Перспективы применения древесных видов в озеленении на основе сравнительной оценки их патологического состояния: на примере г. Воронежа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 06.03.03, кандидат наук Разинкова, Александра Константиновна

• Разинкова, Александра Константиновна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Разинкова, Александра Константиновна

Предисловие .................................................................... 9

Часть Г. Привлечение иностранных инвестиций в российскую энергетику: экономика, финансы, право (на примере нефтяного комплекса)

Повышение энергоэффективности как стратегический подход к развитию ТЭК:

опыт преодоления мирового энергетического кризиса.........................13

Глава 1. ИНОСТРАННЫЕ ИНВЕСТИЦИИ КАК ПУТЬ ПРЕОДОЛЕНИЯ

ИНВЕСТИЦИОННОГО КРИЗИСА В РОССИЙСКОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ .....19

1.1. Иностранные инвестиции как замыкающий источник финансирования российской энергетики .....................................................19

1.2. Иностранные инвестиции в России: исторический опыт.......................24

1.3. Спрос на иностранные инвестиции со стороны ТЭК России и возможность его удовлетворения ............................................................ 27

Глава 2. РИСКОВАННОСТЬ ИНОСТРАННЫХ ИНВЕСТИЦИЙ В ТЭК РОССИИ . 34

2.1. Риск инвестиционной деятельности в энергосырьевых отраслях с позиции инвестора..................................................................34

2.2. Существующие ограничения и риски для иностранных инвестиций в России ... 37

Глава 3. МАГИСТРАЛЬНЫЙ ПУТЬ ПРИВЛЕЧЕНИЯ ИНВЕСТОРОВ В ТЭК -

ФОРМИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКОНОМИКО-ПРАВОВОЙ СРЕДЫ В ЭНЕРГЕТИКЕ ..........................................................42

3.1. Сотрудничество с Западом: необходимость смены форм взаимодействия.......42

3.2. Российское законодательство: «три среза» законотворческой деятельности

в энергетике ...............................................................43

3.3. Европейская энергетическая хартия как инструмент формирования эффективной экономико-правовой среды в российской энергетике..........................47

Глава 4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ И ФОРМЫ ВНЕШНЕГО

ФИНАНСИРОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ЭНЕРГЕТИКИ....................53

4.1. Техническая помощь: предпроектное финансирование ........................53

4.2. Иностранные кредиты: от дефицитного к проектному финансированию........54

4.3. Прямые иностранные инвестиции: на пути к оптимальным формам договорных отношений ................................................................54

4.4. Концепция привлечения иностранных инвестиций в российскую нефтяную промышленность: кратко-, средне- и долгосрочные приоритеты................59

4.5. Продакшн-шэринг: попытка разумного компромисса между фискальным

и инвестиционным подходами к налогообложению инвесторов................63

4.6. Концепция легализации СРП в России (по версии разработчиков

законодательства об СРП)..................................................68

Выводы .......................................................................81

Часть II. Мировые энергетические рынки: закономерности развития

1. От монополии к конкуренции. Об основных закономерностях развития рынков

нефти и газа ...............................................................89

2. Эволюция структуры нефтяного рынка (от сделок с реальным сырьем —

к сделкам с «бумажным» товаром) .......................................... 94

3. Куда исчезли справочные цены? (Эволюция механизма ценообразования

на нефтяном рынке)........................................................104

4. От прямого счета к обратному (эволюция формулы ценообразования)...........112

5. И при низких ценах можно остаться с прибылью (уровни издержек

при нефтедобыче, динамика и факторы их изменения)........................118

6. Новые роли открытий и переоценки запасов (научно-технический прогресс

и снижение издержек)......................................................122

7. Когда спрос опережает предложение (стимулы и слагаемые процесса снижения

издержек) .................................................................126

8. Налоговый режим как фактор ценовой конъюнктуры: чем компенсировать

ухудшение природных условий добычи?.....................................132

9. Россия и ОПЕК: союзники или конкуренты? ..................................134

10. Баррель надежды нашей. Не упустить бы нефтяной шанс......................136

11. Нефтяной рефери...........................................................139

12. Россия — ОПЕК: от конфронтации к многостороннему сотрудничеству.........141

13. Ковыктинский проект и эффект объединения двух Корей......................157

Часть III. Освоение каспийской нефти

1. Ближний Восток, Россия и Каспий: новые маршруты нефтегазовых потоков? ____165

2. Инвестиционные притязания Каспия (спрос на инвестиции в разработку

углеводородных ресурсов Каспия)...........................................169

3. Каспийская нефть. В поисках рынков? В поисках капитала? В ожидании

высоких цен! ..............................................................178

4. Баку — Джейхан: строить или не строить? .....................................185

5. Каспийская нефть: новый взгляд на проблему баланса интересов................190

Часть IV. Инвестиционный климат в российском ТЭК: условия для финансирования проектов

1. Создание условий для частных инвестиций в энергетику........................207

2. Горное законодательство России: перспективы повышения инвестиционной

привлекательности.........................................................215

3. Российский банк развития — где взять деньги для инвестиций? .................222

4. Проектное финансирование в нефтегазовой промышленности: мировой опыт

и начало применения в России..............................................227

5. Топливно-энергетический комплекс: инвестиционная политика.................254

6. Анализ рисков финансирования нефтегазовых проектов: рейтинговая оценка

рисков ....................................................................260

7. Андрей Конопляник: «Система конкурентоспособных производств важнее системы

(ложно понимаемых) национальных приоритетов». Интервью с «агентом англо-американского углеводородного лобби»................................266

8. Многосторонние международно-правовые инструменты как путь снижения

рисков проектного финансирования и стоимости привлечения заемных средств . .272

Часть V. Договор к Энергетической хартии и его инструменты

1. Договор к Энергетической хартии: «Ратифицировать надо, но не сегодня...»......287

2. Есть только один путь к ратификации ДЭХ: чтобы договориться, надо понять

возражения противной стороны.............................................291

3. Страх либерализации ........................................................296

4. Протокол по транзиту к ДЭХ: проблемы, вызывающие озабоченность России,

и возможные пути их решения ..............................................298

5. Трудный путь к ДЭХ. Развитие энергетических рынков, Договор к Энергетической

хартии и законодательные приоритеты Президента В. Путина.................315

6. Не потерять лицо ............................................................319

7. Протокол по транзиту к ДЭХ: на пути к согласию. Какой режим будет предоставлен

российскому газу на территории стран ЕС? ..................................323

8. В условиях высокой конкуренции. О возможностях России по расширению

своего присутствия на европейском газовом рынке ...........................330

Часть VI. Эволюция режима СРП в России

1. К вопросу о разделе продукции в России ......................................343

2. Некоторые предпосылки активизации инвестиционных процессов в экономике

страны (законодательство о разделе продукции и инвестиционный климат)----354

3. Кому достанутся деньги по проектам СРП? (Удастся ли создать в России

цивилизованный рынок нефтегазового машиностроения?) ....................360

4. Банки и СРП ................................................................366

5. Налоговый кодекс и соглашения о разделе продукции — два параллельных

режима пополнения государственного бюджета ..............................372

6. Развитие законодательного и инвестиционного процесса в России в условиях

действия Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции».........376

7. «Стулья» — завтра, деньги — сегодня. Как решить финансовые проблемы

российских нефтяников и машиностроителей, участвующих в СРП............379

8. К вопросу об ограничениях инвестора на заключение СРП без проведения конкур-

сов или аукционов (на примере Северо-Астраханского перспективного участка). .383

9. О порядке перевода мелких месторождений углеводородов на режим СРП

(в порядке обсуждения) ....................................................394

10. Политика российских компаний в отношении СРП ...........................403

11. Спор об СРП: убрать конкурента.............................................408

12. Ошибка Президента ........................................................411

Часть VII. Концессии в России

1. Договор концессии: возможное место и роль в инвестиционном законодательстве

России ....................................................................429

2. Как нефтедоллары превратить в инвестиции? Возможно, этому помогут

концессионные договоры ...................................................437

3. Концессии от Д'Арси до Козака — эволюция понятий...........................443

Часть VIII. Энергетическая стратегия России и ее инструменты

1. К вопросу о создании в России Государственной нефтяной компании............453

2. Российский ТЭК на пути к новой энергетической политике страны

(переосмысливая задачи развития и возможные их решения)..................493

3. Неизбежен ли кризис в российской нефтедобыче? .............................509

4. Силовые меры в России привычнее. Именно так правительство намерено

бороться с внутрикорпоративными ценами ВИНК............................515

5. Выдержит ли скважина? О резервах улучшения законопроекта по налогу

на добычу полезных ископаемых ............................................521

6. С новыми налогами, господа! Анализ ожидаемых результатов от налоговой

реформы нефтяной отрасли.................................................528

7. От чего уходили — к тому и пришли. Новая налоговая система в недропользовании

оказалась ничуть не лучше прежней .........................................536

8. Лицензионная политика как инструмент рационального управления нефтегазовым

комплексом................................................................538

Часть IX. Мультипликативные эффекты

1. Анализ эффекта от реализации нефтегазовых проектов СРП в России для

бюджетов разных уровней (к вопросу об оценке воздействия на социально-экономическое положение страны крупномасштабных инвестиций в реализуемые на условиях СРП нефтегазовые проекты)......................551

2. К вопросу о рациональном взаимодействии государства и других участников

инвестиционного процесса в нефтегазовом комплексе ........................563

Об авторе

Андрей Конопляник: «Нужно всегда двигаться вперед»...........................582

Рисунки.......................................................................591

Моим родителям - главным моим учителям -

посвящается

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Перспективы применения древесных видов в озеленении на основе сравнительной оценки их патологического состояния: на примере г. Воронежа»

ПРЕДИСЛОВИЕ

Эта книга является своеобразным промежуточным итогом, который мне захотелось подвести к своему пятидесятилетию. Ведь существует, как известно, некая магия круглых дат, когда поневоле оглядываешься назад — на то, что сделано, и нацеливаешься на будущее — на то, что предстоит.

Оказалось, что практически все работы последних лет довольно естественно и органично сводятся в несколько тематических групп, объединенных общим направлением исследования проблем конкурентоспособности ТЭК России на мировых рынках. При этом под конкурентоспособностью ТЭК России я подразумеваю не только конкурентоспособность российских энергоресурсов (энергетических материалов и продуктов) на мировых и/или региональных товарных рынках, но и конкурентоспособность инвестиционных проектов в российском ТЭК для потенциальных отечественных и иностранных инвесторов, т.е. на международном рынке капиталов, мировых финансовых рынках.

Ключевым словом для характеристики развития ТЭК страны для меня было и остается слово «инвестиции». Без них невозможно не только расширенное, переводящее экономику страны на новый уровень экономического развития, но даже и простое воспроизводство. Именно поэтому я рассматриваю вопросы конкурентоспособности российского ТЭК в системе понятий инвестиционного цикла:

1) стадия «деньги — товар» — предынвестиционный этап (доступ к ресурсам — получение прав на пользование недрами), доступ к капиталу (привлечение инвестиций), осуществление инвестиций (поисково-разведочные работы и освоение месторождения в случае коммерческого открытия), стадия производства энергетических материалов и продуктов;

2) стадия «товар — деньги» — реализация произведенных энергетических материалов и продуктов, а также последующее (в идеале оптимальное как для инвестора, так и принимающего государства) распределение доходов от их реализации с целью обеспечения эффективной окупаемости осуществленных в проект инвестиций.

Объектом моего внимания были и остаются в первую очередь добывающие отрасли ТЭК, которые характеризуются наивысшей капиталоемкостью и продолжительностью жизненного цикла единичного инвестиционного проекта, наибольшей совокупностью рисков инвестиционной деятельности. Такие проекты являются наиболее сложными для инвесторов с экономической, правовой и финансовой точек зрения. Однако в силу высоких объемов единичных инвестиций энергетические проекты характеризуются наибольшими абсолютными значениями прямых и косвенных (включая мультипликативные) позитивных социально-экономических эффектов для принимающей страны от инвестиций в ТЭК. Поэтому на каждой стадии инвестиционного цикла приоритетное внимание уделялось нахождению баланса интересов принимающего государства и инвестора с целью максимизации совокупности положительных эффектов от реализации проектов за их полный жизненный цикл.

Собрав и отфильтровав разбросанный по разным отечественным периодическим специализированным изданиям статейный материал, выстроив, как правило в хронологическом порядке, развитие аргументации по тем или иным проблемам, в обсуждении и/или решении которых мне довелось принимать участие, убрав повторы и очевидно второстепенные (с позиций сегодняшнего дня) элементы из этих публикаций*, получил в итоге настоящую книгу.

А получилась ли она или нет — судить вам, уважаемый читатель.

Брюссель — Москва А. Конопляник

2003

* В тексте они обозначены [...].

Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам Фонда развития энергетической и инвестиционной политики и проектного финансирования (Фонд ЭНИПиПФ),

проделавшим всю необходимую организационно-подготовительную работу, связанную с изданием книги, и в первую очередь — аналитику Фонда Марии Андреевне Беловой, выполнившей основную работу по формированию рукописи книги и подготовке ее к изданию.

Автор глубоко признателен спонсорам настоящего издания за проявленный ими интерес к содержанию монографии и финансовую поддержку данного проекта.

Часть I. Привлечение иностранных инвестиций в российскую энергетику: экономика, финансы, право (на примере нефтяного комплекса)

Часть I. Привлечение иностранных инвестиций в российскую энергетику: экономика, финансы, право (на примере нефтяного комплекса)*

Повышение энергоэффективности как стратегический подход к развитию ТЭК: опыт преодоления мирового энергетического кризиса

Кризисные явления в энергетике СССР/России имеют макроэкономический характер, аналогичный (с соответствующим лагом запаздывания) объективным причинам кризисных явлений в мировой энергетике в 70-80-х годах прошлого века. И те и другие были вызваны, в частности, завышенным спросом на энергию в условиях заниженных относительных цен на энергоресурсы/энергоносители. Это создавало избыточное спросовое давление на производителей энергии.

На начальной фазе экстенсивное развитие энергетики и в мире, и в СССР не создавало макроэкономических противоречий, поскольку прирост спроса на энергию покрывался, во-первых, за счет перехода от менее эффективных в потреблении энергоресурсов (дрова, уголь) к более эффективным (нефть, газ) и, во-вторых, за счет открытия новых крупных и уникальных месторождений нефти и газа, расположенных в благоприятных природных условиях, обеспечивающих низкие (по уровню) и снижающиеся (по динамике) издержки их производства и потребления. Таким образом, завышенное энергопотребление на макроэкономическом уровне компенсировалось заниженными ценами на энергию. В итоге в системе четырех основных факторов производства (в соответствии с модернизированной неоклассической теорией факторов производства: труд, капитал, энергия, материалы) энергетический фактор поначалу не играл существенной роли вследствие объективных причин природного характера. По расчетам автора, вплоть до начала 70-х годов величина стоимостной энергоемкости валового внутреннего продукта (ВВП) основных промышленно развитых стран сохранялась в относительной стабильности на сравнительно низком уровне — в пределах 8-13%, а стоимостая нефтеемкость ВВП вышла на уровень 6%.

Невозобновляемый характер основных потребляемых человечеством коммерческих энергоресурсов предопределил неизбежность перелома сначала предельных (замыкающих), а потом и средних тенденций издержек их производства. По расчетам автора, в мировой нефтегазовой промышленности этот перелом произошел на рубеже 60-70-х годов (см. рис. 39). В это время воздействие научно-технического прогресса (НТП) в сторону дальнейшего снижения издержек было полностью компенсировано ухудшением природных условий разрабатываемых месторождений, ведущим, наоборот, к росту издержек. Таким образом, ухудшающиеся — в целом по отрасли — природные условия стали на время определяющим фактором формирова-

* Рукопись неопубликованной монографии, подготовленной на базе докторской диссертации автора на тему «Комплексный подход к привлечению иностранных инвестиций в российскую энергетику» (М., 1995).

ния издержек производства невозобновляемых энергоресурсов. Это послужило объективной основой для предпринятого членами Организации стран — экспортеров нефти (ОПЕК) в 70-х годах повышения цен на нефть, нарушившего сложившееся к тому времени равновесие основных факторов производства в структуре общественного продукта ведущих промышленно развитых стран — импортеров энергии.

Ответ мировой экономики, обеспечивший в конечном итоге новую равновесную структуру указанных факторов за счет повышения энергетической эффективности общественного производства, потребовал полтора десятка лет и проходил по сложной, непрямой, но экономически объяснимой траектории.

Энергосберегающий характер экономического роста является объективно присущим современному этапу развития общественного производства: динамика энергоемкости ВВП в натурально-стоимостном выражении имеет тенденцию к снижению в большинстве промышленно развитых стран в течение, как минимум, всего послевоенного времени. Но если в 50-60-х годах энергосбережение являлось побочным результатом естественного хода развития производительных сил и достигалось за счет реализации достижений НТП «первого потока», то в 70-80-х годах оно приобрело самостоятельно-целевой характер и в значительной степени стало обеспечиваться за счет реализации достижений НТП «второго потока» (т.е. неценовых компонентов энергосбережения).

Автором была теоретически обоснована, исходя из концепции «энергетических порогов» Кржижановского — Мелентьева, взаимосвязь между экономией энергии и экономическим ростом как макроэкономическими категориями1. В частности, было показано, что эта взаимосвязь имеет циклический (волновой) характер, аналогичный длинным циклам конъюнктуры Кондратьева, где фазы снижения энергоемкости на макроэкономическом уровне сменяются фазами ее роста при общей тенденции тренда энергоемкости ВВП/ВНП к снижению (см. рис. 1).

Значительные резервы повышения эффективности использования энергии на всех ступенях энергетического потока2 предопределили, начиная с середины 70-х годов, смещение приоритетных направлений НТП из области наращивания энергопроизводства в сферу энергосбережения. Три группы направлений НТП из четырех

1 В настоящее время экономика промышленно развитых государств функционирует в условиях, характерных для пятого энергетического порога (преодоление которых представляет собой «третий поток» достижений НТП). Как было показано в некоторых работах (см.: Проблема экономии энергии и ее взаимосвязь с экономическим ростом в промышленно развитых капиталистических странах // Известия АН СССР. Серия экономическая. 1989. № 2. С. 122-135; Эволюция взаимосвязей энергопотребления и экономического роста в промышленно развитых капиталистических странах на современном этапе НТП // Первые Мелентьевские теоретические чтения: Сб.науч. трудов / Под ред. A.A. Макарова, Л.С. Вартазаро-вой. М.: ИНЭИ АН СССР и ГКНТ СССР, 1990. С. 181-206), экономия энергии не является очередным (шестым) энергетическим порогом, хотя и имеет некоторые атрибуты последнего.

2 В начале 70-х годов в государствах — членах Европейской экономической комиссии ООН коэффициент полезного использования (КПИ) первичной энергии (заключенной в добытых энергоресурсах) составлял всего 32%, а КПИ энергии, заключенной в ресурсах разрабатываемых месторождений, — лишь 15%, Таким образом, на пути от добычи до превращения в полезную работу «терялось» 68% энергии, содержащейся в извлеченных энергоресурсах, или 85% энергии, содержащейся в ресурсах разрабатываемых месторождений.

в энергетической сфере связаны с ликвидацией потерь энергии на разных ступенях энергетического потока, причем две из них ориентированы на уменьшение потребности в энергии, а одна — на увеличение ее поставок (см. рис. 2). В итоге динамика изменения энергоемкости ВВП в условиях, типичных для данного энергетического порога, описывается параболой вершиной вниз (см. рис. 1).

