В рамках Энергетического Диалога состоялись активные дискуссии с европейскими энергетическими компаниями по проблемам Соглашения о разделе продукции (СРП). В качестве основной причины чаще всего указывалось на то, что необходимо принятие дополнительных правовых и нормативных актов, регулирующих налогообложение и формулу расчета компенсационной продукции. По оценке специалистов, предлагаемые российским правительством различные схемы налогообложения настолько сложны, что, в конечном счете, сводят режим СРП к весьма незначительным преимуществам относительно концессионного режима. Более того, некоторые компании, которые работают в действующих российских проектах СРП под "дедушкиной оговоркой", отмечают проблемы, связанные с излишне перегруженным процедурным аппаратом в некоторых регионах, что тормозит работу над проектами.

На основании всех полученных комментариев можно сделать вывод, что имеются три основные проблемы, которые должны быть решены незамедлительно. Первая, и наиболее острая, - это необходимость завершения выработки недостающих нормативных актов для деятельности в режиме СРП. Далее, необходимо определенно решить, открыта ли для перехода на режим СРП разработка участков, на которые лицензии уже выданы или будут выданы. Тут необходимо повторить, что СРП в настоящее время является наиболее быстрым и в правовом отношении самым надежным методом привлечения инвестиций и реализации проектов.

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

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

Ответом на многие из этих вопросов мог бы явиться, например, "модельный контракт", включенный в правовое или нормативное законодательство СРП. Такой "модельный контракт" должен содержать внятные и простые условия роялти и налогообложения прибыли, с отнесением всех местных налогов на государственную долю прибыльной нефти. Наличие такого контракта сделало бы переговорный процесс более концентрированным и ускорило бы выработку условий конкретного соглашения.

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

3. Формы сотрудничества с фирмами США в НГК

3.1. «Реабилитационные займы» ВБ и «рамочное соглашение» с американским Эксимбанком

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

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

• привлечение заемного капитала.

Выше приводились факторы риска для самого инвестора, связанные с принятием инвестиционных решений о вложении собственных средств. Сложности, связанные с обеспечением заемного финансирования, многократно возрастают. Согласно экономическим постулатам финансовой деятельности в части различия между доходностью по заемному и инвестиционному капиталу банкам и финансовым учреждениям, предоставляющим заемное финансирование, гораздо труднее принимать на себя кредитные риски, чем инвесторам, вкладывающим собственный рисковый капитал. Конечно, банки понимают, насколько значителен может быть возврат на инвестиции в случае успеха проекта. Но в силу своего положения при анализе кредитных рисков банки вынуждены основное внимание уделять неблагоприятным факторам, способным привести к неудаче проекта. Более того, по международному и национальному банковскому праву большинства государств существует предельный уровень рисков, которые банки и кредитные учреждения вправе принять на себя при выделении финансовых ресурсов. Поэтому, учитывая высокую степень кредитных рисков в России, до сих пор проектное финансирование со стороны иностранных коммерческих банков в российские проекты практически отсутствовало.

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

Хотя в других странах проектное финансирование стало во многих случаях предпочтительной формой предоставления заемного капитала, в том числе для нефтегазовых проектов на наиболее капиталоемкой стадии разработки, международное банковское сообщество рассматривает сегодня финансовые риски в России как неприемлемые. Одной из немногих форм кредита, осуществляемого на основе проектного финансирования в России, до сих пор были займы со стороны международных кредитно-финансовых учреждений, таких, как Всемирный банк, Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР), Международная финансовая корпорация (МФК) и организации экспортного кредитования индустриально развитых государств (например, американский и японский экспортно-импортные банки), за всеми из которых, кроме традиционных форм так называемой “кредитной поддержки” (т.е. залогового обеспечения, гарантий спонсора проекта и т.д.), стоят государства-участники (учредители) указанных финансовых учреждений.

