Экономические, правовые и политические факторы, сопутствующие реализации инвестиционных нефтегазовых проектов некоторых стран постсоветского пространства Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

Зарубежный опыт

экономические, правовые и политические факторы, сопутствующие

реализации инвестиционных

нефтегазовых проектов некоторых стран

постсоветского пространства

А. Э. БАРИНОВ, кандидат экономических наук

Факторы, сопровождающие реализацию международных нефтегазовых проектов, весьма своеобразны. Этому есть ряд очевидных причин. В мире существует лишь несколько крупных нефтегазовых месторождений (открыты в 70-х гг. XX в.), которые еще не окончательно освоены, что создает благоприятные условия для нагнетания конкуренции между национальными и внешними компаниями и банками за доступ к ним любыми способами. кроме того, изменилась расстановка геополитических сил на мировом рынке вследствие расширения (особенно в последнее десятилетие) международных позиций азиатских компаний и банков, активно участвующих в нефтегазовых сделках и проектах по всему миру и все более ограничивающих позиции англо-американских институтов. не последней причиной стали аномально высокие цены на нефть, повышающие ликвидность нефтегазовых проектов до уровня, не сопоставимого с аналогичными промышленными объектами. дополнительным раздражителем является проводимое в этой связи операторами нефтегазовых проектов динамичное строительство линий транспортной инфраструктуры, проходящих через территории нескольких государств; при этом последние имеют между собой напряженные политические отношения, в том числе в связи с различной обеспеченностью сырьем и другими энергоресурсами. Возникающие на почве нефтегазовых проектов конфликты существенным образом будоражат как сообщество в целом, так и отдельно взятые страны и весьма серьезно влияют на расстановку сил в мировом энергетическом балансе.

Помимо международной обстановки, опосредованно влияющей на реализацию нефтегазовых инвестиционных проектов, необходимо отметить присущие им внутренние (структурные) особенности, в числе которых учащающиеся случаи конфликтов интересов участников. разработка месторождений, особенно крупных, происходит на пересечении национальных приоритетов отдельно взятого государства, несущего ответственность за освоение и надлежащее использование национального природного потенциала, и международных частных корпораций, представляющих интересы определенного (порой весьма узкого) пласта мирового сообщества. Государственное и частное партнерство в нефтегазовой области, как правило, инициируется изобилующим сырьевыми ресурсами отдельно взятым государством в целях привлечения в собственную экономику (отрасль) иностранного капитала фактически на любых условиях. В ходе последующего экономического развития такого государства — собственника разрабатываемого месторождения меняется характер его взаимоотношений с частным инвестором. В результате переговоров инвестор либо соглашается на новые условия, либо продает собственную долю другим участникам (государству). Все изложенное сопровождается, как правило, длительными арбитражными процессами, громкими заявлениями правительственных чиновников и представителей компании-разработчика, экологическими катаклизмами и т. д. В некоторых случаях вопрос о перспективах проекта остается открытым на длительный срок.

54

финансы и кредит

Специфическим моментом, присущим контрактам в нефтегазовой области на мировом рынке и в России, является определение их правовой природы (как правило, это соглашение о разделе продукции — СРП — различных типов1), что отмечается как отечественными, так и зарубежными специалистами. Существуют две основных категории мнений юристов по этому вопросу. Одни считают, что соглашение о разделе продукции является смешанным предпринимательским договором, другие полагают, что оно имеет в основном административный характер2. На наш взгляд, данное затруднение обусловлено объединением в составе договора работ (услуг), обычно регулируемых обособленными законодательными актами, и различным характером взаимоотношений участников на разных этапах сделки. В начальной стадии реализации соглашения отношения между государством и частной компанией, по сути, контрагентские или предпринимательские. Они практически не отличаются от стандартных условий, регламентируемых договорами различных типов, которые заключаются между другими участниками рынка. В указанный период риски частной компании (упущения выгоды и некомпенсации понесенных расходов) гораздо более высокие, чем у государства, являющегося изначально более заинтересованной стороной. В то же время частная компания рассчитывает на компенсацию рисков в дальнейшем, после организации добычи и транспортировки сырья.