Ранее автором был проведен компонентный анализ факторов изменения энергоемкости как частной (факторной) эффективности общественного производства (при таком анализе энергоемкость рассматривается как один из четырех видов «частной» эффективности общественного производства, к которым относятся также капиталоемкость, материалоемкость и трудоемкость). На примере ведущих промы-шленно развитых стран был проанализирован вклад в энергоэкономию (и в частности, в экономию жидкого топлива) таких основных его компонентов, как замещение энергоресурсов иными факторами производства, т.е. трудом, капиталом и материалами (технологическая и структурная экономия, или «межфакторное» замещение), а также замещение одних энергоресурсов другими (внутриотраслевое, или «внутри-факторное», замещение). Было показано, что основной вклад в энергоэкономию в долгосрочном плане обеспечивает «межфакторное» замещение, хотя большую «стартовую» экономию отдельных энергоресурсов может обеспечивать «внутрифак-торное» замещение, т.е. замещение более дефицитных и дорогих (в пересчете на единицу конечной работы) энергоресурсов менее дорогими и дефицитными.

Выполненный ранее анализ показал, что даже в странах с развитой рыночной экономикой, где отлаженные механизмы рынка гораздо более чутко реагируют на любые изменения общеэкономической конъюнктуры, чем не демонтированный полностью механизм командно-административной системы СССР/СНГ/России, повышение энергетической эффективности общественного производства, или, иными словами, его стоимостной энергоемкбсти (измеренной через эффективность денежных затрат, что, собственно, и является сущностью экономии энергии), потребовало больших затрат времени и средств. После первого нефтяного кризиса 1970-1971 гг.1 потребовались потрясения нефтяных шоков 1973-1974 и 1979-1980 гг., прежде чем энергоемкость ВВП промышленно развитых стран резко пошла вниз. Таким образом, в течение, по сути, целого десятилетия 70-х годов промышленно развитые страны — импортеры жидкого топлива искали ответ на рост цен на нефть, добываемую странами — членами ОПЕК не на путях перестройки своего энергопотребления, а в ослаблении зависимости от поставок нефти странами — членами ОПЕК (при сохранении в основном неизменной структуры энергопотребления) как путем диверсификации источников импортного энергоснабжения, так и за счет наращивания отечественного энергопроизводства для вытеснения поставок нефти странами — членами ОПЕК из баланса энергоснабжения.

СССР вошел в свой национальный нефтяной кризис значительно позже, чем с аналогичной ситуацией столкнулась мировая энергетика, — где-то в середине 80-х го-

1 Автор придерживается концепции не двух, а трех нефтяных кризисов 70-х годов, разделяя точку зрения Ж. Шевалье, согласно которой стартовый импульс необратимым изменениям на мировом рынке нефти был заложен не общеизвестным повышением цен 1973—1974 гг., а уже во время первого, не замеченного многими исследователями кризиса 1970—1971 гг.

дов, т.е. в то время, когда экономика промышленно развитых стран уже, по сути, преодолела последствия нефтяных потрясений 70-х годов. К этому времени энергоемкость ВВП СССР/России по первичной энергии была вдвое выше, чем в основных западноевропейских странах, и примерно на четверть выше, чем в США и Восточной Европе1. В стране отсутствовали механизмы гибкого реагирования на изменения экономической конъюнктуры как на макро-, так и на микроэкономическом уровне, аналогичные имевшимся в мировой экономике, т.е. тем механизмам, которые позволили странам Запада достаточно быстро, хотя и небезболезненно преодолеть последствия нефтяных шоков 70-х годов (например, диверсификация механизмов торговли нефтью, формирование зачатков биржевой торговли энергоресурсами стали происходить в СССР только начиная с 1987 г.).

Существовавшая в стране система государственного регулирования экономики оказалась не только неспособной избежать кризисных явлений в энергетике, но и привела к их накапливанию (а не к разрешению по мере появления соответствующих признаков), несмотря на полуторадесятилетний лаг запаздывания, дававший в принципе возможность избежать повторения «западных» ошибок в преодолении собственных энергетических проблем.

При командно-административной системе государственного регулирования и сохранении заниженных относительных цен на энергию как одного из основных элементов внутренней государственной политики финансовая подпитка отраслей ТЭК (как способ предотвращения кризисных явлений) не вела к долгосрочному решению инвестиционных проблем энергетики. «Размазывание» централизованных капиталовложений (предоставляемых не на условиях проектного финансирования, а практически на безвозмездной основе) между всеми предприятиями комплекса, причем в основном в его добывающем звене, при низкой эффективности использования выделяемых средств и отсутствии стимулов к ее повышению, вело к хроническому недоинвестированию энергетики, особенно следующих за добывающими

1 С тех пор, если верить статистике, энергоемкость ВНП выросла в нашей стране еще более чем на треть. Однако у автора есть серьезные основания сомневаться в правильности рисуемых официальной статистикой тенденций изменения энергоемкости за последние несколько лет, когда — согласно официальным данным — этот показатель демонстрирует чуть ли не вертикальный взлет. Дело в том, что энергоемкость в ее натурально-стоимостном выражении (а именно так — в т.у.т. энергопотребления на рубль произведенной продукции — измеряет отечественная статистика этот показатель) охватывается статистическим учетом разной степени достоверности, если рассматривать по отдельности числитель (энергопотребление) и знаменатель (произведенная продукция). Материально-вещественные потоки фиксируются сегодня статистическим учетом более точно, чем потоки финансовые. Тому есть много объяснений. Среди них, в частности, то, что значительная часть общественного продукта производится сегодня в России в сфере негосударственной, не охваченной в должной мере статистическим учетом, а также в сфере серого и черного бизнеса, таким учетом не охваченной совершенно. К тому же основная часть экономического роста приходится сегодня в России в основном на неэнергоемкие отрасли и сферы народного хозяйства (в первую очередь на сферу услуг). Поэтому знаменатель указанной дроби в данных официальной статистики не отражает в полной мере его реальной динамики (реальное снижение общественного производства является, на взгляд автора, значительно менее глубоким, чем его показывает официальная статистика). Таким образом, скачок вверх энергоемкости в России в последние годы является скорее скачком статистическим — на бумаге, чем имеющим место в реальной действительности. Правда, изложенное ни в коей мере не подвергает сомнению тот неоспоримый факт, что по сравнению с зарубежными странами энергоемкость общественного производства в России остается существенно более высокой.

отраслями звеньев в энергетической цепочке. Поэтому инвестиционные проблемы комплекса не разрешались по мере их проявления, а накапливались и усугублялись.

Происходила концентрация усилий на поддержании добывающего/генерирующего потенциала энергетики на достигнутом уровне, причем в основном теми же экстенсивными методами, при сохранении избыточного (за счет нерациональной структуры общественного производства и низкой эффективности конечного энергопотребления) спроса на первичную энергию. Это все в большей и большей степени перекачивало выделяемые топливно-энегетическому комплексу (ТЭК) инвестиционные ресурсы в начальные звенья энергетической цепочки1, оставляя вне сферы государственного воздействия единственный эффективный путь решения энергетической проблемы — повышение энергетической эффективности общественного производства, сокращение потерь энергии на всех ступенях энергетического потока, экономия энергии (см. рис. 2). Одновременно избранный путь решения проблем ТЭК создавал все увеличивающуюся избыточную инвестиционную нагрузку со стороны комплекса на экономику страны в целом. Образовались «ножницы» между необоснованно высоким спросом ТЭК на инвестиции (из-за низкой эффективности их использования и неверно выбранных приоритетов в инвестиционной политике) и возможностями экономики страны по его удовлетворению. Страна вошла в спираль усугубления инвестиционных проблем ТЭК. Таким образом, энергетический кризис, угроза которого замаячила перед страной, оказался по сути своей кризисом инвестиционным.

Очевидно, что в долгосрочной перспективе решить проблемы ТЭК невозможно без перестройки всей системы энергоиспользования в целях существенного повышения энергетической эффективности общественного производства для уменьшения спроса на энергию и уменьшения инвестиционной нагрузки со стороны ТЭК на экономику в целом. Таким образом, в долгосрочной перспективе решение проблем ТЭК (смыкание указанных инвестиционных «ножниц») должно прийти главным образом со стороны спроса на энергию, а не продолжать искаться только на стороне предложения энергии (см. рис. 2).

Российское энергопотребление на 35-40% является избыточным, т.е. не сопровождается адекватным производством общественного продукта. Производство этой «избыточной» для народного хозяйства страны энергии обходится отечественным налогоплательщикам ежегодно примерно в 1 трлн руб. (в ценах конца 1992 г.). Следовательно, либо эти деньги могли бы быть сэкономлены, либо производимая «избыточная» энергия могла бы быть поставлена на экспорт, принеся в казну государства столь недостающую стране (например, для погашения внешней задолженности) твердую валюту.

Общеизвестно, что вложения в экономию энергии за счет последующего снижения издержек производства у потребителя в 2-3 раза эффективнее (с макроэкономической точки зрения), чем инвестиции в соответствующее дополнительное эиер-гопроизводство. Именно поэтому всемерное повышение эффективности использования энергии является стратегической задачей развития российской энергетики и

1 На наращивание энергопроизводства экстенсивными методами, т.е. преимущественно за счет вовлечения в хозяйственный оборот традиционных (старых) энергоресурсов на новых месторождениях (см. рис. 2).

экономики. Однако, как следует из мирового опыта, основной результат энергосбережения — а это эффект от технологической и структурной экономии — появится не ранее чем через пять-семь лет после начала осуществления соответствующих инвестиций. В первые же годы финансирования программ энергоэкономии понадобятся стартовые капиталовложения, которые могут оказаться даже не ниже, а выше ежегодных затрат на обычное наращивание энергопроизводства.

Поэтому наиболее актуальной (на момент написания работы. — Прим. авт.) для страны в краткосрочном плане, наряду с изысканием финансовых ресурсов под долгосрочные задачи повышения эффективности энергопотребления, является все же проблема стабилизации энергопроизводства, и прежде всего прекращение дальнейшего (одно время — лавинообразного) сокращения добычи нефти. В противном случае страна может уже в ближайшее время столкнуться с необходимостью импорта нефти и нефтепродуктов1, что опять-таки создаст, но уже со стороны внешнеэкономического сектора, дополнительную финансовую нагрузку на перестраивающуюся и потому еще не окрепшую российскую экономику.

Но и та и другая задача одного порядка, и связаны они с обеспечением ТЭК необходимым финансированием. Понятно, что чем более эффективными будут механизмы его осуществления, тем меньший объем дополнительных финансовых ресурсов потребуется для вывода энергетики страны из инвестиционного кризиса.

1 Что, на взгляд автора, не столь уж и страшно само по себе, если вызвано сугубо экономическими причинами — ценовой предпочтительностью импортного жидкого топлива (на определенных направлениях и в определенных районах потребления) по сравнению с отечественным, а не физической нехваткой последнего.

Глава 1. ИНОСТРАННЫЕ ИНВЕСТИЦИИ КАК ПУТЬ ПРЕОДОЛЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОГО КРИЗИСА В РОССИЙСКОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ

1.1. Иностранные инвестиции как замыкающий источник финансирования российской энергетики

На нынешнем этапе экономического развития России одной из наиболее актуальных задач является эффективное преодоление углубляющихся в стране энергетического и инвестиционного кризисов. Своего концентрированного выражения обе проблемы достигают в зоне взаимного наложения друг на друга, где они предстают как проблема разрешения инвестиционного кризиса в энергетике.

Исторически попытки решить эту проблему осуществлялись, как правило, экстенсивными методами. Возможности уменьшения напряженности энергетического баланса страны искали в первую очередь на путях дальнейшего наращивания производства энергии. При этом эффективность ее использования на всех стадиях энергетического потока сохранялась на сложившемся низком уровне. Таким образом, наращивание энергопроизводства не столько превращалось в полезную работу, сколько продолжало идти в основном в потери энергии. Необходимые для наращивания энергопроизводства инвестиции привлекались за счет традиционных механизмов централизованного финансирования, также характеризующихся низкой эффективностью использования выделенных средств. В итоге создавался завышенный спрос на инвестиции со стороны ТЭК при нерациональном их использовании как между отраслями комплекса, так и внутри каждой их них. Недостаток внутреннего финансирования вызвал необходимость обращения к внешним источникам финансирования. Однако заемное — на внешнем рынке — финансирование осуществлялось под суверенную гарантию и поэтому также характеризовалось низкой эффективностью использования привлеченных средств в расчете на единицу конечного эффекта. Все это вело к перенапряжению платежного баланса, но не решало задачи преодоления инвестиционного кризиса в энергетике страны.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Разинкова, Александра Константиновна, 2015 год

Источники

«Прогноз развития мировой энергетики» МЭА

оссия

1:0,7:1,4 1:0,8:1,3

1:1,3:1,2 1:1,6:1,3

1:1,6:1,7 1:1,2:1,5

Минтопэнерго :

— действующие установки;

— новые передовые технологии

Минэкономики «Газпром»

росту спроса на газ, с другой — к запрету на инвестиции в добычу газа. Образуются «инвестиционные ножницы», при которых резкий рост спроса на газ должен быть покрыт адекватным увеличением его добычи при опережающем росте потребностей в инвестициях, необходимых для обеспечения этой добычи. Однако низкие цены на газ лишают газовую отрасль возможностей самофинансирования. Остается единственная возможность — заемное финансирование с внешнего рынка, но оно требует наращивания экспортных поставок газа для погашения валютных кредитов. А это, в свою очередь, сокращает возможности поставок на внутренний рынок для покрытия растущего спроса, еще больше увеличивает дефицит предложения, требует еще большего прироста добычи и еще больших капитальных вложений.

Всё. Круг замкнулся. Порочный круг, вызванный политикой заниженных цен на газ на внутреннем рынке. Необходимо аккуратно — подчеркиваю, аккуратно — этот круг разомкнуть.

На внутреннем рынке России одновременно применяются различные формы оплаты продукции ТЭК, каждой из которой соответствует свой уровень цен: при оплате «живыми» деньгами, при оплате денежными суррогатами, трансфертные цены. Таким образом, на внутреннем рынке складывается не реальная, а виртуальная средняя цена, не отражающая ни платежеспособный спрос, ни реальную цену рынка.

Сегодня в мировой практике такую реальную рыночную цену определяют на специализированных биржах. На нефтяном рынке — через механизмы фьючерсном торговли нефтяными контрактами на Нью-Йоркской, Лондонской, Сингапурской биржах. Однако из-за разницы внутренних российских и мировых цен биржевые котировки мировых цен не могут быть использованы в качестве обоснованных ценовых ориентиров для внутреннего рынка. Отсутствие в стране рынка срочных контрактов (фьючерсного рынка) не позволяет устанавливать реальные рыночные цены и определять ценовые ориентиры, опирающиеся на ожидания самого рынка.

Для определения уровня и динамики реальных рыночных цен в стране, смягчения ценовых колебаний, видимо, целесообразно сформировать ряд отсутствующих в России рыночных институтов, таких, как:

— нефтяная биржа — как место для определения независимыми субъектами рынка равновесной цены на нефть и нефтепродукты, отражающей баланс разнонаправленных факторов динамики цен в каждый конкретный момент времени;

— фьючерсный рынок нефтяных контрактов — как инструмент ценообразования, определения ценовых ориентиров, задаваемых самим рынком на обозримую перспективу, с присущими ему инструментами страхования ценовых рисков (хеджирования);

— государственный нефтяной резерв — находящиеся под контролем государства коммерческие запасы нефти и нефтепродуктов, оператором которого могла бы быть, в случае ее создания, Государственная нефтяная компания. Это усилило бы ценообра-зующую роль государства на нефтяном рынке (по аналогии с ролью Центрального банка России на валютном рынке страны для поддержания валютного курса рубля)-

Существует потребность в наращивании системы хранилищ для сглаживания неравномерности сезонного спроса и на газовом рынке. Это дало бы возможность усилить конкуренцию среди производителей газа, увеличив число независимых (помимо «Газпрома») организаций, добывающих природный и нефтяной газ.

Крайне острой проблемой является утилизация нефтяного газа, добыча которого остается убыточной. Его цена регулируется государством и в настоящее время (на Момент написания статьи. — Прим. авт.) составляет 55 руб./ЮОО куб. м (утверждена в середине 1995 г. и с тех пор ни разу не индексировалась), при том что средняя себестоимость добычи и подготовки газа составляет но отрасли порядка 300 руб./ЮОО куб. м. В результате низкой цены на нефтяной газ, поставляемый на газоперерабатывающие заводы, нефтедобывающие предприятия не заинтересованы в Увеличении его поставок на переработку и либо изыскивают другие варианты его Использования, с меньшим потребительским эффектом, либо сжигают газ в факелах, нанося вред окружающей среде. В связи с уменьшением объемов добычи нефти и, соответственно, ресурсов нефтяного газа, подлежащего переработке, уменьшился и Вьтуск товарной продукции на ГПЗ, что привело к уменьшению выработки сырья Для нефтехимических производств. Эта проблема также требует кардинального решения. Один из вариантов, требующих всесторонней оценки, — либерализация (отмена государственного регулирования) цены на нефтяной газ и продукты его переработки, что позволит увеличить поставки сырья для нефтехимических производств.

Важным элементом ценовой политики является вопрос об уровнях и дифференциации экспортных пошлин. Сегодня государство не успевает, в силу объективных причин, следовать за изменением конъюнктуры нефтяного рынка и устанавливать экспортные пошлины, которые бы адекватно отражали разницу между ценами на внутреннем и внешнем рынках в каждый конкретный момент времени. В этом смысле претензии нефтяных компаний к государственным органам являются вполне обоснованными. Следует, видимо, рассматривать механизм экспортных пошлин как Своего рода шлюз для выравнивания уровня внутренних и внешних цен на энергоресурсы, для обеспечения равноэкономичности их поставок на внутренний и внешний Рынок. И рассматривать пошлины как изымаемую в доход государства ценовую ренту, часть которой может быть направлена на инвестиции в ТЭК. Необходимо разработать эффективный механизм установления уровня и дифференциации экспортных пошлин.

Пути совершенствования налоговой политики

Добывающие отрасли ТЭК находятся под действием общего и специального Налогового законодательства. Основным недостатком действующего в ТЭК специального налогового законодательства является то, что оно носит чисто фискальный характер, преследуя цель наполнить бюджет любой ценой сегодня, даже за счет сокращения производства и производственной базы для его расширения, а, следо-Вателыю, и налогооблагаемой базы завтра.

Налоговая нагрузка на инвесторов имеет тенденцию к усилению и достигла в

г. в газовой промышленности 43% выручки, в нефтяной — 53%. В структуре Н°лных затрат налоги являются основной статьей. Налогообложение имеет негибкий характер: его базой является валовая выручка, а не прибыль. Продолжительность так называемой стабилизационной оговорки, в течение которой для инвесторов Действуют гарантии неухудшения условий предпринимательской деятельности,

установленных российским законодательством, сегодня составляет 7 лет, что недостаточно по сравнению со сроками осуществления инвестиционных проектов в ТЭК (15-20 лет), особенно если речь идет о крупных проектах в добывающих отраслях (30-40 лет). Все это не создает стимулов для инвестиций: как вследствие нестабильности налоговой системы, так и вследствие ее фискального характера.

Высокий уровень налогообложения ведет к невозможности для компаний одновременно уплачивать налоги и финансировать инвестиции без лавинообразного увеличения задолженности (инвестиционный аспект проблемы неплатежей). Установление запретительного, фискально ориентированного налогообложения ведет к необоснованному начислению на компании ТЭК, являющиеся основными плательщиками налогов в бюджеты всех уровней, штрафных санкций, пени и т.д.