Можно с уверенностью сказать, что без такого второго эшелона политической защиты со стороны международного сообщества коммерческое кредитование крупных российских проектов на основе традиционного проектного финансирования не будет доступно еще по меньшей мере несколько лет, пока в России не получит достаточного развития коммерческое и финансовое законодательство, пока не будет стабильности и единообразия его применения и пока все остальные риски — политические и экономические — не будут снижены до уровня, позволяющего обеспечить “финансируемость” таких проектов по международным банковским стандартам[4]. Это делает актуальной задачу концентрации усилий российского законодателя на формировании экономико-правовой среды, учитывающей и защищающей интересы не только государства (на что сегодня направлена в основном законотворческая деятельность, по крайней мере в сфере инвестиционного и особенно недрополь-зовательского законодательства), но и всех других участников проектного финансирования, в том числе финансового-банковского сообщества.

В ближайшее время инвесторы должны будут принимать на себя большую часть инвестиционных рисков, а также пользоваться другими доступными формами кредитования с участием МФО или иностранных правительственных учреждений. Эта ситуация, конечно, ограничивает возможности инвесторов, поскольку возможности перечисленных категорий потенциальных кредиторов небезграничны, более того, они существенно уже, чем возможности международного коммерческого банковского капитала. Однако поскольку в ближайшие годы нам придется продолжать опираться в финансировании проектов на кредитную поддержку со стороны МФО и государственных финансовых институтов, ниже будут рассмотрены некоторые возможности по расширению уже сегодня возможностей перечисленных категорий потенциальных кредиторов по проектному финансированию российских проектов СРП.

Такие МФО, как Всемирный банк и ЕБРР, ориентированы прежде всего на продвижение экономических реформ в соответствующих государствах мирового сообщества. Риск возможной неудачи распределен у этих организаций между большим числом стран-учредителей при том, что при прочих равных условиях государство как экономический институт готово работать при меньшей норме возврата на инвестиции, а значит, и в среде с более высокими предпринимательскими рисками, чем частный бизнес. Указанные организации, ориентируясь в первую очередь на содействие системным реформам в кредитуемых ими странах, готовы взять на себя часть тех повышенных политических рисков, при которых не готовы работать международные коммерческие банки, ориентирующиеся на максимизацию чисто экономических результатов своей деятельности. Поэтому МФО выполняют для частного бизнеса роль “разведчика” возможностей предпринимательской деятельности в той или иной стране, а результаты их деятельности обычно служат “лакмусовой бумажкой” для частного бизнеса при принятии им решений об инвестиционных или финансовых операциях в этих странах. Уже поэтому их присутствие в той или иной стране с переходной экономикой является необходимым.

Среди государственных финансовых институтов в наибольшей степени могут инициировать продвижение частного западного бизнеса в энергетику России страховые экспортные агентства промышленно развитых стран, основной задачей которых является содействие экспортно-ориентированным операциям своего национального бизнеса. Таким образом, при кредитовании российской энергетики коммерческие западные фирмы в случае распределения операционного риска с соответствующими экспортно-импортными и страховыми агентствами своих стран (экспортно-импортные банки США и Японии, Агентство страхования заграничных частных инвестиций США — ОПИК и др.) также могут быть в первых рядах кредиторов наряду с МФО.

В силу изложенного, в 90-е годы первыми крупными кредитами “нового” образца, представляющими промежуточный этап организации иностранных кредитов в их эволюции от дефицитного к проектному финансированию, стали “Нефтяной реабилитационный проект” Всемирного банка и ЕБРР и “Рамочное кредитное соглашение для нефтегазовой промышленности России” с экспортно-импортным Банком США.

“Нефтяной реабилитационный проект” Всемирного банка и ЕБРР является одним из первых в России кредитов “нового” образца, несмотря на то, что требует выдачи суверенной гарантии, поскольку предоставлен Правительству РФ. В то же время в своей внутренней организации он использует принципы проектного финансирования.

