Современная структура НГК является результатом преобразования государственных предприятий в акционерные общества в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 14 августа 1992 года №922 «Об особенностях преобразования государственных предприятий, объединений, организаций топливно-энергетического комплекса в акционерные общества», установившим, что приватизация объектов топливно-энергетического комплекса должна проводиться с учетом их отраслевых особенностей.

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

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

Созданы две акционерные компании по транспорту нефти - ОАО «АК «Транснефть» (доля Российской Федерации - 75%) и нефтепродуктов - ОАО «АК «Транснефтепродукт» (доля Российской Федерации - 100%).

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

На базе предприятий нефтегазового строительства было создано ОАО «Роснефтегазстрой».

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

Российская Федерация частично контролирует газодобычу, газопереработку и транспорт газа и полностью - газораспределение. В нефтегазовом строительстве доля собственности Российской Федерации составляет 10,6%.

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

В нефтяном комплексе работает 542 тыс. человек, из которых 416 тыс. заняты в нефтедобывающей промышленности, 118 тыс. -- в нефтеперерабатывающей. За последний год общая численность занятых в комплексе возросла на 3%. Основные объемные показатели работы комплекса характеризуются данными таблицы 1.

Таблица 1.

Основные показатели работы нефтяного комплекса

Источник: «Нефтегазовая вертикаль» №3, 2003г

Нефтяной комплекс охватывает подготовку запасов, добычу, транспорт, переработку нефти и включает в себя 6 крупных вертикально - интегрированных компаний, добывающих 87,7% нефти, и 113 мелких компаний с объемом добычи 9,2%. Более 3% добычи нефтяного сырья осуществляет ОАО "Газпром".

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

Магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов осуществляют соответственно АК "Транснефть" и АК "Транснефтепродукт". Магистральные трубопроводы АК "Транснефть" перекачивают 99,3% добываемой в России нефти. Их протяженность - 48,5 тысяч километров - позволяют формировать трансконтинентальные потоки нефти.

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

Комплекс занимает достаточно заметное место в мировом хозяйстве.

1.2 Характеристика запасов

По разным оценкам экспертов OPEC, OECD, «Oil&Gas Journal» и других авторитетных международных организаций и информационных центров, достоверные запасы нефти по странам мира составляют 140 млрд т, потенциальные ресурсы природного газа оцениваются в более чем 600 трл м³, прогнозные запасы угля - около 15 трлн т. Потенциал российских недр оценивается почти в 30 трлн. долл., что значительно превышает соответствующие показатели США (8 трлн. долл.) и Китая (6,5 трлн. долл.), не говоря уже о Западной Европе (0,5 трлн. долл.). Прогнозируемый потенциал России оценивается в 140 трлн. долл.

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

В то же время потребление многих видов сырья в расчете на одного жителя в России в 2 - 3 раза, а в некоторых видах и в 5 - 8 раз ниже, чем в основных развитых странах. При этом интенсивность нагрузки на недра в России в 4 - 6 раз, а то и в 8 - 10 раз меньше, чем в США, Канаде и других странах, активно использующих свой минерально-сырьевой потенциал Н.А. Цветков «Российский нефтегазовый комплекс: международное инвестиционное сотрудничество».

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

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

Россия занимает первое место в мире по запасам угля. Балансовые запасы угля в стране составляют более 200 млрд т (категории А+В+С₁). В Западно-Сибирском регионе сосредоточено 46% запасов угля России, в Восточно-Сибирском регионе - 34%, в европейской части России, включая Уральский регион, балансовые запасы угля составляют 10% от общероссийских запасов, в Дальневосточном регионе - 10%. Эффективное освоение и использование топливно-энергетического потенциала - залог устойчивого развития России на долгосрочную перспективу. В современных условиях она нуждается в научно обоснованной, и воспринятой обществом энергополитике, опирающуюся на энергетическую стратегию государства. Необходимость разработки новых принципов такой политики как основной части «Энергетической стратегии России» вызвана рядом негативных тенденций в топливно-энергетическом комплексе, требующих, по мнению ведущих российских экспертов, скорейшего устранения на федеральном законодательном уровне.