В нефтяной отрасли, например, средняя собираемость налогов не превышает"' как правило, 80-85% (в целом по народному хозяйству — 40-50%). Устойчивый характер этой цифры в течение долгого времени дает основания нефтяникам утверждать, и, видимо, не без оснований, что именно фактический уровень собираемости налогов является сегодня верхним пределом налогового бремени, которое они способны выдержать. Думаю, что устойчивый недобор налогов может свидетельствовать о завышенное™ установленного государством налогового бремени.

Для эффективного развития ТЭК должен быть создан универсальный налоговый режим, механизм которого позволял бы учитывать специфику проектов, находящихся как в разных природных условиях, так и на разных стадиях «естественной динамики». Конечной целью реформы системы налогообложения в добывающих отраслях ТЭК должен стать переход на трехуровневую систему взимания налогов.

Первый уровень: изъятие государством разумно обоснованной части прибыли со всех субъектов предпринимательской деятельности; при этом в распоряжении хозяйствующего субъекта должны оставаться достаточные средства для инвестиционной и инновационной деятельности.

Второй уровень: изъятие государством разумно обоснованной части горн«11 ренты, т.е. прибыли, полученной субъектами предпринимательской деятельности в минерально-сырьевых отраслях за счет действия «природного фактора», отсут' ствующего в других отраслях экономики.

Третий уровень: изъятие государством разумно обоснованной части дифферсИ' циальной ренты, т.е. прибыли, полученной находящимися в относительно лучШИ* природных условиях субъектами предпринимательской деятельности в минерально-сырьевых отраслях.

Важный элемент налоговой политики — необходимость учета того факта, чТ° многие энергетические отрасли являются градообразующими. Государству (как исполнительной, так и законодательной власти) требуется решить, какой из двух следующих вариантов налогового поведения для него более значим в социально-экономическом плане с народно-хозяйственной точки зрения.

Один вариант — сохранять запретительно-высокие налоги в районах падаюШе" добычи, теряя тем самым для разработки трудноизвлекаемые и малодебитные запасы. Это ведет к закрытию нерентабельных скважин, увольнению персонала. Попол нение ими числа безработных усиливает экономическую нагрузку на государство ио линии соцобеспечения (пособия по безработице, переквалификация и т.п. ), с одной

стороны, и создает серьезные социальные проблемы в этих районах — с другой (рост безработицы ведет к росту преступности, наркомании, других социальных болезней). Отсутствие работы усилит поток вынужденных переселенцев из северных и восточных районов страны на Большую землю, а это дополнительные затраты, ложащиеся на бюджеты разных уровней: примерно 25 тыс. долл. в расчете на одного переселенца.

Второй вариант — снизить налоги на разработку трудноизвлекаемых запасов, вплоть до полной их отмены, если потребуется. Пусть цена на трудноизвлекаемые энергоресурсы покрывает только издержки и зарплату. В этом случае государство сознательно откажется от прямых налоговых поступлений от добывающих отраслей ТЭК, но зато существенно увеличит объем вовлекаемых в хозяйственный оборот природных ресурсов, масштабы деятельности ТЭК, объем поступающих от него производственных заказов. Все налоговые эффекты будут идти через косвенные доходы, через налогообложение дополнительной хозяйственной деятельности, инициированной сохранением занятости в ТЭК (т.е., говоря по-научному, через эффект «экономического мультипликатора занятости»), которые с лихвой компенсируют ^недополученные» прямые отраслевые налоги.

Я думаю, что второй вариант «налогового поведения» должен получать все большее распространение. Он очевидно предпочтительнее с народно-хозяйственной точки 3Рения. Поэтому, безусловно, заслуживает дальнейшего распространения опыт нало-г°вого эксперимента в Татарстане.

Приведение институциональной структуры ТЭК в соответствие со сложившейся сырьевой базой

Изменяющиеся условия сырьевой базы (ее «естественная динамика»), совершенствование рыночных условий хозяйствования в направлении повышения конкуренции производителей требуют определенных организационных и структурно-эКономических преобразований.

По мере изменения параметров сырьевой базы общая закономерность действует Неумолимо: на смену крупным компаниям и операторам приходят средние, мелкие 11 Мельчайшие операторы и хозяйственные единицы. В рамках отдельного месторождения с течением времени крупная компания замещается менее крупной, и так далее '1о тех пор, пока объектами сделок не становятся отдельные скважины. Таким обра-3°м, постепенно действие «эффекта экономии от масштаба» заменяется получением Эффекта от специализации», реализуемого мелкими и сверхмелкими узкоспециализированными фирмами и подрядчиками.

Как показывает зарубежный опыт (США, Канада), при правильном налоговом Стимулировании государством мелких нефтяных компаний, разрабатывающих не-°льцше низкодебитные месторождения или эксплуатирующих отдельные скважины, оНи Могут обеспечить до 30-40% всей нефтедобычи на экономически приемлемых конкурентоспособных началах. Следовательно, целесообразно обеспечить Необходимые законодательные предпосылки для создания и эффективного функци-°Нирования, наряду с крупными вертикально интегрированными компаниями, и отНосительно небольших неинтегрированных (назависимых) компаний.

При этом крупные вертикально интегрированные компании продолжат играть ведущую роль в освоении новых территорий и крупных высокозатратных объектов, где их возможности позволяют по-прежнему получать экономический эффект от экономии на масштабе (на больших объемах добываемых энергоресурсов).

Пути повышения эффективности государственного регулирования ТЭК

Сегодня государственное регулирование отраслей ТЭК осуществляется в уело-виях, когда прямые рычаги государственного воздействия на акционерные компании (через участие в акционерном капитале) в большинстве компаний сведены к минимуму — государственный пакет акций сократился до уровня ниже блокирующего-В этих условиях основную роль начинают играть механизмы непрямого государ' ственного регулирования (налоговое, ценовое, таможенное). В то же время повышается значение тех немногих инструментов прямого регулирования производственной деятельности в ТЭК, которые государство сохранило в своих руках, а именно ре' гулирование доступа к недрам, доступа к системам транспортировки топлива " энергии.

Исходя из того что недра являются собственностью государства, уполномоченным государственным органам необходимо ужесточить контроль за соблюдение*1 условий лицензионных соглашений. К нарушителям следует применять мерь' вплоть до прекращения права пользования недрами и изъятию лицензии.

Для сохранения государственного влияния на функционирование нефтяног" комплекса необходимо сохранение прямого госрегулирования деятельности стрУк' тур транспортных (нефтяной и нефтепродуктовой) трубопроводных систем стран1,1 как естественных монополий, а также контрольных пакетов акций этих структур11 нескольких крупных нефтяных компаний в собственности государства.

В газовой промышленности должно быть сохранено необходимое государственное регулирование в области газоснабжения и прежде всего в сфере естественно-М0 нополыюй деятельности. Необходимо предоставить хозяйственную самостоятель ность структурам, не являющимся естественными монополистами. Независимы^ производителям требуется обеспечить законодательную поддержку свободной Де>| тельности. Финансово-хозяйственную деятельность монопольных структур необ%° димо сделать прозрачной. Газоснабжающую систему страны следует сохранить каК единое организационно-технологическое формирование.

Программа структурной перестройки электроэнергетики как естественной мои0 полни должна предусматривать развитие конкуренции на федеральном и региона-1"' ном рынках энергии и мощности наряду с безусловным сохранением в собственно'"11' государства контрольного пакета акций в структурах электроэнергетики. Следует со* ранить государственное регулирование деятельности в электроэнергетике nocpc/i ством формирования цен на ее продукцию и услуги, а также контроль за финансов0 хозяйственной деятельностью.

Необходимо определить организационные формы, функции и статус тех гоО дарственных структур, которые будут осуществлять наиболее важные функции r°f регулирования, такие, как управление госактивами, обеспечение бюджетных потре

Жителей, создание и поддержание госрезерва, управление государственной долей в проектах СРП и др.

Требуется, наконец, определиться по вопросу о целесообразности создания Государственной нефтяной компании.

Итак, ключевая проблема развития ТЭК страны на перспективу — преодоление Дефицита инвестиций, создание благоприятного инвестиционного климата для удовлетворения прогнозируемых потребностей страны в топливе и энергии, обеспечения эффективности энергетического производства и повышения его конкурентоспособности. На решение этих задач и должна быть нацелена работа Правительства и Федерального Собрания России, всех компаний и предприятий топливно-эиергети-Ческого комплекса.

3. Неизбежен ли кризис в российской нефтедобыче?*

Основными целями развития нефтяной промышленности с позиции государства являются стабильное, бесперебойное и экономически эффективное обеспечение внутреннего и внешнего платежеспособного спроса на нефть и продукты ее переработки, стабильное поступление налогов в бюджет, а также генерирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской Экономики (обрабатывающей промышленности, сферы услуг и т.п.).

В ближайшие 10—15 лет насущной задачей развития нефтяной отрасли станет Наращивание обеспеченных платежеспособным спросом объемов производства Углеводородов, по крайней мере до тех пор, пока экономия энергии не станет конкурентоспособной альтернативой их производству. В течение этого периода именно Нефтегазовый комплекс должен будет запустить маховик экономического роста, исПользуя мультипликативный эффект от инвестиций в него. В конце этого периода, Продолжительность которого будет не меньше продолжительности полного инвестиционного цикла в нефтегазовых отраслях (инвестиции в нефть и газ, запускающие экономический рост в других отраслях, должны успеть окупиться), может наступить этап постепенной стабилизации или даже снижения спроса на углеводороды на внутреннем рынке. Рост масштабов экономики, ведущий к росту потребностей 8 Углеводородах, будет компенсироваться снижением потребностей за счет повышения эффективности использования нефти и газа.

Максимальный уровень добычи нефти в стране был достигнут в 1988 г. Впоследствии произошло его снижение, носившее поначалу обвальный характер. ^ 2000 г. добыча стабилизировалась на уровне чуть более 300 млн т/год, а в 2000 г. в силу благоприятной ценовой конъюнктуры выросла до 323 млн т. В соответствии с Прогнозируемым социально-экономическим развитием страны (на момент написания статьи. — Прим. авт.) добыча нефти для удовлетворения внутренних потребностей и экспортных поставок к 2020 г. должна составить 360 млн т/год. Хватит ли ^ России добывающих мощностей для обеспечения необходимого объема добычи?

* См.: Минеральные ресурсы России. 2001. № 1.

Добыча нефти в 90-х годах: объективный характер спада

По разведанным запасам нефти Россия входит в число ведущих нефтедобывающих стран. В ее недрах (в основном в Западной Сибири, Урал о-Поволжье и на Европейском Севере) сосредоточено 12-13% мировых запасов нефти.

Замедление развития нефтедобычи в 90-х годах отчасти связано с объективными причинами, в частности с качественным ухудшением сырьевой базы отрасли-Степень выработки запасов категорий А, В, С1 достигла 54%, в главном нефтедобывающем регионе — Западной Сибири — превысила 4 %. Основные нефтегазоносные провинции вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Начальный ресурсный потенциал (накопленная добыча + запасы категорий А, В, С1+С2) «новых» нефтегазоносных провинций кратно меньше, чем «старых» (см. рис. 137).

Время открытия гигантских месторождений, за счет которых обеспечивались приросты запасов, а издержки разведки и добычи снижались, прошло. Сегодня эффективность геолого-разведочных работ (ГРР) невысока, открываются в основном мелкие и средние месторождения (запасы каждого из открытых в последние годы месторождений в среднем составляют 1,5 млн т против десятков и сотен миллионов тонн на месторождение в прошлые годы), удаленные от существующей производственной инфраструктуры. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55-60% и продолжает расти (по прогнозам, к 2010 г. она может достичь 70 %). При этом резко сократились объемы ГГР (за 90-е годы — в 3,5 раза) и масштабы их финансирования, почти повсеместно продолжается сокращение фронта поисковых работ. В ре' зультате приросты разведанных запасов в последние годы даже не компенсируют текущую добычу нефти (в последние годы — только на 2/3).

Основными районами разведки и добычи нефти остаются традиционные, характеризующиеся высокой степенью разведанности и выработанности запасов: Западная Сибирь, Урало-Поволжье, Европейский Север (соответственно 68,27 и 4% текущей добычи нефти в стране). Эти районы останутся базовыми для добычи нефти и в обозримой перспективе — на их долю в 2020 г. придется соответственно 62, и 8% прогнозируемой добычи по распределенному фонду месторождений.

Хватит ли у нефтяников добывающих мощностей?

Итак, сегодня налицо явные признаки поздней стадии развития главной нефтед0' бывающей провинции страны — Западной Сибири и приближения к этой стадии сырьевой базы нефти России в целом. Тимано-Печорская, Восточно-Сибирская и ДРУ' гае провинции ни по объему предполагаемых запасов, ни по условиям освоения не смогут переломить ситуацию в старении сырьевой базы нефтяного комплекса в силу фундаментальных геологических и природно-климатических причин. Таким образом, дальнейшее развитие нефтяной промышленности России (см. рис. 137) буДеТ происходить в рамках завершающих стадий «естественной динамики» с падающей Д°* лей горной ренты в цене добываемого сырья.

Расчеты показали, что уже к 2015 г. уровень добычи, необходимый для обеспечения балансовых потребностей страны в нефти по сценарию ускоренного развития экономики, может превысить верхние предельные уровни добычи из разведанный месторождений (как распределенного, так и нераспределенного фонда), технологи-

чески достижимые при наиболее благоприятных для их разработки допущениях (начало действия с 2000 г. гибкой системы налогообложения; перевод на условия СРП в этом же году всех проектов, включенных в соответствующие законы «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции»; снижение к 2005 г. до оптимального уровня числа бездействующих эксплуатационных скважин). С учетом того что совпадения всех отмеченных благоприятных факторов наращивания добычи ожидать не приходится, Разрыв между потребностью в нефти (по энергетическому балансу) и возможностью ее удовлетворения за счет разработки открытых на сегодня месторождений может Наступить много раньше 2015 г. (см. табл. 57).

Таким образом, единственной возможностью для страны избежать в перспективе кризиса недопроизводства собственной нефти являются интенсификация ГРР, обеспечивающих необходимый прирост добычи за счет открытия новых месторождений, и повышение коэффициентов нефтеотдачи, ведущее к увеличению извлекаемого потенциала разрабатываемых месторождений и уровней текущей добычи (по сравнению с проектными). Условием ее реализации является резкое повышение инвестиционной привлекательности экономико-правовой среды российской промышленности вообще и ее нефтяной отрасли в частности, в первую очередь стимулирующее инвесторов вкладывать деньги в разведку и разработку месторождений.

Таблица 57

Потребности (в соответствии с энергетическим балансом страны) и возможности добычи нефти за счет разведанных (по состоянию на 01.01.1999 г.) месторождений, млн т/год

2000 г. 2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г.

потребность в добыче по варианту ускоренного эко-н°Мического развития страны 315 327 335 345 360

''Редел ьные производственные возможности по до-Ь1че из разведанных месторождений*' ** 320 360 358 347 335

Избыток (+)/недостаток (-) имеющихся мощностей 1,0 добыче из разведанных месторождений*' ** +5 +33 +23 +2 -25

* Верхние предельные прогнозные уровни добычи нефти на базе данных ЦКР Минтопэнерго, технологически достижимые при следующих условиях:

а) с 2000 г. вводится гибкая система налогообложения недропользователей, позволяющая рентабельНо осуществлять разработку каждого месторождения в соответствии с утвержденным на ЦКР вариантом "Роектного документа;

б) все месторождения, включенные в законы «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции», уже в 2000 г. будут переведены на условия СРП;

в) действующий фонд эксплуатационных скважин к 2005 г. будет доведен до норматива, предусмотРенного технологическим проектным документом.

** Включая разрабатываемые месторождения распределенного фонда и месторождения нераспределенного фонда.

Переход на более поздние стадии развития добычи нефти является неизбежным для каждой страны и означает необходимость изменения модели обеспечения этим видом сырья. Основной упор при этом должен делаться не на усиление фискального давления на производителей, что может быть оправдано на ранних стадиях развития нефтяной отрасли (по мере роста доли ренты в цене добываемого сырья), а на расширение налогооблагаемой базы за счет приведения динамики налоговой нагрузки на нефтяной комплекс в соответствие с «естественной динамикой» воспроизводства минерально-сырьевой базы комплекса на поздних ее стадиях. В соответствующей модернизации нуждается и модель государственной политики, которая учитывала бы особенности поздней стадии «естественной динамики» в отношении инвестиционной, налоговой, ценовой политики, институционального устройства нефтяного комплекса и т.п.

Государство: два пути повышения обеспеченности запасами нефти

Для того чтобы обеспеченность добычи запасами поддерживалась на экономически и политически обоснованном уровне, нефтяные компании должны быть заинтересованы в достижении максимального прироста запасов в расчете на единипУ затрат па их пополнение за счет всех соответствующих видов хозяйственной деятельности (увеличение объемов ГРР, повышение нефтеотдачи пластов на разрабатываемых месторождениях, использование механизмов фондового рынка). При этом механизмы фондового рынка обеспечивают не абсолютные приросты имеющейся в стране ресурсной базы, а лишь ее перераспределение между отдельными компаниями за счет их слияний и поглощений.

Исходя из мирового опыта, основным направлением повышения обеспеченности запасами остаются ГРР. Административным путем заставить компании наращивать объемы ГРР невозможно. Их можно в этом только заинтересовать, понимая, что омертвлять на необоснованно длительный срок крупномасштабные и высокорискованные инвестиции в поиски и разведку нефтяные компании не будут. Альтернативная цена капитала всегда будет для них критерием привлекательности вложении в ГРР в рамках выбранной той или иной компанией долгосрочной инвестиционной стратегии.

Поэтому действующую (на момент написания статьи. — Прим. авт.) законодательную базу в области недропользования следует развивать, во-первых, в направле' нии создания стимулов для эффективного выполнения ГГР за счет собственны* средств недропользователя. Во-вторых, нормы и правила использования отчислении на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) следует трансформировать в направлении максимального расширения свободы их использования вне зависимости от региональной принадлежности источников их формирования, но в целевЫ* рамках увеличения ресурсного потенциала по вышеуказанным направлениям-Необходимо оставить за компаниями решение вопроса о том, по какому из этих ДвУ* направлений целевого использования и какую часть оставляемых в их распоряжении отчислений на ВМСБ они имеют право тратить. Исключение может (должна) сосТЭ' влять фиксированная часть средств ВМСБ для финансирования фундаментально" и прикладной геологической науки и региональных исследований.

Итак, должны быть в предельно короткие сроки созданы дополнительные экономические стимулы как для интенсификации ГГР, гак и для применения методов Повышения нефтеотдачи. Это означает в первую очередь создание более гибкого и либерального налогообложения на начальных и завершающих стадиях инвестиционного цикла по разведке и разработке месторождений.

При необходимости одновременного развертывания работ по обоим направлениям в краткосрочном плане более эффективным может оказаться стимулирование Разработок по повышению нефтеотдачи и снижению издержек добычи на разрабатываемых месторождениях на основе достижений научно-технического прогресса (НТП). Это придает дополнительную актуальность созданию экономико-правовых стимулов для развития мелких и средних специализированных (неинтегрироваи-Ных) нефтяных компаний, наиболее приспособленных для эффективного наращивания (точнее, замедления падения) добычи на поздних стадиях разработки конкретнЫх месторождений. Стимулирование ГРР может дать эффект спустя более длительный период времени из-за большей капиталоемкости и инерционности этого ВиДа работ.

Как преодолеть кризис инвестиций в разведку и добычу?

