Оценка экономической эффективности реализации нефтегазовых проектов острова Сахалин и их влияния на экономическое положение РФ

Тенденция усиления контроля над стратегическими сферами экономической деятельности продолжает расти от нефти и природного газа до легкой, автомобильной промышленности, авиации, космической, технической промышленности и гражданской обороны. Центральное правительство усиливает свой контроль над стратегическими предприятиями, по своему решению национализируя их или объединяя с другими предприятиями. Процент предприятий, управляемых государством увеличилось с 30% в 2005 году до 35% в 2006 году. Примерами национализации частных предприятий нефтегазовой сферы России служат государственная компания «Роснефть», принявшая частную производственную компанию «ЮКОС» («Юганскнефтегаз»), и «Газпром», принявшая нефтяную частную компанию «Сибнефть» [14, c. 118].

В своих выступлениях Путин раскрыл основные положения энергетической политики в России.

Во-первых, Россия будет расширять разведку нефти и газа для удовлетворения растущих потребностей мирового рынка. Пока Россия является поставщиком ресурсов для иностранных покупателей, нужно осуществлять достойную доверия политику, и в то же время балансировать объемы экспорта с государственными интересами и потенциальными запасами. Также необходимо гармонизировать потребности мирового рынка с интересами внутренней политики России. Другими словами, российские потребители нефти и газа будут иметь преимущество над иностранными.

Во-вторых, из-за различий между более низкими внутренними ценами и более высокими иностранными ценами, государство сохранит свою монополию на перевозку нефти и газа. Внутренние цены на газ будут значительно повышены для того чтобы сделать другие основные энергетические ресурсы (уголь, нефть, гидроэнергия, атомная энергия) более прибыльными, и, таким образом стимулировать их развитие. Также президент дал обязательство поддерживать российские отрасли переработки природных ресурсов. Более того, если принять во внимание трудности в условиях производства Восточной Сибири и Дальнего Востока (холодный климат, гористая местность, ограниченное население и инфраструктура) только самые большие государственные компании, такие как Газпром, Транснефть и Роснефть, вероятно, будут самыми надежными главными операторами в проектах по добыче и транспортировке нефти и газа [16].

«Программа Развития Газовой промышленности Восточной Сибири и российского Дальнего Востока» была одобрена Министерством Промышленности и Энергетики в сентябре 2007 года. Программа координируется Газпромом и предусматривает 2,4 триллиона рублей (около 93 миллиардов долларов США) инвестиций, и увеличит объемы добычи газа от уровня 2006 года в 18 раз к 2020 году, и в 20 раз к 2030 году. Это означает, что доставка газа потребителям Восточной части России увеличится до 27 миллиардов кубических метров в год к 2020 году и достигнет 32 миллиардов кубических метров в год к 2030 году. Это поможет повысить региональный ВВП в четыре раза от уровня 2005 года к 2030 году.

Программа предполагает доставлять все остающиеся объемы газа в Китай, Южную Корею и другие государства Азиатско-Тихоокеанского региона. Ожидается, что к 2020 году Южная Корея будет импортировать 25-30 миллиардов кубических метров газа ежегодно, в то время как Азиатские страны будут получать 20-21 миллиард кубических метров газа. Увеличивающееся количество выпуска газа обеспечат Сахалин, Республика Якутия, Иркутская область и Красноярский край. Предполагается, что самое крупное место добычи Ковыкта войдет в эксплуатацию в 2017 году. До этого времени другие регионы будут обеспечивать спрос на газ [13, с. 51].

«Газпром», «Роснефть» и «РАО ЕС» - крупнейшие российские государственные компании, которые представляют государственные интересы и пользуются его поддержкой. Следовательно, будет целесообразно рассмотреть проекты данных компаний на Дальнем Востоке и их планы экспорта в сотрудничестве с иностранными партнерами.

В январе 2007 года Путин одобрил предложение, предоставляя двум государственным компаниям (Газпром и Роснефть) эксклюзивные права разделить поровну российский континентальный шельф для развития проектов добычи нефти и газа. Это решение блокировало получение главного участия в проектах иностранными компаниями. Более того, новый подход в распределении контрактов на развитие российского шельфа предполагает конкурсную основу, а не аукцион. Разницей между этими двумя формами является то, что в конкурсе количество денежных средств, предложенных участником - не главный критерий выбора победителя на контракт.

Некоторые эксперты считают, что данная разница в процессах распределения может привести к уменьшению конкуренции с негативными последствиями для развития проекта и доходности. В результате, российский бюджет может потерять около 3,5-4 миллиардов долларов[17].

Компания «Газпром» контролирует два крупнейших нефтегазовых проекта (Сахалин-2 и Ковыкта), которые ранее контролировали иностранные инвесторы. Компания выбрала проект Сахалин-3 для предложения газа внутренним и иностранным потребителям. Этот проект состоит из четырех газовых и нефтяного месторождений, производящих более 700 миллионов тонн нефти и 1,3 миллиарда кубических метров газа. Для сравнения, проекты Сахалин-1 и Сахалин-2 вместе производят около 450 миллионов тонн нефти и 1 миллиард кубических метров газа. Выбор Газпромом проекта Сахалин-3 как своего главного ресурса газа говорит о приоритете Сахалинских проектов, в то время как развитие Ковыктинского газового месторождения в Сибири будет более далекой целью[18].

В марте 2006 года было подписано соглашение об энергетической кооперации. В течение своего визита в Китай Путин утвердил, что Россия построит новую трубопроводную систему «Алтай» для доставки газа в Китай через два (западный и восточный) трубопровода, каждый из которых будет поставлять Китаю около 30-40 миллиардов кубических метров газа. Для поставки газа через систему Алтай бут использованы проекты Сахалина и Ковыктинского месторождения [13, c. 34].

Чтобы осуществить экспортные планы в Китай, «Газпром» установил сотрудничество с «Китайской Государственной Нефтяной Компанией» (ChineseNationalPetroleumCompany-CNPC), которая контролирует одну из крупнейших в мире нефтяных компаний PetroChina. «Газпром» и «CNPC» подписали соглашение о стратегической кооперации в 2004 году и о строительстве одного из упомянутых выше трубопровода в 2006 году, через который будет осуществляться поставка в Китай около 80 миллиардов кубических метров газа [19].