Извлечение из пробуренных скважин первой партии «технической» нефти (газа) задает более жесткие «правила игры» в системе координат государственных и частных партнерств, при которых возрастает административная (властная) функция государства. На наш взгляд, это обоснованно, поскольку речь идет о вытекающих из предмета соглашения и передаваемых в пользование инвес-

1 В международной практике разделяют сервисные контракты (когда инвестор получает право на продукцию в стоимостном выражении) и непосредственно соглашения о разделе продукции (в натуральном выражении). Обычно СРП и сервисные контракты называют «контракты с риском», т. е. вознаграждение инвестору зависит от прибыли. Существуют также «чистые» сервисные контракты, при которых оператор получает за свою работу оговоренную компенсацию и не несет никакого риска. В настоящей статье под соглашениями о разделе продукции понимаются все типы контрактов с риском.

2 См., например, Курбанов Р.А. Правовое регулирование иностранных инвестиций в нефтяной и газовой промышленности, М.: «Юриспруденция», 2005. С. 264 — 267.,. Сосна С. А. Концессионные соглашения: теория и практика. М.: «Нестор Академик Паблишер». С. 49 — 54.

тору земельного участка осязаемых государственных правах требования (собственности) на данный смешанный актив. Иными словами, государство распространяет на объект и, как следствие, на его оператора весь диапазон присущих ему властных функций, включая многоуровневый мониторинг текущего состояния, административный прессинг участников и т. д. И оговоренные в соглашении условия (обязательства) на рассматриваемом этапе, по сути, становятся декларацией о намерениях; нормы права все более подчиняются национальному (стратегическому) характеру сделки, что, как следствие, благоприятствует принятию со стороны государства властных (административных) решений, отчуждающих инвестора от объекта или делающих его участие менее выгодным.

В большинстве случаев по неконфликтному (внеарбитражному) выходу иностранного инвестора из нефтегазового проекта можно предположить, что до момента передачи (продажи) своей доли он всецело компенсировал понесенные расходы. По мнению аналитиков и специалистов нефтегазового рынка, в некоторых случаях полученная прибыль покрывает затраты в несколько раз. Из этого, видимо, следует, что соглашения о разработке месторождений между государством и частным бизнесом, хотя и «со скрипом», но выполняются; стороны достигают искомого результата и могут распоряжаться продуктом (активом) по собственному усмотрению. Однако вопрос, снижается ли общий риск и привлекательность нефтегазового проекта по ходу дальнейшего освоения месторождения — остается открытым. Ответ на него неоднозначен. С одной стороны, нефтегазовые проекты инициируются в странах, в которых институциональная и правовая среда находится в стадии становления, что изначально формирует высокие политические (суверенные) риски при начале их реализации. С другой стороны, с развитием экономической и правовой базы государства-инициатора суверенные риски «уступают место» структурным (внутренним) рискам. При этом отметим, что так называемые структурные (в основном правовые) риски нефтегазовых проектов также имеют некую общность с политическим, точнее — с геополитическим фактором. Такие риски при реализации инвестиционного нефтегазового проекта характеризуются, как правило:

• степенью взаимосвязи (готовности единой и централизованной системы управления) нормативных актов об инвестициях, о разделе продукции и прочих законов, регламенти-

рующих долгосрочные отношения в рамках государственного заказа (концессии) в области недропользования3; • наличием и комплексностью государственных гарантий инвестиций, в том числе в нефтегазовую сферу, и существованием особого (льготного) режима для профильных проектов. Несмотря на вроде бы схожие условия и трудности, возникающие у некоторых стран постсоветского пространства при освоении нефтегазовых месторождений, методы их решения существенно различаются. Проиллюстрируем указанное предположение на нескольких примерах.

Республика Узбекистан (далее — Узбекистан) располагает перспективной ресурсной базой и по объемам добываемого газа в настоящее время занимает третье место в СНГ (после России и Туркменистана). По состоянию на середину текущего года было открыто 190 узбекских нефтегазовых месторождений. Из них в стадии разработки находилось чуть менее половины — 88 объектов, подготовлено к разработке — 58, разведано — 35, в законсервированном виде — 9 месторождений. Прогнозные ресурсы углеводородов на 1 января 2005 г. составляли по газу — 5,903 трлн куб. м, нефти — 817,7 млн т, конденсата — 360 млн т.

