Концессионные механизмы усиления международной инвестиционной конкурентоспособности морских нефтегазовых проектов в РФ

Вид материала

Содержание

Факторы инвестиционной привлекательности
Сравнение эффективности типичных проектов
Оценка инвестиционной конкурентоспособности шельфовых проектов
Сравнительная оценка общей налоговой нагрузки для морских нефтяных инвестиционных проектов в разных странах в 2004 г.
Источник: Агентство Республики Казахстан по статистике, Бюро экономического анализа, МВФ, Евростат, Росстат, Деловая Россия

Подобный материал:

1 2

* лучшая на данный момент технология (независимо от производителя)

В работе выявлены и проанализированы четыре основные группы субъективных и объективных факторов, определяющие инвестиционную привлекательность реализации нефтегазовых проектов (см. диаграмму 1).

Основными, на наш взгляд, факторами являются: (1) вероятность открытия коммерческих запасов, величина запасов, (2) удельные затраты, (3) система налогообложения и (4) организационно правовой режим. Причем первые два фактора относятся к группе объективных: их сущность состоят в горно-геологических и природно-климатических условиях, которые определяют характеристику залегания и качество запасов. Соответственно, к группе факторов субъективного характера (3 и 4) относятся фискальные условия в широком понимании и организационно-правовой режим – вместе представляющие собой элементы государственного регулирования. Особое внимание в этой связи инвестор обращает на стабильность регулирования, долю изъятий государства, структуру фискальной нагрузки, размер косвенных и административных издержек, защищенность инвестиций, развитость правового регулирования.

Преобразование именно этих факторов призвано служить инструментом повышения привлекательности разработок на шельфе и создания инвестиционных условий, конкурирующих с такими условиями других стран-реципиентов. На основе синтеза этих факторов можно создать агрегированный индекс общей инвестиционной привлекательности нефтегазового комплекса для того, чтобы использовать его в целях сравнительного анализа при оценке инвестиционной конкурентоспособности. Для создания такого синтезированного показателя следует оптимально рассчитать удельный вес каждого показателя в общем зачете и разработать шкалу этих показателей. Для целей данной работы этим факторам придан одинаковый вес, а также использована пятибалльная оценочная шкала (очень низкий – низкий – средний – высокий - очень высокий). Признавая приблизительный характер данного метода, полагаем, что он оправдан и его использование вполне может быть полезным за рамками настоящего исследования.

Диаграмма 1.

Факторы инвестиционной привлекательности

Приходится констатировать, что инвестиционная привлекательность России в целом остается низкой. Текущие рейтинги глобальной конкурентоспособности представляют Россию как участника группы стран с гораздо меньшей инвестиционной ёмкостью (таких как Индонезия и Венгрия). В основном это связывается именно с неэффективностью государственного регулирования. Сказанное полностью относится и к нефтегазовой отрасли. Согласно результатам расчетов профильных экспертов по нескольким характерным для России шельфовым месторождениям, реализация нефтегазовых проектов в рамках действующей системы налогообложения всегда находится на пороге рентабельности - около 13-14% внутренней нормы доходности (см. диаграмму 2).

Основные негативные черты действующей в России административно-лицензионной системы и общего налогообложения характеризуются следующими чертами:

- неадекватностью высокой номинальной налоговой нагрузки по сравнению с условиями разработки ресурсов шельфа других стран;

- нестабильность общего и специального законодательства;

- непрозрачность и неэффективностью системы распределения недр;

- отсутствие рентного (индивидуализированного) подхода в российской системе налогообложения нефтегазовых компаний (плоская шкала налога на добычу полезных ископаемых и таможенной пошлины) в результате чего разработка высокодоходных и некондиционных запасов облагаются одинаковыми суммами платежей;

- отсутствие первоочередного возмещения затрат инвестора, обнаружившего коммерческие запасы;

- отсутствие первоочередного права на разработку месторождения у лица, обнаружившего коммерческие запасы;

- регрессивностью налоговой нагрузки (сфокусированность на этапах окупаемости);

- наложением неограниченной ответственности на будущих недропользователей за экологический вред предыдущих пользователей;

- отсутствием у держателя лицензии возможности применения гражданско-правовых механизмов повышающих ликвидность их прав (залог, переуступка);

- отсутствием реальной защиты инвесторов в независимых судебных органах, и прочее.