Наряду с Западной Сибирью наиболее перспективны для поисков и разведки "0вых месторождений нефтегазоносные провинции Тимано-Печорского региона, осточной Сибири и Дальнего Востока, прибрежные акватории России (в первую ^■ередь шельф о. Сахалин, Баренцево и Охотское моря). Однако освоение новых додающих районов весьма высокозатратно.

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции почти все разрабатываемые Месторождения находятся в пределах Республики Коми, а 60% подготовленных 11 Разведываемых месторождений — в Ненецком АО, где сдерживающим фактором в°влечения в разработку запасов нефти является значительный разброс месторождений на большой территории, затрудняющий компактное обустройство нефтедо-ь,вающих предприятий, а также отсутствие развитой инфраструктуры. Освоение Месторождений Баренцева моря станет еще более дорогостоящим из-за сложной леДовой и экологической обстановки и из-за необходимости формирования инфра-етРуктуры для сбора и вывоза нефти морским путем. На издержки добычи морской "еФти в этом районе будет, по сути, перенесена стоимость создания новой российсКой отрасли по строительству на базе мощностей атомного судостроения в Северо-^Инске морских платформ для разведки и добычи углеводородов.

В Восточной Сибири развитие нефтедобычи в Красноярском крае и Республике Саха (Якутия) связано с освоением новых территорий с неразвитой производСтВенной и социальной инфраструктурой и большой удаленностью от магистраль-трубопроводов и рынков сбыта, что существенно удорожает издержки добычи Доставки как на внутренний, так и на внешний рынки (Китай, Корея, Япония). а Дальнем Востоке основные перспективы добычи нефти связаны с освоением сабинского шельфа со сложными природными (особенно ледовыми) условиями, что Ребует применения дорогостоящих технологий разработки.

Для осуществления такой крупной программы освоения новых высокозатратных месторождений необходимы, с одной стороны, резкое увеличение объема поисково-разведочных работ на нефть и газ и ежегодных инвестиций в разведку и добычу неф' ти (почти в 3 раза к концу 2020 г. по сравнению с уровнем 1998 г.) и, следовательно, создание благоприятных условий для таких специфических высокорискованных инвестиций, а с другой — интенсификация работ с целью повышения извлекаемое^ углеводородов разведываемых и разрабатываемых месторождений и резкого снижения издержек разведки и добычи нефти. Основным условием внедрения достижении НТП также являются инвестиции в основной капитал.

Итак, ббльшая часть проблем отрасли связана с кризисом инвестиций. БудУт необходимые стимулы для инвесторов — найдутся и инвестиции для необходимого прироста запасов. Инвестиции в новые проекты станут осуществляться в основной на условиях проектного финансирования. При формировании приемлемого для ие' лей проектного финансирования законодательства следует исходить из понимания того, что в стране одновременно действуют два параллельных и равноправных инвестиционных режима в недропользовании, конкурирующих между собой за инвестора, один из которых (лицензионный режим) сегодня гораздо менее привлекателен ДД*1 инвесторов, чем другой (режим СРП), и совершенствовать оба указанных режима-

За счет реализации 20 проектов СРП, включенных в Федеральный закон «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции», прирост добычи нефти может составить к 2010г около 100 млн т/год, обеспечивая более У4 добычи нефти в стране.

Государству надлежит выработать единый порядок формирования программы освоения месторождений на условиях как действующей лицензионной системы, та1* и СРП. При сохранении разрешительного порядка недропользования (определений программы освоения месторождений) необходимо:

— либо сохранить заявительный порядок (фактически, только и существующий сегодня) определения будущих объектов недропользования их потенциальными иН' весторами как в индивидуальном порядке, так и/или совместно с местными органа' ми государственной власти;

— либо в рамках намечающейся тенденции усиления властной вертикали и кой' центрации дополнительных рычагов управления в руках федеральной власти допо-'1' нить его составлением открытого перечня приоритетных, с точки зрения федеральны" и местных органов государственной власти, объектов недропользования, предлаг3' емых потенциальным инвесторам. При этом включение того или иного объекта в та кие перечни должно изначально сопровождаться четким указанием как экономик' ских обязательств, так и преференций, которые получат инвесторы, ставшие побед11 телями конкурсов/аукционов на право освоения этих приоритетных объектов.

Масштабы освоения месторождений на основе СРП должны будут в конечной счете определяться конкурентными преимуществами СРП по сравнению с лицензИ онным режимом недропользования. Или наоборот, если когда-нибудь в перспектив6 законодатель так усовершенствует лицензионную систему, что работа в ее рамка* будет обеспечивать инвестору конкурентные преимущества по сравнению с работой на условиях СРП. Повышение инвестиционной привлекательности лицензионно1"0 режима по сравнению с режимом СРП связано с возможностью повышения его ир3

вовой стабильности (через механизмы лицензионного соглашения) и установления более гибкого, учитывающего специфику нефтяной отрасли режима налогообложения в Налоговом кодексе. [...]

4. Силовые меры в России привычнее. Именно так правительство намерено бороться с внутрикорпоративными ценами ВИНК*

После того как в начале 70-х годов на смену внутрикорпоративным (трансфертным) ценам Международного нефтяного картеля пришли справочные цены ОПЕК, мировой экономике потребовалось пройти путь длиной почти в 15 лет, преодолеть потрясения нескольких нефтяных кризисов, чтобы выстроить такой механизм глобального нефтяного рынка, на котором в качестве мировых цен закрепились биржевые котировки, являющиеся действительно рыночными ценами. России необходимо учесть международный опыт, чтобы эффективно, по максимально короткой и наименее «дорогостоящей» траектории перейти от трансфертных цен к рыночным (биржевым) на отечественном нефтяном рынке.

Однако, как свидетельствуют предпринимаемые Правительством РФ шаги, чужие траектории нам не указ. Наша «загогулина» строится на фискальном подходе, а Именно на силовом вытеснении трансфертных цен. Что может иметь серьезные экономические последствия для всех субъектов рынка, в том числе подтолкнуть российские ВИНК к выводу капитала за границу.

В середине декабря 2000 г. Президенту РФ поступил пакет документов, связанных с проблемами налогообложения и регулирования цен в нефтяной отрасли, подготовленный Минэкономразвития и МНС России. Основным фактором, оказывающим негативное влияние на доходы консолидированного бюджета, министры Греф и Бука-ев указали применение вертикально интегрированными нефтяными компаниями внутрикорпоративных (трансфертных) цен, используемых ими для оптимизации своих Налоговых платежей. В качестве универсального средства борьбы с трансфертными Пенами и налоговым планированием в рамках ВИНК правительственные ведомства предложили, фактически, единственный инструмент — установление и повсеместное Применение института справочных цен на нефть и нефтепродукты.

Справочные цены призваны выступить в роли заменителя отсутствующих се-г°ДНя в России (в связи с отсутствием самого нефтяного рынка в его классическом Понимании) действительно рыночных цен на жидкое топливо.

Если согласиться с выводами министров о необходимости отказа от практики Применения трансфертных цен (не противоречащей действующему законодательству и международному опыту), то у правительства имелось два варианта поведения. Назовем их «экономический» и «силовой».

* См.: Нефть и капитал. 2001. № 4. По данной тематике см. также: Трансфертные цены: искусственное Зл° или объективная реальность? // Энергия: экономика, техника, экология. 2001. № 10.

Первый — сконцентрироваться на формировании механизмов, обеспечивающих переход к следующим, более «высоким» этапам развития рыночных отношений в нефтяном комплексе России, которые бы обеспечили закрепление во взаимодействии между субъектами хозяйственных отношений действительно рыночных цен.

Второй — сохраняя по сути монопольную (несовершенную) структуру российского нефтяного рынка при отсутствии на нем действительно рыночных цен, государство может назначить некий их заменитель, «справедливые» псевдорыночные цены, определяемые расчетным путем. Именно такие расчетные цены обычно и называются «справочными», что указывает на их условный характер, имеющий, правда, серьезные экономические последствия для всех субъектов рынка, ибо эти цены являются расчетной базой для целей налогообложения.

В начале марта 2001 г. появились сообщения о том, что МНС подготовило методику определения справочных цен на нефть и намерено использовать ее со второй половины текущего года. И хотя она еще публично «не озвучена», однако существующие методические подходы, которые могут быть положены в основу расчета так называемой справедливой рыночной цены, известны. Так, самый распространенный метод расчета справочных цен заключается в определении «справедливой» их величины, исходя из стоимости корзины нефтепродуктов за вычетом стоимости переработки и транспорта. При этом предполагается обычно, что на нефтепродукты, в отличие от нефти, возможно с некоторой степенью приближения определить рыночные цены.

Как видим, правительство готово пойти по второму — силовому пути. В этих условиях обсуждение правильности расчета тех или иных параметров в предлагаемых правительственными и/или независимыми экспертами методиках определения «справедливых» справочных цен ведет к определению количественных параметров выигрыша и/или потерь нефтяных компаний и государства (в лице того илИ иного бюджета) от замены трансфертных цен на справочные. Именно этим будут заниматься НК и госорганы, отстаивая с цифрами в руках свою правоту.

В данной публикации хотелось бы оценить не количественный результат, а качественную правомерность выбранного подхода. Принципиальная порочность предлагаемого фискальными ведомствами пути формирования «справедливых» псевдорыночных нефтяных цен в России расчетным способом хорошо видна на примере исторического опыта, когда мировая экономика оказалась перед необходимостью решения сходных проблем.

15 лет на пути к рыночным ценам. До начала 70-х годов право устанавливать справочные цены принадлежало компаниям Международного нефтяного картеля (МНК). Эти компании, осуществлявшие нефтяные операции по всему миру, разрабатывали нефтяные месторождения в развивающихся странах на базе концессионных соглашений, а экспортпи-ровали нефть по долгосрочным контрактам либо своим же отделениям (до 70% всего объема), либо самостоятельным нефтеперерабатывающим компаниям. Свободный, немо-нополизованный рынок в этот период играл чисто подчиненную роль (3-5% международной торговли нефтью), которая сводилась к точной подстройке спроса и предложения друг под друга (см. рис. 52).

Справочные цены МНК соответствовали трансфертным ценам нефтяных компаний -концессионеров, были стабильными и заниженными, поскольку центры прибыли МНК располагались в их материнских странах, а соответствующие соглашения об избежании двойного налогообложения между материнскими и принимающими МНК странами отсутствовали. Мировая тенденция к снижению предельных издержек разведки и добычи нефти за счет ввода в эксплуатацию богатейших месторождений Ближнего и Среднего Востока и применение (закрепленных Ачнакаррским соглашением 1928 г. о создании МНК) сначала так называемой «однобазовой», а затем <?двухбазовой» системы цен обеспечивали компаниям МНК получение сверхприбылей от нефтяных операций. В 1969-1973 гг. справочные цены МНК постепенно повышались по итогам переговоров государств ОПЕК и компаний МНК. С конца 1973 г. и до середины 80-х годов вошожность единолично устанавливать справочные цепы перешла к картелю нефтяных государств — ОПЕК. Справочные цены ОПЕК (были установлены путем многократного одностороннего увеличения Организацией справочных цен МНК) сначала существовали наряду с официальными отпускными ценами ОПЕК, установленными для операций с третьими лицами, и были чуть ниже их. В 70-х годах с переходом контроля над собственным нефтяным хозяйством (ресурсы, добыча, цены) к странам ОПЕК на нефтяном рынке произошла смена конкуренции с горизонтальной (между отдельными нефтяными монополиями) на вертикальную (между хозяйствующими субъектами — представителями отдельных звеньев вертикальной структуры нефтяного бизнеса). Практически вся поступающая на рынок нефть стала закупаться уже не на внутрифирменной, а на коммерческой основе по официальным отпускным ценам стран — членов ОПЕК, которые стали играть роль мировых цен. Поэтому в результате волны национализации нефтяных активов МНК в странах ОПЕК и создания национальных нефтяных компаний стран-экспортеров справочные цены ОПЕК слились с их официальными отпускными ценами и фактически перестали существовать. Стремление государств-импортеров уменьшить свою зависимость от нефти ОПЕК и от диктуемых странами Организации с начала 70-х годов нефтяных цен (многократно превышающих издержки их добычи) привело к расширению географии нефтедобычи за пределами ОПЕК и совершенствованию организационной структуры мирового нефтяного рынка, с тем чтобы «вырвать» контроль за ценообразованием из рук государств-нефтеэкспортеров и самим получить доступ к формированию нефтяной сверхприбыли. Однако переход контроля за установлением справочных цен из рук компаний МНК (справочные цены = трансфертные цены МНК) в руки нефтедобывающих государств (справочные цены = официальные отпускные цены ОПЕК) не устранил конфликтов, связанных с необходимостью придания процессу ценообразования более объективного характера. В этих условиях произошла резкая дестабилизация и дезинтеграция рынка нефти. Участились случаи нарушения нефтеснабжения в странах-потребителях, увеличились неустойчивость цен и пределы их колебаний, расширилось число компаний, ведущих операции с нефтью и нефтепродуктами. Наряду с международными монополиями активно начали функционировать нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие независимые, посреднические, а также государственные компании промыгиленно развитых и развивающихся стран и конечные потребители. Все это стимулировало появление новых форм торговли нефтью, увеличение множественности видов обменных сделок.

Продолжилось сокращение операций на основе регулярных контрактов, где цены начали устанавливаться на базе цен разовых сделок, на рынке которых, наоборот, торговля рез-

ко активизировалась и дошла до 40-50% международной торговли нефтью. В итоге сфор мировался мировой рынок наличного товара с развлетвленной инфраструктурой ш транспортировке и хранению нефти и нефтепродуктов как в странах-производителях, так и в странах-потребителях. Появились объективные возможности для доставки в любую точку мировой зоны рыночной экономики любых партий жидкого топлива в любой оговоренный момент времени, т.е. сформировался рынок разовых сделок, причем как с немедленной (спот), так и с отсроченной (форвард) поставкой.

С целью снижения ценовых рисков в сделках с отсроченной поставкой возникла необходимость унификации инструментов форвардных контрактов. В конце 70-х годов возникли и впоследствии резко расширились биржевые операции с жидким топливом, сначала на Нью-Йоркской товарной, а затем (с середины 80-х годов) на Лондонской международной нефтяной биржах. На нефтяном рынке появились новые игроки — менеджеры финансового рынка. Они принесли на рынок нефти технику управления рисками, применявшуюся на финансовых рынках, — технику биржевых операций на рынках ценных бумаг. Чем больше инструментов управления рисками оказывается в распоряжении НКи других участников нефтяного рынка, тем более сложной становится структура последнего. Поэтому только через семь лет после начала в 1979 г. торгов фьючерсные котировки заняли место мировых рыночных цен.

Мировой опыт свидетельствует

По существу трансфертные и справочные цены имеют одну — расчетную основу. И те и другие преследуют единственную цель — оптимизировать налоговые потоки. Правда, трансфертные цены — в интересах нефтяных компаний, а справочные (в российском понимании этого термина) — в интересах государства. Поэтому и те и другие по сути своей являются справочными.

Вплоть до середины 80-х годов в международной торговле доминировали разные виды справочных цен, и только после 1986 г. в ней стали преобладать рыночные цены, определяемые биржевыми котировками (см. вставку выше).

К настоящему времени произошла практически полная перестройка структуры мирового нефтяного рынка, обеспечившая существенное повышение диверсифицированное™, конкурентности и увеличение многообразия и гибкости его механизмов. Трансформация рынка шла в направлении расширения видов товарообменных сделок, добавления новых сегментов к уже существующим на базе создаваемой для этого инфраструктуры: от долгосрочных контрактов к разовым сделкам с наличной нефтью (рынок «спот»), затем к форвардным и далее — к фьючерсным сделкам. Таким образом доминанта рынка смещалась от сделок в основном с реальной нефтью к сделкам преимущественно с «бумажной» нефтью.

[...] (Подробнее см. часть И, работа 2.)

Альтернатива есть

Что нужно сделать России, чтобы, решив уйти от трансфертных цен, прийти к рыночному ценообразованию не через 15 лет, а раньше и с меньшими, при прочих равных условиях, издержками этого процесса?

Во-первых, отказаться от концентрации усилий на силовом «вытеснении» трансфертных цен. Стимулируя силовое внедрение института справочных цен вместо трансфертных (как это имело место в мировом нефтеснабжении в начале 70-х годов), государство будет фактически тормозить перевод рыночных отношений в нефтяном комплексе страны на более высокий уровень и стимулировать Нефтяные компании к защите своих естественных интересов при работе в «запретительной» для инвестиционной деятельности среде иными способами налогового планирования, т.е. государство само подталкивает российские ВИНК к выводу их операций за границу и переносу туда и центров прибыли. Некоторые российские компании уже активно движутся по этому пути — именно так можно расценить, например, объективно обусловленное стремление компании «ЛУКойл» выстроить полномасштабную нефтяную вертикаль за пределами России на базе добычи нефти на Каспии и ее переработки и сбыта в Восточной Европе, а также (через сделки замещения) и в Америке.

Сегодня российский нефтяной рынок (с долей независимых продаж, по оценке ряда специалистов, не превышающей 2% общего объема добываемой в стране Нефти) находится на таком этапе своего формирования, который, на мой взгляд, соответствует «доОПЕКовскому» периоду развития мирового рынка нефти, т.е. Периоду монопольного доминирования на нем ВИНК МНК с их трансфертными Пенами. Таким образом, сегодня российские трансфертные нефтяные цены — это °бъективная реальность, отражающая текущее состояние развития отечественного Рынка жидкого топлива. С определенной долей условности тогдашние взаимоотношения между МНК и принимающими (добывающими) странами сегодня повторяются между российскими ВИНК и нефтегазовыми (добывающими) регионами СтРаны. В обоих случаях нефтяные компании стремятся таким легальным способом минимизировать свои (в первую очередь ресурсные) платежи, основная часть Которых уплачивается по месту добычи. В этих условиях назначение расчетных ^справедливых» псевдорыночных справочных цен не сможет обеспечить эффективный и безболезненный переход от трансфертных цен к рыночным. Только создание для всех субъектов предпринимательской деятельности в нефтяном бизнесе Дополнительных инвестиционных стимулов в целях ускоренного формирования Инфраструктуры нефтяного рынка, обеспечивающей его конкурентный характер, сможет привести к образованию системы рыночных цен и рыночного ценообразования на жидкое топливо в России.

Насильственное внедрение института справочных цен преследует единственную цель — увеличить налоговые поступления государства в условиях сдерживания инвестиционной активности в стране. На мой взгляд, о чем не устаю повторять 6 течение последних десяти лет, единственная альтернатива этому порочному пуТи — снижение налоговой нагрузки на бизнес в целях повышения его конкурентоспособности, дабы расширить базу налогообложения и получить дополнительные Прямые и косвенные (в том числе мультипликативные) эффекты от расширения Инвестиционной активности в стране, т.е. надо не перераспределять, а увеличивать

существующий «пирог» нефтяных доходов. Тогда и государству, и бизнесу, и обществу

достанется больший, чем сегодня, кусок такого пирога.

Законопроекты: «за» и «против»

Как показал мировой опыт, становление опирающегося на фискальные притязания государства института справочных цен не приводит само по себе к формированию рыночных механизмов ценообразования. С другой стороны, нельзя обеспечить реальное формирование и эффективное функционирование биржевого ценообразования, если не существует разветвленной инфраструктуры рынка разовых сделок с немедленной и отсроченной поставкой. Развитию биржевой торговли должно предшествовать формирование эффективного рынка наличного товара с немедленной (спот) и отложенной (форвард) поставкой, установление конкурентных отношений между множеством поставщиков и потребителей сырья, т.е. формирование необходимой разветвленной инфраструктуры рынка, которая обеспечивает его участникам свободный выбор партнера в торговых сделках.

