CC BY
59
10 (52) - 2011
Проблемы глобализации
УДК 339.9
АНАЛИЗ СПЕЦИФИКИ ГОСУДАРСТВЕННО-ЧАСТНОГО ПАРТНЕРСТВА В УСЛОВИЯХ ГЛОБАЛИЗАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В МИРОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ (НА ПРИМЕРЕ СОВРЕМЕННОГО МИРОВОГО РЫНКА НЕФТИ)
в. А. кАБАШкИН,
доктор экономических наук, профессор кафедры внешнеэкономической деятельности E-mail: [email protected]
Д. в. дудецкий,
аспирант кафедры внешнеэкономической деятельности E-mail: [email protected] Российский экономический университет им. Г. В. Плеханова
В статье анализируются основные показатели динамики экспорта и импорта нефти на мировом рынке. Рассматриваются деятельность основных экспортеров и импортеров нефтепродуктов, роль государственно-частного партнерства на рынке нефти. Даются базовые характеристики и определения концессии. Раскрываются преимущества концессии в современной хозяйственной жизни.
Ключевые слова: государственно-частное партнерство, концессия, преимущество, мировой, рынок, экспорт, нефть, импорт.
В условиях нарастающей глобализации нефтяная промышленность во многом приобрела всемирный характер. Выгоды и преимущества, которые извлекаются из коммерческих операций с нефтью, настолько значительны, а сама нефть является настолько важным топливным и химическим сырьем
для промышленно развитых стран, что вся история развития нефтяной промышленности была, есть и, очевидно, еще продолжительное время будет тесно связана с мировой политикой, в которой интересы нефтяных компаний являются объектом активной поддержки и экспансии ведущих мировых держав.
Общеизвестно, что нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Оценка геологических запасов нефти в земных недрах всегда носила приблизительный характер. Необходимые масштабы геолого-поисковых и разведочных работ определяются в первую очередь неуклонно растущей потребностью в нефти, долговременной положительной динамикой мировых цен на нефть, а также наличием соответствующих месторождений. В последние десятилетия чрезвычайно быстрыми темпами развиваются более эффективные технологии разведки новых место-
1 400
1 200
1 000
800
600
400
200
1049
667,1
1980
1996
рождении с последующей добычей нефти [7].
Чтобы оценить влияние механизмов государственно-частного партнерства (ГЧП) в условиях гло-бализационных процессов на современный мировой рынок нефти, следует понимать, что используемый в международной практике термин «достоверные запасы» для всех стран, кроме СНГ, определяет выявленные геологические запасы, которые могут быть извлечены из недр при соответствующих мировых ценах на нефть и уровне используемой технологии, т. е. при условии, что их добыча экономически будет оправданна. По-иному оцениваются запасы в странах СНГ. В них, как правило, приводятся данные о разведанных запасах без учета какой-либо экономической составляющей.
Обеспеченность страны геологическими запасами тех или иных полезных ископаемых, в том числе и нефти, наиболее часто оценивается количеством лет, в течение которых эти запасы могут быть исчерпаны при уже достигнутом уровне добычи.
Следует, однако, отметить, что этот в принципе очень важный показатель имеет не статический характер (фатально определяющий срок полного исчерпания природных запасов в той или иной стране или в мире в целом), а динамический, отражающий соотношение степени реальной геологической изученности соответствующей территории и месторождений.
Приведенные факторы предопределяют подчас существенные расхождения в оценке статистических показателей о фактических геологических запасах нефти, публикуемых в различных международных и национальных изданиях. Анализ статистических источников позволяет утверждать, что наиболее достоверные и полные статистические данные о вероятных запасах нефти в 105 странах мира приводят периодические издания: Oil and Gas Journal (OGJ), Minerals yearbook, обзоры Всероссийского геологического общества и Международного энергетического агентства.
Динамика развития мирового нефтегазового комплекса представлена на рис. 1.
Разведанные запасы нефти в мире оцениваются в 1 258 млрд барр., и размещены они крайне
1209,5
1239,5
1261
1258
1258
2005
2006
2007
2008
2009
Рис. 1. Достоверные мировые запасы нефти в 1980—2009 гг., на конец года, млрд барр. [16]
неравномерно. Более половины разведанных запасов нефти привязано к морским месторождениям, зоне континентального шельфа, побережьям морей. Крупные залежи нефти разведаны у берегов Аляски, в Мексиканском заливе, в приморских районах северной части Южной Америки (впадина Маракайбо), в Северном, Баренцевом, Беринговом и Каспийском морях, у западных берегов Африки (Гвинейский залив), в Персидском заливе, у островов Юго-Восточной Азии и в других местах.