Диаграмма 2.

Сравнение эффективности типичных проектов

на условиях СРП и лицензии в РФ

Сравнительная оценка налоговой нагрузки в

морских нефтяных проектах (%, 2004 г.)

Предусмотренный Федеральным законом «О недрах» специальный инвестиционный режим СРП в результате изменений в законодательство о СРП в 2003 г. перестал быть реализуемым на практике. Как известно, действующие соглашения были подписаны в период, когда специальное законодательство еще отсутствовало. Данные соглашения – на «особом положении»: они, согласно указанному закону, «подлежат исполнению в соответствии с определенными в них условиями». В настоящее время в России на условиях СРП действуют всего три проекта («Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Харьягинское»), подписанные до вступления в силу в 1995 г. закона «О соглашениях о разделе продукции», (изменения и дополнения в него были приняты в 1999, 2001 и 2003 гг.).

В настоящее время на условиях СРП в РФ добывается менее 1% углеводородов. Поэтому говорить о существовании действительно альтернативного «лицензии» режима не приходится. Таким образом, в настоящее время эффективные механизмы для привлечения столь необходимых инвестиций в нефтегазовую отрасль отсутствуют. Нет и единой концептуальной основы для разработки механизмов усиления инвестиционной привлекательности освоения ресурсов континентального шельфа РФ. Органы государственной власти определяют лишь общие направления развития инвестиционной политики в отношении прямых инвестиций.

В России до сих пор нет ни специального нефтяного законодательства, ни, тем более, специального регулирования добычи ресурсов континентального шельфа. Действующий Федеральный закон «О континентальном шельфе» устанавливает особые требования к разработке минеральных ресурсов, относимые, в основном, к вопросам безопасности и охраны окружающей среды.

В этой связи в работе предпринята попытка проанализировать опыт формирования организационно-экономических моделей недропользования в некоторых зарубежных странах: экономические механизмы недропользования, организационно-правовые и фискальные аспекты. Выбор исследуемых стран (Норвегия, Великобритания и Казахстан) обусловлен как богатым положительным опытом добычи на шельфе, так и схожими с Россией приоритетами при формировании регулирования нефтедобычи. Выбранные страны в свое время столкнулись с аналогичными проблемами: специфические регионы добычи, отсутствие средств и собственной технологии морской нефтедобычи, слабые представления о собственных запасах, объективная необходимость привлечения иностранных и национальных инвесторов и т.д.

В разные периоды времени при формировании условий инвестирования самые разные страны приходили к одному выводу: приток иностранных инвестиций может быть обеспечен только при наличии гарантий стабильного инвестиционного климата и при условии, что их регулирование предложит не менее выгодные условия вложения капитала, чем другие страны со схожими проектами. В диссертации проведен сравнительный анализ инвестиционной привлекательности нефтегазовых проектов на шельфе России, Норвегии, Великобритании и Казахстана с помощью описанного в первой главе метода. Приблизительно оценивая инвестиционную конкурентоспособность шельфовых проектов РФ как «крайне низкую», можно сделать вывод о том, что по многим факторам Россия проигрывает этим странам в конкуренции за инвестиции (см. Таблица 2).

Таблица 2.

Оценка инвестиционной конкурентоспособности шельфовых проектов

Показатели:	Норвегия	Великобритания	РФ (северные моря)	Казахстан
Коэффициент успеха	выше среднего	очень низкий	неподтвержденный	выше среднего
Коммерческие запасы	средние	ниже среднего	неподтвержденные	высокие
Маркетинговые перспективы	высокие	высокие	неопределенные	высокие
Затраты	высокие	очень высокие	очень высокие	средние
Налоги	стабильные	стабильные	очень нестабильные	стабильные
Доля изъятий Государства	высокая	очень низкая	чрезвычайно высокая	средняя
Конкуренто-способность	средняя	низкая	крайне низкая	высокая

Основными объектами исследования в этих странах стали: процедуры распределения недр и лицензирования, меры по стимулированию инвестиций, налогообложение нефтяной отрасли, защита инвестиций, обеспечение национальных интересов и т.д. Большое внимание уделялось также определению подходов и типов самих механизмов недропользования.