Это относится к первичной сфере ТЭК - разведке и добыче топливных ресурсов и, прежде всего, углеводородных. При этом сохраняется тенденция к ухудшению горно-геологических условий добычи таких ресурсов, отставания объемов прироста их разведанных запасов от объема добычи. В топливной промышленности за последние 9-10 лет увеличивается степень износа основных фондов, а производительность труда в настоящее время остается ниже уровня 1990 г

Добыча нефти характеризуется низкими значениями коэффициентов нефтеотдачи пластов и снижением среднесуточного дебита одной скважины. Сохраняется негативное воздействие на окружающую среду в районах вечной мерзлоты, на территориях которых работают добывающие предприятия топливно-энергетического комплекса. Ощутима доля прямых потерь энергоресурсов при добыче, транспортировке, переработке и потреблении, высока удельная энергоемкость валового внутреннего продукта страны. Добыча топливно-энергетических ресурсов и производство электроэнергии растут медленно, хотя по ряду позиций наблюдается заметный рост показателей (см. табл. 2,3).

Таблица 2

Добыча топливно-энергетических ресурсов в России в 1999-2002 гг.

Источник: Госкомстат России

Таблица 3

Производство электроэнергии в России в 1999-2002 гг.

Источник: Госкомстат России

1.3 Характеристика добычи

Важным аспектом, определяющим инвестиционную привлекательность российского нефтегазового сектора, является открывающаяся возможность выгодного освоения потенциальных нефтегазовых ресурсов России к началу прогнозируемого ухудшения положения с мировыми запасами традиционных источников нефти и перехода на более дорогие нетрадиционные источники к которым, по методологии Международного энергетического агентства (МЭА), относятся нефтеносные сланцы, битуминозные пески, синтетические виды нефти и нефтепродуктов, жидкое топливо на базе угля, топливо на базе биомассы и жидкое топливо, полученное на базе природного газа].

Как ожидают прогнозисты-аналитики, мировая добыча нефти из традиционных источников достигнет своего пика в период между 2010 г. и 2020 г. и затем начнет снижаться. Как известно, освоение ресурсов из нетрадиционных источников потребует значительных затрат. На мировом рынке может создаться угроза нехватки нефти из традиционных источников, что неизбежно приведет к усиленному освоению нетрадиционных источников и к росту цен в период 2010 - 2020 гг.

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

Таблица 4

Оценки издержек добычи нефти на наиболее крупных проектах месторождений из нетрадиционных источников и получения жидкого топлива из природного газа*

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

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

Важным компонентом отраслевой инвестиционной привлекательности следует считать издержки добычи на эксплуатируемых в России месторождениях в сравнении с издержками в других странах.

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

Таблица 5

Издержки добычи нефти (долл. за барр.)

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

Таким образом, даже в современных условиях издержки добычи нефти в России находятся на уровне издержек в таких странах - членах ОПЕК, как Нигерия, Индонезия, отдельные месторождения Абу-Даби, а также штат Аляска. Издержки в России ниже, чем на месторождениях в Египте, США и Северном море. Можно предположить, что средний уровень издержек добычи на месторождениях в России в период 2000 - 2020 гг. и в более отдаленной перспективе, когда развернется реализация проектов, начатых в первые годы XXI века, окажется, сравнительно с другими странами и регионами, еще более благоприятным для инвесторов. Это объясняется тем, что в нефтегазовой промышленности, так же как и в других отраслях, связанных с использованием земли как объекта хозяйствования, себестоимость добываемых ресурсов тяготеет к общественным затратам, складывающимся на худших по местоположению и менее богатых месторождениях полезных ископаемых. В нашем случае в новых условиях начала века такими месторождениями будут нетрадиционные месторождения с исключительно высокими по сегодняшним меркам издержками добычи. «Цена производства на наихудшей земле всегда является регулирующей рыночной ценой», - отмечал К. Маркс.

Привлекательность инвестирования в российскую нефтедобычу вряд ли понизится в связи с предстоящим освоением ряда новых нефтяных месторождений в районе Каспийского моря такими странами, как Азербайджан, Казахстан и Туркменистан.