Не стоит забывать про целый ряд больших месторождений, пока не введенных в эксплуатацию (табл. 1), а также о еще не разведанных месторождениях, объем ресурсов которых остается до настоящего времени неизвестным.
Среди стран мира особенно богаты нефтью развивающиеся страны Ближнего и Среднего Востока (Саудовская Аравия, Ирак, ОАЭ, Кувейт, Иран, Катар, Бахрейн и др.), Латинской Америки (Мексика, Венесуэла, Эквадор и др.). Африки (Алжир, Ливия, Нигерия, Габон), Юго-Восточной Азии (Индонезия, Бруней и др.). На территории этих стран сосредоточено более 4/5 мировых запасов нефти.
Крупными запасами нефти располагают также Россия, США, Китай, Великобритания, Канада,
Таблица 1
Новые открытые месторождения нефти [15]
Месторождение Объем запасов, млрд барр. Год открытия
Бассейн Сантос, Бразилия Около 40 2008
Кариока, Рио-де-Жанейро, Бразилия 10-33 2008
Тупи, Рио-де-Жанейро, Бразилия 5-8 2008
Бохай, северо-восточное побережье Китая Около 7,5 2007
Мексиканский залив 3-15 2006
7х"
3
□ Средний Восток
Европа и Евразия
Северная Америка
□ Южная и Центральная Америка
Африка Г I Азиатско-Тихоокеанский регион
Рис. 2. Распределение доказанных запасов нефти в 1989—2009 гг., %: а - 1989 г., б - 1999 г., в - 2009 г. [14]
в 1960 г. пять стран — организаторов ОПЕК обеспечивали около 80 % мирового экспорта нефти. В настоящее время этот показатель снизился до 60 %, однако количество стран — членов ОПЕК увеличилось, и в целом они располагают 77 % мировых запасов нефти и обеспечивают около 40 % нефтедобычи. За время существования эта организация, несомненно, стала самым влиятельным
Румыния и некоторые другие промышленно развитые страны мира. Соответствующие региональные характеристики приведены на рис. 2.
На Россию приходится примерно 6,3 % (79 млрд барр.) мировых разведанных запасов нефти. По этому показателю она уступает Саудовской Аравии (21 %), Ирану (10,9 %), Кувейту (8,1 %), Ираку (9,1 %) и Венесуэле (7,9 %), но превосходит США (2,4 %), Китай (1,2 %) и т. д. [6].
При оценке обеспеченности важно знать не только объем запасов нефти, но и срок, на который их хватит при существующих объемах добычи. Здесь лидируют Организация стран — экспортеров нефти (ОПЕК) и страны Среднего Востока. Их показатели в несколько раз выше, чем у других групп стран и регионов мира.
За полувековой период деятельности роль и значение ОПЕК существенно изменились. Так,
120 т-
100
80
60
40
20
0
А
1960 1963 1966 1969 1972 19751978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2006 2009 -Доля ОПЕК, % (правая шкала)
-Цена на нефть с учетом инфляции, долл./барр. (левая шкала)
Рис. 3. Динамика цен на нефть и доля ОПЕК в мировом производстве нефти
участником мирового нефтяного рынка, от решений которой во многом зависит его конъюнктура. Динамика цен на нефть и доля ОПЕК в мировом производстве нефти представлены на рис. 3.
Как известно, экономический успех ОПЕК оказался, однако, не очень устойчивым. В середине 1980-х гг. мировые цены на нефть упали почти вдвое, резко сократив доходы стран ОПЕК и похоронив надежды на долгое процветание.
Ослабление ОПЕК было вызвано двумя группами причин — относительным снижением спроса на нефть и ростом ее предложения.
С одной стороны, нефтяной шок стимулировал поиск новых источников энергии, не связанных с нефтедобычей (в частности, строительство АЭС), и широкое внедрение энергосберегающих технологий. С другой стороны, система квотирования добычи нефти членами ОПЕК оказалась неустойчивой — она подрывалась и извне, и изнутри.
При существующем объеме добычи запасов нефти хватит в странах ОПЕК на 71 год, странах бывшего СССР — на 27 лет, странах ОЭСР — на 13 лет и в станах Евросоюза — на 8 лет.
Сравнение запасов нефти в регионах мира по продолжительности ее добычи показано на рис. 4.
С учетом имеющихся оценок мировых геологических запасов нефти при нынешнем уровне добычи ее хватит, по
Л
60 55
-50 45 40 |-35 30 25 20
80 70 60 50 40 30 20 10 0
79
50
Средний Восток
крайней мере, на 42 года, в 90 том числе в США этот показатель едва превышает 6 лет, в России — 17 лет, а в Саудовской Аравии он составляет 82 года, в Кувейте и ОАЭ — около 111 лет.