Государственная нефтяная компания «Роснефть» после банкротства частной нефтяной компании «ЮКОС» приобрела акции высокой стоимости, «Юганскнефтегаз». Более того, Министерство Природных Ресурсов предоставило «Роснефти» десять лицензий на разработку нефтяных месторождений в Красноярске, где подтвержденные запасы составляют около 700 миллионов тонн нефти. В результате этих приобретений, «Роснефть» стала ключевым игроком нефтяной промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Компания также имеет значительное количество акций в нескольких нефтегазовых проектах Сахалина.

«Роснефть» активно развивает стратегические партнерства с китайскими нефтегазовыми компаниями. До недавнего времени китайские государственные компании фокусировались на проектах в Восточной Сибири, но в июле 2005 года «Синопек» (Sinopec) - «Китайская нефтяная и Химическая Корпорация» - изменила этот принцип и решила участвовать в Сахалинских оффшорных предприятиях и других проектах Дальнего Востока. «Роснефть» подписали меморандум с «Синопек» о создании совместного предприятия для разработки энергетических ресурсов по проекту «Сахалин-3» [13, c. 38].

Российское правительство приняло комплексную программу, фокусирующуюся на ресурсах и экономическом развитии Дальнего Востока и Восточной Сибири. Инвестиции, требующиеся для нефтегазового сектора в ближайшие 15-20 лет, могут составить 250 миллиардов долларов США, включая разработку и развитие новых месторождений, строительство новых транзитных трубопроводов.

«Газпром» заключил преференциальные соглашения с компаниями в Италии и Германии, которые готовы платить рыночную цену за российские энергоресурсы. В Северо-Восточной Азии ситуация не настолько благополучна к России. В этом регионе только две страны (Япония и Южная Корея) могут позволить себе платить рыночную цену за российские энергоресурсы, но доставить ресурсы в эти страны не легко. Из-за региональных геополитических факторов (география, политика, экономика, демография, и другие), только Китай в партнерстве со своими крупнейшими компаниями (CNPC, Sinopec) могут быть преференциальными партнерами для России, представляемой компаниями «Роснефть» и «Газпром» [20].

Ожидается, что спрос на энергию в Китае превысит уровень Северной Америки к 2020 году, Азиатско-Тихоокеанская доля в российском экспорте нефти и газа сейчас составляет 3%, и повысится до 30% для нефти и 15% для газа. Таким образом, проникновение на рынок Китая будет ключевым моментом для достижения Россией своих стратегических целей в энергетическом секторе. Единственной проблемой является то, что Китай стремится получить значительные скидки для каждого вида ресурсов. Чтобы избежать приобретения Китаем позиции покупателя-монополиста в переговорах о вопросах цен, правительству следует найти пути доставки значительной энергоресурсов в Японию, Южную Корею и другие страны [13, c. 42].

Текущие перспективы крупномасштабных американских, японских и корейских инвестиций в развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока не настолько велики. Хотя правительство РФ и США успешно проводят шестисторонние переговоры, потенциал для более тесных экономических связей между российским Дальним Востоком и Соединенными Штатами Америки невелик. Как было упомянуто выше, между компанией ExxonNeftegas и российским правительством произошел конфликт перерасхода установленных издержек по проекту и права определять основных покупателей произведенных ресурсов. В результате, американское бизнес-сообщество внимательно следит за дальнейшим развитием событий.

Энергетическая кооперация между Южной Кореей и Россией ограничена влиянием двух факторов. Первое, Республика Корея разочарована невыполненными обещаниями и долгими задержками во внедрении обсуждаемых проектов, таких как развитие газового месторождения в Ковыкте и строительство индустриального парка на территории Свободной Экономической Зоны города Находка, Приморский край. Второе, Республика Корея не имеет легкого доступа к российским ресурсам, которые могут транспортироваться из России только через территории Китая или Северной Кореи.

Стоит заметить, что большинство российских предложений о продаже нефти, газа и электричества не могут быть осуществлены до тех пор, пока не будет решен вопрос о безопасности Корейского полуострова. Правительство считает, что решению этой проблемы может способствовать предоставление КНДР соответствующих гарантий безопасности и содействие в ее социально-экономическом развитии в обмен на отказ от программы военного производства ядерного оружия. Для того чтобы превратить эти планы в реальность, правительство РФ активно участвует в Шестисторонних Переговорах [21].

Многостороннее сотрудничество даст возможность России устранить ключевые проблемы развития энергетического сектора. Первое, это может обеспечить большую рыночную долю для нефти и газа, транспортируемых в соседние страны. Второе, диверсификация рынка энергетических ресурсов привлечет больше иностранных инвестиций. В заключение, стабильные режимы регулирования объединят интересы всех участников, особенно инвесторов частного сектора [13, c. 43].

Среди причин низкого для России притока ПИИ является слабая политика привлечения инвестиций. Это выражается в отсутствии таких компонентов государственной инвестиционной политики, как:

внятная государственная стратегия и программа её реализации;

поэтапный контроль реализации стратегии;

координация органов власти на всех уровнях для обеспечения реализации инвестиционной стратегии.

Государственное регулирование заключается в создании юридических, экономических и организационных основ использования и охраны недр. Государство призвано регламентировать и контролировать ход освоения нефтегазовых ресурсов в интересах всего общества, независимо от того, в чьей собственности эти ресурсы находятся. Применяя властные рычаги, государство обязано обеспечивать стабильную деловую среду, рациональное использование природных ресурсов и проведение комплекса природоохранных мероприятий. Институционально государственное регулирование можно представить в виде целостной системы, основными элементами которой являются:

- правовое обеспечение (через создание нормативно-правовой базы и системы контроля за её соблюдением);

- налоговое регулирование;

- финансово-кредитная поддержка;

- инфраструктурное и информационное обеспечение;

- научное обеспечение [2, с 31].