Только после этого можно говорить о формировании биржевой торговли как об адекватном ответе на требование рынка и установлении биржевых котировок под воздействием конкурентных спроса и предложения. Именно такие биржевые котировки будут являться действительно рыночными ценами. В противном случае административное насаждение биржевой торговли (так же как и введение института справочных цен) приведет к формированию «псевдорыночных» цен и удовлетворению узкокорпоративных интересов «уполномоченных» бирж и их учредителей.

Поэтому в сегодняшних условиях принятие законодательной нормы об обязательной реализации 25% добываемой компаниями нефти через биржу еще не является биржевой торговлей — в стране отсутствует обеспечивающая эффективную биржевую торговлю инфраструктура. А именно такая норма предлагается в принятом Государственной Думой в первом чтении законопроекте «О внесении дополнений в Закон РФ "О товарных биржах и биржевой торговле"», активно продвигаемом на второе чтение.

Хотя биржа по своей природе учреждение рыночное, предлагаемые меры регулирования биржевой торговли — чисто административные. В законопроекте выДе' ляются три такие меры: установление квоты сырья (товаров), подлежащего в обязательном порядке реализации через биржу; введение контроля над реализацией внебиржевой части сырья (товаров), а также создание института уполномоченных бирж, назначаемых Правительством РФ.

Помимо изложенных недостатков такого пути формирования биржевой торговли каждая из этих мер нарушает основополагающие гражданские права — прав0 собственности (свободу распоряжаться собственным имуществом) и свободу дог0' вора. В конечном счете эти меры — посягательство на конституционные права и законные интересы юридических лиц и граждан. Оправдываются вводимые меры «нарушениями рыночных отношений, выражающимися в манипулировании ценами и ценовом монополизме». Однако для борьбы с такими нарушениями служит антимо* нопольное законодательство, а предлагаемые меры к нему не относятся (хотя именно МАП активно продвигает эти поправки к закону).

Необходимыми шагами на пути к рыночным ценам и биржевому ценообразованию в России является создание диверсифицированной транспортной (в перву10 очередь трубопроводной) инфраструктуры и сети стратегических и коммерчески* запасов, создающих предпосылки для маневра товарными потоками с целью эффе^'

тивного учета ценовой конъюнктуры и управления рисками. А также для создания физических предпосылок конкурентного выбора поставщиков и потребителей. Операторами приращиваемой инфраструктуры нефтеснабжения могут быть как государственные, так и частные компании. Создаваемая инфраструктура должна при этом не только учитывать качество нефти на входе и выходе из системы, но и компенсировать поставщику потерю или приращение качества нефти в трубопроводной системе. Потребуется сформировать отвечающую этим целям концепцию финансирования работ по реконструкции действующих и созданию новых трубопроводных мощностей и по формированию товарных запасов жидкого топлива.

Предлагаемая компанией «Транснефть» концепция привлечения инвестиций на цели создания новых трубопроводных мощностей за счет включения в тариф инвестиционной составляющей, фактически, ведет к введению (вне рамок Налогового Кодекса) дополнительного налога на всех нефтяников. Данный подход не сможет эффективно решить задачу наращивания инфраструктуры, необходимой для создания биржевого ценообразования, а будет лишь дестимулировать негосударственные срочные и возвратные инвестиции в трубопроводное строительство. Ключевым элементом, стимулирующим или препятствующим созданию такой инфраструктуры, Может стать разрабатываемый в настоящее время в Госдуме законопроект «О магистральном трубопроводном транспорте». Хочется верить, что в этот законопроект будет заложен подход, при котором финансирование инвестиций в новые трубопроводные мощности самими нефтяными компаниями или иными негосударственными инвесторами без предоставления им адекватного права собственности и управления Новыми мощностями не станет возможным.

Именно такой подход заложен в одобренный Правительством РФ проект «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.», который должен обеспечить дополнительные стимулы финансирования новых и реконструкции действующих трубопроводных систем. В случае сооружения новых магистральных трубопроводов в рамках единых систем они являются собственностью их владельца (государства) с полным возложением на него бремени финансирования этого строительства. В случае сооружения новых трубопроводов вне единых систем эти трубопроводы являются собственностью инвесторов и подлежат контролю со стороны государства как элементы инфраструктуры естественных монополий.

5. Выдержит ли скважина? О резервах улучшения законопроекта по налогу на добычу полезных ископаемых*

В начале июня (2001 г. — Прим. авт.) Государственной Думой был принят в первом чтении подготовленный правительством законопроект, дополняющий Налоговый кодекс РФ специальной главой (27) о налоге на добычу полезных ископаемых.

* См.: Нефть и капитал. 2001. № 6.

Данная глава, которая напрямую затрагивает интересы нефтяников, вносит кардинальные изменения в механизм налогообложения разработчиков российских недр.

При этом содержащиеся в законопроекте налоговые статьи расходятся с положениями основных программных документов того же правительства в отношении энергетики и ее нефтегазового комплекса, призывающих к снижению и дифференциации фискальной нагрузки на производителей. Продекларированное достижение баланса между фискально и инвестиционно ориентированными элементами системы налогообложения пока не получается.

Указанным законопроектом вводится новый налог на добычу полезных ископаемых. Порядок исчисления и уплаты его основывается на действующем порядке исчисления роялти, с «автоматически» рассчитываемой для каждого конкретного объекта налогообложения унифицированной налоговой ставкой. Как и все остальные главы НК, данный законопроект должен стать законом прямого действия, а налог на добычу — центральным элементом новой системы налогообложения природных ресурсов. Правда, неясно: только в рамках лицензионной системы недропользования — что было бы логично, или в рамках и лицензионной системы, и системы СРП — что нелогично (в рамках действующего в стране законодательного устройства системы недропользования). Но по сути, именно это декларируется в ст. 15 проекта главы 27. Отныне налог на добычу должен, по-видимому, рассматриваться в качестве основного регулируемого рентного налога. С его помощью правительство стремится в максимальной степени перенести налоговое бремя «на скважину», дабы в наиболее полной мере изъять формируемый в добывающих отраслях рентный Д0' ход (природную ренту), используя этот налог в качестве «противоядия» применяемому многими ВИНК трансфертному ценообразованию.

Насколько же предлагаемое этим законопроектом устройство налоговой системы в отношении нефтяного комплекса соответствует принципам эффективной и справедливой организации налоговой системы в отраслях, деятельность которых связана с извлечением горной ренты?

Эффективность будет ниже

Роялти и отчисления на ВМСБ, как и пришедший им на смену налог на добычу полезных ископаемых, по своей экономической сути являются классическими «оборотными налогами», наиболее угнетающе действующими на инвестиции, особенно на ранних стадиях разработки месторождений. Поэтому любое снижение их ставок — есть факт отрадный для компаний.

Тезис об облегчении налогового бремени на производителей в проекте главы 27 НК сводится, как правило, к «лобовому» сравнению суммарной максимальной налоговой ставки оборотных налогов по действующему законодательству в 26% (роялти плюс отчисления на ВМСБ) против максимальной ставки оборотных налогов по проекту главы 27 НК (ставка налога на добычу полезных ископаемых в 16,5%). При таком подходе действительно можно прийти к выводу об облегчении (и даже суше' ственном) налогового бремени по важнейшему параметру фискального давления на производителей — величине оборотных налогов. Однако, если принять во внимание-

что средняя фактическая ставка роялти по действующим месторождениям, по данным МПР, лишь слегка превышает 8%, то тезис об «облегчении» налогового бремени сразу «теряет в весе», поскольку сравнивать приходится 16,5% уже не с 26%, а всего лишь с 18% с небольшим.

При этом в рамках действующего законодательства определение фиксированной ставки роялти для конкретного проекта может осуществляться в диапазоне допустимых ее значений от 6 до 16%. Переговорный порядок установления роялти в законодательстве четко не прописан, однако сама возможность обосновывать приемлемую величину ставки роялти в рамках допустимого диапазона является сегодня отдаленным, пусть и в усеченном виде, аналогом экономической составляющей оптимизационного (обеспечивающего достижение баланса интересов государства и инвестора) механизма раздела продукции. Путем обоснования приемлемой ставки Роялти в допустимом диапазоне инвестор может постараться компенсировать относительно худшие природные условия того или иного объекта разработки. Таким образом, возможность варьировать ставку роялти от проекта к проекту является определенным инвестиционным стимулом, особенно на ранней стадии разработки месторождения.

Отсутствие такой возможности (введение фиксированной ставки оборотного налога на добычу, являющегося по сути тем же роялти, только без диапазона) существенно ухудшает общую инвестиционную привлекательность недропользования, Повышая пороговое значение рентабельных для разработки запасов. Высокий роялти с фиксированной ставкой, взимаемый с момента начала добычи, означает, что инвестор имеет меньше возможностей для реинвестирования программы разработки Месторождения из валовой выручки и, реализуя проект на принципах проектного Финансирования, вынужден в большей степени обращаться на рынок заемного капитала для осуществления вложений в проект. Это приведет к удорожанию затратной сметы на величину стоимости заимствования и к уменьшению налоговой базы Для налога на прибыль. И наоборот, сокращая величину роялти, инвестор тем самым Увеличивает налоговую базу по налогу на прибыль.

Однако это еще не все. Как известно, эффективность использования бюджетных средств государством всегда является более низкой (с точки зрения производительного использования финансовых ресурсов), чем эффективность использования финансовых средств, тем более заемных, частным инвестором. Поэтому при высоких оборотных налогах эффективность финансовых потоков, генерируемых проектом, будет ниже, чем при более низких оборотных налогах, поскольку в первом случае указанная ^Финансовая дельта» будет использована в сфере государственных расходов (низкоэффективное государственное потребление), а в другом — в производственной сфере (более эффективное потребление на производственные нужды частным капиталом).

Боязнь коррупции перевесила рациональность?

Правительство, внеся на рассмотрение Госдумы главу 27 НК, фактически отказалось от реализации ряда ключевых налоговых новаций, заложенных (пусть и не в Идеальной редакции) в предыдущих версиях законопроекта. Эти новации должны

были обеспечить государству дополнительный поток косвенных доходов от деятельности НГК и повысить общий народнохозяйственный (макроэкономический) эффект от деятельности комплекса.

В работах отечественных специалистов (А. Арбатова и В. Крюкова) была предложена классификация, увязывающая стадии развития нефтегазовых провинций и их основные геолого-экономические характеристики. Эти закономерности сохраняют свое действие и при переходе к рассмотрению движения финансовых потоков при реализации инвестиционного проекта по разработке отдельного нефтяного месторождения (см. рис. 159).

На базе этих материалов автор данной работы составил свою классификацию основных экономических характеристик нефтедобывающего инвестиционного проекта по стадиям разработки нефтяного месторождения, из которой следует, что по мере перехода от ранней к затухающей фазе разработки месторождения:

— растет его геологическая изученность, но не она является определяющей динамику экономических показателей проекта;

— экономический риск разработки (и связанные с этим расходы на его минимизацию) сначала снижается, а потом снова растет, поскольку именно по такой траектории изменяются удельные затраты на добычу в рамках проекта;

— доля ренты в цене изменяется соответственно динамике добычи проекта, что требует адекватного изменения налоговой нагрузки на инвестора проекта;

— инвестор получает от реализации проекта одну группу эффектов (прямые),3 государство — три (прямые, косвенные и мультипликативные), при этом на разных стадиях разработки месторождения вклад каждого из эффектов в формирование совокупного эффекта государства является различным. Только на зрелой стадии основным эффектом для государства будет прямой налоговый эффект (в том числе за счет специального налогообложения), на других стадиях разработки нефтяных месторождений основными эффектами для государства будут эффекты косвенные и мультипликативные;

— налоговая нагрузка может быть фискально ориентированной только на зрелой стадии разработки. На остальных же стадиях фискальное давление на инвестора должно быть снижено, вплоть до полного отказа от взимания специальных «нефтяных» налогов для получения государством максимальной величины всех трех видов эффектов в их совокупности;

— на всех стадиях разработки налоговая нагрузка должна быть дифференцир0" ванной, чтобы в максимальной степени учитывать специфику проекта (его горн°* геологические и природно-климатические условия) и оптимизировать изъятие диф' ференциальиой ренты.

Соответствует ли этим требованиям правительственный проект главы 27 НК. принятый Госдумой в первом чтении? Как следует из данных табл. 58 — увы, нет. Более того, предложенные в этом законопроекте налоговые статьи расходятся с положениями основных программных документов правительства в отношении развития энергетики и ее нефтегазового комплекса (НГК).

Безусловно, сохранение в законопроекте «коэффициента экономических условий» позволяет улавливать часть ренты, формирование которой связано с динамикой цен (увеличение цен ведет как к увеличению текущей выручки при сохранении

Таблица 58

Инвестиционные стимулы в налогообложении недропользователей: двойственная позиция Правительства РФ в отношении специальных нефтяных налогов

Стадии разработки месторождения

Ранняя

Вид инвестиционных стимулов в налогообложении

Наличие инвестиционных стимулов

в действующем законодательстве

I программных документах правительства

ОКПР НГКР (15.10.1999 г.)

ЭСР-2020 (23.11.2000 г.)

в законодательных инициативах правительства

гл. 27 НК (13.04.2001 г.)

гл. 27 НК (28.04.2001 г.)

Полное освобождение от части налоговой нагрузки, перенос налоговой нагрузки на зрелую стадию

Частично при сутствует (инвестиционная льгота по налогу на прибыль)

Предусмотрен комплекс инвестиционных стимулов

Предусмотрен комплекс инвестиционных стимулов

Представлены, хотя и в нечеткой редакции (отмена авансовых налоговых платежей, налоговый ап-лифт)

Отсутствуют

Зрелая

По:

Скользящая налоговая шкала по факторам формирования дифференциальной ренты

Присутствуют

отчасти в виде

переговорного

характера

определения

величины

роялти

Предусмотрен комплекс инвестиционных стимулов

Предусмотрен комплекс инвестиционных стимулов

Шесть факторов динамики налоговой базы, позволяющих варьировать налоговую ставку в широком диапазоне

Один фактор динамики налоговой базы, не учитывающий стадию разработки месторождения

адняя

Скидка на истощение недр, учитывающая комплекс факторов

Отсутствуют

Предусмотрен комплекс инвестиционных стимулов

Предусмотрен комплекс инвестиционных стимулов

Предусмотрена

Отсутствует

Затухающая

Нулевая ставка специальных налогов

Отсутствуют

Предусмотрен комплекс инвестиционных стимулов

Предусмотрен комплекс инвестиционных стимулов

Предусмотрена

Отсутствует

Примечания.

ОКПР НГКР (15.10.1999 г.) — «Основные концептуальные направления развития нефтегазового комплекса России», рассмотренные на заседании Правительства РФ 15.10.1999 г.

ЭСР-2020 — «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.», основные положения которой Рассмотрены на заседании Правительства РФ 23.11.2000 г.

Гл. 27 НК (13.04.2001 г.) — проект главы 27 НК, представленной на заседание Правительства РФ 1з-04.2001 г.

Гл. 27 НК (28.04.2001 г.) — проект главы 27 НК «Налог на добычу полезных ископаемых» в редакции, в"есенной Правительством РФ в Госдуму 28.04.2001 г. после доработки Минфином РФ по итогам обсуждения на заседании правительства 13.04.2001 г.

сметы затрат на неизменном уровне, так и к увеличению величины доказанных извлекаемых запасов за счет удлинения срока рентабельной разработки месторождения; см. рис. 159). Однако этот коэффициент учитывает только «внешние» факторы, влияющие на размер базы налогообложения налогом на добычу в период действия механизма его взимания в виде фиксированной базисной ставки в рублях на тонну добытой нефти (в 2002-2004 гг.). «Внутренние» факторы, связанные с естественной динамикой финансовых потоков проекта, этот коэффициент не учитывает.

Поэтому произошел фактический размен более гибкой системы определения размера налога на добычу при менее прозрачном, по мнению компаний, механизме определения корректирующих коэффициентов (первоначальная версия законопроекта) на менее гибкую систему определения размера налога на добычу при абсолютно прозрачном механизме определения корректирующего единственного сохранившегося коэффициента. Вывод из этого может быть сделан только один: нефтяные компании оценивают потенциальные потери от коррупции гораздо выше, чем потенциальные потери от неоптимального уровня обложения налогом на добычу. Печальный вывод-

Хотя на мой взгляд, создание формализованной системы определения соответствующих поправочных коэффициентов для всех месторождений страны — задача сугубо техническая. Правда, связанная с большими финансовыми затратами. И требующая создания полномасштабного горного кадастра, включающего «банк качества» этих месторождений. Для реализации на практике системы этих коэффициентов потребуется внедрение концепции «банка качества» в систему нефтяной торговли в стране. Готовы ли к такой работе и соответствующим затратам правительство, нефтяные компании, «Транснефть»? Или дешевле пойти на меньшие издержки, связанные с продолжением функционирования неоптимальной налоговой системы?

Риски — нефтяным компаниям

Ключевой для понимания заложенной разработчиками закона концепции ценообразования на рынке полезных ископаемых является статья 7.2(2). В ней записано, что по нефти, включая газовый конденсат, стоимость товарной продукции определяется «исходя из сложившихся в текущем налоговом периоде у налогоплательщика цен реализации на соответствующую товарную продукцию (sic!) не ниже цены реализации идентичной (однородной) продукции, сложившейся в предыдущем налоговом периоде».

Такая формула свидетельствует:

— либо о полном непонимании разработчиками законопроекта того, как функционирует нефтяной рынок, и того факта, что цены имеют обыкновение колебаться в обе стороны;

— либо о стремлении разработчиков полностью переложить риски уменьшений цен на нефтяные компании, застраховав себя тем самым от возможного недобора запланированных налогов в случае ухудшения ценовой конъюнктуры.

Вторым ключевым элементом является пункт 6 ст. 7, в котором указано, что «сложившаяся за налоговый период цена реализации на соответствующую товарную продукцию определяется, исходя из всех подлежащих мониторингу сделок с

идентичной (однородной) продукцией, заключенных в данном налоговом периоде между лицами, не являющимися взаимозависимыми...». По имеющимся оценкам, сегодня на российском рынке доля продаж, осуществляемых между независимыми лицами, не превышает 2%. Этот сегмент рынка обслуживает спрос вне системы долгосрочных контрактов, отражает в основном цены мелких и средних неинтегриро-ванных компаний, представляет не столько разовые (спот), сколько случайные сделки. Поэтому их цены существенно превышают (по аналогии с ажиотажными ценами) Цены регулярных сделок, которые существуют между взаимозависимыми лицами, т.е. внутри вертикально интегрированных компаний.

Данный подход совершенно очевидно ведет к завышению налоговой базы для основной массы поставщиков за счет отрыва определенной таким образом в налоговых Целях цены реализации от фактических цен сделок. Понятно, что это способ борьбы с трансфертными ценами, но способ сугубо силовой (подробнее см. часть VIII, работа^.

Негативные социальные последствия

В принятой Госдумой правительственной версии законопроекта изъята возможность применения нулевой налоговой ставки в отношении низкокондиционных запасов и месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Это будет иметь мощные негативные социальные последствия, поскольку приведет к резкому сокращению численности занятых в старых районах добычи, увеличит безработицу в нефтяных моногородах и т.п.

Многие производства НГК являются градообразующими. Государству (как исполнительной, так и законодательной власти) требуется решить, какой из двух существующих вариантов налогового поведения для него более значим в социально-экономическом плане с народно-хозяйственной точки зрения.