Несмотря на то, что в течение последних 30 лет роль мирового рынка нефти в мировой экономике оставалась исключительно высокой, сам рынок вследствие различных геополитических процессов претерпевал практически
революционные изменения: трансформировались его структура, степень либерализации, принципы ценообразования.
Мировые запасы нефти и газоконденсата в настоящее время разрабатывают 20 крупнейших нефтедобывающих компаний мира. Тройка лидеров — Saudi Arabian Oil Co, Irag National Oil Co, Kuwait Petroleum Corp и т. д. (табл. 2).
География потребления нефти сильно отличается от географии ее добычи. Страны ОЭСР расходуют жидкое топливо в объеме, в 2,5 раза превышающем объем собственной добычи (страны ЕС — 6,6 раза). В то же время главный нефтепро-изводящий регион мира (Средний Восток) потреб-
Таблица 2
Запасы нефти и газоконденсата основных нефтедобывающих компаний мира, млн т [1]
33
22
15
14
Южная и Центральная Америка
Африка
Европа и бывший Советский Союз
Северная Америка
Азиатско-Тихоокеанский регион
Компания Запасы
Saudi Arabian Oil Co. 35 479
Irag National Oil Co. 15 411
Kuwait Petroleum Corp. 12 877
Abu Dhabi National Oil Corp. 12 630
National Iranian Oil Co. 12 288
Petroleos de Venezuela 9 818
Petroleos Mexicanos 6 551
National Oil Corp. (Ливия) 4 041
China National Petroleum Co. 3 288
ОАО «НК Роснефть» 2 463
Nigerian National Petroleum Corp. 2 299
ОАО «ЛУКОЙЛ» 2 222
Royal Dutch/Shell 1 326
Sonatrach (Алжир) 1 260
Petroleo Brasileiro 973
Exxon Corp. 846
Sonangol 741
Petroleum Development Oman 724
British Petroleum 689
Pertamina (Индонезия) 682
Рис. 4. Продолжительность добычи нефти в регионах мира при существующих объемах добычи, лет [14]
ляет жидкое топливо в объеме, который вчетверо меньше объема добычи.
В современных условиях объем добычи нефти зависит от спроса. В мире, и прежде всего в промышленно развитых странах, прослеживается тенденция по уменьшению доли нефти в потреблении первичных энергоносителей. Несмотря на это, мировой уровень добычи нефти с газоконденсатом постоянно растет. Из общего объема добываемой в мире нефти на ОПЕК приходится около 45 %, ОЭСР - 22 %, СНГ - 16 %.
Статус крупнейшего региона по производству жидкого топлива принадлежит Среднему Востоку, однако его доля в мировой добыче (32 %) почти вдвое меньше, чем доля мировых запасов (60 %). Остальные регионы мира уступают Среднему Востоку по объему добычи в несколько раз, в частности, Северная Америка — в 2 раза, Африка — более чем в 2,5 раза.
Динамика мирового спроса на нефть в 2008— 2010 гг. представлена в табл. 3.
Ситуация на мировом рынке нефти изменчива. Позиции, занимаемые на нем ключевыми производителями, зависят от того, в каком направлении и в какой мере меняются объемы добычи. На протяжении последнего десятилетия их векторы были разнонаправленными. В большинстве стран добыча жидкого топлива выросла, причем максимально, например в России. Больше нефти стали добывать 10 из 13 членов ОПЕК (в том числе их лидер — Саудовская Аравия).
Из стран ОЭСР ощутимо нарастила добычу лишь Канада, тогда как другие крупные производители из элитного клуба экономически развитых стран — США, Великобритания и Норвегия — оказались самыми заметными в группе стран, имеющих спад объема добычи [9].