Объем и механизм предоставления этого кредита были определены не так, как обыкновенно формировались кредитные линии, получаемые под суверенную гарантию и поступающие в федеральный бюджет, из которого впоследствии выделялись некоторые суммы, по сути бесплатно распределяемые (бюджетное финансирование) между предприятиями-потребителями выделенных финансовых ресурсов. Сумма нефтяного реабилитационного проекта была “собрана снизу” при совместной работе экспертов Всемирного банка и ЕБРР и российских специалистов путем составления технико-экономических обоснований по конкретным объектам в конкретных нефтегазодобывающих производственных объединениях: Когалымнефтегаз (компания «ЛУКойл»), Варьеганнефтегаз (ТНК-ВР), Пурнефтегаз (Роснефть).

В современных условиях функционирования российской нефтяной промышленности МФО не готовы предоставлять кредиты на восстановление бездействующих скважин (а именно на эти цели выделялись кредитные средства по нефтяному реабилитационному проекту) на условиях “чистого” проектного финансирования непосредственно российским производственным объединениям, поскольку последние могут обеспечить систему производственных гарантий кредиторам только в рамках сферы своей правовой компетенции, то есть на условиях франко-промысел. Сами нефтяные компании не застрахованы от изменений российского законодательства (поэтому, когда очередное ужесточение налогового законодательства сделало для этих компаний невозможным возврат кредитов в обусловленные сроки, некоторые из них были вынуждены отказаться от невыбранной части кредитов по реабилитационному проекту). Обеспечить необходимые гарантии по прокачке на экспорт дополнительно добытой нефти может только Правительство РФ, являющееся единственным голосующим акционером компании “Транснефть”. Поэтому Всемирный банк и ЕБРР предоставляют на эти цели кредитные ресурсы Российской Федерации в лице ее Правительства, а не непосредственно производственным объединениям (нефтяным компаниям) — это является одним из условий возвратности кредита при нынешней организации хозяйственных отношений в нефтегазовом комплексе России.

При подготовке “Рамочного кредитного соглашения для нефтегазовой промышленности России” с экспортно-импортным Банком США была реализована несколько иная, чем при взаимодействии со Всемирным Банком, схема структуризации займа: если “Нефтяной реабилитационный проект” формировался от конкретной производственной задачи (восстановление бездействующих скважин), для реализации которой создавались специальные “рыночно-ориентированные правовые рамки “промежуточного” (между “дефицитным” и “проектным” финансированием) характера, то рамочное соглашение с Эксимбанком было изначально ориентировано на создание правовой схемы (модельных условий), характеризующейся определенным набором параметров, под которую могли бы быть подобраны соответствующие производственные проекты, удовлетворяющие этим “рамочным” требованиям. Конкретные проекты между российскими производственными объединениями и американскими фирмами осуществляются на базе индивидуальных типовых соглашений (с фиксированным нижним пороговым значением 25 млн. долл.) в пределах рамочного соглашения с Эксимбанком США, а селекция этих проектов осуществляется на не требующих государственной гарантии принципах проектного финансирования по стандартной процедуре.

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

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

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

• нефть будет танкерами и по нефтепроводу поставляться на внутренний и внешний рынки,

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

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

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

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

Весь жизненный цикл проекта условно делится на три этапа. Примерно 2/3 совокупных затрат за полный жизненный цикл проекта приходится на эксплуатационные затраты, но они распределены в течение примерно в четыре-пять раз большего периода времени, чем затраты капитальные. Основные капиталовложения (96—98%) приходятся на инвестиционный этап, поэтому именно с ним связаны наибольшие риски финансирования. Следовательно, необходимо обеспечить заключение и исполнение договоров, выдержать графики поставок и строительства, проведение пусконаладочных работ, своевременный пуск объектов проекта, чтобы не были нарушены сроки этапов исполнения проекта, не возросли проектные затраты против плановых, то есть чтобы были обеспечены запланированные сроки и уровни окупаемости инвестиций, возврат заемных средств. Эта задача для проекта «Сахалин-2» является особенно актуальной, поскольку работы на объекте ограничены очень коротким “погодным окном” (с мая по октябрь).

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

Причем выполнение конкретных действий с целью минимизации рисков является необходимым условием получения кредитов под этот проект.

