нефти в год. В то же время при осуществлении необходимых инвестиций, в том числе в развитие новых месторождений, можно прогнозировать рост добычи в ближайшие годы до 511 млн. т. Для развития нефтяной отрасли, роста добычи и развития новых месторождений нужно осваивать в первую очередь шельфовые месторождения. Однако это очень дорогостоящие, высокозатратные проекты. Поэтому они требуют принятия специальной системы налогообложения Налоговая нагрузка в нефтегазовом секторе достаточна высока. В среднем она составляет 30-38% от суммы продаж, а по некоторым месторождениям превышает эти цифры. В августе 2009 г. налоговики привлекли в федеральный бюджет 254 млрд руб. Это лишь на 17 млрд руб. больше, чем они собирали в среднем в месяц в январе-июле этого года - 237 млрд руб. При этом все это увеличение сборов пришлось исключительно на налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), который сейчас дает 30% поступлений в федеральную казну (второй после НДС показатель). Если в среднем в январе-июле сборы НДПИ в его нефтяной части составляли 61 млрд руб. в месяц, то в августе - 86 млрд руб. Очевидная причина такого увеличения - рост мировых цен на нефть, никак не связанный с антикризисными программами российских властей. Основными, определяющими налоговый режим для иностранных инвесторов являются налог на добычу полезных ископаемых и налог на прибыль. Необходимо также учитывать экспортные пошлины, которые, по сути, также явля-ются налоговым платежом. Другие налоги не оказывают существенного влияния на финансовое состояние компаний. Ставка налога на добычу полезных ископаемых определяется формулой, учитывающей объем добычи, обменный курс и цену на нефть сорта «Юралс» в Европе. Соответственно при росте цен на нефть этот налог повышается. Ставка установлена для того, чтобы исключить влияние на доходы бюджета и нефтяных компаний возможного резкого колебания цен на экспортируемую российскую нефть и применяется с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть. При этом налоговая ставка должна ежеквартально уточняться на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть сорта «Юралс». Стоимость добытых полезных ископаемых, с которой исчисляется налог, рассчитывается конкретно по каждому добытому полезному ископаемому, а не по целому виду, как было установлено до сих пор.

Налог на добычу полезных ископаемых исчисляется в порядке, установленном гл.26 "Налог на добычу полезных ископаемых" Налогового кодекса РФ. Однако в порядке исчисления этого налога есть некоторые изменения. Так, в соответствии с Федеральным законом от 18.08.2004 N 102-ФЗ с 1 января 2005 г. базовая ставка налогообложения по нефти применяется в размере 419 руб. за тонну (вместо прежней ставки 347 руб.). При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв).

Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть, рассчитывается по формуле 1:

где Ц - средний за налоговый период уровень цен нефти сырой марки "Юралс" в долларах США за 1 баррель;

Р - среднее значение за налоговый период курса доллара США к российскому рублю, устанавливаемого Центральным банком России;

15 - минимальная цена за 1 баррель нефти, используемая в формуле для расчета ставки платы (постоянная величина), долл.;

29,0 - курс доллара США к российскому рублю (постоянная величина, используемая в знаменателе формулы), руб.

Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Кц округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления. В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле 2:

Кв = 3,8 - 3,5 x (N/V)

где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода; V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года. В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3. В иных случаях, коэффициент Кв принимается равным 1. Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых (формула 3):