Нельзя сказать, что за последние 15 лет российское правительство не предпринимало попыток стабилизации инвестиционного климата за счет концессий и что такие меры, предпринимаемые сегодня, являются некой новацией. Целесообразность использования договорных форм иногда находит подтверждение в высших органах власти. Так, распоряжением Правительства Российской Федерации от 21 апреля 2003 г., №494-р утверждены Основы государственной политики вобласти использования минерального сырья и недропользования, одно из положений которого предусматривает необходимость совершенствования законодательства о недрах в части предоставления в пользование участков недр на основе гражданско-правовых механизмов, включая договоры концессии, СРП и сервисные контракты. Но, к сожалению, за годы реформ России, в отличие от многих бывших стран социалистического лагеря, не удалось добиться существенных успехов на пути реализации этих мер, во многом по причине их декларативного характера и экономической, законодательной, политической и организационной необеспеченности.

Для России, оценивая среднесрочную перспективу, финансовые меры более предпочтительны. Дополнять их можно характерным для современного ТЭК России совместным государственным участием в инвестиционных проектах. Тем самым будет снижено бремя рисков для частных инвесторов [2, с. 44].

Отдельное место занимает механизм соглашений о разделе продукции: с одной стороны это признанный в мировой нефтегазовой отрасли инструмент привлечения инвестиций, в России уже есть и законодательная база в этой сфере, и реальная практика реализации СРП-проектов, с другой - эта практика показывает, что режим СРП страдает от множества юридических и административных «болезней». Более того, в нашей стране фактически нет идеологического и политического обоснования применения СРП. Этот режим не имеет определенного места в приоритетах государственной политики в энергетике. В случае нашей страны можно говорить о неудачном опыте трансплантации особого института и СРП как его частного случая - в российскую действительность [22, c. 14].

Во всех проектах, реализуемых на условиях раздела продукции, остро стоит проблема взаимодействия между федеральными и региональными органами исполнительной власти в процессе принятия инстанциями различных уровней согласованных оперативных решений. Реализуемый принцип «двух ключей» (требуемое одобрение проекта в центре и в субъекте Федерации) на практике может приводить к напряженности во взаимоотношениях между регионами и федеральным центром, что осложняет деятельность инвесторов.

Применяемый принцип «совместного ведения» между центром и регионами очевидно должен уступить место принципу разграничения предметов ведения и полномочий между федеральными органами власти и органами государственной власти [23, с 70].

Нерешенной проблемой для всех уровней власти в области СРП является межбюджетное распределение регулярных платежей за добычу полезных ископаемых (роялти). По проектам «Сахалин-1», «Сахалин-2» и Харьягинское месторождение данные платежа были установлены в соответствие с законом «О недрах» от 1992 г. В его редакции на момент заключения соглашений. При этом ни в одном из этих трех соглашений о разделе продукции пропорции межбюджетного распределения платежей не были установлены.

В связи с тем, что 1 января 2002 г. Регулярные платежи за добычу полезных ископаемых заменены единым налогом, возникла проблема с взиманием текущих платежей по роялти, заключающаяся в определении хода бюджетной классификации для их зачисления и пропорций межбюджетного распределения. Действующее в настоящее время бюджетное законодательство, в том числе Бюджетный кодекс РФ, не содержит каких-либо особенностей для зачисления и распределения платежей по роялти.

Для решения проблемы межбюджетного распределения регулярных платежей за добычу требуется внесение изменений в Бюджетный кодекс РФ и в Федеральный закон от 15 августа 1996 г. «О бюджетной классификацииРоссийской Федерации».

Мешают дальнейшей реализации СРП также неурегулированность вопросов по возврату инвестору оставшейсясуммы налога на добавленную стоимость. По упомянутым проектам («Сахалин-1», «Сахалин-2», разработка Харьягинского месторождения) задолженность инвесторам со стороны российского государства составила 60 млн. долл. Она связана с ранее принятыми на себя государством обязательствами по возврату инвестору средств, затраченных им на уплату налога на добавленную стоимость [24].

Налоговый Кодекс РФ не отражает в должной мере специфики СРП. Не урегулированы требования к налоговой регистрации, возникающие в каждом из регионов в отношении инвестора, являющегося оператором СРП, и остальных инвесторов, и связанный с этим вопрос учета затрат разных налогоплательщиков и их отчетности. Актуальной проблемой является вопрос консолидации выручки и затрат инвесторов в тex случаях, когда они являются участниками нескольких СРП. Учету и обоснованию затрат по проектам мешает несопоставимость систем бухучета используемого иностранным инвестором (оператором соглашения) и российской стороной. До сих пор не утверждены формы налоговой и бухгалтерской отчетности для иностранных участников СРП.

Также не определен порядок таможенного оформления «разделенной» и вывозимой продукции. В то же время в действующих соглашениях, оказались не в полной мере учтены интересы не только иностранного инвестора, но и государства [23, c. 72].

Нельзя не признать, что потери российской стороны связаны, прежде всего, с неудачным правовым регулированием договорных отношений, содержащимся как непосредственно в соглашениях «Сахалин-1» и «Сахалин-2», так и в большинстве нормативно-правовых актов, имеющих отношение к данной сфере.

Так, неоднозначную реакцию у специалистов вызывают параметры раздела продукции по сахалинским проектам (ставки роялти: 6 и 8%, шкалы раздела прибыльной продукции и величины «кост-стоп» (100%) - относительно более выгодные для инвестора). Характерно, что в ходе переговоров обсуждались различные варианты, но российская сторона в итогепошла на уступки именно по этим(ключевым) параметрам соглашения, в качестве компенсации выторговав для себя наглядную и внешне эффектную схему получения многочисленных бонусов - разовых и сравнительно небольших выплат, достоинство которых в их прогнозируемости и быстроте «утилизации». К тому же большинство выплат инвестора (включая дополнительные разовые выплаты на развитие о-ва Сахалин), сделанных им в виде уступок, оказались включены в возмещаемые затраты, то есть явились формой кредита для государства.