Во-первых, это освоение потребует уже сейчас крупных капиталовложений. По подсчетам А. Конопляника и А. Лобжанидзе, авторов изданной в 1998 г. книги «Каспийская нефть на евразийском перекрестке», для освоения нефтяных месторождений нового региона может потребоваться около 90 млрд. долл. в год, или 900 млрд. долл. за весь период инвестиционного цикла, который оценивается примерно в 10 лет. Авторы исследования обоснованно утверждают, что суммарные доказанные запасы нефти каспийского региона не превышают 3% мировых, а финансовые затраты на их разработку составят как минимум 8 - 10% прогнозируемых мировых капиталовложений в разведку и добычу нефти. Оптимизация рисков финансирования потребует примерно паритетного уровня этих двух показателей, и потому маловероятно, что все намечаемые проекты освоения углеводородного потенциала региона смогут быть профинансированы в полном объеме.

Следует уточнить, что положение может измениться, если будут задействованы политические мотивы для необходимости финансирования региона, который может явиться альтернативным источником нефти для стран ОЭСР, особенно в случае каких-либо политических сбоев в отношениях со странами ОПЕК. В любом случае каспийская проблема усилит накал конкурентной борьбы за инвестиции на мировом рынке капиталов.

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

1.4 Конкурентоспособность НГК РФ

1.4.1 Отраслевая структура инвестиций

Высоким потенциалом инвестиционной привлекательности обладает ОАО «Газпром», являющееся, по оценке западных экспертов, самой инвестиционно-привлекательной и наиболее защищенной от политических рисков компанией России. Во-первых, по оценке американского аудитора «De Goller and Mac Notton», чистый дисконтированный доход при реализации 50% запасов компании сегодня может быть оценен более чем в 48 млрд. долл. Во-вторых, рентабельность добычи газа, рассчитанная на основе продуктивности скважин, существенно выше, чем в нефтяной отрасли. По мнению «Dutch Morgan Greenfield», по продуктивности скважин «Газпром» занимает второе место среди крупнейших энергетических компаний мира. В-третьих, инвесторы смогут участвовать в реализации конкретных проектов, направленных на прирост ресурсной базы, развитие транспортной системы и повышение экспортного потенциала в целом, что является залогом будущего роста доходов инвесторов. И, наконец, «Газпром» надежно защищен от российских политических рисков, поскольку подавляющая часть привлекаемых им займов и кредитов обеспечена выручкой от экспортных контрактов с первоклассными западноевропейскими покупателями. Портфель экспортных контрактов «Газпрома» предусматривает поставку 2666 млрд. м³ газа в Европу, что по текущим мировым ценам составляет около 195 млрд. долл.

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

Весьма привлекательной для инвесторов может оказаться необходимость крупномасштабного обновления изношенного и устаревшего производственного оборудования, используемого в ТЭК России. В современных условиях постоянное обновление основного капитала выступает важнейшим фактором снижения издержек добычи и повышения конкурентоспособности нефтяной и газовой промышленности. О масштабах выигрыша от использования этого фактора наглядно свидетельствует пример из истории американской нефтяной промышленности, которой удалось за период 1981 - 1996 гг. снизить издержки добычи нефти за счет внедрения технологических новшеств на 50% на суше и на 80% при разработке морских месторождений. Характерно, что Министерство энергетики США в своих расчетах на длительную перспективу закладывает норматив снижения издержек добычи в результате применения новых технологий не менее чем на 2% в год.

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

Инвесторы могут рассчитывать на успех развития таких новейших технологий, как трехмерная сейсмика, подводное закачивание скважин, применение полупогруженных платформ, платформ на натяжных тросах, на внедрение компьютерной технологии и различной техники, широко применяемой международными нефтяными компаниями для снижения издержек добычи.

Большие возможности открываются для инвесторов в области модернизации нефтеперерабатывающей промышленности, в частности с целью доведения уровня выхода светлых нефтепродуктов до западных стандартов. Это связано с широким внедрением каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования остатков и т.д. Кроме этого, для улучшения качества готовой продукции потребуется внедрение современных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке топлив для реактивных двигателей и дизельных топлив, изомеризации, алкилированию, производству высокооктановых добавок, современных катализаторов и др.

Важным направлением инвестирования капиталов станет строительство высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) средней и малой мощности в районах повышенного потребления нефтепродуктов и в отдаленных северных и восточных районах страны.

Наличие мощной сырьевой базы и растущий спрос позволяют рассчитывать на значительную активизацию инвестиционных процессов в нефтехимии, которая развивается с ориентацией на наращивание экспорта удобрений, базовых нефтехимикатов, пластмасс и др.