В международной практике доминирует государственная собственность на нефтегазовые ресурсы. Они находятся под управлением государства, регулирование которого направлено на максимальную защиту национальных интересов. Под данными интересами понимаются прямые и косвенные доходы государства от разработки недр, защита окружающей среды, усиление энергетической безопасности, интересы местных производителей, создание рабочих мест, развитие национальных отраслей и инфраструктуры, и т.п. В то же время, реализуя максимально жесткий контроль, страны привлекают субъектов частного предпринимательства, признавая тем самым высокую его эффективность в нефтедобыче.

Особое значение нефтегазовой отрасли в добывающих странах подтверждается наличием специальных институтов регулирования, а именно специального законодательства и различного рода органов управления (нефтяных министерств, государственных компаний и др.). В значительной мере их наличие связано с присущей данной отрасли спецификой, которая требует внедрения особых подходов к управлению и контролю. В практике зарубежных государств особенности регулирования морского недропользования на континентальном шельфе, как правило, преобладают специальные законы. Нередко они прибегают к разделению режимов недропользования в отношении участков недр суши и шельфа (Казахстан, Индия).

Таким образом, анализ опыта зарубежных стран демонстрирует высокую эффективность сочетания административных и договорных подходов. Именно это сочетание обеспечивает защиту национальных интересов, с одной стороны, и инвестиционную привлекательность с другой. По нашему мнению, это связано с использованием концессионных подходов в административно - лицензионной системе (Норвегия, Великобритания) либо с использованием самих концессионных форм (Казахстан). Благодаря их использованию обеспечивается сбалансированность интересов государства и инвестора на каждом конкретном месторождении или инвестиционном проекте. Индивидуальный подход позволяет учесть особенности и различия конкретных участков недр. При этом, в качестве отправных точек формирования условий разведки и добычи лежат принципы и инструменты проектного финансирования, показатели внутренней нормы доходности, сроки окупаемости, минимизация стоимости привлеченного капитала, гарантии выполнения этих показателей, оценки рисков и т.п.

Опыт зарубежных стран показывает, что передавая в пользование на концессионных условиях неразведанные, но перспективные участки государство может проводить полноценное исследование своей территории без бюджетных затрат, получая при этом существенный доход.

Поддержание конкурентной среды должно стать залогом эффективности работы недропользователей в России. В мировой практике все реже наблюдается различие в подходах к регулированию нефтегазового комплекса в рассматриваемых странах в отношении национальных и иностранных инвесторов. Подобное разделение, по нашему мнению, не только неэффективно, но и не всегда возможно в силу объективных процессов глобализации, взаимопроникновения капиталов и других интеграционных процессов. Все шире применяется национальный инвестиционный режим. На первый план должно выходить обеспечение конкурентной среды между недропользователями и эффективности их работы за счет использования передовых технологий. Необходим формально равный подход ко всем инвесторам за счет создания нейтральной фискальной системы.

Что касается среднего уровня фискальной нагрузки на нефтяные компании, то он значительно различается среди добывающих стран. Вместе с тем, для принятия инвестиционных решений размер номинальной налоговой нагрузки имеет большое, но не определяющее значение. В диссертации показано, что налоговая нагрузка в указанных странах различается по своему налоговому бремени, но она стабильна и максимально прогрессивна (сориентирована на прибыли компаний, а не на изъятие оборотных налогов).

Таблица 3.

Сравнительная оценка общей налоговой нагрузки для морских нефтяных инвестиционных проектов в разных странах в 2004 г.