Если рассматривать общую схему финансирования проекта «Сахалин-2» в целом, то собственный капитал (субординированные кредиты, предоставленные компаниями Консорциума—учредителями проектной компании) на первом этапе (по состоянию на апрель 2000 г.) составят примерно 70% от общих инвестиций в проект (1,2 млрд. долл.) и несубординированные кредиты, предоставленные Основными кредиторами, составят около 30%. Причем, в процессе реализации этого проекта это соотношение будет меняться и к моменту завершения проекта, видимо, будет составлять 20% к 80% соответственно. Несубординированные кредиты предоставляются с целью получения основных займов, поскольку в первую очередь задолженность погашается перед кредиторами, предоставившими несубординированные кредиты. На схеме показано, что Консорциум рискует своими капиталовложениями перед Основными кредиторами в случае нехватки денежных средств от самого проекта.

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

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

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

• 852 млн. долл. в качестве акционерного финансирования вкладывают спонсоры проекта (учредители проектной компании), пропорционально, как указано выше, их долевому участию в проекте,

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

Юридическим консультантом “Сахалинской энергии” является компания “Кудер Бразерс”, финансовым консультантом спонсоров проекта является банк “Чейз Манхэттн”.

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

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

3.3. Проектное финансирование и проблема гарантий в России

При участии в проектах СРП российских компаний в качестве акционеров компании специального назначения встает вопрос об обеспечении ими стартового (акционерного) финансирования деятельности этой проектной компании. Зачастую оказывается, что российские компании такими возможностями не располагают. И здесь им на помощь могло бы прийти российское государство, заинтересованное в реализации этих проектов и являющееся стороной каждого заключенного в нашей стране СРП. Инструментом такой “помощи”, а точнее — экономически выверенной, срочной и возмездной поддержки, могли бы быть государственные гарантии нового типа.

В стационарных экономиках государственные гарантии являются наиболее весомым видом гарантий, которые могут применяться в случаях, когда те или иные проекты представляются особо значимыми для экономики страны в целом или имеют важное политическое значение для государства. Как было показано выше, государственные гарантии являлись необходимым условием организации финансирования в рамках нефтяных реабилитационных займов Всемирного банка и нефтегазового рамочного соглашения американского Эксимбанка. Однако сегодня ликвидность традиционных российских государственных гарантий является очень низкой, а чем ниже ликвидность гарантий, тем выше цена заимствования. В условиях переходных экономик, когда роль государства остается весьма высокой, повышение ликвидности государственных гарантий в целях проектного финансирования может резко повысить инвестиционную привлекательность соответствующих проектов и снизить цену их финансирования.

Резкое увеличение ликвидности государственных гарантий в интересах финансирования отдельных проектов может быть обеспечено за счет использования находящегося в распоряжении государства и принадлежащего ему ресурса в рамках каждого конкретного проекта СРП — государственной доли будущей прибыльной нефти. Сегодня этот ресурс в интересах российского государства не используется.

Именно механизмы СРП, даже в условиях нестабильной экономики и запретительной налоговой системы, могут обеспечить инвестору правовую стабильность на весь срок реализации проекта, а также индивидуальный переговорный налоговый режим, обеспечивающий достижение устойчивого баланса интересов государства и инвестора как сторон инвестиционного проекта. Поэтому проекты СРП сегодня продолжают оставаться чуть ли не единственным видом инвестиционных проектов, представляющим реальный интерес для долгосрочных стратегических отечественных и иностранных инвесторов (речь не идет о работающих на фондовом рынке финансовых спекулянтах).

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

При подготовке технико-экономического обоснования проекта на условиях СРП рассчитывается динамика натуральных и стоимостных показателей проекта за полный срок его разработки. Определяется доля продукции, принадлежащая государству (роялти, бонусы, часть прибыльной продукции и т.п.). Распределение принадлежащей государству прибыльной продукции между федеральным и региональным бюджетами предусмотрено действующим законодательством на базе специальных договоров, заключаемых федеральными и соответствующими региональными властями по каждому проекту СРП.

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

В соответствии с действующим законодательством объемы государственных гарантий, выставляемых в качестве обеспечения для внешних заимствований, должны утверждаться федеральным законом о бюджете. В его рамках могут быть просуммированы и выставлены отдельной строкой объемы государственных гарантий под реализацию проектов СРП, обеспечиваемые будущей госдолей нефти в этих проектах.