Развитие нефтегазодобычи внутри страны, а также расширение возможностей транзита создаст емкий инвестиционный рынок, требующий миллиардов долларов капиталовложений.

К числу важных конкурентных преимуществ России относится значительная недогрузка существующей магистральной транспортной системы, позволяющая инвестору сразу же включиться в полномасштабную деятельность по реализации инвестиционных проектов. Привлекательным является и более низкий уровень тарифов на транспортировку энергоресурсов, чем во многих других странах.

Перспективным направлением инвестирования в России в ближайшие десятилетия явится осуществление мероприятий по радикальному повышению энергетической эффективности и энергосбережению. По современным оценкам, в стране имеется потенциал рентабельного энергосбережения, позволяющий в годы действия «ЭС-2020» уменьшить расход энергоресурсов на 40 - 45%. Треть этого потенциала сосредоточена в самом ТЭК, еще треть - в отраслях промышленности, 16% - в коммунально-бытовом секторе и 10% - на транспорте. К числу важнейших направлений экономии энергоресурсов в нефтяной промышленности относится эффективная борьба с потерями попутного газа. В 1996 г. в стране было сожжено в факелах 8,2 млрд. м³ нефтяного газа.

Возможность участия в освоении российских недр и переоснащении российского нефтегазового сектора делает весьма перспективными многообразные формы кооперации при участии российского ТЭК в международном инвестиционном сотрудничестве (МИС). Это могут быть совместные предприятия, сервисные контракты, соглашения о разделе продукции, целевые кредиты, техническая помощь и т.д.

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

1.4.2 Национальная инвестиционная привлекательность.

Отраслевая инвестиционная привлекательность тесно связана с национальной инвестиционной привлекательностью. В мировой практике экономических сопоставлений существует много различного рода рейтингов, так или иначе охватывающих такие элементы инвестиционной привлекательности, как уровень общего экономического развития, степень открытости экономики, достаточность нормативной и правовой базы, научно-технический потенциал, характеристика трудовых ресурсов, снижение материалоемкости и энергоемкости общественного продукта, и другие макроэкономические показатели. Рейтинг стран в мировой экономике, ежегодно определяемый Мировым экономическим форумом (Швейцария) и Международным институтом развития менеджмента для 50 - 60 стран мира, предусматривает расчеты конкурентоспособности каждой страны, подсчитанной на основе многофакторных векторных моделей, включающих порядка 290 показателей в восьми областях (экономическое положение, состояние инфраструктуры, уровень НИОКР, степень открытости экономики, уровень развития информационных технологий и телекоммуникационных систем и др.). Сегодня Россия в этом рейтинге занимает последнее место. Также невысок рейтинг страны в других сопоставлениях инвестиционной привлекательности и конкурентоспособности.

Надо отметить, что слишком большая агрегированность показателей, обобщенных в рейтингах, не отвечает конкретным целям инвесторов и ориентирует их лишь в общих чертах в выборе объектов и стран для инвестирования капиталов. Иначе не объяснишь, почему Россия сохраняет свою привлекательность и при исключительно низких показателях в различного рода рейтингах, что доказано заключением соглашений «Сахалин-1» и «Сахалин-2» (более подробно речь о них пойдет позже), а также переговорами с иностранными компаниями по освоению других нефтяных месторождений. Поэтому к вопросу о национальной инвестиционной привлекательности России следует подходить с учетом анализа отдельных блоков факторов, характеризующих прежде всего достаточность нормативной и правовой базы в стране для обеспечения прибыльного инвестирования иностранного капитала.

В этом отношении в России, по историческим меркам только вступившей на путь развития рыночной экономики, уже сделано весьма многое для создания подходящего инвестиционного климата. Страна проходит процесс вступления в ВТО. Разработана правовая база регулирования режима иностранных и отечественных инвестиций, идет поиск новых законодательных норм, определяющих основные параметры функционирования отечественного и иностранного капитала, реформируется налоговая система, осуществляется подготовка к ратификации Договора к Энергетической хартии (ДЭХ), способного обеспечивать унификацию инвестиционного режима в России с соответствующими мировыми стандартами.