Страна	Совокупная НН на налогооблагаемый доход (%)
Россия (лицензия)	94-104
Россия (СРП)	68
Норвегия	79-83
Казахстан	60-70
Великобритания (Северное море)	30-34
США	45-66

Источник: Агентство Республики Казахстан по статистике, Бюро экономического анализа, МВФ, Евростат, Росстат, Деловая Россия

Высокий номинальный размер налоговой нагрузки может компенсироваться за счет инвестиционных стимулов для компании в повышение качества разработки недр и проведение разведки новых запасов. Так, в Норвегии с её значительной фискальной нагрузкой в результате активной инвестиционной политики полугосударственная компания «Норск Гидро» в отдельные годы была вовсе освобождена от корпоративного подоходного налога. В ходе изучения было отмечено, что стабильность регулирования нефтедобычи в Норвегии в значительной мере обеспечивается не за счет законодательных положений, а за счет уникальной системы регулирующих органов, которые «держат руку на пульсе», адаптируя фискальную систему к изменяющейся среде. Во время сильных ценовых потрясений правительство Норвегии изменяло фискальные условия в одностороннем порядке. Вместе с тем, это происходило предсказуемо для инвесторов и учитывало полученные в ходе переговоров с ними рекомендации. В результате инвесторы в этой стране не опасались и не опасаются резких действий со стороны государства.

Опыт Казахстана полезен и уникален тем, что в нем успешно использованы три концессионные формы недропользования: концессионный договор (роялти+налог), СРП и сервисные контракты. Как и в России, в начале реформ девяностых годов прошлого века Казахстан признал за инвесторами в ходе переговоров некую «премию за риск» - законодатель пошел на защиту экономических интересов иностранных инвесторов от влияния неблагоприятных изменений национального законодательства. Хотя, возможно, могла быть занята более жесткая позиция и тогда удалось бы выторговать более выгодные условия уже в рамках первых контрактов. Однако, в начале девяностых годов Казахстан сделал ставку на создание конкурентного инвестиционного климата. Это было верное решение. Это, в частности, подтверждается тем обстоятельством, что сокращение срока действия стабилизационных положений в 1998 г. незамедлительно отрицательно сказалось на динамике притока новых инвестиций в нефтегазовую отрасль Казахстана.

Весьма эффективным представляется применение гражданских институтов переуступки и передачи прав в залог с согласия уполномоченного органа государственной власти. Эти нормы значительно повышают ликвидность прав инвесторов. Такая практика существует в Норвегии, Канаде, Великобритании, Казахстане.

Опыт сотрудничества государственных и частных нефтяных компаний Норвегии и Казахстана («Казмунайгаз», «Петоро», «Статойл») весьма полезен для быстро развивающегося государственного сектора в нефтяной отрасли России. Инвесторы в зарубежных странах вправе формировать консорциумы для более эффективной разработки ресурсов. При коллективной разработке представляется целесообразным создавать комитет управления в консорциуме, где главную роль может играть государственная компания. В России есть аналогичный небольшой опыт в действующих проектах на условиях раздела продукции.

Английская система гарантирования определенного уровня доходности для инвестора в течение необходимого срока (как правило, всего срока действия проекта) представляет уникальный опыт. Он полезен тем, что демонстрирует возможность эффективного освоения трудноизвлекаемых ресурсов недр, которые зачастую находятся на грани рентабельности. Суть системы заключается в том, выделяются три группы месторождений: нерентабельные при текущих мировых ценах и технологиях; рентабельные до налогообложения, но убыточные после налогообложения; рентабельные после налогообложения с учетом допустимых скидок и льгот. Данный подход учитывает размер генерируемой конкретным месторождением ресурсной ренты и в силу гибких фискальных инструментов обеспечивает рентабельную добычу УВ. Поскольку запасы нефти на шельфе Великобритании весьма истощены, в этой стране самый низкий уровень налоговой нагрузки, где до 1993 г. можно было даже консолидировать расходы по различным месторождениям.

Гражданско-правовые институты играют в мире традиционно большую роль независимо от типа механизма недропользования. Поэтому при формировании конкурентоспособного режима недропользования в отношении углеводородных ресурсов континентального шельфа Россия также должна предложить сбалансированные за счет этих институтов условия отношений между государством и потенциальным инвестором.

В работе проведено исследование актуальных концессионных моделей привлечения инвестиций в добычу минеральных ресурсов на шельфе РФ. Последовательно изучены основные признаки и особенности концессионных договоров, соглашений о разделе продукции и сервисных контрактов. В ней подробно проанализирована каждая из форм, выделены их существенные различия и положительные качества, определены направления, по которым можно осуществить внедрение этих форм в отечественную практику. Специально рассмотрены существенные проблемы реализации СРП в России, предложены пути их решения.