Сегодня российское законодательство требует утверждения каждого проекта СРП отдельным федеральным законом. Это означает, что при формировании бюджета на будущий год достаточно просуммировать по ратифицированным соглашениям объемы госдолей прибыльной нефти на этот год, не подвергая их отдельному обсуждения в рамках процедуры принятия бюджета. С другой стороны (нет худа без добра), ратификация отдельных проектов (требование, внесенное в законодательство о СРП, существенно “утяжелившее” для инвестора процедуру заключения соглашения с государством по каждому проекту) обеспечивает инвесторам максимальную правовую защиту в условиях высокой нестабильности российской экономики переходного периода и тем самым существенно понижает риск и повышает долгосрочный финансовый рейтинг выставляемых на базе СРП государственных гарантий.

Правда, на наш взгляд, при одном условии — что выставляемые на базе конкретного проекта СРП государственные гарантии используются на нужды проектного финансирования именно данного конкретного проекта. Такой подход даст возможность вывести эти государственные гарантии из зоны действия суверенного риска и существенно снизить цену заимствования. Если же выставляемые на базе конкретного проекта СРП государственные гарантии будут использованы не только внутри этого проекта, но и в интересах других проектов, то есть подвергнутся перераспределению через сегодняшний бюджет, они тут же подпадут под действие суверенного риска, что существенно увеличит цену заимствования и поставит под сомнение целесообразность применения предложенной схемы в целом.

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

В мировой практике существует единственный известный нам пример, когда финансовый рейтинг проекта превышает финансовый рейтинг страны, в которой он осуществляется, — проект “Катаргаз” в Катаре (добыча природного газа на месторождении “Северное”, расположенном на пограничной с Ираном акватории Персидского залива, и его сжижение на заводе СПГ, расположенном на северной оконечности полуострова). Предлагаемый подход позволит обеспечивать высокие финансовые рейтинги выставляемых в рамках российских проектов СРП государственных гарантий нового типа вне зависимости от финансового рейтинга самой России, расширить возможности российских компаний по привлечению проектного финансирования в разрабатываемые на условиях СРП нефтегазовые проекты и снизить цену необходимого для них заемного капитала.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сегодня положение дел в мировой нефтедобыче несколько иное, чем десятилетие назад. Более совершенные технологии разведки и добычи углеводородного сырья позволили открыть в мире новые районы. Например, район глубоководной добычи у западного побережья Африки. Становятся более открытыми для международных компаний такие регионы, как Саудовская Аравия, где можно добывать баррель качественной нефти за один-два доллара и откуда легко транспортировать ее на экспортные рынки. Для добывающих стран мир нефти и газа в 2001 году стал гораздо более конкурентным, чем в 1991 году. К тому же опыт иностранных компаний в России также не соответствовал их ожиданиям начала 1990-х годов.

Хотя многие совместные предприятия, которые начались 10 лет назад, оказались успешными технически, очень немногие из них принесли достаточную окупаемость инвестиций, если вообще окупились.

Основные проблемы, с которыми пришлось столкнуться в России иностранным инвесторам, хорошо известны. Это, прежде всего, несовершенная законодательная база, непредсказуемость налогового режима и излишний бюрократический контроль.

Может ли рассчитывать российский нефтегазовый комплекс на масштабные иностранные инвестиции в будущем? На мой взгляд, если крупные инвестиции зарубежных компаний и будут направлены в российскую топливно-энергетическую отрасль, то это произойдет только на основе законодательства о разделе продукции.

Это не означает, что СРП панацея. И причина не в том, что раздел продукции будто бы подразумевает "налоговые льготы" или иные привилегии: специалистам хорошо известно, что когда цены на нефть высоки, нефтяные компании могут много больше заработать при лицензионной системе. Истинной причиной приверженности зарубежных компаний работе на условиях СРП является то, что раздел продукции может добавить их проектам тот существенный компонент, который отсутствовал в России в последние годы, - стабильность и предсказуемость условий для инвестиций.