[...] (Подробнее об этих вариантах см. часть VIII, работа 2, наст, изд.)

Другие недостатки проекта

Ряд других положений проекта главы 27 Н К также носят, на мой взгляд, антиИнвестиционный характер и продиктованы, видимо, исключительно фискальными соображениями.

При определении величины оставшегося единственного поправочного коэффициента к базисной налоговой ставке (коэффициент отклонения от мировой цены) базисная цена нефти «Брент», принятая за основу расчета этого коэффициента, снижена примерно на 2 долл./барр., что, при прочих равных условиях, ведет к повышению величины данного коэффициента и будет действовать в направлении увеличения налога.

Отказ от пяти (из шести существовавших в первоначальной версии законопроекта) поправочных коэффициентов ликвидировал в том числе и такую налоговую Новацию, как скидка на истощение недр, фактически предусмотренную в версии гла-

вы 27, обсуждавшейся правительством ранее. Таким образом, произошел отказ от введения на поздней стадии добычи пониженного налогового бремени по сравнению с периодом максимальной добычи (т.е. с периодом, когда доля ренты в цене максимальна).

А отказ от налоговых инвестиционных льгот на начальных стадиях разработки (в «промежуточной» версии главы 27 НК был предложен, по сути, беспроцентный налоговый аплифт) означает отказ от введения пониженного налогового бремени и на ранней стадии, где доля ренты в цене также поначалу минимальна по сравнению с периодом максимальной добычи.

В итоге в принятой Думой версии проекта главы 27 Н К отсутствует предусмотренная в предыдущем ее варианте идеология изменения налогового бремени в зависимости от изменения доли ренты в цене минерального сырья по мере перехода от ранних к поздним стадиям разработки (в рамках «естественной динамики» добычи углеводородов при осуществлении инвестиционных проектов в отраслях нефтегазового комплекса; см. рис. 159).

Устранение этого недостатка — резерв для работы депутатов Государственной Думы.

6. С новыми налогами, господа1 Анализ ожидаемых результатов от налоговой реформы нефтяной отрасли*

С 1 января 2002 г. в России вступила в силу новая система налогообложения доходов предприятий минерально-сырьевого комплекса. В частности, снижается ставка налога на прибыль и вводится налог на добычу полезных ископаемых, заменяющий собой ряд действовавших до сего платежей за пользование недрами (см. рис. 131).

Таким образом осуществлен первый этап планируемой налоговой реформы. Пока — в рамках лицензионного режима недропользования. Работа над специальной главой Налогового кодекса, посвященной налогообложению при СРП, продолжается (на момент написания статьи. — Прим. авт.).

Насколько данная реформа позволяет решать комплексную задачу обеспечения баланса фискальных и инвестиционных интересов государства? Какова возможная эффективность законодательно оформленных нововведений в нефтяном налогообложении для инвесторов?

На эти и другие вопросы отвечает исследование, проведенное специалистами Фонда развития энергетической и инвестиционной политики и проектного финансирования. Некоторые его результаты, касающиеся в первую очередь анализа

* См.: Нефть и капитал. 2002. № 1. По данной тематике см. также: Повышение денежного давления. Налоговая реформа в нефтяной отрасли: первые результаты // Известия. 2001. 21 ноября; Налоговая реформа в российской нефтяной отрасли // Энергия: экономика, техника, экология. 2002. № 8.

предварительных итогов налоговой реформы, приведены в предлагаемой вниманию публикации'.

Общепризнано, что существующая в России система налогообложения нефтяной отрасли является негибкой, чрезвычайно усложненной, фискально ориентированной. В целях ее совершенствования, в соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2020 г.», в нефтедобывающей промышленности вводится новая система налогообложения доходов, состоящая из трех основных компонентов: налога на прибыль (НП), налога па добычу полезных ископаемых (НДПИ) и налога на дополнительные доходы (НДД).

Первые два элемента этой трехзвенной системы налогообложения уже введены в действие с началом этого года (2002 г. — Прим. авт.). Работа над законопроектом о налоге на дополнительные доходы (посредством которого государство намерено изымать у субъектов предпринимательской деятельности часть дифференциальной ренты (или сверхприбыли), получаемой ими за счет лучших природных Условий разрабатываемых объектов) продолжается.

В условиях лицензионной системы недропользования такой налоговый реЖим будет действовать в рамках административно-правовой системы, при которой все три вышеуказанных налоговых параметра устанавливаются государством в одностороннем порядке. В случае СРП, действующих в рамках договорно-правовых отношений, место НДД занимает переговорный механизм раздела продукции.

Налог на прибыль

Новый порядок налогообложения налогом на прибыль (НП) установлен главой 25 НК РФ. Основное нововведение — это снижение ставки налога с 35 до 24% в обмен на отказ от всех льгот по уплате НП, включая инвестиционную льготу (позволявшую компаниям списывать до 50% сумм с налогооблагаемой базы НП при напра-вДении этих средств на инвестиции).

Изменилось и бюджетное распределение уплачиваемого НП. До начала этого ГоДа из 35% номинальной ставки НП 11% поступало в федеральный бюджет, 5 — в Местный, а 19% — в региональный (с возможностью предоставления регионом льгоТЫ по НП в размере до 5%-ных пунктов из своей доли). Теперь 24% ставки НП будут Распределяться в пропорции 7,5:2:14,5% при наличии у органов власти субъектов ^Ф возможности предоставлять льготы по НП в размере до 4% (из направляемой в Их бюджеты доли поступлений по данному налогу), в результате чего эффективная ставка НП может составить всего 20%.

Правительство и значительная часть депутатского корпуса рассматривают снижение ставки НП как мощный стимул для инвестиций. Однако необходимо выделить некоторые специфические последствия этой новации для инвесторов нефтегазовых проектов.

1 Подробнее см.: Конопляник А.А. Реформы в нефтяной отрасли России (налоги, СРП, концессии) и Их Последствия для инвесторов. М.: Олита, 2002.

Использование льгот по НП, в первую очередь инвестиционной, является в России широко распространенной практикой. В целом в экономике страны эффективная налоговая ставка НП (с учетом всех видов льгот) составила в 2000 г., по данным Комитета по бюджету Государственной Думы, 19,5%. Правда, при обсуждении главы 25 НК представители правительства приводили оценки эффективной ставки НП, равные 27%. Независимыми же экспертами делались оценки и на уровне 15-17% (см. рис. 138).

По мнению ряда экспертов, отказ от инвестиционной льготы при ставке налога на прибыль на уровне 24% фактически сохранит статус-кво за счет региональных льгот. В случае предоставления последних эффективная ставка налога на прибыль якобы останется практически без изменения (19,5 против 20%). Однако это не совсем так.

Разные компании используют инвестиционную льготу с разной степенью интенсивности. Особенно активно она применяется малыми и средними (неинтегри-рованными) компаниями (МиСНК). Эти компании, с одной стороны, являются монопродуктовыми производителями и поэтому в гораздо большей степени, чем ВИНК, зависят от колебаний цен на нефть. С другой стороны, они работают, как правило, на мелких и средних месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами и получают «ренту от специализации», что требует применения более дорогих технологий. Поэтому у МиСНК соотношение между годовыми объемами капиталовложений и добычи гораздо выше, чем у ВИНК: в 1999 г. — в 1,5, а в 2000 г. — уже в 5,5 раза (по данным «АссоНефти», клуба «Афина», ГП «ЦДУ ТЭК»), И поэтому МиСНК максимально полно использовали инвестиционную льготу по НП, утрата которой для них окажется наиболее болезненной.

Что касается ВИНК, то для компании, которая нацелена на долгосрочную производственную деятельность в отрасли и максимизирует свои «нефтяные» приорИ' теты, осуществляет активную инвестиционную программу, обеспечивающую ей приросты производственных мощностей и т.д., и у которой в силу изложенного эф' фективная ставка НП составила, скажем, 18% (на рис. 138 — компания А), то для нее реформа НП означает фактический рост налоговой нагрузки. Даже с учетом предо' ставления региональной льготы по НП. В то же время для ВИНК, которая максимизирует текущие финансовые потоки, продолжает активно «срабатывать» имеют"6" ся у нее на балансе запасы, доставшиеся ей (впрочем, как и другим ВИНК) в основ' ном бесплатно в начале 90-х годов, и эффективная ставка НП которой составляет, например, порядка 30% (на рис. 138 — компания Б), — для такой ВИНК реформ3 НП означает фактическое снижение налоговой нагрузки. Объясняется это тем, что данная ВИНК в первую очередь оценивает собственные краткосрочные финансовые приоритеты в рамках более широкого круга своих бизнесов и не связывает себя с обязательным продолжением работы в отрасли. Для нее более важная задача в этой связи — не столько подготовить заделы под будущую добычу, сколько повысить те' кущую капитализацию компании, поставив на баланс различными способами каК можно большие запасы, чтобы можно было с выгодой продать этот бизнес.

Снижение ставки налога на прибыль не окажет никакого стимулирующего воздействия на иностранных инвесторов, материнские страны которых являются сторонами договоров с Россией об избежании двойного налогообложения. Суммы снижения обязательств по уплате налога на прибыль в РФ будут истребованы к уплате

налоговыми органами соответствующей материнской страны. Поэтому в данном контексте главу 25 НК РФ можно отчасти рассматривать как меру, усиливающую конкурентные позиции отечественных компаний по сравнению с иностранными на Российском рынке даже при увеличении налогового давления на нефтяников, но отнюдь не как меру, повышающую международные конкурентные позиции российской нефтяной отрасли.

Изложенное, на мой взгляд, означает, что реформа налога на прибыль фактически имеет антиинвестиционную направленность и смещена в зону удовлетворения чисто фискальных интересов государства.

Налог на добычу полезных ископаемых

НДПИ заменяет платежи за пользование недрами при добыче полезных ископаемых (роялти), отчисления на ВМСБ и акциз (кроме акциза на природный газ). Новый налог и порядок налогообложения им зафиксирован в главе 26 Н К РФ. По утверждению Министерства финансов РФ, НДПИ вводится как механизм, который должен обеспечить налоговую нагрузку, эквивалентную замещаемым им платежам. Именно таким образом Минфином была рассчитана базисная величина этого налога в 16,5%, из которых, соответственно, 8,6 и 2,5% — фактические уровни роялти, ВМСБ и акциза (при средневзвешенных, учитывающих поставки на экспорт и внутренний рынок ценах на нефть).

Правда, базисная ставка НДПИ в размере 16,5% цены продукта начнет применяться с 2005 г. (на момент написания статьи. — Прим. авт.). Для проектов СРП Устанавливается понижающий коэффициент 0,5 (при этом не уточнено, будет ли Этот коэффициент действовать в период 2002-2004 гг.). А для лицензионных проектов, в рамках которых компании осуществляют геолого-разведочные работы (ГРР) за счет собственных средств, — коэффициент 0,7 от базисной ставки НДПИ.

В период же 2002-2004 гг. установлена специфическая ставка НДПИ, равная 340 руб./т, с поправкой на изменение валютного (долларового) курса рубля и на изменение цен на основную российскую экспортную нефтяную смесь « Юралс» на мировом рынке.

На этом первоначальном этапе НДПИ вводится и как средство борьбы с трансфертными ценами (см. часть VIII, работа 4), поэтому механизм его уплаты устанавливается именно в виде «специфической», а не «адвалорной» ставки.

По углеводородному сырью этот налог распределяется в пропорции 80:20 Между федеральным бюджетом и бюджетом соответствующего субъекта РФ, а в случае сложно построенного субъекта (при добыче на территории автономного °круга, входящего в состав края или области) — в пропорции 74,5:20:5,5 между федеральным бюджетом, бюджетом округа и бюджетом края или области. При добыче на континентальном шельфе РФ или в исключительной экономической зоне России полная сумма НДПИ зачисляется в федеральный бюджет.

Как видно из данных рис. 139, введение «специфической» ставки НДПИ ослабляет налоговую нагрузку на разрабатываемые месторождения в рамках дейСтвУющей лицензионной системы фактически при любом уровне цен (рост цен на

нефть свыше 35 долл./барр. в пересчете на «Юралс» представляется маловероятным), но только в наиболее благоприятном для нефтяных компаний сценарии — при 100%-ном экспорте добытой нефти. В то же время усиливается налоговая нагрузка на новые месторождения, разрабатываемые в рамках лицензионной системы, и на любые проекты СРП при преодолении «порогового» значения цен, составляющего, по расчетам, примерно 14 долл./барр. в пересчете на нефть «Юралс».

Прогнозируемые на ближайшее время цены, исходя из которых были рассчитаны, например, доходы (23,5 долл./барр.) и расходы (17 долл./барр.) бюджета РФ на 2002 г., или ценовой коридор ОПЕК, или прогноз Международного энергетического агентства (МЭА), — все они (в пересчете на «Юралс») превышают указанный пороговый уровень. Превышает данный пороговый уровень и неоднократно упоминаемый М. Касьяновым в качестве «справедливого» ценовой коридор 20-25 долл./барр. Правда, премьер обычно не конкретизирует маркерный сорт нефти — «Юралс», «Брент» и др., к которому относится этот «справедливый» коридор. Но конкретизация сорта не сдвинет границы коридора более чем на 1-2 долл. в ту или иную сторону, т.е. сохранит его в зоне ценовых значений, превышающих рассчитанный нами «пороговый» уровень.

Следовательно, введение специфической ставки НДПИ в период 2002-2004 гг., фактически, означает усиление налоговой нагрузки на новые проекты и проекты СРП и (в зоне ожидаемых цен) имеет антиинвестиционную направленность.

При переходе от 100%-ного к фактическому уровню экспорта для различных групп компаний ситуация оказывается гораздо более напряженной. Общий вывод таков: чем ниже, при прочих равных условиях, у компании доля экспорта в добыче, тем более низким оказывается «пороговое» значение мировой цены на нефть, при котором (с учетом соотношений цен на внутреннем и внешнем рынке) налоговая нагрузка НДПИ начинает превышать налоговую нагрузку замещаемых им платежей в рамках действующей налоговой системы (см. рис. 140).

В проведенной Фондом ЭНИПиПФ работе были просчитаны последствия введения НДПИ для разных групп компаний (ВИНК, МиСНК) с различными экспортными квотами (100, 30 и 60%), для проектов, различающихся природными условиями (средними, худшими). По предложенной экспертом Фонда В. Груши-ным методике были скоррелированы соотношения между внутренними и внешними ценами, что позволило определить зависимости между динамикой цен и до* лей рассматриваемых налогов в цене. Это дало возможность определить как ценовые диапазоны, в рамках которых налоговая нагрузка (от НДПИ и замещаемы* им платежей) действительно оказывается равновеликой для различных групп нефтяных компаний, так и средние значения «пороговых» цен для каждой из этих групп.

При этом следует понимать, что группы компаний с разными экспортными квотами (ВИНК и МиСНК) одновременно находятся в разных «весовых» категориях. Поэтому более высокая доля экспорта у малых и средних компаний, с одной стороны, делает для МиСНК более высоким «пороговое» значение цены, при котором налоговое бремя НДПИ превысит для них налоговое бремя замещаемых ИМ платежей. С другой стороны, эти компании гораздо уязвимее к колебаниям цен.

поэтому их более высокая экспортная квота лишь уменьшает для них риски, издержки и ущербы, связанные с ценовыми колебаниями.

Отсутствие механизма дифференциации налогообложения НДПИ в зависимости от стадии, на которой находится тот или иной инвестиционный проект, и от качественных характеристик разрабатываемых месторождений также не стимулирует потенциальных инвесторов к осуществлению инвестиций. В этом смысле вступившая в силу версия закона ничем не отличается (в лучшую сторону) от принятого в первом чтении законопроекта, который мы анализировали ранее (см. часть VIII, работа 5).

Единая фиксированная «адвалорная» ставка НДПИ для всех проектов с 2005 г. (вместо фиксированной ставки для каждого проекта в широком интервале Допустимых значений — как это имело место в отношении роялти) означает реальное увеличение налогового бремени для всех категорий недропользователей. Для проектов СРП — во всех ценовых интервалах (НДПИ — 8,25% вместо эффективной ставки роялти, равной 8%). Правда, у инвесторов СРП имеется принципиальная возможность компенсировать это увеличение налоговой нагрузки в ходе переговоров с государством за счет изменения в свою пользу пропорций раздела прибыльной нефти. Для проектов, разрабатываемых на условиях лицензии, переход к НДПИ означает увеличение налоговой нагрузки при уровне цен на нефть, превышающих пороговый уровень 12 долл./барр., или 2600 руб./т. Рыночная цена на нефть на внутрироссийском рынке (цена продаж между независимыми сторонаМи) уже сегодня превышает этот пороговый уровень. Вероятность того, что к 2005 г. внутриотраслевая цена на нефть, составляющая сегодня порядка 2000 руб./т и отражающая внутрикорпоративные (трансфертные) цены ВИНК, превысит указанный «пороговый» уровень, также крайне велика.

Таким образом, и при лицензионной системе, и при СРП после 2005 г. НДПИ будет обеспечивать более тяжелую налоговую нагрузку на нефтяные компании, чем действовавшая до 2002 г. налоговая система.

Таможенная пошлина

С 1 января 2002 г. вступила в силу и новая шкала вывозных таможенных пошлин на нефть. Самым важным нововведением здесь является то, что предельные ставки этих пошлин наконец-то закреплены законодательно (см. вставку ниже).

Согласно закону. Статьей 4 ФЗ № 126 от 08.08.2001 г. внесены изменения и дополнения в Закон РФ от 21.05.1993 г. № 5003-1 «О таможенном тарифе». Определены предельные ставки вывозных таможенных пошлин на нефть:

— в размере 0% — при сложившейся за два предшествующих месяца средней цене нефти сорта «Юралс» на мировых рынках (средиземноморском и роттердамском) до 109,5 долл./т (или приблизительно 15 долл./барр.);

— в размере не свыше 35% разницы между сложившейся за два предшествующих месяца средней цене нефти сорта «Юралс» в долл./т и 109,5 долл./т — при превышении сложившейся за два предшествующих месяца средней цены 109,5 долл./т, но не более 182,5 долл./т (или приблизительно 25 долл./барр.);

— в размере не свыше 25,53 долл. /т и 40% разницы между сложившейся за два предшествующих месяца средней ценой нефти сорта «Юралс» в долл./т и 182,5 долл./т — при превышении сложившейся за два предшествующих месяца средней цены 182,5 долл./т. В соответствии с постановлением Правительства РФ от 18.08.2001 г. ставка вывозной таможенной пошлины на нефть, вывозимую за пределы государств — участников соглашений о Таможенном союзе, установлена в размере 23,4 евро/т (до этого действовала ставка 30,5 евро/т). Это примерно соответствует размеру ставки, устанавливаемой Законом № 126-ФЗ при цене нефти 23-24 долл./барр. (что соответствовало цене нефти на момент принятия постановления).

При этом зафиксированный в этом законе механизм определения величины таможенных пошлин не только установил существовавшее на момент принятия Закона «О таможенном тарифе» соотношение между уровнями цен и пошлин, но и сложившуюся к этому времени (отсутствовавшую на более ранних этапах) зависимость между изменением уровней цен и пошлин.

Как показал выполненный в Фонде ЭНИПиПФ анализ (см. рис. 141), теперь в зоне ожидаемых мировых цен (превышающих пороговый уровень 17-1® долл./барр.) или в зоне «справедливого» (по М. Касьянову) ценового коридора (20-25 долл./барр.) налоговая нагрузка на нефтяные компании за счет вывозной таможенной пошлины будет несколько превышать аналогичную нагрузку (по усредненному тренду), устанавливавшуюся ранее постановлениями правительства-Это, безусловно, минус для компаний.