Классификация форм недропользования в российском законодательстве отсутствует.

Обычно известные формы недропользования включают в себя:

(1) внедоговорные формы (административно-разрешительные);

(2) договорные формы (обеспечивающие равные гражданско-правовые позиции сторон - СРП, сервисные контракты);

(3) концессионные соглашения (договоры особого рода, с сильным регулятивным элементом со стороны собственника ресурсов).

Иногда эти формы недропользования условно подразделяются на административно-разрешительные и концессионные.

В дополнение к этому достаточно распространенным на Западе является термин “PPP” (public private partnership) – государственно-частное партнерство (ГЧП), которое, на наш взгляд, является наиболее широким по своему значению и удобным понятием. Данная конструкция включает в себя все типы «концессионных соглашений» и их производные экономико-правовые механизмы построения отношений между государством и инвестором для разработки недр. Если при создании новой формы недропользования с участием государства и инвестора в России будет использоваться комбинация различных инструментов и подходов из разных форм, то в результате неизбежно будет образована ни что иное, как известная мировой практике конструкция PPP.

Автором анализируются особые толкования некоторых инструментов данных режимов. При этом, основные концессионные режимы недропользования так или иначе применяют единый набор инструментов для изъятия ресурсной ренты: роялти, компенсация затрат, раздел продукции и налог на прибыль. Очевидно, например, что ускоренная амортизация, используемая в концессионном договоре и выделение компенсационной продукции в СРП очень близки, т.к. оба имеют цель скорейшего и полного возмещения затрат инвестора. Различные комбинации этих инструментов и формируют различные типы механизмов: концессионный договор, три СРП (трехступенчатый раздел, двухступенчатый прямой раздел и одноступенчатый прямой раздел) и сервисные контракты.

Многие страны определяют концессионные соглашения в недропользовании как гражданско-правовые договоры особого рода со значительным регулятивным элементом административного характера. Их особенность заключается в том, что государство выступает и как сторона в договоре, получающая доход, и как гарант соблюдения интересов сторон по соглашению. Происходит совмещение публично-правовых и гражданско-правовых элементов в договоре. Гражданско-правовое поле не располагает адекватными регулятивными инструментами совмещения, а административно-лицензионное не обеспечивает должной инвестиционной привлекательности.

В обобщенном виде наиболее существенными положительными чертами концессионных механизмов являются:

1) рентный подход и индивидуализированный подходы позволяют одинаково эффективно разрабатывать и высокорентабельные, и некондиционные месторождения;

2) жесткие принципы ведения бухгалтерского учета (ring fence) исключают трансфертные сделки;

3) стабильное, прозрачное и прогрессивное налогообложение;

4) концессионные механизмы легко адаптируется к действующим в стране режимам;

5) эффективное использование концессионных механизмов оказывает значительный мультипликативный эффект от развития нефтегазовых проектов.

Кроме этого, после окончания разработки используемое на нефтепромысловое оборудование, как правило, переходит в собственность государства, что может составлять производственную базу для последующих разработок.

Самым распространенным в мире режимом недропользования считается концессионный договор (или концессионно-лицензионный механизм). Концессия (от лат. concession - уступка) заключается в уступке государством своих исключительных прав в пользу предпринимателя (концессионера). Концессионный договор – особая форма временного предоставления права хозяйственного использования имущества публичной правовой власти частному лицу на возмездной основе. В основе финансовых условий концессии заложены три базовых элемента: концессионная плата, специальный налог и гарантия налоговой стабильности. Концессионный договор не приводит ни к сокращению государственной собственности, ни к потере контроля над ней. В российских условиях это свойство концессии может помочь избежать печальных последствий приватизации для государства. Концессионный договор должен стать одним из элементов нового инвестиционно- ориентированного режима недропользования в России в целом. Он также может сыграть важную роль в переходе от административной к договорной системе недропользования в России, способствуя привлечению значительных отечественных и иностранных капиталовложений в нефтегазовую отрасль экономики России, в том числе на континентальном шельфе РФ.