Это не то же самое, что предсказуемость прибыли. При разделе продукции инвестор берет на себя геологический, технический и финансовый риски. В этих условиях говорить о гарантированной прибыли, конечно же, не приходится.

Однако при правовой и налоговой стабильности, которую может обеспечить раздел продукции, компании способны строить долгосрочные планы. Это означает, что рентабельность конкретного проекта больше зависит от эффективности функционирования компании (и, конечно, от одного внешнего фактора, который никто из нас не в состоянии контролировать, - цены на нефть), чем от хороших отношений с государственными чиновниками.

Очень часто раздел продукции ассоциируется с иностранными компаниями. На самом деле, из 22-х месторождений, утвержденных для разработки на условиях раздела продукции, только на 9-ти есть иностранные инвесторы. Все эти 9 месторождений имеют также и российских инвесторов.

Поэтому можно уверенно говорить о том, что реальную выгоду от режима раздела продукции получат российские компании. Здесь и прямые, и косвенные выгоды.

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

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

Если же российский режим раздела продукции не будет конкурентоспособным, тогда не только иностранные компании не будут осуществлять инвестиции, но и банки не станут финансировать проекты как иностранных, так и российских компаний.

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

Другая косвенная выгода от прозрачности раздела продукции относится к области впечатлений. Если посмотреть на рыночную стоимость акций российских нефтяных компаний в отношении к запасам, которыми они располагают, то увидим, что их оценивают значительно ниже, чем акции иностранных компаний

Почему так происходит? Одной из основных причин является отсутствие в России прозрачности и хорошего корпоративного управления. В то же время рынок позитивно реагирует на перемены к лучшему в этой сфере. В этом убеждает и пример компании "ЮКОС", которой за 4 последних года удалось достичь 40-кратного роста рыночного курса своих акций.

Столь же позитивно рынок способен отреагировать на шаги, которые предпримет правительство, решившее показать, что Россия движется к созданию более прозрачного инвестиционного режима.

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

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

Ясно, что раздел продукции - это вопрос, над которым российские и иностранные компании могут работать вместе. Создание в России понятного, стабильного, предсказуемого, открытого, благоприятного и конкурентоспособного инвестиционного режима - в наших общих интересах. В настоящее время таких условий не существует. Поэтому в России не было инвестиций на условиях раздела продукции, кроме проектов СРП, заключенных до Федерального закона "О СРП".

Но этот блок законов имеет свои плюсы даже в нынешней, не самой эффективной для инвесторов редакции. Однако имеются и ограничения по его применению. Уже практически исчерпана "ресурсная" квота месторождений для освоения на условиях СРП (30% от объема разведанных запасов страны). Процедура получения права пользования недрами на условиях СРП чрезмерно сложна и забюрократизированна. Получение всех разрешений и виз, необходимых для проектов СРП, требует массу времени, и поэтому является дорогостоящим процессом. Это снижает конкурентоспособность всех компаний, работающих в России. Инвесторами поддерживаются усилия Правительства РФ по установлению для СРП "единого окошка" с тем, чтобы сократить бюрократическую волокиту.

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

Для повышения инвестиционной привлекательности и конкурентоспособности нефтегазовой отрасли НГК необходимо:

- направить усилия на наращивание ресурсной базы нефтегазового сектора ТЭК, обеспечить достаточную гласность в отношении состояния этой базы;

- создать централизованный банк данных отечественных прогрессивных видов техники и технологий, которые могут быть приобретены и использованы инвесторами;

- разработать программу поэтапного повышения инвестиционной привлекательности российского нефтегазового комплекса, включая меры по укреплению фондового рынка, который должен стать действенным механизмом мобилизации инвестиций, направления их в наиболее перспективные проекты развития НГК и в наиболее эффективные предпринимательские структуры. На нормативные акты потрачено уже слишком много времени и сил. Пришло время окончательно их оформить (в том виде, который бы обеспечил создание привлекательного инвестиционного режима) и двигаться дальше.