Св = N/V

При этом начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче), определяются как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года. Вносимые налоговые изменения отражают насущные потребности нефтегазового комплекса, но эти изменения не носят системного характера. В результате, по оценке главы Минэнерго Сергея Шматко, существующая фискальная нагрузка делает невыгодной разработку 36% разведанных запасов и 93% новых месторождений. Отдельного рассмотрения заслуживает вопрос об избежании двой-ного налогообложения. Он регулируется главным образом на основе двусторонних международных договоров России с зарубежными государствами об избежании двойного налогообложения и предотвращении уклонения от уплаты налогов на доходы и имущество. В нормативных актах налогового ведомства специально оговаривается, что в случае расхождения между положениями национального законодательства и правилами международного договора применятся нормы международного договора, что соответствует Конституции РФ. В тех случаях, когда место пребывания юридического лица и место извлечения дохода различны, может возникнуть ситуация, при которой оба государ-ства имеют налоговую юрисдикцию над одним и тем же доходом одного и того же юридического лица (т.е. ситуация двойного налогообложения). Во избежание этого на основании двустороннего договора государство разрешает иностранным юридическим лицам, осуществляющим хозяйственную деятельность на его территории через постоянное представительство, использовать в качестве зачета против налога на прибыль и до-ходы такой же налог, уплаченный другому договаривающемуся государству данным юридическим лицом. Процедура освобождения от двойного налогообложения предусмотрена соответствующими инструкциями. Положение иностранных инвестиций в российском нефтегазовом комплексе довольно противоречиво. С одной стороны, может сложиться впечатление, что для нерезидентов в нефтегазовом комплексе РФ созданы невыносимые условия. Отбираются лицензии и месторождения, происходит выдавливание из бизнеса. Иностранцам было предложено в качестве меню: обмен активами, роль миноритариев в капиталах основных компаний, функции подрядчиков российских компаний в крупных проектах, необходимость учитывать неизбежность доминирования российских госкомпаний и их желание не особенно делиться доходами. Соответствующее законодательство - о так называемых стратегических отраслях и об участках недр федерального значения - было в завершенном виде принято весной 2008 года, когда цены на нефть еще были на подъеме. С другой стороны, активные вложения в нефтегазовые проекты на российской территории продолжаются и ведутся переговоры о сотрудничестве. Так, индийская нефтегазовая компания Oil and Natural Gas Corp. ведет переговоры с Газпромом и Роснефтью по поводу покупки пакетов акций в нефтяных и газовых проектах в России. ONGC является крупнейшей нефтяной индийской компанией и давно выражает свою заинтересованность в «долевом участии» при разработке проекта Сахалин-3 и месторождений Тимано-Печорского бассейна. Индийская сторона не прочь поучаствовать и в освоении крупнейших запасов газа на Ямале. Также, в целях заключения новых контрактов с иностранными инвесторами по разработке газовых запасов Ямала, государство готово ввести льготы по НДПИ и экспортной пошлине. Не исключается возможность обнуления ставки налога на добычу полезных ископаемых. Совершенствование системы налогообложения, как инструмента привлечения иностранных инвесторов в нефтегазовом комплексе РФ, должно быть направлено на решение следующих задач:

привлечение инвестиций в поиск и освоение новых месторождений; обеспечение устойчивых налоговых поступлений; сохранение и рациональное использование запасов разрабатывае-мых месторождений; изъятие сверхприбыли и регулирование доли прибыли, остающейся у нефтегазодобывающих компаний.

Налоговую систему нужно перенастроить так, чтобы она стимулировала развитие добычи на малых, истощенных месторождениях и использование фонда простаивающих скважин. В настоящее время существуют изменения в части преференций при освоении новых газовых месторождений на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири, вдоль новой трубопроводной системы. А для «малых и сирых» не сделано практически ничего. Для выполнения функции технологическо-финансового локомотива экономики, для нефтегазового комплекса, важны не только налоговые, но и политико-экономические меры. Также необходимо утверждать и продвигать собственные сервисные бренды и через них заказывать оборудование, давать им заказы. Альянсы с западными партнерами, обладающими высокими технологиями, возможны и нужны. Литературные источники 1. В.Вислогузов. Налоги залегли на дне кризиса // Газета «Коммерсантъ» № 173 (4228) от 18.09.2009 2. Материалы сайта журнала «Нефтегазовая вертикаль», www . ngv . ru 3. Материалы сайта журнала «Мировая энергетика», www . worldenergy . ru 4. Материалы сайта «Налоговый кодекс РФ», /