Однако сохраняющиеся на всех уровнях российского общества разногласия идеологического порядка тормозят претворение в жизнь правовых принципов либерализации инвестиционного режима - стабильности, «прозрачности», предсказуемости и недискриминации.

Из других факторов, формирующих национальную инвестиционную привлекательность России, следует отметить наличие трудовых ресурсов, обладающих высоким общеобразовательным уровнем, сохраняющийся низкий уровень заработной платы и наличие избыточной квалифицированной рабочей силы. Как показывают расчеты Госкомстата, почасовая заработная плата в обрабатывающей промышленности России в 15 раз ниже, чем в США. К числу других факторов нужно также отнести все еще сохраняющийся значительный научно-технический потенциал, который может позволить инвестору решать многие проблемы, связанные с осуществлением инвестиционных проектов, на месте, не прибегая к более дорогостоящему финансированию НИОКР за пределами России. По оценкам независимых экспертов, стоимость невостребованной отечественной промышленностью интеллектуальной собственности в нашей стране превышает 400 млрд. долл.

В истории развития отечественной нефтяной промышленности много примеров, когда передовые технические и технологические разработки ученых оставались невостребованными либо из-за отсталости машиностроения, либо из-за общего недостатка инвестиционных средств. Например, метод глубоко проникающего гидроразрыва продуктивного пласта для повышения его нефтеотдачи был разработан советскими учеными много лет назад, но пришел в Россию только в последние годы вместе с западными компаниями. В настоящее время в стране требует соответствующего инвестиционного обеспечения широкое внедрение новых типов оборудования, в частности такой эффективной технологии, как колтюбинг, позволяющий сократить продолжительность спуско-подъемных операций при бурении и проводить работы на скважине без ее глушения, что обеспечивает экономию времени и стоимости основных ремонтных и технологических работ в 2 - 3 раза по сравнению с традиционными технологиями.

Перспективны российские разработки, связанные с интенсификацией нефтедобычи и повышением отдачи пластов с помощью вибрационных процессов, со строительством надводных и подводных буровых установок в ледовых условиях, ядерных транспортных подводных судов и танкеров, а также с высокотемпературным и сверхвысокочастотным синтезом энергоносителей.

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

Дополнительные возможности для иностранных инвесторов открываются в области использования результатов либерализации инвестиционных режимов субъектами Федерации, которые в последние годы все больше идут на предоставление инвесторам различного рода дополнительных налоговых и других льгот на своем уровне.

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

Укреплению рынка ценных бумаг будут содействовать дальнейшее укрепление стабильности страны, рост авторитета государственной власти за рубежом, успешное претворение в жизнь программ «Стратегия-2010» и «ЭС-2020», а также дальнейшее совершенствование законодательных норм, обеспечивающих снижение степени риска для инвестора при осуществлении им операций в российской экономике.

Немало усилий надо предпринять, чтобы обеспечить такую степень доверия к российскому рынку ценных бумаг, которая привела бы к установлению реальной цены на акции отечественных компаний, ныне остающейся серьезно заниженной по сравнению с подобного рода предприятиями за рубежом. По мнению С. Нортона, одного из руководителей крупнейшей аудиторской и консалтинговой компании «Pricewaterhouse Cooper», в России за 10 долл. можно купить акции, которые реально стоят 100 долл. Другой специалист, У. Браудерс, руководитель крупной инвестиционной компании «Hermitage capital management», на примере акций ОАО «Газпром» наглядно показал степень занижения цены российских акций. «Если исходить из цен на акции «Газпрома» на российском рынке, то баррель углеводородного топлива (нефть и газ) из запасов «Газпрома» стоит 0,035 долл., а баррель запасов «Эксон» в США - 13 долл., т.е. в 365 раз дороже. Другими словами, рынок ассоциирует с «Газпромом» столько рисков, что стоимость его продукции едва превышает ноль». С другой стороны, заниженность стоимости российских акций может оказаться фактором инвестиционной привлекательности.