7х"
5
Таблица 3
Мировой спрос на нефть в 2008—2010 гг., млн барр. ежедневно [3]
2008 2009 2010
Регион I квар- II квар- III квар- IV квар- За год I квар- II квар- III квар- IV квар- За год I квар- II квар- III квар- IV квар- За год
тал тал тал тал тал тал тал тал тал тал тал тал
Африка 3,2 3,1 3,1 3,2 3,1 3,2 3,2 3,1 3,1 3,2 3,2 3,3 3,2 3,3 3,3
Америка 30,6 30,5 29,7 30 30,2 29,3 28,9 29,4 29,6 29,3 29,6 29,6 29,9 29,8 29,7
Азиатско- 26,7 25,8 25 24,9 25,6 25,7 25,9 25,9 27 26,1 27,3 26,8 26,3 27,3 26,9
Тихоокеанский
Европа 16,1 15,8 16,3 16,2 16,1 15,7 15 15,2 15,1 15,2 14,8 14,9 15,3 15,3 15,1
Бывший СССР 4,1 4 4,3 4,1 4,1 3,9 3,8 4 3,9 3,9 4,1 3,9 4,1 4,1 4,1
Ближний Восток 6,5 6,9 7,4 6,7 6,9 6,5 7,1 7,6 7 7,1 6,9 7,4 7,9 7,2 7,4
Всего в мире... 87,1 86,2 85,7 85 86 84,3 83,9 85,1 85,7 84,8 85,9 85,9 86,7 87 86,4
Годовое 1,1 1,1 —0,7 —3,1 -0,4 —3,3 —2,7 -0,6 0,8 -1,4 2 2,3 1,8 1,5 1,9
изменение, %
Соответствующие характеристики в изменениях добычи нефти отражены в табл. 4.
В ближайшем будущем добыча нефти будет продолжать расти. Согласно оценкам экспертов,
Изменение объемов добычи нефти за 1998-2008 гг., млн. т [14]
Таблица 4
Страна Объем добычи
Россия +184,2
Саудовская Аравия +59,8
Ангола +56,2
Казахстан +46,1
Бразилия +44,1
Азербайджан +33,3
Канада +31,5
Китай +29,5
Кувейт +27,3
Катар +24,2
Алжир +23,8
Судан +23,1
Иран + 19
Ливия + 16,6
ОАЭ + 16
Ирак + 15,1
Экваториальная Гвинея + 13,8
Таиланд +8,4
Чад +6,7
Эквадор +5,6
Туркменистан +3,8
Дания +3,4
США —63
Великобритания —60,4
Венесуэла —48
Норвегия —35,4
Индонезия —25,1
Мексика —16,1
Аргентина —9,9
Сирия —9,8
Плюс — увеличение объемов добычи. Минус — уменьшение объемов добычи.
добыча нефти в 2015 г. будет составлять 4 492 млн т, в 2020 г. — 4 751 млн т, в 2030 г. — 5 328 млн т. Таким образом, при существующих темпах потребления разведанной нефти хватит примерно на 40 лет [12].
Среди государств с крупными (свыше 50 млн т) и средними (5—50 млн т) объемами потребления нефти в год только каждое третье покрывает внутренний спрос за счет собственной добычи, причем из экономически развитых стран к ним относятся лишь Канада, Норвегия и Дания.
Эффективность потребления нефти (или, иначе говоря, нефтеемкость ВВП) неодинакова в различных странах. Многие из них, стремясь рационализировать потребление и снизить зависимость национальной экономики от нефти, целенаправленно реализуют программы развития производства и экспорта продуктов ее глубокой переработки. Спрос на такие продукты стабильнее, а цены — намного выше, чем на сырую нефть.
Различия в среднедушевых объемах потребления нефти между странами не столь контрастны, как в объемах ее добычи. Максимум потребления имеет Сингапур (порядка 10 т/чел.), что объясняется крупными объемами реэкспорта нефти и ее переработки с учетом снабжения нефтепродуктами большого числа судов торгового флота, швартующихся в порту этого города-государства. С большим отставанием от Сингапура по потреблению нефти в расчете на одного жителя следует Кувейт (около 6 т/чел.). За последнее десятилетие наибольший прирост потребления жидкого топлива приходится на Китай (табл. 5).
Среди 12 главных направлений межрегиональных и трансграничных поставок сырой нефти шесть приходятся на отгрузки со Среднего Востока. По двум направлениям поставщиками являются
Северная и Западная Африка. СНГ (на 3/4 — за счет России) в качестве экспортера поставляет нефть только по одному направлению, но зато самому крупному по объему. Сложившиеся в 2009 г. главные торговые направления движения нефти показаны на рис. 5.
Величина экспортных отгрузок различна. Страны Среднего Востока отгружают в Японию, Китай, другие страны Азии 70 % всей предназначенной для вывоза за границу нефти, а с учетом отгрузок по еще двум направлениям — в США и Европу — 94 % общего ее объема. Страны Северной и Западной Африки отгружают 70 % своей экспортной нефти по двум направлениям — в Европу и США. Почти такую же долю составляет вывоз нефти из стран Южной Америки на север того же континента. Еще выше величина отгрузок нефти из стран СНГ — почти 4/5 их объема приходится на один регион — Европу. Однако лидирует в данном отношении Канада, поскольку более 98 % ее нефтяного экспорта направляется в США. Самым диверсифицированным является импорт США. Сюда сходятся пять из 12 главных направлений экспорта нефти, составляющих 3/4 ее объема ввоза в страну.