Сравнительные выгоды сторон иллюстрирует соотношение суммарных потерь и выигрышей в ходе переговорного процесса по «Сахалину-2». Переговоры шли по 10 параметрам. Инвестор уступил и пошел на компромисс по 7 параметрам и лишь по 3 настоял на своем. Однако по ycтупленным семи позициям его потери составили 175 млн. долл., в то время какпо трем удержанным позициям его выигрыш составил 3,3 - 4,1 млрд. долл., т.е. больше в20 раз. Государство же, согласившись понизить ставку роялти до минимально возможного значения с 12 до 6%, только по этому одному пункту потеряло 1,5 - 2,0 млрд. долл. возможных прямых поступлений в бюджет, что может рассматриваться как колоссальная упущенная выгода [23, с. 73].

Кроме того, по проекту «Сахалин-2» до достижения рентабельности в 17.5% раздел продукции будет происходить в пропорции один к девяти в пользу инвестора, а после достижения этой планки формула раздела изменитсяодин к одному. Однако превышения данного порога рентабельности по проекту может и не произойти. Из-за того, что работы ведутся в условиях тяжелой ледовой обстановки и неразвитой транспортной инфраструктуры, что предопределяет значительный объем возмещаемых инвестору расходов, существует вероятность, что иностранный инвестор не сможет увеличить уровень рентабельности проекта.

Как отмечают С. Богданчиков и А. Перчик, уступки, которые были допущены при формировании финансовых условий СРП «Сахалин-2», оказали влияние не только на снижение доходов государства, но и создали весьма нежелательный прецедент, которым могут пользоваться другие инвесторы при ведении переговоров с государством. Действительно, фактор прецедента имеет большое значение для практики СРП, т. к. инвестором во время переговоров обычно выбирается некий ориентир, подыскивается подходящий пример для обоснования своих претензий.

В памятке инвестору, разработанной специально для американских нефтяных компаний, собирающихся вести свои дела в России, прямо указывается, что «принимая во внимание этот проект («Сахалин-2») следует запрашивать такой же 100%-й предел возмещаемых затрат и рассматривать его как абсолютный прецедент, т.е. нежелательно идти на уступки в этом вопросе».

Имеются и другие последствия поспешной и недостаточно тщательной проработки экономических условий первых соглашений. Так, из трех проектов CPП только в одном - «Сахалин-1», предусмотрено формирование ликвидационного фонда. В то же время проблема ликвидации промышленных объектов по истечении срока их эксплуатации, особенно на крупных месторождениях в мировой практике стоит весьма остро: необходимые средства на подобные работы могут исчисляться сотнями миллионов долларов. В соглашении по Харьягинскому месторождению предусмотрены отчисления на «восстановления мест работы», однако ничего не сказано о функционировании накопляемого фонда [23, c. 74].

Комплексная проверка исполнения упомянутых Соглашений, предпринятая Счетной палатой РФ в 2002 г., результаты которой зафиксированы в специальном ответе, выявила недостаточную обоснованность экономических параметров соглашений. По заключению аудиторов в договорах были недостаточно учтены интересы государства в вопросах недропользования, государственного контроля, учета, экологии и др. Данные отчета выявили, в частности, крайне низкую эффективность государственного контроля над исполнением соглашений, а также весьма своеобразную систему учета и контроля затрат, практикуемую в Соглашениях.

Также в результатах проверки 2002 года подчеркивается, что: «При реализации Соглашений «Сахалин-1» и «Сахалин-2» отсутствует не только нормативное ограничение возмещаемых затрат и согласование с инвестором перечней возмещаемых и невозмещаемых затрат, но и утверждение годовых отчетов об исполнении программ работ и смет затрат и последующий государственный контроль за их (годовых программ и смет затрат) исполнением. В состав затрат включаются все расходы компании консорциума и родственных ей организаций без ограничения. [25]

Отмечается, что работа уполномоченного государственного органа (УГО) по проекту «Сахалин-1» сКонсорциумом «подтверждается толькоперепиской», а отсутствие в составе данной структуры представителей Минфина, федеральных налоговых органов, и иных специалистов, владеющих практикой в области бухгалтерского учета и финансово-экономической деятельности, привело к тому, что спустя три года с даты вступления Соглашения в силу не решены проблемы определения состава возмещаемых затрат.

При этом содержательная деятельность УГО - «Сахалин-1» характеризуется следующим образом: «Данный, орган предоставил Консорциуму возможность представлять сметырасходов и годовые отчеты в укрупненных показателях, вести учет на английском языке и не проводить аудиторские проверки». Как резюмируется в отчете: «Смету расходов, представленную в таком формате, проанализировать по основным направлениям, предложенным программой проверки, не представляется возможным». В то же время, согласно п. 6.2. Соглашения, государство имеет доступ ко всем бухгалтерским документам для проведения ревизии при инспекции только в течение двух лет после окончания календарного года. При неиспользовании права своевременной проверки возмещаемые затраты инвестора, отраженные в отчетах считаются автоматически принятыми. В то же время значительные суммы возмещаемых затрат при отсутствии каких-либо норм ведут к снижению рентабельности проекта, и соответственно, проблематичности получения ожидаемого налога на прибыль [23, c. 75].

В 2002 году было установлено, чтоДепартаментом по освоению минерально-сырьевых ресурсов континентального шельфа администрации Сахалинской области не выработано с налоговыми органами Сахалинской области ни одного совместного документа по вопросам правильности определенияналогооблагаемой базы при исполнении по проектам «Сахалин-1» и «Сахалнн-2».

В ходе проверки выполнения недропользователем своих обязательств по освоению участков недр, и добычи нефти, установлено, что сроки реализации действующих СРП в отношении освоения ими капиталовложений, проведения разведочно-поисковых и других работ оказались значительно выше проектных, что увеличивает срок освоения месторождений.

В заключение резюмировано, что со стороны Правительства РФ фактически отсутствует контроль как за выполнением экономических условий Соглашений о разделе продукции «Сахалин-1», «Сахалин-2», так и непосредственно за учетом добытого углеводородного сырья, притом, что «финансово-хозяйственная деятельность оператора проекта исключает возможность ее объективной оценки». В результате отсутствия необходимой информации, аудиторам не удалось, прояснись для себя ключевой вопрос: какова (на основании представленных документов) доля затрат недропользователя по проекту, подлежащих компенсационному возмещению государством [23, c. 76].