Механизм СРП действует более чем в 100 странах мира для эффективного привлечения национальных и иностранных инвестиций в разработку минеральных ресурсов. Нефтедобывающие страны СНГ (Казахстан, Азербайджан) активно развивают свое инвестиционное законодательство за счет режима СРП. Азербайджан за последние десять лет обеспечил приток более 40 млрд. долл. США в проекты на условиях СРП; в основном в виде прямых инвестиций со стороны консорциумов с участием иностранных инвесторов. В России этот режим практически не работает (на его условиях добывается менее 1% углеводородов). Его регулирование существенно отличается от зарубежных аналогов, так как предоставление недр во многом происходит по административному принципу.

Различают три традиционные схемы реализации СРП - ливийскую, перуанскую и индонезийскую. Российская схема раздела почти повторяет индонезийскую, если не считать уплату налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Индонезийская модель представляет трехступенчатую систему раздела продукции: 1) выделение из добытой нефти компенсационной, 2) раздел прибыльной нефти, 3) обложение корпоративным налогом доли инвестора в прибыльной нефти. По индонезийской схеме добытая продукция (частично или целиком) первоочередным образом передается инвестору для возмещения его затрат на разведку и подготовку месторождения к добыче. Данная часть произведенного сырья называется «компенсационной продукцией» («cost oil»). После возмещения капитальных затрат инвестора вся последующая производимая продукция считается «прибыльной нефтью» («profit oil»). Она подлежит разделу в соответствии пропорцией установленной соглашением на долю государства («government take») и долю инвестора («investor take»). Доля нефти, передаваемая инвестору, облагается налогом на прибыль. Режим СРП позволяет выбрать оптимальное соотношение роялти, предела компенсационной продукции и пропорции раздела и сделать их изменяемыми, благодаря чему обеспечивается гибкость и предсказуемость экономики проекта в течении многих последующих лет добычи.

Процедура предоставления прав пользования недрами на континентальном шельфе РФ на условиях СРП заведомо исключает возможность его применнеия, так как требует невыполнимых, либо взаимоисключающих условий. Такую же запретительную роль играют и поледующие этапы реализации соглашений, которые отягощены большими сложностями и административными барьерами. Это касается и квоты национального участия, и возмещения затрат, и т.д. Импульс к подписанию действующих ныне в России СРП дал Указ Президента РФ от 24 декабря 1993 года №2285 «Вопросы соглашений о разделе продукций при пользовании недрами». Он установил национальный инвестиционный режим в отношении СРП и имел преимущественную правовую силу по отношению к другим специальным нормативным актам в рассматриваемой области регулирования. Положения этого Указа частично перешли в содержание специального ФЗ «О соглашениях о разделе продукции». После его принятия не было подписано ни одного нового соглашения. И несмотря на то, что в данном закон впервые было установлено стабилизационное положение, ограждающее инвестора от неблагоприятных изменений законодательства на весь срок реализации проекта, существенным минусом, по нашему мнению, оставалось то, что неизбежные вопросы пользования другими видами природных ресурсов (землепользование, водопользование) отсылали инвестора к национальному законодательству. Представляется, что в качестве основы для регулирования СРП в России следует принять первоначальную модель СРП. При реформировании регулирования механизма СРП, его необходимо избавить от приобретенных в России отягощений, в числе которых:

- забюрократизированная процедура разрешения разработки на условиях режима СРП;

- установление общей доли запасов страны, которая может разрабатываться на условиях СРП;

- необходимо отказаться от линии подписания СРП лишь по «тяжелым» или, как их еще называют, маргинальным месторождениям;

- императивная норма о минимальной доли участия российских подрядчиков;

- ограничение компенсационной продукции при реализации особо крупных проектов на Арктическом шельфе;

- перевод разработки месторождения с лицензионного режима на СРП с предварительным отказом от своих прав недропользователя;

- коллизии в законодательстве и др.

По нашему мнению, схема СРП с учетом определенных содержательных доработок может также служить эффективным механизмом преодоления проблем по совместному освоению международных трансграничных месторождений на шельфе. В качестве таких доработок нами предложено создание «множественности субъектов» со стороны собственника ресурсов. В данной схеме образуется дополнительная точка раздела, а именно: раздел прибыльной нефти между двумя государствами. Указанная схема может учитывать совместный план разработки месторождения и раздел произведенной продукции в любой пропорции, определенной на высшем государственном уровне. Она позволяет привлечь к разработке любых инвесторов и обладает всеми преимуществами традиционной схемы СРП. Разумеется, в случае успешного её применения на небольших пилотных проектах возможно расширение такой практики в отношении любых ТГМ, пересекаемых государственными границами.