В последнее время изменились вся конфигурация и характер нефтяного рынка. Сравнительно узкая его монополистическая структура (как потребителей, так и производителей) стала уступать место своеобразной нефтяной многополярности. Мировой нефтяной рынок стал превращаться в ры-
Рис. 5. Главные торговые направления движения нефти в 2009 г., млн т [14]
Таблица 5
Изменение объемов потребления нефти за 1998-2008 гг., млн т [14]
Страна Объем потребления
Китай + 178,7
Саудовская Аравия +42,8
Индия +42,5
Иран +25,8
США +20,7
Сингапур + 16,6
Канада + 15,7
Бразилия + 15,3
Индонезия + 11,9
Тайвань +11
Венесуэла + 10,9
Бельгия и Люксембург + 10,9
Испания +9,7
Южная Корея +9,4
ОАЭ +8,5
Мексика +7,8
Нидерланды +7,1
Россия +6,7
Катар +6,2
Алжир +5,8
Япония —31,8
Германия —18,3
Италия —13,8
Филиппины —5,7
Франция —2,8
Азербайджан —2,6
Великобритания —2
Плюс — увеличение объемов потребления. Минус — уменьшение объемов потребления.
нок подлинно глобальный. В этом процессе ключевую роль на сегодняшний день играет Россия.
До 2020 г. Россия, Казахстан и Туркменистан планируют значительное увеличение объемов добычи и экспорта углеводородов. Нынешние и тем более планируемые этими странами объемы нефтегазового экспорта являются более чем достаточными для вывода российско-центральноазиат-ской и региональной углеводородной торговли на прежний — советский уровень и даже выше.
В России в рамках утвержденной распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 № 1715-р «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» добыча нефти в 2020 г. определяется на уровне 535 млн т, в 2030 г. — 530 млн т. До 2020 г. планируются инвестиции в новые мощности в размере 179 млрд долл., к 2030 г. — 198 млрд долл.
Россия сохраняет позиции одного из мировых лидеров по добыче нефти. По состоянию на 01.01.2009 добыча нефти составляла (млн т): в Саудовской Аравии — 480, России — 488, США — 294, Иране — 252, Китае — 189, Венесуэле — 180, Канаде — 173, Мексике — 168. Фактически можно констатировать, что Россия — единственная страна не из ближневосточного региона, прекращение поставок из которой окажет критическое влияние на состояние мировой экономики.
Рост добыча нефти в значительной мере связан с внедрением механизмов государственно-частного партнерства в российскую практику [4]. Проекты ГЧП становятся реальным механизмом взаимодействия государственного сектора и частного капитала в сфере создания, модернизации, содержания и эксплуатации объектов инфраструктуры.
Государственно-частное партнерство — это совокупность проектов, реализуемых посредством привлечения частного сектора для более эффективного и качественного исполнения задач, способствующих проведению национальной (региональной) социально-экономической политики и относящихся к публичному сектору, на условиях долгосрочного сотрудничества, компенсации затрат, разделения рисков, обязательств, компетенций, определяемых контрактом и совокупностью нормативных актов, действующих на момент его подписания.
При этом следует понимать, что государственно-частное партнерство:
- для общества — это не группа отдельных проектов, реализуемых на условиях ГЧП, а совокупность проектов, функционирующих в системе и предназначенных для осуществле-
ния отдельных видов макроэкономического регулирования, в частности, для проведения национальной (региональной) экономической политики;
- для бизнеса — это не благотворительность и не социальная ответственность бизнеса перед обществом (частный сектор заинтересован в получении прибыли);
- для власти — это не субсидии частному бизнесу, не конкурсное распределение бюджета и не приватизация;
- для финансового сектора — это не совокупность власти и бизнеса.
В мировой практике выделяются две основные модели ГЧП:
- институциональная модель (основные формы — акционирование, совместные предприятия и т. п.);
- контрактная модель (формы — концессии, контракты на управление, аренда и т. д.).
В настоящее время в России в нефтяной отрасли преобладает институциональная модель государственно-частного партнерства. Фирмы с долей государственного участия или совместные предприятия как форма партнерства являются альтернативой полной приватизации, что особенно актуально в контексте возможной социальной важности передаваемого на совместное управление объекта.
В рамках соглашений о создании и функционировании совместного предприятия, за государственной и частной сторонами проекта закрепляются не только риски и прибыли, но и обязательства по осуществлению инвестиционной политики в отношении проекта государственно-частного партнерства. Причем распределение рисков, ответственности и прав происходит в полном соответствии с долями частной и государственной собственности в акционерном капитале предприятия.