При громадности российских расстояний и несоответствии внутренних и мировых цен транспорт нефти всегда будет важным вопросом. Но никакая частная компания не станет прокладывать трубопровод, который стоит несколько миллиардов долларов, если отсутствует уверенность в том, что она будет иметь свободный доступ к этому трубопроводу для транспортировки своей продукции. Поэтому проект Закона "О магистральных трубопроводах должен предусматривать трубопроводы, которые прокладываются частными компаниями и поэтому принадлежат им и управляются ими.

Наконец, для соглашений о разделе продукции необходима отработка системы управления.

В заключение можно сделать следующие выводы.

Ø •НГК является и, несомненно, будет оставаться важнейшей частью экономики России, обеспечивающей даже при современном кризисном состоянии четверть стоимости промышленной продукции, треть доходов в бюджет и около половины всех валютных экспортных поступлений. Он остается основой жизнеобеспечения нации, прочным фундаментом экономической безопасности страны, важным источником погашения внешней задолженности.

Ø •Решение проблем НГК тесно связано с решением проблем всей российской экономики. Ухудшается обстановка в НГК - ухудшается социально-экономическое положение всей страны. Поэтому проблемы НГК должны рассматриваться в качестве первоочередных, наряду с проблемами АПК, ВПК, транспорта и связи.

Ø •Роль НГК в предстоящие годы не только не уменьшится, она будет последовательно увеличена, с тем, чтобы обеспечить России возможность восстановить свой общий экономический потенциал, совершить необходимую структурную перестройку всей экономики, обеспечить россиянам новое качество жизни.

Ø •НГК будет продолжать играть важнейшую роль во внешнеэкономической стратегии России. Это, прежде всего, будет относиться к возможностям получения экспортных доходов, столь необходимых для осуществления реформ. НГК и его потенциальные возможности будут продолжать выступать главным гарантом в нашей политике получения долгосрочных займов и кредитов в странах дальнего зарубежья. Не менее важна роль ТЭК в деле содействия развитию интеграции других стран СНГ с Россией на базе сохраняющейся заинтересованности этих стран в поставках российских топливно-энергетических товаров. «Энергетический фактор» способен содействовать более активной политике России в ее взаимоотношениях с ЕС, США, Японией и другими странами.

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

Ø •Объемы инвестиций, которые необходимо привлечь в НГК России для решения приоритетных задач экономической стратегии России, столь велики, что делают бессмысленным спор о приоритете тех или иных источников инвестиций. На этом поприще места хватит всем - и частным отечественным структурам, и государству, и иностранным предпринимателям. Вопрос заключается в том, как и где получить инвестиционные средства.

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

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

Ø •Россия имеет достаточную инвестиционную привлекательность, однако необходимы значительные усилия для дальнейшего ее повышения

В заключение хочу отметить, что иностранные нефтяные компании видят в России огромный потенциал. Вот почему они все еще здесь - несмотря на встречающиеся на их пути проблемы. Тем не менее, для того чтобы создать условия привлечения долгосрочных инвестиций в российский нефтегазовый комплекс, необходимо проделать еще много работы.

Создание этих условий - в общих интересах и российских, и зарубежных нефтяных и газовых компаний.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

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

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

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

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

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

ВОЛКОВА Е.К., «Жизнь или кошелек»,

АНАЛИТИЧЕСКАЯ СЛУЖБА Нефтегазовой Вертикали, «Победителей не судят»,

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

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

[1] Н.А. Цветков «Российский нефтегазовый комплекс: международное инвестиционное сотрудничество»

[2] Кристиан Клотинкс «СРП и энергетический диалог» – «Нефтегазовая вертикаль» №2, 2002г.

[3] Конопляник А.А. «Развитие законодательного и инвестиционного процесса в России в условиях действия Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции»

[4] Конопляник А.А. «Мировой рынок нефти: возврат эпохи низких цен? (последствия для России)»

[5] Tax and Project Finance. Special Issue. — “International Business Lawyer“, May 1998

[6] Project Finance. The Book of Lists 1999. — A Supplement to “Project Finance”

Страницы: 1, 2, 3