Многообразие видов сервисных контрактов за рубежом в зависимости от особенностей недропользования в той или иной стране, а также интерес к таким контрактам со стороны частного сектора и очевидные преимуществля для государства свидетельствуют о том, что данная форма отношений должна получить законодательное закрепление и развитие в России. Для реализации этого режима также необходимо принятие отсутствующего ныне специального законодательства. Оно должно урегулировать особенности осуществления работ в рамках сервисных контрактов и предусмотреть систему гарантий инвесторам, в том числе связанных с компенсацией затрат в случае невозможности получения положительного результата при выполненни работ.

Контракт без риска (no-risk service contract) распространен за рубежом более широко. В своем большинстве такие договоры являются чисто подрядными, содержащими условия, которые можно охарактеризовать как обычные условия гражданско-правового договора подряда, поэтому они не получили широкого освещения в настоящей работе. Контракты с риском применяются, как правило, в странах с большой вероятностью обнаружения коммерческих запасов.

В рисковых контрактах с разделением рисков между сторонами государство частично компенсирует подрядчику понесенные затраты в случае неудачного поиска полезных ископаемых или нерентабельности освоения обнаруженного месторождения. При контракте с нераспределяемым риском подрядчик не получает никакой компенсации, т.е. несет полное бремя рисков. Контракты на предоставление услуг с распределяемым риском, как правило, заключаются с инвестором не только при наличии перспектив нефтеносности недр, но и устойчивого финансового положения государства, позволяющим взять на себя установленные риски. Преимущества контракта с распределяемым риском (по сравнению с контрактом без разделения риска) для государства состоят в том, что компенсационные выплаты инвестору в этом случае уменьшаются на величину процента на капитал и скидки с цены на часть добычи. В обобщенном виде положительные стороны сервисного контракта для государства заключаются в следующем:

- он сохраняет за государством исчерпывающие права на участок недр;

- государство (в отличие от концессионного соглашения или СРП) становится собственником всего добытого сырья;

- в рисковых сервисных контрактах риски инвестиций возлагаются на подрядчика и государство не возмещает ему ничего, если риск не оправдался;

- все отношения государства с подрядчиком регулируются национальным правом и подлежат юрисдикции национальных судов принимающего государства (при наличии иностранного подрядчика).

В России сервисные контракты в их общепринятом понимании пока не получили распространения в форме государственно-частного партнерства. Сервисный контракт в России – это не договор государства с частным лицом (подрядчиком), а договор двух частных лиц – нефтяной компании – недропользователя и подрядчика на осуществление работ, связанных с пользованием недрами, в том числе с целью повышения нефтеотдачи пластов, капитального ремонта скважин и т.п. Государство как собственник ресурсов, по нашему убеждению, объективно заинетерсовано в развитии сервисных контрактов с распределяемым между государством и инвестором риском, а также в других формах сервисных контрактов.

В России дискуссия об экономической эффективности концессий, к сожалению, весьма политизирована, поэтому справедливость её оценки на протяжении последних 15 лет напрямую зависела от расстановки политических сил, а не объективных критериев. Основные противники СРП состоят из числа крупных отечественных компаний с сильным лобби в органах государственной власти. По нашему мнению, таким компаниям не выгодна повышенная конкуренция за счет более прозрачных правил распределения и добычи по сравнению с действующей лицензионной системой.

Подводя итоги исследования, автор делает следующие выводы.

Отсутствие эффективных концессионных подходов, в качестве возможных механизмов недропользования не просто значительно снижает интерес к разработке ресурсов континентального шельфа РФ. При действующей административно-лицензионной системе их эффективная разработка вообще не сможет состояться.