1. Проект от 11 ноября 2008 года

   Реферат

   Проект долгосрочного прогноза научно-технологического развития Российской Федерации (до 2025 года) был представлен его разработчиками на заседание координационной группы и в настоящее время дорабатывается в соответствии с высказанными замечаниями

2. Проект стратегия социально-экономического развития калининградской области на средне- и долгосрочную перспективу содержание

   Документ

   Глава 3. Комплексное социально-экономическое развитие Калининградской области в рамках реализации базового сценария: приоритетные направления («локомотивы роста») и модернизация иных сфер жизни (отраслей)

3. Программа по развитию нефтегазового сектора в Республике Казахстан на 2010 2014 годы Астана, 2010 год

   Программа

   3.4. анализ действующей политики государственного регулирования развития отрасли, включая характеристику существующей нормативной правовой базы, действующей практики и результатов реализации мероприятий по обеспечению развития

УЧАСТИЕ ИНОСТРАННЫХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ РОССИИ.

(научный руководитель проф.)

РГУ нефти и газа им.

В данной работе рассматривается современная ситуация по участию иностранных компаний в нефтегазовом комплексе России. Положение иностранных инвестиций в российском нефтегазовом комплексе довольно противоречиво. С одной стороны, может сложиться впечатление, что для нерезидентов в нефтегазовом комплексе РФ созданы невыносимые условия. Отбираются лицензии и месторождения, происходит выдавливание из бизнеса. С другой стороны, активные вложения в нефтегазовые проекты на российской территории продолжаются.

Современная ситуация такова, что иностранные компании не смогут обходиться без работы в России. Ахиллесова пята энергетических транснациональных корпораций хорошо известна. Они лишены запасов, что делает их бизнес весьма неустойчивым. И иного пути, как бороться за доступ к запасам, у них просто не существует. При этом перспективных нефтегазоносных регионов в мире не так уж и много. И в большинстве из них для нерезидентов установлены очень жесткие правила игры.

Россия также становится ареной борьбы между ЕС и США за нефтегазовые ресурсы. Однако правила игры здесь все же более понятны, чем в Африке. Таким образом, Россия оказывается далеко не самым худшим местом для ведения бизнеса. Жесткая же критика политического руководства РФ в западных СМИ объясняется попытками выторговать для мейджоров более выгодные условия присутствия в российском нефтегазовом комплексе.

Стратегия развития российских компаний также во многом понятна и логична. Если иностранные концерны стремятся получить доступ к ресурсам и войти в проекты upstream на российской территории, то для россиян важно выйти на рынок конечного потребителя и стать акционерами проектов downstream в основных регионах сбыта углеводородов. Поэтому акцент делается на скупке и строительстве за рубежом нефтеперерабатывающих заводов, заправочных станций, подземных газохранилищ, газораспределительных сетей и даже электрогенерирующих активов.

В итоге начинается большой торг. Западные концерны намерены расширять свое присутствие в российском upstream. А отечественные компании – в европейском и китайском downstream. Отсюда возникает идея обмена активами. Но любой обмен – это большие споры относительно их условий. И переговоры (как показывает ситуация, скажем, вокруг Южно-Русского месторождения) могут продолжаться не один год. В них используются любые приемы, включая и прямое политическое давление.

В то же время каждая из сторон понимает свою необходимость для другой, хотя и пытается этого ни в коем случае не показывать. ЕС, который в реальности не способен решить проблему энергодефицита без поставок углеводородов из РФ, всячески пиарит развитие возобновляемых видов энергии и расширение закупок нефти и газа в Центральной Азии, сознательно пытаясь занизить реальную зависимость от России. РФ отвечает на это идеей финансовой и технологической самодостаточности, уверяя, что способна самостоятельно освоить новые месторождения и реализовать прорывные проекты типа Штокмана, Восточной Сибири или полуострова Ямал. Хотя в реальности уровень технологических задач там настолько сложен, что самостоятельно их не решить. Не говоря уже о том, что было бы логичнее разделить финансовые риски с нерезидентами. В результате вокруг обменных стратегий идет серьезная борьба, в которую вовлечены как компании, так и политические элиты, что придает ей особый колорит.