Приходится констатировать, что государство в очередной раз оказалось неподготовленным к приходу иностранного капитала - не только в плане создания адекватной институционально-правовой среды, - оно оказалось слабее инвестора с точки зрения подготовки реальных проектов. Если обычно государство в сфере экономики играет роль регулятора наиболее общих условий ведения бизнеса, занимая независимую позицию арбитра, в рамках экономнко-правовой конструкции СРП, государственные органы выступают непосредственно одной из сторон договорных отношений, участвуя в выработке конкретных параметров соглашения. Характерной особенностью режима СРП, является особая значимость механизмов государственного контроля над финансовой деятельностью инвестора по сравнению с общепринятым налоговым режимом. Это связано с тем, что спецификой механизма СРП является установление параметров раздела продукции применительно к каждому отдельному месторождению, что не только значительно расширяет подконтрольную сферу деятельности, но и усложняет саму процедуру контроля, делая ее предельно индивидуализированной. При этом доходы государства при реализации проекта в рамках СРП в гораздо большей степени зависят от объема осуществляемых инвестором затрат, чем для случая обычной предпринимательской деятельности. Доля прибыльной продукции, поступающей в распоряжение государства, является основным (помимо роялти) источником бюджетных поступлений. При увеличении затратной составляющей проекта, соответствующая сумма должна быть возмещена инвестору из компенсационной продукции и, следовательно, на такую же сумму происходит уменьшение прибыльной продукции.

Таким образом, договорный механизм СРП является активным и в определенной степени «состязательным» процессом, в котором стороны сначала детально обосновывают свои позиции, формируя индивидуальные для каждого соглашения условия, а потом обеспечивают эффективный контроль над соблюдением параметров соглашения, включая отслеживание пороговых уровней показателей, за которыми могут существенно меняться условия соглашения (раздела продукции). Это предполагает наличие компетентного и организационно дееспособного партнера по переговорам в лице государства, способного осуществить квалифицированную экспертизу подготовки проекта и оперативный мониторинг в ходе его реализации, что требует определенного уровня управляемости экономическими процессами со стороны государственных органов.

Дезорганизация в работе экономических ведомств, курирующих вопросы СРП, низкий уровень исполнительской дисциплины приводят к слабому «позиционированию» государства на переговорах. От такого положения страдает и западный инвестор, т. к. даже выиграв тендер, годами не может приступить к реализации соглашения и начать разработку месторождения [23, c. 77].

Таким образом, необходима разработка эффективной модели администрирования СРП в России.

1. Необходима разработка и публичное представление концептуального документа по освоению шельфа, возможно, в рамках Энергетической стратегии. Этот документ должен включать в себя стратегическое видение освоения шельфа, его основных участников, принятие взаимодействия с иностранными инвесторами в набор сценарных развилок, в том числе, включающих применение СРП.

Нужна четкая фиксация позиции государства относительно режима СРП (вплоть до полного отказа от его использования в случае признания его несостоятельности в российских условиях). Это решение должно включать в себя:

- область применения режима СРП (шельфовые проекты);

- гарантии его долгосрочной применимости;

- синхронизацию режима с реализуемыми проектами;

- четкое разграничение режима СРП с действующим административно-лицензионным режимом;

- формулирование базовых принципов госрегулирования в отрасли. Четкое определение роли СРП в документах стратегического характера должно стать рамкой для структурирования всего аппарата госуправления в этой сфере.

2. Необходимо перенести центр компетенции по администрированию СРП проектов в госкомпании «Газпром» (газовые проекты) и «Роснефть» (нефтяные проекты). Т.е, на законодательном уровне сформулировать принципиальную схему заключения контракта по принципу «профильная госкомпания 50%+1 акция проекта (компании-оператора, непосредственно реализующего проект) - иностранные инвесторы». Задача по соответствующей корректировке должна быть сформулирована в рамках «Плана мер по реализации энергетической стратегии до 2030 года» [22, c. 18].

3. Необходимо провести экспертную проработку нынешнего состояния ФЗ «О CPП» на предмет его соответствия российскому законодательству и управленческим реалиям. Целесообразно рассмотреть возможность замены ФЗ «О СРП» модельным СРП-контрактом, утверждаемым постановлением правительства РФ. «Модельный контракт» необходимо разработать в строгом соответствии с действующим законодательством. Уход от статуса Федерального закона позволит более гибко изменять соглашения в ответ на конъюнктурные вызовы, а наличие публичного текста типичного соглашения обеспечит адекватную переговорную базу.

4. Изменить схему ратификации СРП на простое одобрение профильным министерством. Такое упрощение процедуры возможно в связи с передачей эксклюзивных прав на разработку шельфа «Газпрому» и «Роснефти», компаниям контрольный пакет акций и ключевые позиции, в составах директоров которых принадлежат государству.

5. Предусмотреть при подготовке любых соглашений подписание участниками проектов типовых экологических и социальных деклараций, в которых должны быть прописаны соответственно экологические и социальные обязательства инвесторов (возможно включение в модельный контракт на правах обязательных статей). Модельный контракт должен включать в себя и обязательства инвесторов по размещению заказов на российских предприятиях [22, с. 19].

Итак, в соответствие с новой экономической политикой, согласно Российской программе развития газовой индустрии Дальнего Востока и Восточной Сибири, предлагается диверсификация энергетического рынка, укрепление суверенного контроля над стратегическими решениями, регулирование доступа иностранных компаний к природным ресурсам России.

Необходимо ограничить экспорт природных ресурсов, а вместо этого, перерабатывать их в России и расширять экспорт конечной продукции с большей добавленной стоимостью и использованием передовых технологий.