Проведенное исследование практики реализации СРП в России позволила выявить и классифицировать три группы проблем. Первая - несовершенство законодательного регулирования этого режима в РФ, которое делает его неполноценным и потому не столь эффективным. Второе - условия конкретных подписанных контрактов (СРП), которые действительно не лишены недостатков, однако с их помощью удалось привлечь многомиллиардные инвестиции на десятки лет, несмотря на глубокий экономико-политический кризис начала 90-х. Третье направление - общепроизводственные проблемы (например, вред окружающей среде и работа с подрядчиками). Нам удалось доказать, что ни одно из этих направлений не является «родимым пятном» концессионных отношений, а возможность детальной критики конкретных предприятий является подтверждением их открытости.

Анализ проблем реализации СРП в РФ лишний раз доказывает, что сам факт использования концессионных моделей не может являться гарантией повышения инвестиционной привлекательности и притока инвестиций. Необходимо отметить, что один базовый закон о том или ином концессионном режиме не обеспечивает инвестиционного бума в отрасли. Если специальное законодательство связано отсылочными нормами с законом «О недрах» или налоговым законодательством, то оно должно быть согласовано.

Необходимо, чтобы в основе формирования регулирования концессионных режимов лежали следующие подходы и принципы:

- замена общей фискальной системы рентными платежами;

- заявительный, а не разрешительный порядок выбора формы недропользования;

- доступ к независимому суду для рассмотрения инвестиционных споров;

-гарантии стабильности условий соглашения на весь срок реализации проекта;

- право инвестора на переуступку прав по соглашению и использование прав в качестве залогового обеспечения;

- количество отсылочных норм к общему законодательству должно быть сведено к минимуму;

- принцип «единого окна» по согласованию реализации проекта;

- максимально упрощенный принцип реализации соглашений и контрактов для мелких месторождений до 25 млн. тонн нефти и 250 млрд. м³ газа;

- отказ от иммунитета должен распространяться не только в отношении иностранных инвесторов, как это происходит сейчас в силу ст. 23 закона «о СРП», но также и отечественных.

Следует особо подчеркнуть, что значительный коррупционный фактор, который имеет место в РФ, также может свести на нет эффективность любого экономического механизма. Создание эффективных инструментов противодействия коррупции безусловно необходимо предусматривать при формировании инвестиционных механизмов - дополнительных контрольных процедур и действенного контроля на потенциально коррупционных участках инвестиционного механизма. Гибкие концессионные режимы содержат в себе больше почвы для имплементации такого контроля.

Создание «концессионной альтернативы» повышает ценность отечественных природных богатств улучшает конкурентную среду и дает мощный стимул для повышения эффективности инвестиций в нефтегазовый сектор отечественной экономики.

По теме диссертации автором опубликовано 6 научных работ общим объемом 5,4 п.л.:

Новиков А.И. Государственно-частные партнерства и нефтегазовые проекты на шельфе РФ // Государственная служба, 2006, №6. – 0,2 п.л.
Новиков А.И. Нефтегазовые проекты на шельфе: концессионные механизмы и инвестиционная конкурентоспособность // М.: РАГС, 2006. – 3,5 п.л.
Новиков А.И. Рациональное использование нефтегазовых ресурсов континентального шельфа РФ может стать главным конкурентным преимущество на долгосрочную перспективу // Мировая экономика: современные тенденции развития. / Под ред. д.э.н., профессора Касаткиной Е.А., к.э.н. Градобоева К.В.- М.: МАКС Пресс, 2005. – 0,5 п.л.
Новиков А.И. Международная инвестиционная конкурентоспособность России в области нефтегазовых проектов континентального шельфа // Мировая экономика: современные тенденции развития. / Под ред. д.э.н., профессора Е.А.Касаткиной, к.э.н. К.В. Градобоева - М.: МАКС Пресс, 2005. - 0.3 п.л.
Новиков А.И. Основные механизмы изъятия ренты в нефтедобыче: инструменты изъятия и критерии качества // Вестник Университета им. Д.А Кунаева, 2006, №1(18). – 0,4 п.л.
Новиков А.И. Эффективное регулирование недропользования на шельфе РФ // Вестник Университета им. Д.А. Кунаева, 2006, №1(18). – 0,5 п.л.

Blog

Концессионные механизмы усиления международной инвестиционной конкурентоспособности морских нефтегазовых проектов в РФ

Содержание