7 В последнее время особое внимание страны ЕС и США во внешней политике уделяют таким регионам, как Персидский залив, Каспий и РФ. Именно эти территории крупные западные НК считают наиболее перспективными в плане разработки и добычи углеводородов. Россия обладает значительными запасами углеводородов. Поэтому западные НК стремятся поучаствовать в добычных проектах в РФ. В годах участие иностранных НК в нефтегазодобыче России увеличилось с $0,564 до $16 млрд.

В структуре инвестиций иностранных компаний в нефтегазовой отрасли доминируют инвестиции в основной капитал, доля которых составляет около 76%. Эти вложения в основном направлены на реализацию конкретных нефтегазовых проектов, а также на покупку крупных долей (свыше 10%) российских НК, приобретение средних и небольших нефтегазовых компаний.

Американцы занимались нефтегазовыми проектами в России еще до распада СССР, хотя нельзя говорить о достижении масштабных успехов. В свое время американские нефтяные компании, прежде всего ExxonMobil и ChevronTexaco, хотели выкупить активы ЮКОСа, но в силу известных причин это стало нереально. Другая корпорация -ConocoPhillips - пытается скупить акции «ЛУКОЙЛа», однако американцам не удастся консолидировать даже блокирующий пакет. Немного больших успехов удалось достичь британцам. Сумев создать совместную компанию с российской ТНК, ВР частично укрепила свои позиции на мировом нефтерынке. Однако, несмотря на это, их не допустили к ряду аукционов по крупным месторождениям, не объяснив даже причин.

Среди иностранных компаний, работающих в России, основная часть добычи нефти приходится на долю ВР (36,6 млн. тонн), ConocoPhillips (около 10 млн. тонн),Sakhalin Energy (около 1,5 млн. тонн), «Ваньеганнефть» (около 1,3 млн. тонн).

Участие иностранных компаний в добыче газа в РФ весьма ограничено. Особенностью газовой отрасли РФ является значительная ее монополизация крупнейшим в мире газовым концерном, контролируемым правительством России. Российские независимые производители газа и иностранные инвесторы имеют значительные проблемы с доступом к газовым магистралям и возможностью реализовывать газовые проекты.

К настоящему времени в РФ сложилось несколько форм взаимодействия

российских и иностранных компаний:

Покупка пакета акций крупной российской НК;

Создание совместных предприятий и консорциумов с российскими организациями;

Подписание соглашений о разделе продукции;

Приобретение мелких и средних российских недропользователей;

Осуществление подрядных работ и заключение сервисных контрактов;

Прямая хозяйственная деятельность компаний, зарегистрированных за рубежом, в том числе в оффшорных зонах (имеющих российские корни).

Покупки пакета акций крупной российской вертикально интегрированной структуры придерживаются британская ВР и американская ConocoPhillips. Переговоры по заключению подобного вида сделок идут на уровне правительств стран, чьи компании создают совместный бизнес. Такой вид взаимодействия приобретает стратегический характер и, как правило, политически хорошо защищен.

11Примерами вхождения иностранных инвесторов в нефтегазовый бизнес через создание совместных предприятий и консорциумов с российскими компаниями могутслужить СП «Роснефти» и ConocoPhillips («Полярное сияние»); «ЛУКОЙЛа» иConocoPhillips, «Роснефти» и Sinopec, «Газпром нефти» и Chevron, а также Royal Dutch, Shell и Sibir Energy («Салым Петролеум»).

Проекты на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) - в настоящее

время реализуется три проекта: разработка Харьягинского месторождения, «Сахалин-1 » и «Сахалин-2».