Степень российской кооперации в настоящее время выше с Европой, чем с Азией. Необходима диверсификация рынка на страны Северо-Восточной Азии, что принесет России больше иностранных инвестиций. Тем более, что этот регион испытывает более быстрый рост спроса на энергетические ресурсы, чем в других частях мира. Однако, энергетическое сотрудничество со странами Северо-Восточной Азии ограничено рядом факторов: только Япония и Южная Корея могут позволить себе платить рыночную цену за российские энергоресурсы, но существуют проблемы доставки ресурсов в эти страны. Из-за региональных геополитических факторов, только Китай может стать приоритетным партнером для России, но правительство Китая стремится получить значительные скидки для каждого вида ресурсов. Следовательно, чтобы Китай не приобрел позицию покупателя-монополиста, следует найти пути доставки в Японию, Южную Корею и другие страны.

Многосторонне сотрудничество даст возможность России решить ключевые проблемы энергетического сектора. Это увеличит рыночную долю для нефти и газа, транспортируемых в соседние страны, а также приток новых инвестиций обеспечит выход России на новые рынки сбыта, доступ российских компаний к зарубежным каналам и сетям сбыта.

Компании «Газпром» и «Роснефть», в которых большая доля участия принадлежит государству получили эксклюзивные права разделить российский континентальный шельф для развития проектов добычи нефти и газа, что блокирует получение главного участия в проектах иностранными компаниями.

Несмотря на увеличение темпов роста инвестиций в экономику России в 2007-2008 гг., уровень прямых иностранных инвестиций с учетом ресурсного потенциала оценивается как низкий. Причина заключается в необходимости улучшения государственной инвестиционной политики и стабилизации инвестиционного климата. В первую очередь, это совершенствование законодательства о недрах, включая договоры концессии, СРП и сервисные контракты.

Так, в области реализации СРП в России существует множество нерешенных проблем, таких как вопросы учета затрат разных налогоплательщиков, консолидация выручки, несопоставимость систем бухгалтерского учета, используемых иностранным инвестором и российской стороной, отсутствие контроля государства за выполнением экономических условий соглашений. При заключении первых СРП следует отметить колоссальную упущенную выгоду российского государства.

Государство оказалось неподготовленным к приходу иностранного капитала - не только в плане создания адекватной институционально-правовой среды, - оно оказалось слабее инвестора с точки зрения подготовки реальных проектов.

2. Нефтегазовые проекты о. Сахалин и их основные операторы

2.1 Развитие международного сотрудничества в нефтегазовой сфере в России

Россия по праву считается одной из немногих стран, в которых добыча нефти имеет долгую историю. Российские геологи и нефтяники ведут поиски, разведку и разработку нефтяных месторождений свыше 135 лет. Первый нефтяной фонтан забил в России в 1864 году из скважины, пробуренной у реки Кудако на Кубани. Россия занимает третье место в мире по запасам нефти, уступая лишь Саудовской Аравии и Ираку. Перспективные и прогнозные запасы нефти в России оцениваются в 62.7 млрд. тонн. Нефтяные месторождения открыты на территориях 36 субъектов Российской Федерации, в 30 из них ведется добыча углеводородного сырья[26].

К настоящему времени в России открыто около 2000 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Около 85% из них находится в Западной Сибири, являющиеся сегодня главной сырьевой базой страны (13680 млн. т.). Большая часть остальных месторождений приходится на Урало-Поволжье и Европейский Север России. В России выделяются три крупные группы районов, которые соответствуют начальной, средней и поздней стадиям освоения сырьевой базы. На начальной стадии освоения находятся месторождения Восточной Сибири, Дальнего Востока, а также шельфы российских морей. Средняя стадия освоения характерна для месторождений Западной Сибири, а также частично Европейского Севера (Тимано-Печорский регион). На поздней стадии находятся «старые» добывающие районы Урало-Поволжья, Северного Кавказа и острова Сахалин. В настоящее время в России не разрабатываются по различным причинам около 900 нефтяных месторождений.

На Дальнем Востоке наиболее перспективным районом по добыче нефтяных ресурсов являются шельфы Сахалина [27].

Первая русская нефтяная вышка на Сахалине была построена в 1910 году, и принадлежала она Сахалинскому нефтепромышленному товариществу «Наследники Г.И. ЗОТОВА и К.». В 1975 году - заключено генеральное соглашение между СССР и Японией (СОДЕКО) о сотрудничестве в области разведки, обустройства месторождений, добычи нефти и газа на шельфе о. Сахалин. В 1975-1983 гг., в рамках генерального соглашения с «СОДЕКО», силами ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» (СМНГ) выполнены определенные геологоразведочные работы: объем сейсморазведочных работ - более 30 000 пог. км.; пробурено 25 скважин общей глубиной 58 836 м.; открыты нефтегазоконденсатные месторождения Одопту (1977) и Чайво (1979). С 1984-го по 1990 годы уже собственными силами были открыты месторождения Пильтун-Астохское, Лунское и Аркутун-Даги, т.е. те, что сегодня включены в проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Впоследствии нефть на Сахалине стал добывать трест «Сахалиннефть», образованный в 1928 году и ставший родоначальником «Сахалинморнефтегаза» - теперь ОАО «НК «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». Предприятие долгие годы оставалось единственным добытчиком нефти и газа. И только в 1991 г., когда правительство разрешило создавать совместные предприятия с иностранным капиталом, на Сахалине появилось еще одно нефтедобывающее предприятие - ЗАО «Петросах» с годовой добычей нефти 220 тыс. тонн [28, с. 204].

В настоящее время в Сахалинской области в разной степени реализации находятся проекты по освоению запасов нефти и газа континентального шельфа от «Сахалин-1 до «Сахалин-9».

2.2 Производственные и финансово-экономические показатели реализации проектов

2.2.1 Действующие проекты

Процессы внедрения рыночных принципов и открытия экономики дляэкономической реформы Советского Союза в середине 1980-х гг., резко ускорились после объявления России о своей независимости и распада Советского Союза в 1991 г. Новое российское правительство начало проводить конкурсы на разработку участков Сахалинского шельфа с привлечением российских и иностранных инвесторов.