Достаточно непросто происходит реализация другой формы партнерства — соглашение о разделе продукции (СРП), которая стала легитимной в 1995 г., после принятия Федерального закона от 30.12.1995 № 225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции» [11]. Например, для реализации комплексного нефтегазового проекта «Сахалин-2» на условиях СРП еще в апреле 1994 г. был создан консорциум Sakhalin Energy Invtsnment Company, Ltd. Срок получения государством своей доли прибыли неоднократно отодвигался, и по самым оптимистичным прогнозам он наступит только после 2014 г.
Соглашения о разделе продукции как форма партнерских отношений между государством и частным бизнесом частично напоминает традиционную концессию, но все же отлична от нее [2]. Различия заключаются, прежде всего, в разной конфигурации отношений собственности между государством и частным партнером. Если в концессиях концессионеру на правах собственности принадлежит вся выпущенная по соглашению продукция, то в соглашениях о разделе продукции партнеру государства принадлежит только ее часть. Раздел продукции между государством и инвестором, его условия и порядок определяются в соглашении. В мировой практике соглашения о разделе продукции как форма партнерских отношений между государством и частным бизнесом активно используются в сфере нефтяного бизнеса (Великобритания, Норвегия и др.).
Опыт реализации такой формы ГЧП, как концессия, в нефтяной отрасли в России есть. Так, в середине 1920-х гг. Россия использовала иностранные концессии, в том числе иностранные концессии в области добычи нефти [8]. К 15 сентября 1926 г. Россия предоставила иностранным компаниям 144 концессии (получив к этому времени 1 900 предложений), в том числе и в нефтяной отрасли.
В перспективе в нефтяной отрасли России вновь может быть активно реализована форма ГЧП в виде концессии, например, при организации добычи нефти на северных территориях страны [5]. Однако следует иметь в виду, что российское законодательство не содержит определения концессии. Исключение составляет коммерческая концессия (франчайзинг), которая не имеет связи с государственно-частным партнерством в рассматриваемом виде, а представляет собой специфические отношения частных компаний. В Федеральном законе от 21.07.2005 № 115-ФЗ «О концессионных соглашениях» [10] даются только определения концессионного соглашения, концедента и концессионера.
При этом важно осознавать, что в странах Западной Европы, Северной и Южной Америки концессионное законодательство в нефтяной отрасли развивалось и совершенствовалось на протяжении столетий. Концессии являются наиболее развитой, прогрессивной и комплексной формой ГЧП.
Во-первых, они, в отличие от контрактных отношений, носят долгосрочный характер, что позволяет обеим сторонам осуществлять стратегическое планирование своей деятельности.
Во-вторых, в концессиях частный сектор обладает полной свободой в принятии административ-
но-хозяйственных и управленческих решений, что отличает их от совместных предприятий.
В-третьих, у государства, тем не менее, в рамках как концессионного договора, так и публично-правовых норм в целом, остается достаточно рычагов воздействия на концессионера в случае нарушения им условий концессии или законодательства, а также при возникновении необходимости защиты общественных интересов в концессиях.
Первая концессия по освоению полезных ископаемых была образована в Испании еще в 1256 г. [4]. А первая концессия по добыче нефти создана в Италии, в районе Миано де Медизано в 1400 г. Однако до настоящего времени концессия как понятие лишено предметной определенности, поскольку сфера его применения чрезвычайно широка. Крупнейший исследователь и теоретик концессий Ж. Ведель отмечает, что термин «концессия» — один из самых расплывчатых терминов в административном праве.
Наибольшее распространение концессии в области недропользования получили в эпоху колонизации как форма эксплуатации зависимых стран и колоний со стороны компаний метрополии. В тот период концессии характеризовались предоставлением концессионеру широких прав за символическую плату, фактическим отказом кон-цедента от суверенитета в отношении огромных территорий и частым применением военной силы при разрешении споров.
Первая транснациональная концессия в нефтяной отрасли появилась в 1901 г. в Персии (концессия Д'Арси). Открытие месторождения нефти в рамках этой концессии (которая охватывала более половины территории современного Ирана) привело к возникновению в 1909 г. компании «Anglo-Persian Oil Company», позднее переименованной в British Petroleum (BP). Концессия была выдана сроком на 70 лет и распространялась на разработку нефти, газа и других полезных ископаемых, за исключением золота, серебра и драгоценных камней.
К 1912 г. в Месопотамии (территория Персии) существовало уже четыре компании (дочерняя компания Deutsche Bank, Shell, Anglo-Persian и американская Chester group), заключивших концессионные соглашения с правительством Персии на разработку полезных ископаемых. Они вели между собой острую конкурентную борьбу вплоть до 1931 г., когда Персидское государство перестало существовать.