Учитывая комплексность норм, благоприятствующих притоку капиталовложений в узбекские нефтегазовые проекты, рассмотрим национальное законодательство более подробно. Основополагающим законом в области инвестиционной деятельности Узбекистана является Закон «Об инвестиционной деятельности» от 24.12.1998. Он охватывает все аспекты инвестирования в узбекскую экономику: дается характеристика «инвестиционной деятельности», «инвесторов», «инвестиций»; направления вложений подразделяются на капитальные, инновационные, социальные сферы. Определения инвестиционного проекта Закон не содержит, однако на него даются многочисленные ссылки в контексте их финансирования за счет бюджетных ресурсов — в рамках Инвестиционной программы Узбекистана. Отраслевые приоритеты и ограничения в Законе также не приведены.

3 Как будет далее видно, в некоторых странах концессия является приоритетной международной формой хозяйствования, комплексно охватывая все сферы долгосрочного сотрудничества, включая инвестиции в геологоразведку, бурение и транспортировку. В некоторых странах (например, в России) недропользовательская деятельность регулируется не инвестиционным и концессионным законодательством, а комплексом специфических законов со смешанной правовой природой.

Закон «Об иностранных инвестициях», принятый немногим ранее — 30.04.1998, регламентирует внешние капиталовложения в экономику Узбекистана. В нем содержатся общие положения, характеризующие иностранные инвестиции, инвесторов, формы осуществления иностранных инвестиций, их правовой режим и т. д. В качестве формы осуществления иностранной инвестиции Законом трактуется «... приобретение концессий, в том числе, концессиинаразведку,разработку, добычу либо использование природных ресурсов...». В данном определении содержится, на наш взгляд, некоторая несуразность, учитывая, что в соответствии с Законом Узбекистана от 30.08.1995 «О концессиях» под концессией понимается «...разрешение, выдаваемое от имени государства иностранному инвестору на осуществление определенного вида хозяйственной деятельности, связанной с предоставлением ему имущества, участков земли и недр.». Из приведенной формулировки следует, что инвестиционная деятельность регламентируется только в части приобретения разрешения, а расходы в непосредственную разработку месторождения к инвестициям не относятся. В то же время попытка разработчиков Закона объединить все области потенциальных партнерских отношений с частными компаниями, включая сегмент недропользования, путем связующей экономической категории инвестирования, на наш взгляд, правильна.

В указанных законах об иностранных инвестициях и концессиях хотя не указано комплексное определение инвестиционного проекта, но содержатся многочисленные ссылки на него. Очевидно, терминологически и по смыслу инвестиционный проект получит подкрепление именно в подзаконных актах, которых в Узбекистане принято чрезвычайно много. Реализация нефтегазовых и инфраструктурных инвестиционных проектов возведена в статус государственной политики. Существует четкое разделение национальных инвестиционных проектов, осуществляемых в рамках ежегодно утверждаемой национальным кабинетом министров «Адресной программы инвестиционных проектов, реализуемых с привлечением иностранных кредитов под гарантию Правительства Республики Узбекистан», и проектов, реализуемых с привлечением средств Фонда реконструкции и развития Узбекистана. При этом, согласно Указу Президента Узбекистана И. Каримова от мая 2006 г. «О создании Фонда реконструкции и развития Республики Узбекистан», поддержку Фонда получают как инфраструктурные, так и нефтегазовые проек-

ты. Отметим, что Фонд осуществляет кредитование и организацию кредитов (возможно, предоставление каких-либо еще финансовых и гарантийных продуктов) с международными организациями с включением их в Совет по управлению Фондом. В качестве источников формирования активов Фонда (к 2009 г. они должны составить 1 млрд долл. США) в Указе определены доходы Узбекистана, получаемые от раздела продукции, от управления активами Фонда, от реализации государственного имущества иностранным инвесторам. Очевидно, ставка делается на благоприятную конъюнктуру на международных сырьевых рынках.

Рассмотрим государственные гарантии инвестиций, которые условно можно подразделить на три уровня. К первому уровню отнесем гарантии, указанные в Законе «Об инвестиционной деятельности». В нем гарантируется, что инвестиции и иные активы не будут национализированы и не подлежат реквизиции кроме случаев, носящих исключительный характер (как правило, форс-мажорных). Допуская, что предприятие с иностранными инвестициями может быть реорганизовано или ликвидировано в соответствии с соответствующим законодательством, Закон «Об иностранных инвестициях» в то же время указывает на приоритетность норм ратифицированных Узбекистаном международных договоров и соглашений. Такая же приоритетность соблюдается в Законе от 07.12.2001 «О соглашениях о разделе продукции» и в Законе от 30.08.1995 «О концессиях». Эти законы фактически представляют собой второй уровень гарантий, при этом довольно весомый, выводящий правовое поле Узбекистана на международный уровень.