Вхождение иностранных инвесторов в НГК в России через покупку, финансирование мелких нефтяных предприятий . Зарубежные корпорации активно приобретают небольшие компании, не входящие в состав крупных НК, а также регистрируют вРоссии юридические лица для участия в проектах освоения небольших месторождений: «Восточная транснациональная компания», «БайТес», «Печоранефтегаз», «Самара-Нафта» и другие. Так, в Восточной Сибири лицензией на разведку и разработку Дулисьминского месторождения владеет НК «Дулисьма», принадлежащая Urals Energy Holdings Ltd. (Великобритания), а Тамбейское месторождение контролируется «Тамбейнефтегазом» и компанией Repsol (Испания).

Восточная транснациональная компания» (ВТК - дочернее общество шведской West Siberian Resources Ltd.) работает в Томской области с середины 1990-х годов, владея лицензиями на участки в Александровском и Каргасокском районах. Согласно официальному отчету, в прошлом году объем добычи нефти компании составил 497 тыс. тонн.

Кипрская нефтедобывающая и геологоразведочная компания Urals Energy Public PCL была создана в начале 1990-х годов. Основными активами компании были три добывающих предприятия в Коми – «Тэбукнефть», «Ухтанефть» и «РКМ Ойл» - с объемом добычи нефти около 1,5 млн. т в год. В 2003г. эти активы были проданы «ЛУКОЙЛу» за 4,2 млрд. руб. Сейчас Urals Energy принадлежит ряд лицензий в Ненецком АО и добывающие активы, в частности «Арктикнефть», купленная в 2003г. у «ЛУКОЙЛа». Группа Urals Energy, разрабатывающая Дулисьминское нефтегазовое месторождение в Иркутской области , планирует к концу 2009г. увеличить объем добычи нефти до 19 тыс. барр./день. При этом уже к III кварталу 2009г. Urals Energy ожидает увеличения добычи до 15тыс. барр./день. За текущий год Urals Energy планирует инвестировать в развитие компании около 90 млн. долл. и рассматривает возможность приобретения новых активов. К 2011г. компания рассчитывает увеличить объем добычи нефти до 50 тыс. барр./день. Южно-Тамбейское месторождение (лицензией владеет «Тамбейнефтегаз» ) по запасам (1,2-1,3 трлн. кубометров газа и 40-50 млн. тонн конденсата) сравнимо с крупнейшими месторождениями «Газпрома» Заполярное и Медвежье. В июне 2005 года -инвест» приобрело у 25,1% акций «Тамбейнефтегаза».

Однако в том же году «Тамбейнефтегаз» с подачи своего мажоритарного акционера Николая Богачева передал лицензию на Южно-Тамбейское СПГ». После серии судебных разбирательств осенью прошлого года «Газпромбанк-инвест» оспорил в суде передачу лицензии. Господин Усманов выступал посредником в данной сделке, и структуры, аффилированные с ним, вели переговоры с господином Богачевым. В результате было заключено мировое соглашение о покупке структурами Алишера Усма-

нова 75% акций «Тамбейнефтегаза». В мае этого года -инвест» приобрело оставшийся пакет. По неофициальной информации, общая сумма сделок составила $350-360 млн., тогда как Южно-Тамбейское оценивается в $1,5-2 млрд.

Участие иностранных фирм в подрядных работах и заключение сервисных

контрактов . Сегодня зарубежный капитал стоит за большинством действующих в России сервисных операторов - Евразийской буровой компанией, группой «Интегра» и российскими подразделениями мировых сервисных корпораций Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes и других. Деятельность иностранных корпораций в качестве подрядчиков в основном сосредоточена в тех секторах, где российские технологии уступают западным:

В разведке и добыче углеводородов на шельфе;

Проектировании и строительстве скважин;

Телеметрии во время бурения;

Оценке пласта для оптимизации бурения и позиционирования наклонно-направленных скважин;

Скважинных услугах по интенсификации добычи (включая ГРП, кислотную обработку и т. д.);

Испытании скважин;

Отборе проб на поверхности и из призабойной зоны;

Применении замерных приборов и насосов MultiPhase;

Скважинном мониторинге;

Замерах температуры и давлений с помощью оптиковолоконных методов;

Стандартных и «интеллектуальных» методиках заканчивания скважин.