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

Значительной поддержкой нормальному функционированию российского рынка акций могло бы стать решение проблемы определения рейтинга инвестиционной привлекательности отечественных нефтяных компаний. В этой связи самой положительной оценки заслуживает работа Центра макроэкономических исследований ИМЭПИ РАН, стремящегося с помощью многофакторного анализа и метода экспертных оценок создать собственную методологию расчета рейтинга инвестиционной привлекательности ВИНК и российских совместных добывающих предприятий, не входящих в ВИНК. Набор параметров, выбранный Центром, весьма представителен и составляет 35 наименований для ВИНК и 13 - для малых предприятий. Авторы составили таблицы значений показателей, провели агрегирование этих показателей и на основе полученных данных построили интеграционные индексы по двум группам компаний. Среди наиболее значимых показателей, использованных для построения индекса для ВИНК, в порядке убывания суммы учитываемых баллов следуют: извлекаемые запасы нефти, отношение чистой прибыли к активам компании, уровень менеджмента, добыча нефти, отношение экспорта к добыче, отношение капитализации компании к запасам нефти и др.

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

Надо отметить, что наличие крупных доказанных и потенциальных запасов газа и нефти при прогнозируемом росте спроса на топливно-энергетические ресурсы на мировом рынке в первой четверти столетия делают весьма привлекательным российский нефтегазовый сектор ТЭК как объект инвестирования.

1.4.3 Сущность Соглашений о разделе продукции (СРП). Правовая база СРП.

В основу российской модели соглашений о разделе продукции (СРП) положена так называемая “индонезийская модель”, предусматривающая трехступенчатую схему раздела:

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

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

§ оставшаяся часть (прибыльная продукция) делится между государством и инвестором в оговоренной пропорции; на последней стадии инвестор уплачивает налог на прибыль, налогооблагаемой базой которого является доля инвестора от прибыльной продукции.

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

§ двухступенчатым (как в Перу), когда государство отказывается от взимания роялти, устанавливает для компании более благоприятные, чем в индонезийской модели”, пропорции раздела, но вводит подоходный налог на всю долю выделенной инвестору нефти;

§ одноступенчатым (как в Ливии), когда государство сразу устанавливает повышенные в свою пользу условия раздела, но освобождает инвестора от подоходного налога и платежей роялти.

Выбор оптимальной схемы раздела зависит от многих факторов. Например, схемы прямого раздела продукции без взимания подоходного налога могут оказаться неудобньми для иностранных инвесторов, так как порождают проблемы, связанные с возможностью фактически двойного налогообложения их доходов. Один раз в косвенной форме доходы инвестора уменьшаются в принимающей стране за счет уменьшения его доли продукции. Второй раз его доходы могут быть обложены налогом в той стране, где инвестор зарегистрирован как налогоплательщик, обязанный уплачивать подоходный налог либо по месту деятельности, либо по месту регистрации.

Опыт реализации российского Федерального закона “О соглашениях о разделе продукции” показывает, что формирование правовой базы СРП на основе только “индонезийской модели” не позволяет учесть все многообразие экономико-географических, горно-геологических, социально-экономических условий, в которых приходится осуществлять проекты на условиях СРП. Очевидно, что соглашения по новым месторождениям шельфа Сахалина или Баренцева моря будут существенно отличаться по набору условий и взаимных обязательств сторон от соглашений по старым месторождениям типа Самотлора.

Многочисленные претензии к операторам соглашений по поводу затрат, которые могут быть отнесены на компенсационную продукцию, неопределенность с историческими затратами государства по старым месторождениям тормозят процесс как подготовки, так и реализации соглашений. Не случайно за 1997-2000 гг. подписано всего одно соглашение между Российской Федерацией и ОАО “Нижневартовскнефтегаз” по разработке южной части Самотлорского месторождения, в то время как федеральными законами возможность заключения СРП предоставлена применительно к 22 крупным объектам.

Понимание необходимости дополнить российскую модель СРП другими возможными схемами раздела зафиксировано Российской Федерацией в лице Правительства РФ и администрации Ханты-Мансийского АО при подписании СРП по Самотлору в конце 1999 г. В тексте соглашения содержится положение, согласно которому “государство совместно с инвестором в течение двух лет проводит работу по подготовке необходимых законодательных и нормативных актов для перехода на раздел продукции полностью в натуральном выражении (нефтью) с заменой уплаты всех налогов передачей государству причитающейся ему доли продукции”.

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

Законопроект вызвал бурную дискуссию по поводу правовой сущности действий инвестора по передаче государству причитающейся ему доли продукции, а также по поводу правовой квалификации самой этой доли. В первой своей редакции упомянутый законопроект определял долю продукции, передаваемую государству, как “единый налог”. Это нововведение в случае его законодательного закрепления влекло за собой очень серьезные правовые последствия.