К середине прошлого столетия роль концессии в нефтяной отрасли стала меняться. Для того чтобы
подчеркнуть отличие современных концессий от их предшественников эпохи колонизации, их принято называть «модернизированными», а концессии эпохи колониализма — «традиционными».
Основными отличительными чертами концессионного соглашения традиционного типа, как правило, являлись: большая площадь, продолжительный срок действия, незначительные финансовые отчисления от доходов концессионера в пользу концедента и осуществление концессионером полного и единоличного контроля над всеми аспектами деятельности в рамках концессии.
С тех пор многие из не выгодных для концедента положений, присущих традиционным концессиям, были существенно изменены. Сократились их площади и сроки, увеличились права концедента по осуществлению контроля за деятельностью концессионера, изменился порядок расчета концессионной платы. Чаще всего концессионер уплачивал только роялти, размер которых, как правило, не зависел от прибыльности операций концессионера и составлял либо фиксированную ежегодную выплату, либо выплату, размер которой был привязан к объему добываемого сырья.
В модернизированных концессиях, как правило, помимо роялти, размер которых обычно составляет определенный процент от выручки от продажи извлекаемого сырья, концессионер также уплачивает все обычные налоги. Кроме того, в модернизированных концессиях в обязательные платежи концессионера также могут входить арендная
Правительство
1 1
плата (ренталз) и единовременные премиальные выплаты (бонусы), приуроченные к определенным событиям: подписанию соглашения, началу коммерческой добычи, выходу на определенный уровень добычи и т. д. Типовая структура концессионного контракта представлена на рис. 6.
На начальном этапе применения модернизированных концессий ренталз и бонусы условиями соглашений обычно не предусматривались, а роялти и налоги на чистую прибыль начислялись по фиксированным ставкам. В настоящее время ставки платежей с добычи и дохода зачастую устанавливаются по скользящей шкале в зависимости от условий разработки, увеличиваясь с ростом добычи или цен на нефть. По данным экспертов ООН, концессионные соглашения в нефтяном секторе в 2010 г. применяли около 120 стран, в основном развивающихся, но эти соглашения используются и развитыми странами.
Из всех примеров нефтяных модернизаций наиболее примечательны для России опыт Венесуэлы и Мексики. Эти страны обладают крупными запасами нефти и газа и являются производителями и экспортерами. Но кроме нефти и газа обе страны имеют довольно диверсифицированную структуру экономики (по сравнению, скажем, с Нигерией или Саудовской Аравией) и находятся на среднем уровне развития.
Первым государством, которое отказалось от традиционной концессии в 1948 г., стала Венесуэла, где в дополнение к роялти в концессии ввели налог на прибыль концессионера и изменили условия раздела прибыли, что привело к появлению так называемых модернизированных концессий.
На протяжении десятилетий национальная нефтяная компания PdVSA не выполняла квоты, а добывала как можно больше нефти, чтобы максимизировать свои доходы. Сотрудники PdVSA в 2002 г. провели забастовку, полностью остановив добычу нефти в стране (что повлекло за собой уменьшение рынка нефти на 3 млн барр. /сут. и привело к резкому скачку цен). Правительство Венесуэлы уволило более 19 тыс. сотрудников компании, за-
Отчетность Концессионный контракт
Регулирование:
- установление тарифов;
- стандарты услуг;
- мониторинг окружающей среды
Концессионер
Финансы
Собственный капитал
Услуги
Доходы
7
Потребител и
Кредиторы
Акционеры
Рис. 6. Структура концессионного контракта
Кредиторы
Акционеры
менив их сторонниками президента страны, но производство не могло полностью оправиться в течение всего последующего года. Правительство также решило действовать против иностранных нефтяных компаний, которые были допущены в страну в 1990-х гг. на основании соглашений о разделе продукции. Политика ренационализации нефтяного сектора привела к тому, что некоторые компании были вынуждены согласиться с повышением доли PdVSA в их венесуэльских партнерах (Total и Statoil), но некоторые ушли из страны (американские ConocoPhillips и ExxonMobil).
Ограничения для иностранного капитала отрицательно сказались на состоянии нефтяного сектора. Дело в том, что PdVSA должна была инвестировать не менее 3 млрд долл. ежегодно, чтобы поддерживать производство на старых месторождениях, иначе на некоторых из них добыча падала на 25 % в год. Но проблема заключается в том, что компания обеспечивает около половины доходов правительства и 80 % экспортной выручки страны. Правительство Венесуэлы активно пытается перераспределять доходы от нефтяного сектора на социальные цели, а не использовать их для новых инвестиций. Более того, социальными проектами занимается и PdVSA, которая была вынуждена инвестировать не только в нефть, но и в птицефермы и хлебозаводы, поставляющие продукцию по субсидированным ценам.