В 1990-е годы многие российские нефтегазовые фирмы регистрировали управляющую компанию в оффшорной зоне с целью минимизации налогообложения. Затем первоначально выведенные из России за границу финансовые средства возвращались в форме иностранных инвестиций . В настоящее время осталось некоторое количество мелких компаний, которые контролируются российским бизнесом, но формально зарегистрированы на территории других стран (Sibir Energy, «Енисейнефтегаз» и другие). Использование такой формы иностранных инвестиций позволяет обезопасить ранее выведенные из страны капиталы от возможных неблагоприятных изменений организационно-экономических условий в России. Политика РФ в последние годы направлена на формирование новой организационной структуры нефтегазового комплекса, которая выражается в усилении государственных компаний («Роснефти», «Газпрома») и переходе всех управляющих и производственных подразделений российских НК под госконтроль. В связи с этим в конце 2006 г. правительство вынесло на рассмотрение Государственной Думы проект поправок в закон РФ «О недрах». Новые поправки скорее умножают противоречия, которых и так

много и в действующей редакции закона «О недрах». Это и вольное прочтение Конституции, и ничтожные институты, и ни к чему не обязывающие декларативные нормы, и элементарная редакционная небрежность. На практике это приводит к определенным объективным конфликтам между федеральными органами власти и органами власти

субъектов Федерации, создают серьезные осложнения, вплоть до судебных разбирательств, для недропользователей при решении вопросов предоставления недр в пользование, порядка пользования, налогообложения и т. п. Между тем, многих проблем можно избежать внесением в действующий закон поправок. Закон «О недрах» был принят 15 лет назад, в начале 1992 года. За это время в него 13 раз вносились дополнения и изменения, в 1995 году была принята новая редакция. Предпринимались неоднократно попытки его принципиальной замены, например, так называемым Горным кодексом.

Насчитывается уже более десятка вариантов новой редакции. Предлагалось заменить лицензионную административную систему предоставления прав пользования недрами на договорную гражданско-правовую, заменить конкурсы на аукционы и др. Все это говорит о том, что закон живет, активно реагирует на происходящие изменения в экономике, стараясь обеспечить эффективность процесса недропользования. Вместе с тем критическое прочтение закона позволяет выявить в нем многочисленные недочеты, осложняющие жизнь недропользователям и органам власти.

При всех своих положительных чертах действующий ФЗ «О недрах» содержит целый ряд неработающих декларативных институтов и норм, а также неточных, взаимоисключающих и даже ошибочных положений. Некоторые из них в прошлые годы были изменены или уточнены. Однако целый ряд нелепостей еще остался. Причем некоторые существенные упущения законодателя можно ликвидировать, не меняя общей идеологии закона и его механизмов. Ведь во многих случаях проблемы созданы небрежным отношением законодателя и обслуживающих его юридических подразделений к формулировке тех или иных норм и институтов.

Поправки в закон о недрах, регулирующие доступ к стратегическим участкам недр, в ходе их рассмотрения на заседании Правительства практически не вызвали замечаний. Однако такие замечания возникли в ходе повторного согласования законопроекта.

Появились предложения дополнить в законе перечень полезных ископаемых , месторождения которых могут быть отнесены к стратегическим, а также прописать более жесткие критерии отнесения месторождений к стратегическим. Одна из поправок предусматривает формирование федерального органа исполнительной власти, уполномоченного правительством для контроля над осуществлением иностранных инвестиций в российский НГК для выявления угрозы национальной безопасности в результате предполагаемой сделки. К стратегическим видам деятельности относится и добыча полезных ископаемых на участке недр федерального значения. Поправки в Закон «О недрах» включают три критерия отбора для участков недр федерального значения:

Наличие уникальных ресурсов, таких как уран, алмазы, чистый кварц, редкоземельные металлы;

Объем извлекаемых запасов месторождения (установлен только для нефти, газа, золота и меди);

Участок недр считается стратегическим, если находится на стратегической территории или в пределах внутренних морских вод (то есть в оффшорной зоне).