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

Во-вторых, с его введением государство де-юре лишается неналоговых доходов от СРП. В связи с этим возникает вопрос: если государство не получает гражданско-правового дохода от СРП, то можно ли считать СРП гражданско-правовым договором? Вызвать сомнения в гражданско-правовой сущности СРП означает подвергнуть сомнению право СРП на существование в качестве самостоятельного правового института, преподносимого как институт гражданского права.

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

§ федеральные налоги и сборы вводятся федеральными законами;

§ налоги и сборы вводятся исключительно налоговыми законами;

§ вводятся и взимаются только те налоги и сборы, которые предусмотрены Налоговым кодексом РФ (соответствующие общим принципам налогообложения и сборов в Российской Федерации);

§ все основные элементы налогового обязательства устанавливаются законом;

§ если в законе не определены основные элементы налогового обязательства, налог считается невведенным.

В этом смысле вводимый рассматриваемым законопроектом “единый налог” вступает в острый антагонизм с основополагающими принципами российского налогового права. Согласно законопроекту важнейшие элементы налогового обязательства, такие как ставка “единого налога”, порядок исчисления, порядок и сроки уплаты, определение момента прекращения обязанности по уплате и т.д., должны устанавливаться СРП, а не налоговыми законами. Для приведения законопроекта и Федерального закона “О соглашениях о разделе продукции” в соответствие с вводимым “единым налогом” необходимо исключить из СРП практически все условия, имеющие отношение к разделу продукции. Возникла дилемма: отказаться от “единого налога” или отказаться от СРП как гражданско-правового договора. Последнее исключалось всеми участниками дискуссии.

В силу этого из законопроекта следовало исключить всякие упоминания о “едином налоге”. Сделать это следовало уже потому, что доля продукции, принадлежащая государству по СРП, очевидно, составляет или содержит неналоговый доход государства, на который нельзя распространять налоговый режим. Кроме этого, не следует забывать, что Налоговым кодексом РФ установлен ряд принципиальных положений, которые имеют прямое отношение и к рассматриваемому законопроекту, и к действующей редакции Федерального закона “О соглашениях о разделе продукции”. Согласно одному из них обязанность по уплате налога или сбора прекращается в момент дачи налогоплательщиком поручения своему банку перечислить сумму налога или сбора на соответствующий бюджетный счет. Из этого положения вытекает, что обязанность уплаты налога или сбора выполняется исключительно в форме перечисления денежных средств. Налоговый кодекс РФ не предусматривает натуральной формы уплаты налогов и сборов. В силу этого поддержка идеи “единого налога” требовала внесения поправок в Налоговый кодекс РФ, которые законодательно закрепили бы возможность взимания по СРП налогов и сборов в натуральной форме - в виде добытой нефти.

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

1. Не следует забывать о том, что система платежей за пользование природными ресурсами возникла очень давно, задолго до появления современных налоговых систем, тогда, когда государь (государство) существовало по преимуществу за счет доходов от принадлежащих ему доменов (земель), регалий, монополий и откупов, т.е., выражаясь современным языком, доходов от государственной собственности. Многие из платежей, взимаемых государством с природопользователей и недропользователей, в силу своей архаичности являются не налогами, а квазиналогами. Они вводятся неналоговыми законами, по ставкам таких платежей допускаются торги и т.д.

2. Взимание государственной доли продукции при реализации СРП никогда не носило характера налогообложения. В Федеральном законе “О соглашениях о разделе продукции” не установлен налоговый характер долей, выделяемых из произведенной продукции и распределяемых между государством и инвестором. Пункт 1 ст.13 упомянутого Закона гласит: “Взимание указанных налогов, сборов и иных обязательных платежей заменяется разделом продукции на условиях соглашения в соответствии с настоящим Федеральным законом”. Это не означает, что раздел продукции является формой налогообложения. Напротив, это означает отказ государства от участия в доходах инвестора путем налогообложения. Это подтверждается тем, что в соответствии с Федеральным законом “О бюджетной классификации Российской Федерации” доходы от реализации соглашений о разделе продукции (код 20 10 90) отнесены к неналоговым доходам бюджета