Квазисоциалистическая экономическая политика правительства позволила Венесуэле добиться некоторых результатов. Благодаря высоким ценам на нефть в течение 2000—2010 гг. экономический рост составил в среднем 9 %, а безработица стала падать после 2003 г., что было достигнуто за счет активного расширения государственного сектора экономики. В 2007—2008 гг. в стране были национализированы не только нефтяная отрасль, но и черная металлургия, цементная промышленность и мобильная связь. Оказавшиеся в руках государства компании ставят задачу не повышения эффективности, а расширения занятости по советскому образцу.
Венесуэла так и не смогла осуществить модернизацию. ВВП на душу населения в 2008 г. составил 13,5 тыс. долл. (84-е место в мире), а около трети населения продолжает жить ниже черты бедности. Огромные запасы нефти и природного газа Венесуэлы оказались недостаточны для того, чтобы сделать страну новой Норвегией.
Аналогичные примеры можно привести и по другим странам.
Важно понимать, что на каждом этапе развития условия концессионных соглашений в нефтяной отрасли отражали баланс интересов и соотношение сил принимающих стран и инвесторов в конкретных исторических условиях. Поначалу этот баланс достигался при небольших, зачастую чисто символических отчислениях концессионера в пользу принимающей страны. Но по мере увеличения спроса на энергоресурсы и формирования конкурентных рынков (как товарных, так и рынков капитала), усиления конкуренции инвесторов за доступ к природным ресурсам все большая часть ренты стала перераспределяться в пользу принимающих стран.
Такая тенденция сохраняется и сегодня. Этот механизм интенсивно развивается и совершенствуется, особенно в части системы платежей концессионера. Гораздо позднее — в 1960-х гг., появились соглашения о разделе продукции, еще позднее — риск-сервисные контракты.
Вместе с тем концессиям, как форме хозяйствования, присущи и недостатки, которые не характерны для других форм партнерства. В основном они связаны с тем, что в договорах концессии, которые предоставляются на продолжительные сроки, не могут быть предусмотрены все возможные события. Фиксирование системы отношений государства и бизнеса на дли -тельную перспективу, детерминированность многих заложенных в концессионный договор положений приводят к отсутствию гибкости и динамичности, характерной для современной экономики.
Другой недостаток концессий заключается в том, что объекты инфраструктуры имеют продолжительные сроки окупаемости и возврата инвестиций. Сложности проведения долгосрочных финансово-экономических расчетов по таким объектам вызывают неточности и даже ошибки, что приводит к дополнительным рискам невыполнения условий концессий.
Список литературы
1. Григорьев Л., Салихов М. Дорогая нефть — это навсегда? // Нефть России, 2008. № 1.
2. Дерябина М. А. Теоретические и практические проблемы государственно-частного партнерства. URL: http: // www.imepi-eurasia.ru / baner / docladD. doc.
3. Институт экономики переходного периода — http://www. iet. ru/
4. Кабашкин В. А. Государственно-частное партнерство: международный опыт и российские перспективы. М.: МИЦ, 2010.
5. Кабашкин В. А. Роль государственно-частного партнерства в стратегии социально-экономического развития арктической зоны и Крайнего Севера Российской Федерации: материалы межд. научно-практ. конф. «Арктические перспективы XXI век». Нарьян-Мар, 2010.
6. Мировой рынок нефти: тенденции развития и особенности ценообразования. URL: /http:// www.cfin.ru/press/practical/2003-10/05.shtml.
7. Мировая экономика: тенденции 90-х годов / под ред. И. С. Королева. М.: Наука, 2009.
8. Михайлов Н. Концессии и их роль в развитии нефтяной промышленности. URL: hppt://www. skontakte.ru/notes.php&d=26832037.
9. Муграби М. Топливо для войны // Нефть России, 2008. № 4.
10. О концессионных соглашениях: Федеральный закон от 21.07.2005 № 115-ФЗ.
11. О соглашениях о разделе продукции: Федеральный закон от 30.12.1995 № 225-ФЗ.
12. Состояние топливно-энергетического комплекса России: прогнозы и реальность. URL: http://www.pulscen.ru/reviews/115835.
13. Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса. URL: hppt://www.riatec.ru/.
14. BP Statistical Review ofWorld Energy 2009 - BP, London, 2010.
15. PETROLmagazin. Praha, 2008-2010.
16. World Oil Outlook 2009. OPEC, 2009. Vienna.