Таким образом, к стратегическим отнесены все крупные месторождения нефти и газа на суше, в том числе находящиеся в нераспределенном фонде (общей численностью около 30 нефтяных и 40 газовых объектов), а также абсолютно все - на шельфе. В разряд стратегических попадают и нефтегазовые компании, владеющие лицензиями на крупные месторождения.

Статус участка недр федерального значения существенно ограничит возможности иностранных инвесторов покупать российские нефтегазовые активы. Если сделка подпадает под эти параметры, то зарубежный инвестор, планирующий получение контроля над российской компанией, будет обязан подать заявку в вышеназванный уполномоченный орган. При этом ему могут предложить взять на себя некоторые дополнительные обязательства, если правительственные ведомства все же сочтут сделку возможной.

В случае с нефтегазовым месторождением его владельца могут обязать продавать газ по ценам внутреннего рынка или поставлять нефть для государственных нужд.

Законопроект ограничивает любые инвестиции из оффшорных зон. Компания, зарегистрированная в такой зоне, даже если весь уставный капитал ее будет принадлежать гражданам России, рассматривается как иностранная, поскольку законодательство указывает, что статус юридического лица определяется страной, где оно зарегистрировано. Согласно законопроекту, зарубежные инвесторы обязаны согласовывать сделку по приобретению пакета акций стратегического предприятия, который превышает 25% плюс

1 акция. Иностранная компания сможет получить больше четверти в любом крупном проекте только с согласия правительства России. Зарубежные или совместные фирмы, планирующие участвовать в аукционах на право освоения крупных месторождений, должны будут создавать СП с российскими госкомпаниями («Газпромом» и «Роснефтью»).

Высокие цены на нефть и газ способствуют аккумуляции российскими НК значительных инвестиционных ресурсов. Это означает, что участие иностранных компаний в нефтегазовом комплексе в качестве источника значительных капиталовложений становится менее актуальным по сравнению с возможностью привлечения технологий, позволяющих повысить эффективность работы в суровых природно-климатических и

географических условиях (например, на шельфе северных морей). Приветствуя на своем рынке иностранные компании, Россия хочет, чтобы и другие страны проявляли к российским компаниям адекватное отношение, предоставляли им доступ на свой рынок. Экспортируя основную часть своей продукции, российские НК заинтересованы в получении доступа к нефтегазовым активам в странах-потребителях. В связи с этим изменилась государственная политика России в нефтегазовой отрасли, что повлияло на формы взаимодействия и взаимопроникновения иностранных и российских НК. Прежде всего, это совместные проекты с российскими госкомпаниями («Газпромом», «Роснефтью»), например: в Тимано-Печоре, Восточной Сибири, на севере Западной Сибири (в основном в ЯНАО) и на шельфе южных, арктических и дальневосточных морей.

Государственные структуры обладают политическим преимуществом по сравнению с частными, и, участвуя в консорциуме с ними, зарубежный инвестор может в определенной степени предохранить себя от дальнейших экономических и политических рисков.

В обмен на право добывать нефть и газ в РФ иностранцам необходимо будет передавать в собственность российским партнерам доли в газораспределительных, маркетинговых либо электроэнергетических активах на своих территориях (рынках сбыта). Иностранные компании также могут приобрести небольшое частное нефтегазовое предприятие, разрабатывающее месторождения, не попавшие в список стратегических. Не исключена и покупка иностранцами пакетов акций крупных российских НК («Газпрома», «Роснефти», «ЛУКОЙЛа», «Сургутнефтегаза»).

В заключение стоит заметить, что с российской стороны привлечение иностранного инвестора в крупные нефтегазовые проекты будет мотивироваться либо импортом технологий, либо возможностью получения доступа к инфраструктуре рынков сбыта. Получение финансовых средств из-за границы играет сегодня второстепенную роль. Возможно оказание иностранными НК услуг по повышению эффективности добычи (например, на шельфе).