Однако имеются два плюса, перевешивающие, на мой взгляд, этот минус-Во-первых, появляется отсутствовавшая ранее жесткая закономерность междУ уровнем и динамикой мировых цен, с одной стороны, и уровнем и динамикой вывозных таможенных пошлин — с другой. Правда, поскольку данная шкала таможенных пошлин вступила в силу с 1 января 2002 г., снижение цен на нефть на мировом рынке (в период после принятия этого закона) не привело к автоматическому сокращению величины подлежащих уплате таможенных пошлин, так как продолжали действовать их ставки, установленные постановлением Правительства РФ от 18.08.2001 г.

Во-вторых, законодательное закрепление размера таможенных пошлин имеет существенное позитивное значение для инвестиционной деятельности. Правительство, наконец, утратило возможность по своему усмотрению устанавливать новые ставки таможенных пошлин, что существенно снижало возможности налогового планирования для нефтяных компаний, делая непредсказуемой величину таможенной пошлины, даже в рамках следующего квартала. Правительство рассматривало эту пошлину в качестве инструмента тарифного регулирования. А также, видимо, использовало ее и для решения других бюджетных проблем, чем, вероятно, и объясняется «рваный» характер динамики величины пошлин, устанавливаемых постановлениями правительства (см. рис. 141). Поэтому законодательное их закрепление, на мой взгляд, уменьшает инвестиционные риски (стоимость привлечения заемный средств) нефтяных проектов за счет повышения стабильности последних в результате предсказуемости величины таможенных пошлин и прозрачности механизма и" установления.

При этом в экономическом выигрыше оказывается и само правительство, несмотря на утрату такого важного административного рычага. При снижении цен на нефть на мировом рынке корректировка правительством размера вывозной таможенной пошлины осуществлялась всегда с заметным лагом запаздывания, что по сути означало для компаний увеличение налоговой нагрузки на этапе снижения цен (если рассматривать таможенную пошлину в качестве одного из элементов налоговой системы). Однако на этапе роста цен картина была обратной, лаг запаздывания в установлении величины таможенных пошлин работал не в интересах правительства. Таким образом, новый механизм установления пошлин даст возможность минимизировать указанные необоснованные потери как компаниям, так и бюджету.

Баланс пока не достигнут

Предварительный анализ показывает, что налоговая реформа в нефтяной отрасли на данном этапе не является сбалансированной. Введение механизма НДПИ и Реформа НП имеют в целом антиинвестиционную направленность и служат решению государством исключительно фискальных задач. А именно обеспечению максимально высоких налоговых поступлений от природно-ресурсных (рентных) отраслей и за их счет — высокого бюджетного профицита, необходимого в первую очередь для финансирования расходов на социальные государственные выплаты (зарплаты, пенсии и т.п.), а также для прохождения предстоящего в 2003 г. пика платежей по внешнему долгу.

Осуществленная (в рамках нынешнего этапа) реформа налогообложения нацеливает компании не на повышение эффективности извлечения запасов всех категорий, а лишь на частичную отработку наиболее легкодоступных месторождений. В данном случае произошел размен эффективности системы налогообложения на ее Упрощение (примитивизацию). Обеспечить в ходе реформы и прозрачность, и эффективность налоговой системы не удалось. Транспарентность возобладала над эффективностью. Введение этих налоговых инструментов выгодно только тем нефтяным компаниям, которые в целях максимизации текущих финансовых потоков минимизируют инвестиционную деятельность и имеют максимальный экспорт.

В этих условиях введение любого механизма НДД (третий элемент «новой» системы налогообложения нефтяной отрасли) фактически может только усугубить антиинвестиционную направленность осуществляемой «реформы» в целом. Что в Условиях резко усилившейся конкуренции на мировых рынках нефти и капитала Может способствовать дальнейшему снижению интереса потенциальных стратегических инвесторов к капиталовложениям в нефтегазовый комплекс России и/или сделать более высокой стоимость привлечения российскими нефтяными компаниями Темных средств для финансирования отечественных нефтегазовых проектов. В итоге такая налоговая реформа может стать причиной утраты конкурентных позиций России на мировом рынке нефти и капитала и привести также к утрате конкурентных позиций жидкого топлива на внутреннем рынке энергетических и производственных ресурсов.

Чтобы этого не произошло, налоговая реформа должна решать комплексную задачу, обеспечивая баланс фискальных и инвестиционных интересов государства.

Именно в нахождении такого баланса интересов на макроэкономическом уровне и должна состоять выработка и последующая реализация эффективной государственной экономической политики.

7. От чего уходили — к тому и пришли. Новая налоговая система в недропользовании оказалась ничуть не лучше прежней*

Сколько времени продолжается реформирование отечественной экономики и ее нефтяного сектора, ровно столько длится дискуссия о том, как собирать нефтяную ренту. Созданная в 90-х годах в России система налогообложения нефтяной отрасли была негибкой, чрезвычайно усложненной, фискально ориентированной-Для ее совершенствования в соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2020 г.» (по крайней мере той ее версией, основные положения которой были одобрены Правительством РФ 23 ноября 2000 г.) в нефтедобывающей промышленности было предложено ввести новую систему налогообложения доходов, состоящую из трех основных компонентов (НП, НДПИ, НДД). [...]

Первые два элемента этой трехзвенной системы налогообложения были введены в действие с 1 января 2002 г. соответствующими главами Налогового кодекса. Работа над законопроектом о НДД продолжается. Именно он должен обеспечить тонкую настройку налогового инструментария на эффективное изъятие нефтяной ренты. Но поскольку в рамках административно-правовой системы все три налоговых параметра вводятся государством в одностороннем порядке, налог на дополнительный доход вряд ли сможет обеспечить в каждом конкретном случае оптимальное распределение ренты между государством и инвестором.

Ситуация осложняется тем, что не оправдал себя введенный более года назаД налог на добычу полезных ископаемых. Как выяснилось, он нацеливает компании не на повышение эффективности извлечения запасов всех категорий, а лишь на частичную отработку наиболее легкодоступных месторождений, при которой часть нефтяной ренты остается в недрах, а часть поступает в бюджет компании, которой повезло при приватизации фактически бесплатно получить в свое распоряжение наиболее эффективные активы.

Нелишне напомнить: в первых версиях законопроекта о НДПИ предполагалось ввести межпроектную (от проекта к проекту) и внутрипроектную (в зависимости °т стадии естественной динамики разработки месторождения) дифференциацию нал0' говых ставок. Это должно было обеспечить государству дополнительный поток прЯ' мых и косвенных доходов от деятельности нефтегазового комплекса и повысить общий народно-хозяйственный (макроэкономический) эффект от его деятельности-Однако власти отказались от реализации этих ключевых налоговых новаций, ввеД# в итоге единую ставку НДПИ по всем проектам независимо от характеристик месторождений природного сырья.

* См.: Российская газета. 2003. 12 марта.

К чему приведет отсутствие дифференциации налогообложения посредством НДПИ? Очевидно, к недобору налогов с высокорентабельных месторождений и к их перебору, вплоть до запрета на разработку месторождений, расположенных в тяжелых условиях, особенно мелких и средних. Между тем доля таких объектов в России устойчиво растет. Уже сегодня 80% месторождений России относится к категории мелких.

Отказ от налоговых инвестиционных льгот на начальных стадиях разработки месторождений (глава 25 НК) означает отказ от введения пониженного налогового бремени на ранней стадии осуществления инвестиционных проектов, где доля ренты в цене поначалу минимальна по сравнению с периодом максимальной добычи. Плюс к этому произошел (глава 26 НК) отказ от введения пониженного налогового бремени и на поздней стадии разработки месторождений. В результате от Рентного принципа налогообложения нефтяной отрасли, по сути, ничего не осталось.

И это в то время, когда во всем мире наблюдается обратное. Например, английское правительство, несколько в меньшей степени зависящее от нефтяных доходов, чем Россия, усиливает рентный характер налогообложения компаний, работающих в Северном море. Оно увеличило налоговую нагрузку на стадии максимальной добычи и уменьшило ее на начальной и завершающей стадиях разработки Месторождений. Заложив в прошлогодний (2002 г. — Прим. авт.) бюджет дополнительный 10%-ный налог на прибыль от операций нефтяных компаний в Северном Море, правительство Ее Величества с 1 января этого года полностью освободило от Уплаты роялти 30 наиболее старых североморских нефтяных месторождений (добыча на первом из них началась в ноябре 1975 г., в то время как в России есть разрабатываемые месторождения и постарше), но главное — предоставляет 100%-ную Инвестиционную льготу на новые капиталовложения в британском секторе Северного моря (напомню, глава 25 НК отменила существовавшую до начала 2002 г. в России 50% -ную инвестиционную льготу).

Отсутствие в новой системе налогообложения нефтяных компаний механизма Дифференциации налоговой нагрузки на недропользователей, работающих в различных природных условиях, особенно негативно сказывается на экономической эффективности разработки мелких и средних месторождений, находящихся в сложных природных условиях. Рентабельность их разработки резко ухудшается, а Порог рентабельности при недифференцированном налогообложении резко возрастает. Это создает предпосылки для поглощения «малышей» крупными, вертикально интегрированными нефтяными компаниями, выигравшими от введения НДПИ и получившими в итоге возможность повысить свою капитализацию и «продаться» международным нефтяным компаниям по более дорогой цене.

Отсутствие дифференциации налогообложения с новой остротой поднимает Вопрос о внедрении в зоне мелких месторождений механизма СРП. Законодательная возможность для этого появилась с внесением в 1999 г. дополнений и изменений в Закон об СРП (ст. 2.5), но применение этой нормы на практике сдерживается отсутствием соответствующих законодательных и иных нормативных правовых актов, обеспечивающих реализацию СРП.

8. Лицензионная политика как инструмент рационального управления

нефтегазовым комплексом*

Последние несколько лет дискуссия о допустимых и наиболее эффективных режимах недропользования становилась все более публичной и общественно значимой. В начале 90-х годов доминировала точка зрения, что в стране может существовать только один режим недропользования. Эта позиция и нашла отражение в принятом в феврале 1992 г. Законе «О недрах». Закон установил лицензионный режим недропользования, базирующийся на публичном праве и унифицированной системе налогообложения пользователей недрами (система «налог плюс роялти»). Он давал возможность устанавливать ставку роялти для конкретных месторождений в довольно широком диапазоне — от 6 до 16% валовой выручки. Это обеспечивало принципиальную возможность дифференцировать суммарную фискальную нагрузку на недропользователей в зависимости от природных условий разрабатываемых месторождений.

Однако для отдельных категорий объектов недропользования (например, труД' ноизвлекаемых запасов, месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки) в рамках действующей налоговой системы даже при минимальном роялти было невозможно обеспечить их рентабельную разработку, что обусловило, с одной стороны, борьбу за налоговые льготы для таких объектов, а с другой — поиск более гибких — рентных механизмов фискальной нагрузки на инвесторов.

В середине 90-х годов законодатель после долгого противодействия согласился с позицией, что в стране может существовать не один, а несколько режимов недропользования, конкурирующих между собой за инвестора. В итоге в декабре 1995 г. был принят Закон «О соглашениях о разделе продукции», базирующийся на гражданском праве и индивидуализированной (рентной) системе фискальных платежей пользователя недрами. Наряду с этим то возобновлялись, то снова «сходили на нет» попытки найти место для применения механизма концессий в недропользовании.

Помимо прочего в отношении лицензионной системы основная борьба в настоящее время ведется по вопросу, быть или не быть дифференцированному налогообложению. Как известно, с введением налога на добычу полезных ископаемы* (НДПИ) победили сторонники отказа от дифференциации фискальной нагрузки на пользователей недр [1]. Однако сегодня значительная часть депутатского корпуса все более активно выдвигает инициативы введения дифференцированного налогообложения недропользователей.

Объединение усилий оппонентов СРП среди фискальных ведомств определенных политических партий и некоторых заинтересованных крупнейших российски* ВИНК привело к тому, что в конце мая (2003 г. — Прим. авт.) Госдума в третьем чтении главы по СРП в Налоговый кодекс приняла такие поправки в базовый Закон оо СРП, которые делают применение СРП в стране невозможным.

Идея применения концессий неоднократно доходила до стадии законопроекта, который, однако, так и не стал вступившим в силу законом. При этом спектр преД'

* См.: Нефтяное хозяйство. 2003. № 9 (совместно с М. Атнашевым).

ложений о применении концессий был весьма широк: от частного случая (разновидности) лицензионных соглашений до предложений о переводе всей системы недропользования на концессии. Столь же широко трактовалось и экономико-правовое содержание понятия «концессия» [2]. На наш взгляд, для всех указанных видов соглашений и недропользовательских режимов имеется адекватное место в российском законодательстве [3].

Таким образом, лицензионная система остается и, судя по всему, на долгое время останется основным действующим режимом в недропользовании. Однако до настоящего времени лицензионная политика не стала эффективным инструментом Управления отраслью. Как известно, основная масса лицензий досталась сегодняшним их владельцам «по наследству» вместе с разрабатываемыми ими еще с советских времен месторождениями. По новым же лицензиям сложно вспомнить конкурс Пли аукцион, который бы обошелся без взаимных упреков со стороны участников и организаторов. Значимого притока прямых иностранных инвестиций в ТЭК России За прошедшее десятилетие добиться не удалось (отдельные крупные проекты вхождения иностранных инвесторов в ТЭК России не опровергают этот вывод, поскольку практически все они как по линии «проектного финансирования», так и по линии «акционерного финансирования» осуществлялись не благодаря, а вопреки действием принимающей страны [4]).

Объяснение кроется и в том, что политика российской исполнительной и законодательной власти в отношении пользователей недр никогда не опиралась на баланс Интересов сторон недропользовательского процесса (государства и инвестора). Рань-1116 она полностью базировалась на фискальных интересах собственника недр и была Нацелена на максимизацию прямых налоговых поступлений от пользователя недрами. ® настоящее время с переходом процессов реструктуризации в ТЭК на новый качественный уровень, когда процессы слияний и поглощений привели к появлению в России компаний международного уровня не только по натуральным показателям (ресурсная база, добыча), но и по капитализации, последние стали добиваться существенных изменений в системе государственного регулирования недропользования, Которая теперь отражает интересы отдельных компаний в противовес интересам государства и других субъектов предпринимательской деятельности в отрасли.

Таким образом, актуальной остается задача создания основы для сбалансированной лицензионной политики, учитывающей обоснованные интересы обеих стоРон недропользовательского процесса: государства и инвестора. В данной статье Рассмотрим соответствующие подходы в рамках лицензионной системы, опирающейся на унифицированную систему налогообложения пользователей недр.

Вне зависимости от действующих режимов недропользования эффективное Управление отраслью требует четкого понимания:

1) объекта управления (ТЭК, и в частности нефтегазовый комплекс России);

2) целей и задач управления (стратегических задач государства в области упра-йления ТЭК);

3) субъекта и ресурсов управляющей системы (государственного аппарата и реально действующих государственных институтов);

4) системных ограничений.

Рассмотрим по отдельности каждый из этих элементов.

1. Объект управления. ТЭК России

После нескольких этапов приватизации, распределения и перераспределения собственности, слияний и поглощений сформировалась довольно четко выраженная корпоративная структура ТЭК России. Объектом управления являются основные группы корпоративных игроков, каждая из которых имеет свои интересы и особенности инвестиционного поведения входящих в эту группу компаний.

Теоретическая модель поведения инвестора в ТЭК или других отраслях в общем случае сводится к оптимизации нескольких показателей инвестиционного проекта: NPV (чистый дисконтированный доход), IRR , PI, оценка уровня риска, оценка стратегической приемлемости проекта. Важнейшими, как правило, являются соответствие стратегии и NPV. Инвестор стремится максимизировать NPV пр11 фиксации приемлемых значений остальных показателей.

Для каждого нефтедобывающего региона планеты можно построить зависимость (см. рис. 142) объема инвестиций от размера изымаемой государством ренты с одного барреля (одной тонны) нефти (приведенная удельная сумма налогов, лицензионных и иных платежей на единицу добываемой нефти). Такие исследования в свое время выполняли Г. Бэрроуз (Ассоциация международных нефтяных переговорщиков, США) и А. Кемп (Абердинский университет, Великобритания). С увеличением платежей в бюджет предложение инвестиций сокращается в определенны11 момент до нуля. Однако даже при отсутствии каких-либо платежей инвестора в бюджет принимающей страны существует предел предложения инвестиций, ограниченный рыночной конъюнктурой, себестоимостью, рисками разработки и иным" (неналоговыми) рисками. Иначе говоря, нулевые платежи в бюджет не являются гарантией инвестиций.

Важно, что любой инвестор руководствуется не одним расчетным показателем-а системой взаимосвязанных показателей, отражающих специфику и конкурентны1' преимущества самого инвестора и его отношение к внешней среде. Эта систем3 принципов и ограничений по сути является его стратегией и выражается в конкрС" ных измеряемых параметрах (доля рынка, объем и пропорции инвестиционно!" портфеля и т.п.).

Реальных претендентов на потенциальный перспективный российский нефте' газовый проект можно разделить на три основные группы.

Первая, наиболее мощная и активная группа — крупные российские ВИН& контролирующие совместно большую часть запасов и добычи нефти в России («ГзЗ' пром», «ЛУКойл», «ЮКОС», «Сибнефть», «Сургутнефтегаз», ТНК (до слияния с ВР), «Роснефть», «Татнефть», «Башнефть»), На их долю приходится более 95% Д0' бычи нефти и газа в России. В основном это молодые частные компании, суШе' ствующие в форме корпораций или государственные компании, в основном контр0' лируемые собственным менеджментом («Газпром», «Роснефть»).

Такая структура собственности обусловливает особенности инвестиционно!"0 поведения компаний и существенную зависимость инвестиционных решений от п°' зиции акционеров или, в случае госкомпаний, высшего менеджмента. Основной за' дачей для этих групп, от которой зависит модель поведения, было установление контроля над активом, точнее, над генерируемым им финансовым потоком. При этоМ цена приобретения такого контроля обычно существенно ниже ожидаемой реально"

стоимости актива. Нужно было не столько эффективно управлять ресурсами и зарабатывать профессиональную маржу, сколько побеждать конкурентов и выживать. Как известно, в некоторых случаях самым дешевым (и наиболее эффективным на тот момент) способом установления контроля над генерируемым тем или иным активом финансовым потоком было установление контроля над узким кругом топ-меНеджеров, осуществляющих контроль за движением этого финансового потока. В случае же перераспределения собственности основным способом установления Контроля над активом является приобретение необходимого «административного Ресурса», обеспечивающего «правильный» переход контроля из одних рук в другие.

Последний нашумевший пример такого рода — аукцион по продаже «Славнефти» (сумма победителя — 1,87 млрд долл.). Не допущенные к аукциону конкуренты Являли, что готовы были предложить за «Славнефть» гораздо большие, чем заплатил в итоге победитель, суммы: 2,5-3,0 млрд долл. — «Роснефть», до 4 млрд долл. — Китайская национальная нефтяная компания. Таким образом, публично объявленная цена приобретения актива оказалась в 1,5-2 раза меньше, чем потенциальные Конкурентные предложения. Однако думается, что объявленная цена оказалась так-^е заметно ниже (хотя и не в такой степени, как в сравнении с предложениями конкурентов) фактической (необъявленной) цены приобретения актива из-за неафишируемой (дополнительной к объявленной цене) стоимости приобретения административного ресурса, обеспечившего победу в аукционе и приобретение актива по заниженной (против потенциальных конкурентных предложений) цене.