Одновременно с этими событиями «СОДЕКО» и новые инвесторы искали возможность вновь заинтересовать Россию в разработке ранее открытых месторождений Одопту и Чайво и выбрали для участия в проекте компанию «Эксон», которая, по их мнению, обладала необходимыми техническими и эксплуатационными возможностями. Под руководством Сида Рисо, первого вице-президента бывшей компании «Эксон Компани Интернешнл» (ExxonCompanyInternational), компания «Эксон» также начала вести диалог с Россией в отношении создания новых коммерческих возможностей. Так началось формирование консорциума проекта «Сахалин-1».

Для выполнения функции оператора была создана компания «Эксон Нефтегаз Лимитед» (ЭНЛ), и ее доля в проекте составила 30%. Оставшиеся доли были распределены между «СОДЕКО» (30%) и двумя родственными организациями Роснефти - компаниями «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (СМНГ) (23%) и «Роснефть-Сахалин» (17%). (Структура долей изменилась в 2001 г., когда российские партнеры пригласили индийскую компанию «ОНГК Видеш Лимитед» присоединиться к проекту. «ОНГК Видеш Лимитед» приобрела 20% участия, и доля российской стороны изменилась и составила 11,5% у СМНГ и 8,5% у родственной компании Роснефти «РН-Астра»).

В конце 1993 г. консорциум подписал меморандум о взаимопонимании с Российской Федерацией в отношении начала переговоров о технических и коммерческих условиях освоения трех месторождений - Чайво, Одопту и Аркутун-Даги [29, c. 183].

«Эксон Нефтегаз Лимитед», дочерняя компания американской корпорации «ЭксонМобил», которая является оператором проекта и имеет в нем долю 30%. В 2006 г. объемы добычи компании «ЭксонМобил» составили около 370 000 тонн нефти и 260 млн. куб. метров газа в сутки. Оценочная стоимость компании на рынке составляла около 345 млрд. долларов США.

«ОНГК Видеш Лимитед», дочерняя компания индийской «Ойл энд НэчюралГэзКорпорейшн Лтд.» («ОНГК»), доля которой в проекте составляет 20%. Основной функцией компании является управление международными операциями «ОНГК» по разведке и добыче. «ОНГК» является крупнейшим предприятием Индии и первой крупной интегрированной нефтегазовой компанией в стране. «ОНГК Видеш» является инвестором нефтегазовых проектов в 15 странах, наиболее крупным из которых является проект «Сахалин-1».

«РН-Астра», дочернее предприятие российской государственной нефтяной компании «Роснефть», которая имеет долю в проекте в размере 8,5%. Головной офис «Роснефти» находится в Москве. Компания является вертикально-интегрированной и занимается разведкой, добычей, переработкой и реализацией нефти и газа на территории всей России. С 2000 г. «Роснефть» значительно увеличила объемы добычи нефти с 260 000 баррелей в сутки до более 1,5 млн. баррелей в сутки к концу 2005 г. Оценочная стоимость компании на рынке составляет порядка 100 млрд. долларов США.

«Сахалинморнефтегаз-Шельф», дочернее предприятие компании «Роснефть-Сахалинморнефтегаз», которая имеет долю 11,5% в проекте. «Роснефть Сахалинморнефтегаз» является одной из старейших нефтяных компаний в России, чья история началась в 1928 г.с разработки береговых месторождений северной части о. Сахалин. Первые морские разведочные работы на сахалинском шельфе были начаты этой компанией. Кроме того, данная компания впервые применила технологию наклонно-направленного бурения в целях разработки морского месторождения с береговой буровой площадки, благодаря чему с сахалинского шельфа была начата добыча первой нефти.

«Сахалин Ойл энд Газ ДевелопментКо., Лтд.», японская инвестиционная компания с головным офисом в Токио, доля которой в проекте составляет 30%. Главными акционерами компании являются японская Национальная нефтяная компания, японская компания «Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд.» (PetroleumExplorationCo., Ltd.), корпорация «Иточу» (ITOCHUCorporation), корпорация «Марубени» (MarubeniCorporation), корпорация «Инпекс» (INPEXCorporation), «Иточу Ойл Эксплорейшн Ко., Лтд.» (ITOCHU Oil Exploration Co., Ltd.) и «ТейкокуОйлКо., Лтд.» (TeikokuOilCo. Ltd.).На конец 2006 г. сумма оплаченной доли капитала компании «СОДЕКО» составила более 186 млрд. долларов США [30].

Соглашение о разделе продукции (СРП) по проекту «Сахалин-1» вступило в силу в июне 1996 года. На рисунке 3 рассмотрены условия данного соглашения.

Соглашение по проекту «Сахалин-1» заключено в отношении месторождений Одопту, Аркутун-Даги и Чайво. Всего на Чайво предполагается бурение 10 добывающих наклонных скважин с берега (с отклонением от устья на 7-10 км в море), а также бурение 12 добывающих и 7 нагнетательных скважин с морской платформы «Орлан». Проект предполагает строительство газопровода с шельфовых месторождений Сахалина-1 в Японию по дну моря (длиной около полутора километров). Предусматривается строительство единой для остальных сахалинских проектов инфраструктуры, включая транссахалинский магистральный газо- и нефтепроводы, завод по сжижению газа, экспортный газопровод на севере острова, береговые технологические комплексы, отгрузочные терминалы.

Оцениваемый размер инвестиций -12,8 млрд. долларов США; состоит из освоения трех месторождений объемом 340 млн. т. нефти и 420 м³ газа [31].

Пильтун-Астохское месторождение нефти было открыто в 1986 году, после чего сахалинские нефтяники провели большой объем поисково-разведочных работ.

В мае 1991 года правительство СССР объявило конкурс на право подготовки ТЭО разработки Пильтун-Астохского нефтяного и Лунского газового месторождений сахалинского шельфа. [32]

В январе 1992 года консорциум в составе компаний Mitsui (Япония), McDermott и Marathon (США) выиграл тендер на разработку Пильтун-Астохского и Лунского месторождений нефти и газа на Сахалине. В декабре того же года к консорциуму присоединились фирмы RoyalDutchShell (Британия-Голландия) и Mitsubishi (Япония).

Весной 1993 года проект получил название «Сахалин-2», а через год для его реализации создана компания-оператор «Сахалин Энерджи» (SakhalinEnergy).