В последние три года (с 2000 г. — Прим. авт.) существенно возрос объем внутреннего инвестирования российских нефтяных компаний, что привело к формированию нового типа их поведения, основанного на экономических и технологических Расчетах и подкрепленного накопленным административным ресурсом.

Вторая группа, лишь в этом году (2003 г.) всерьез заявившая о себе в России (сделка ВР — ТНК [4]) и обладающая мощным потенциалом, — международные (транснациональные) нефтегазовые корпорации (МНГК). Здесь ситуация обратная, подход к инвестициям отшлифован колоссальным, часто более чем вековым опытом этих корпораций, с небольшими различиями в зависимости от особенностей Корпоративной культуры и стратегических приоритетов. Эти компании не привыкли — точнее, давно перестали (исторически) — работать в такой агрессивной среде " отличие от российских ВИНК, для которых эта среда — естественная среда обитанИя. Поэтому МНГК оценивают российские риски как очень высокие. Для их активного вхождения на российский рынок требуется дальнейшее улучшение макроэкономической и политической конъюнктуры.

Наконец, третья группа — средние и мелкие российские, совместные и зарубежное нефтегазовые компании. Отличительной чертой этих компаний является их заинтересованность в быстрой и успешной реализации каждого конкретного проекта, ^аленькие компании не могут позволить себе простаивающих, «стратегических» активов. Они часто специализируются на разработке месторождений определенного тИпа, осваивая соответствующие технологии и экспертизу. Их сильная сторона — *Рента на специализации», слабая — относительно низкая устойчивость к конъюнктУрным колебаниям, регулярно происходящим на мировом и региональных энергетИческих рынках. Финансовые ресурсы для малых компаний ограничены. Для них

практически неприемлема схема с существенным авансовым взносом за обладание лицензией еще за несколько лет до первой нефти. Поэтому их естественная ниша -завершение разработки месторождений после ВИНК (доразработка), или немедленное начало разработки открытых ими месторождений (для этого компании должны изначально обладать «сквозной» поисково-разведочной и добычной лицензией), или перепродажа новых сделанных ими открытий более крупным компаниям.

В настоящее время отношение компаний к рискам и оценка ими инвестиционных проектов сильно различаются как между группами, так и внутри основной груп' пы отечественных НК. Наглядным примером этой ситуации служат результаты проводимых конкурсов и аукционов, когда предложения претендентов различались кратно («Вал Гамбурцева», «ОНАКО»), Таким образом, до настоящего времени преобладала конкуренция предпринимательских команд и лоббистских аппаратов, а не конкуренция систем управления и технологий, т.е. доминировала конкуренция за способность сконцентрировать в нужное время и в нужном месте максимально необходимый для решения данной задачи административный ресурс.

Если представить кривые предложения инвестиций тремя описанными группами инвесторов, получим вариант, схематически изображенный на рис. 143.

При совокупном уровне платежей Т0 основной объем инвестиций приходится на долю российских ВИНК, небольшой объем инвестиций осуществляют независимые НК, а МНГК практически (кроме небольших инвестиций для обозначения своего присутствия в стране) вообще не принимают участия в инвестиционном пр°" цессе.

В долгосрочной перспективе возможно не только движение вдоль по кривы*1 предложения инвестиций, но и сдвиг самих кривых. При существенном улучшении инвестиционного климата (по иным, помимо уровня фискальной нагрузки, параметрам), внезапном улучшении геологических условий (новые существенные открЫ' тия) кривые предложения инвестиций могут сдвинуться вверх, обеспечивая больший объем инвестиций при любом уровне бюджетных платежей. Напротив, сниЖе* ние цен на нефть на мировых рынках может привести к общему сокращению инвестиций и кривые I на рис. 143 пойдут вниз.

2. Цели и задачи управления ТЭК

Первым в своем роде документом, в котором были системно определены цели И задачи управления ТЭК, стала «Энергетическая стратегия России» на период 2020 г. Документ «исходит из того, что для продолжения социально-экономически* реформ, для преодоления кризиса и перехода на траекторию устойчивого развития в России, с учетом ее геополитического положения, исторического опыта и ментаЛь' ности населения, необходима сильная государственная власть». «Целью энергетической политики и высшим приоритетом Энергетической стратегии России на перИ°Д до 2020 г. является максимально эффективное использование природных топливИ0 энергетических ресурсов и имеющегося научно-технического и экономического по тенциала ТЭК для повышения качества жизни населения страны».

Исходя из такого подхода, задачи государства в области лицензионной политИ ки можно в самом общем виде сформулировать следующим образом: максимизир0 вать совокупный экономический эффект, получаемый от реализации нефтегазовЫ*

проектов, при соблюдении системы ограничений (геополитических, социальных, экологических и т.п.). Наиболее важным для нас является вывод о том, что государство не должно максимизировать текущие налоговые поступления или объемы добычи углеводородов, но должно способствовать достижению оптимальных параметров экономической системы в целом [1,5].

На уровне конкретного проекта этот тезис можно проиллюстрировать данными Рис. 144, из которого видно, какая существенная величина «изымается» из оценки эффектов от проекта для государства, если учитываются только прямые налоговые эффекты (бюджетная эффективность проекта). Нацеленность на максимизацию неполной совокупности эффектов (только на прямые эффекты) приводит к отклонению задаваемых государством параметров проекта от их оптимальной совокупности, а в итоге — к недоизвлечению нефти и недополучению государством значительных доходов в виде прямых, косвенных и мультипликативных эффектов.

В системе координат «объем инвестиций — совокупные платежи в бюджет» Можно проиллюстрировать достигаемый эффект кривыми совокупного экономического эффекта. В общем случае кривая е, объединяющая все точки, в которых достигается одинаковый совокупный эффект, будет выглядеть так, как показано на Рис. 145. С учетом косвенных и мультипликативных эффектов от инвестиций кривая совокупного макроэкономического эффекта для государства будет тем больше отклоняться вверх от кривой инвестиций, чем выше объем капитальных вложений.

Задача государства — попасть в зону наибольшего экономического эффекта, т.е. сместиться максимально вправо вверх (от ех к е2, к е3 — см. рис. 145), а задача инвестора — влево ввёрх, вдоль кривой инвестиций, характерной для данной группы инвесторов (см. рис. 143). Поэтому государство и инвестор оценивают привлекательность и эффекты от инвестиций в проект в несколько разных системах координат.

3. Субъект управления. Государственный аппарат

Несмотря на принятие «Энергетической стратегии», процесс формирования государственной политики в области лицензирования пользования недрами, очевидно, не завершен. Пока что объектом дискуссии являются не столько интересы государства и наиболее эффективные механизмы из применения, сколько практические Решения, затрагивающие текущие интересы субъектов ТЭК, зачастую вне связи с (отсутствующей) единой государственной стратегией развития ТЭК.

Министр природных ресурсов В. Артюхов, на которого возложена задача выдачи лицензий и контроль за исполнением лицензионных обязательств, впервые на таком Уровне сформулировал две актуальные задачи, стоящие перед государством [6]. Во-Первых, государственный аппарат не в состоянии был до настоящего времени обеспечить эффективный контроль за исполнением конкурсных обязательств. «Весь вопрос в сопоставимой цене немедленных обязательств по выплате бонуса и отложенных обязательств по добыче и, соответственно, по налоговым платежам будущих периодов. Если существует действенный механизм контроля лицензионных требований и отзыва лицензий, то отсроченные обязательства нисколько не слабее немедленных. К сожалению, до настоящего времени механизм конкурсов работал очень плохо». Отсюда второй важнейший вопрос — о необходимости инвентаризации уже выданных лицензий. В министерстве заявляют, что минимум 50% всех лицензий можно спокойно отоз-

вать только на том основании, что не выполняются основные записанные в них требования (прежде всего сроки и объемы добычи), хотя, как известно, в основном эти па-рушения происходят но вине самих государственных органов, в частности МПР. Но МПР само и создало такую конкурсную систему доступа к недрам (получения прав пользования недрами). После раздела «зон ответственности» МПР и Минэнерго РФ за осуществление инвестиционных проектов в недропользовании (энергоресурсы) ответственность МПР стала заканчиваться (как это было еще в советские времена) на стадии выполнения геолого-разведочных работ (ГРР) и передачи открытых месторождений на баланс добывающих предприятий. Иначе говоря, ответственность МПР перестает существовать на получении «бонуса подписания». В условиях отказа государства от финансирования ГРР естественной задачей МПР (с целью сохранения кадров, объемов работ) стала максимизация бонуса, что по определению противоречит задаче максимизации социально-экономических (макроэкономических) эффектов от разработки месторождений. Характерный пример — дебаты по итогам конкурса по «Валу Гамбурцева», где противопоставлялись высокие бонусы, но меньшие макроэкономические эффекты у проигравших компаний и низкий бонус, но высокие макроэкономические эффекты у компании-победительницы. Поэтому если механизм конкурсов и работал плохо, то по вине самого государства и уполномоченных на его разработку ведомств (того же МПР) вследствие выбора порочной системы целей при формировании процедуры конкурсов, в частности, из-за нацеленности конкурсных процедур на максимизацию бонуса, а не макроэкономических эффектов от проекта и даже не на максимизацию прямых эффектов от проекта за полный срок разработки. Более того, фактический переход контрольных функций за проектом после получения бонуса подписания от МПР к Минэнерго РФ (в случае разработки месторождений энергоресурсов) делал лишенным стимулов для чиновников МПР создание эффективных механизмов контроля за выполнением условий лицензий, поскольку осуществлять этот контроль должны были бы чиновники другого министерства. Наконец, повсеместный переход на аукционы, безусловно, отвечает главной целевой установке МПР — максимизировать бонус подписания. Но эта задача, как было неоднократно показано, не имеет ничего общего с задачей максимизации макроэкономических эф" фектов для государства от реализации инвестиционного проекта.

Минэнерго РФ, проявляя обеспокоенность по поводу недостаточной инвестиционной активности в нефтегазовом секторе и ухудшения состояния ресурсной базы комплекса, указывает на необходимость создания экономических условий для освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. На практике такие условия могут быть достигнуты двумя способами — равномерным снижением бюджетной нагрузки на нефтегазовый комплекс или (что представляется более реалистичным) дифференциацией используемых режимов в зависимости от типа месторождения, использование СРП [7].

Минэкономразвития, которое два года назад (в 2001 г. — Прим. авт.) получило в свое ведение вопросы СРП, по традиции занимает наиболее либеральную позицию. По словам Г. Грефа «распространение аукционных принципов на область недропользования даст бюджету миллиарды долларов» [8]. Косвенно такая позиция Минэкономразвития признает исключительную слабость российского государственного аппарата и узкую фискальную направленность принятого министерством

подхода. О победе упрощения над эффективностью в ходе реформы налогообложения нефтяной отрасли автор статьи высказывался в работах [9-12].

Отсюда вывод: единой позиции ключевых ведомств но вопросу формирования государственной политики лицензирования, нацеленной на максимизацию макроэкономических эффектов от разработки месторождений, нет.

4. Система ограничений

Решение задачи государства по максимизации макроэкономического эффекта ограничивается рядом требований, которые можно разделить на объективные и субъективные по отношению к субъекту управления — государственному аппарату:

— энергетическая безопасность России (которая в условиях глобализации энергетических рынков не может и не должна рассматриваться с точки зрения «энергетической независимости», но достигается за счет эффективной взаимозависимости с Другими странами и регионами);

— безопасность энергетического оборудования (технологическая надежность и Физическая безопасность энергоснабжения);

— экологические ограничения (растущие требования к среде проживания, понятие «качество жизни» учитывает качество окружающей среды);

— контроль за структурой рынка (недопущение монополизации на различных этапах «энергетической цепочки» от добычи до сбыта, обеспечение равного доступа к Монопольным транспортным системам);

— конъюнктура глобального спроса и предложения, уровни и динамика цен на Иефть (отношения с субъектами мирового рынка нефти, региональных рынков газа П электроэнергии);

— истощение существующих запасов и объективное усложнение геологических и Других природных характеристик новых открытий;

— нежелательность дальнейшего увеличения доли отраслей ТЭК в экономике (сдерживание сырьевой ориентации страны в целях недопущения «голландской боязни»);

— социальный фактор (необходимость поддерживать объем производства в зонах моноотраслевой занятости — фактор, особенно актуальный для добывающих °траслей ТЭК: нефтяной, газовой, угольной);

— зависимость бюджета от платежей ТЭК (нельзя спускаться ниже определенного уровня) и т.п.

Система ограничений достаточно четко определяет поле возможных решений (см. рис. 146), устанавливая минимальный и максимальный уровни инвестиций, минимально необходимый уровень поступлений в бюджет.

На этом этапе важно не подменить понятия, не спутать ограничения и целевую Функцию. Еще раз подчеркнем, что целью государственного управления остается Максимизация общего эффекта использования природных ресурсов, а не максимизация прямых налоговых поступлений или отдельных налоговых компонентов.

Попытаемся графически решить поставленную государством задачу (см. РЧс. 147). В изображенной на графике ситуации экономическая система находится в т°чке О. Для достижения максимального экономического эффекта государству

необходимо снизить совокупные платежи в бюджет с Тдо Т1. Это позволит экономике перейти с уровня совокупного эффекта е1 на новый, более высокий уровень е2 (эффект кривой Лэффера).

Очевидно также, что государству всегда будет выгодно стремиться увеличить совокупное предложение инвестиций (сдвинуть кривую I вправо вверх), так как в этом случае достигаемый эффект увеличивается при любом неизменном значении совокупной бюджетной нагрузки (см. рис. 148).

Учитывая, что кривая предложения инвестиций, по сути, отражает отношение инвестора к перспективности и рискам области инвестиций, добиться сдвига этой кривой можно только долгосрочной, ясной политикой, формированием постоянной, действующей на практике законодательной базы, работой по улучшению инвестиционного климата в стране. Все это в итоге должно привести к повышению долгосрочного кредитного рейтинга России и смещению кривой предложения инвестиций вверх.

В заключение приведем несколько примеров рассуждений, основанных на изложенном выше материале.

1. Чтобы формировать эффективную структуру отрасли, стимулируя конкуренцию технологий, ресурсов и систем управления [4], следует обеспечить значимое присутствие всех трех типов компаний. Для этого государство должно содействовать развитию независимых нефтяных компаний и привлечению в страну международных корпораций.

Претворяя указанное требование в область практических решений по лицензионной политике, государству необходимо формировать предложение лицензионных участков соответствующего размера, перспективных для независимых компаний; экспортно ориентированных, выделяемых из общестрановых рисков, дл# МНГК — и выбирать соответствующую форму продажи лицензий. Конкурсы с жесткими условиями разработки по небольшим геологически сложным месторожде' ниям позволят привлечь независимые компании, а лицензии на экспортно ориентированные офшоры может оказаться разумным продавать на аукционах с привлечением максимального числа потенциальных участников.

2. Чтобы вовлечь в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, необходимо использовать гибкое налогообложение. Задача может звучать та^ «В разработку должны вовлекаться все месторождения с полной себестоимостью подъема N долл./барр., вне зависимости от текущей конъюнктуры цен на мировЫ* энергетических рынках».

Необходимо рассчитать себестоимость и установить соответствующий размер налога на добычу полезных ископаемых (еще до выставления лицензии на конкуРс или аукцион). Для этого нужно поменять концепцию НДПИ — отказаться от «плоской» шкалы и сделать его дифференцированным.

3. Чтобы добиться доверия инвесторов при продаже лицензий необходимо использовать наиболее простые и прозрачные механизмы принятия решений.

Для этого можно обозначить приоритет аукционов над конкурсами, за исключением лицензий по участкам с трудноизвлекаемыми запасами. В случае проведений конкурса следует ограничить число критериев и использовать для финального выбора только количественные критерии. Таким образом, необходима разработка МО'

Дельного соглашения на право пользования недрами (лицензионного, СРП). Насколько нам известно, такая задача уже поставлена: МЭРТ объявил конкурс на подготовку модельного СРП. При этом в случае проведения аукциона объектом торгов может быть право заключения типового соглашения, уже включающего в себя перечень основных расчетных параметров разработки месторождения.

4. Для снижения общего уровня рисков необходимо жестко контролировать соблюдение лицензионных соглашений. При этом сохранение ситуации, в которой государство имеет основания для отзыва половины всех выданных лицензий и заявляет об этом, неприемлемо.

Отсюда вытекает необходимость найти компромисс по выданным лицензиям между компаниями и МПР (угроза отбора 50% лицензий сама по себе снижает желание инвесторов входить в отрасль, повышая оценку инвесторами политических Рисков) и в случае необходимости подписать обновленные лицензионные соглашения, по которым станет возможен реальный контроль за исполнением их условий и гибкое финансовое наказание за их невыполнение (наказание должно быть адекватно допущенному нарушению). Необходимо отказаться от «двоичной» системы контроля за выполнением лицензионных соглашений (когда допускается только наличие или отзыв лицензии), разработать «шкалу штрафов» и внести ее в новые типовые лицензионные соглашения. Перед перезаключением лицензионных соглашений государство должно дать гарантии, что в процессе перезаключения лицензии отбираться не будут (многие выданные, особенно в начале 90-х годов, лицензии далеки °т совершенства и допускают двойное толкование, поскольку само государство тогда еще не знало, что именно в них включать).

Литература

1. Конопляник АЛ. Реформы в нефтяной отрасли России (налоги, СРП, концессии) и их Последствия для инвесторов. М.: Олита, 2002.

2. Конопляник АЛ. Концессия от Д'Арси до Козака — эволюция понятий // Нефть и капитал. 2002. № 9 (см. часть VII, работа 3).

3. Конопляник АЛ. Договор концессии: возможное место и роль в инвестиционном законодательстве России // Нефтегаз, энергетика и законодательство, 2001-2002. Информационно-правовое издание ТЭК России (ежегодник). М.: Нестор Академик Паблишерз, 2001 (см. часть VII, работа 1).

4. Атнашев М.М., Кравец М. Корпоративные коллизии ВР и ТНК // Нефтегазовая вертикаль. 2003. № 7.

5. Атнашев М.М., Конопляник АЛ. К вопросу о рациональном взаимодействии государства и других участников инвестиционного процесса в нефтегазовом комплексе // Нефтяное Хозяйство. 2001. № 5 -6 (см. часть IX, работа 2).

6. БеккерА. Интервью с В. Артюховым // Ведомости. 2001. 12 июля.

7. Конопляник А. Борьба против СРП: кому она выгодна и почему? (некоторые вопросы экономической теории и последствия их применения на практике) // Нефть и капитал. 2003.

6 (см. часть VI, работа 11).

8. Соловьяненко О. Правительство усиливает контроль над экспортом нефти // Независимая газета. 2001.21 июня.

9. Конопляник А. Выдержит ли скважина? О резервах улучшения законопроекта по налогу на добычу полезных ископаемых // Нефть и капитал. 2001. № 6 (см. часть VIII, работа 5).

10. Конопляник А. Повышение денежного давления. Налоговая реформа в нефтяной отрасли: первые результаты // Известия. 2001. 21 ноября.

11. Конопляник А. С новыми налогами, господа! Анализ ожидаемых результатов от налоговой реформы нефтяной отрасли // Нефть и капитал. 2002. № 1 (см. часть VIII, работа 6).

12. Конопляник А. От чего уходили — к тому пришли. Новая налоговая система в недропользовании оказалась ничуть не лучше прежней // Российская бизнес-газета. 2003. № 9. 12 марта (см. часть VIII, работа 7).

Часть IX. Мультипликативные эффекты

Часть IX. Мультипликативные эффекты