Она заключила соглашение с руководством РФ. Ей и суждено было стать пионером освоения нефтегазового шельфа морей, омывающих Россию.

Еще почти два года ушло на детальную проработку проекта «Сахалин-2», на получение огромного количества согласований и разрешений, на подбор и формирование штата главного, сахалинского офиса компании, на создание управляющего органа проекта - наблюдательного совета. В него вошли (и входят до сих пор) представители участников консорциума, правительства России и администрации Сахалинской области.

Вследствие «Сахалин-2» стал проектом по добыче нефти и газа двух месторождений на шельфе острова Сахалин и последующей реализации добытых углеводородов на быстрорастущем рынке Азиатско-Тихоокеанского региона. Состав акционеров компании неоднократно менялся [33].

Так, в октябре 2000 г. Компании «Шелл Сахалин Холдингс Б.В.» («Шелл») и «Марафон Сахалин Лимитед» («Марафон») выполнили соглашение об обмене активами, в отношении передачи принадлежащей «Марафону» доли участия 37,5% в компании «Сахалин ЭнерджиИнвестмент Компани Лтд» («Сахалин Энерджи») компании «Шелл».

Крупнейшим акционером (55%) стал «Шелл».

Оставшиеся акционеры «Сахалин Энерджи» заключили измененный Акционерный Договор, регламентировавший деятельность «Сахалин Энерджи», в котором предусматривалось, что «Сахалин Энерджи» является единым оператором проекта, а «Шелл» станет генеральным подрядчиком в части эксплуатации месторождений и производства сжиженного природного газа (СПГ).

18 апреля 2007 года компании «Шелл», «Мицуи» и «Мицубиси» подписали с ОАО «Газпром» соглашение о купле-продаже, в соответствии с которым «Газпром» приобрел 50% плюс одну акцию в «Сахалин Энерджи» за $7,45 млрд.

Таблица 2-Данные о запасах углеводородного сырья по проекту «Сахалин-2» по состоянию на 01.01.2009

Месторождение	Нефть (B+C1+C2), млн. тонн	Растворенный газ (B+C1+C2), млрд. куб. м	Свободный газ и газ в газовых шапках (C1+C2), млрд. куб. м.	Конденсат (C1+C2), млн. тонн
	Геоло-гические	Извлека-емые	Геологи-ческие	Извлека-емые	Геологи-ческие	Геологи-ческие	Извлека-емые
Пильтун-Астохское	459,989	115,443	58,481	14,967	103,524	12,341	8,301
Лунское	43,866	3,172	8,912	1,785	530,884	63,005	41,859
Всего	503,855	118,615	67,393	16,752	634,408	75,346	50,16

22 июня 1994 года SakhalinEnergy, правительство РФ и администрация Сахалинской области подписали соглашение о разработке месторождений на условиях раздела продукции. На тот момент объем иностранных инвестиций оценивался в $5 млрд.

К весне 1996 года вступил в силу закон о соглашениях о разделе продукции и была выдана лицензия на разработку месторождений «Сахалин-2». Суммарные затраты к этому времени оценивались уже в 10 млрд. долларов.

В июле 1999 года стартовал первый этап проекта - сезонная разработка нефти на производственно-добывающем комплексе «Витязь» (мощность - 70 тыс. баррелей в сутки). Его стоимость составила 1,5 млрд. долларов [33]

«Сахалин Энерджи» выплачивает России за пользование недрами 6% от стоимости добытых нефти и газа в течение всего срока реализации Проекта в качестве «роялти». Остальные доходы от продаж после вычета эксплуатационных расходов в первые годы идут на возмещение капиталовложений Компании. Оставшаяся после возврата инвестиций продукция делится между Российской Федерацией, Сахалинской областью, и Компанией.

В ходе реализации Проекта доходы российской стороны увеличиваются по мере расширения производства и добычи. В случае если поступления от реализации проекта превышают определенный уровень, доля российской стороны может достигнуть 70%. Кроме того, «Сахалин Энерджи» выплачивает налог на всю полученную прибыль [2, c. 246].

В 2007 «Сахалин Энерджи» выплатила России порядка 1,5 млрд. рублей в виде платежей за пользование недрами и более 966 млн. рублей в виде платежей по налогу на прибыль.

Для начала работ по освоению месторождений был внедрен поэтапный подход к реализации проекта.

Реализация первого этапа началась в 1996 году с широкой программы поисково-разведочных работ на Пильтун-Астохском участке, включая сейсмическую разведку и бурение поисковых и разведочных скважин. В 1998 году на шельфе о. Сахалина была установлена платформа ПА-А («Моликпак»), которая стала первой нефтяной платформой в Российской Федерации. Первая нефть была получена в июле 1999 года на производственном добывающем комплексе (ПДК) «Витязь», центральным звеном которого стала платформа «Моликпак». В состав ПДК «Витязь» также вошли плавучее наливное нефтехранилище «Оха», одноякорный причал (ОЯП) и подводный трубопровод. В рамках первого этапа добыча нефти осуществлялась только в безледовый период, приблизительно шесть месяцев в году. Десятый и последний в рамках первого этапа проекта «Сахалин-2» сезон добычи начался 30 июля 2008 года, а в конце года платформа «Моликпак» была успешно переведена на круглогодичный режим работы с использованием новой инфраструктуры второго этапа. 8 декабря ОЯП был демонтирован, а плавучее наливное нефтехранилище «Оха» покинуло Сахалин и отправилось к берегам Австралии, где оно продолжит свою службу в качестве плавучей системы для добычи, хранения и отгрузки нефти [33].

Второй этап проекта «Сахалин-2», начало которому официально было дано в 2003 году, представляет собой крупный нефтегазовый проект, в ходе которого одновременно ведется добыча нефти и газа в рамках единой интегрированной инфраструктуры. В других странах мира аналогичные комплексные проекты реализовывались и раньше, однако период строительства у них был значительно дольше и ввод объектов в эксплуатацию осуществлялся последовательно. Например, при реализации проекта на северо-восточном шельфе Австралии сначала вводились нефтяные, затем газовые объекты, сначала газ использовался для поставок на внутренний рынок, затем - для производства СПГ.