Существует также третий уровень гарантий, содержащийся в узкопрофильных законах. Они представляют собой некоторые специальные обещания инвесторам. В них также уточняется и расширяется понимание некоторых положений «основных» законов. В качестве примера приведем Закон «О гарантиях и мерах защиты прав иностранных инвесторов» от 30.04.1998. В Законе содержится право инвестора на свободное распоряжение и экспорт доходов от инвестиций, а также перечисляются условия, при которых инвестиционный климат в Узбекистане можно считать ухудшившимся, что обязывает государство применять к инвестору в последующие десять лет правовые нормы, действовавшие на момент заключения соглашения. К таким условиям относятся введение ограничений на репатриацию капитала, ухудшение условий на-

логообложения, требования увеличить минимальный размер иностранных инвестиций и т. д. Все споры по Закону могут разрешаться либо согласно законам Узбекистана, либо в соответствии с принципами им ратифицированных международных договоров, которых в настоящее время большое количество.

Узбекистан заключил двухсторонние соглашения о поощрении и взаимной защите капиталовложений с более чем 20 странами мира, в том числе: Китайской Народной Республикой, Арабской Республикой Египет, Швейцарской Конфедерацией, с Федеративной Республикой Германия, Республикой Польша, Словацкой Республикой, Малайзией и т. д. По мнению юристов, из структуры таких соглашений следуют четыре основных блока государственных обязательств, принимаемых в отношении иностранных инвесторов:

• предоставление наиболее благоприятного режима;

♦ обеспечение надлежащей защиты их собственности;

• предоставление им права беспрепятственного перевода доходов;

♦ рассматривание спорных вопросов в Международном Арбитраже4.

При определенных «минусах» и «белых пятнах» (а полное согласование норм основных документов вряд ли возможно, поскольку они принимались в разное время, и руководствуются все же разными областями права) узбекское законодательство, на наш взгляд, имеет все предпосылки к формированию единой и последовательной системы правового управления в сфере нефтегазовых проектов. Государственная поддержка разноотраслевых инвестиционных проектов достаточно разнообразна, ярко представлена на национальном уровне, привлекательность инвестиций формируют различные и достаточно конкретные факторы.

Перечисленное выше комплексное инвестиционное и концессионное законодательство, крупные перспективные запасы и, как следствие, динамичное освоение месторождений усиливают привлекательность Узбекистана для международных инвесторов. В последние годы наиболее динамично на узбекском рынке наращивают деятельность российские компании и холдинги. Возможно, это связано с тем, что, как декларировалось, деятельность некоторых других иностранных по отношению к Узбекистану компаний была сопряжена с определенным

4 Ы1р://акгатоу. Цуерита1. сот.

негативным эффектом5. Тем не менее указанные случаи не столь многочисленны, как в других государствах постсоветского пространства. На наш взгляд, фактической причиной отзыва лицензий стало не нарушение инвесторами обязательств (без нарушений, допущенных в ходе реализации, вполне вероятно, не обходится ни один крупный нефтегазовый проект), а, скорее всего, избранный Узбекистаном курс на ужесточение условий соответствующих соглашений, при котором ранее достигнутые договоренности пересматриваются и корректируются в одностороннем порядке.

Расширение деятельности российских компаний на узбекском рынке произошло в 2001 г. после подписания ЛУКОЙЛом договора об основных принципах и положениях соглашений о разделе продукции (СРП). Первое для российской компании СРП по проекту разработки месторождений «Кандым-Хаузак-Шады-Кунград» вступило в силу в 2004 г. после длительных переговоров с национальной холдинговой компанией (НХК) «Узбек-нефтегаз» и кабинетом министров Узбекистана. Совокупный объем утвержденных геологических запасов природного газа на месторождениях составляет 329 млрд куб. м; максимальный уровень годовой добычи — 11 млрд куб. м, а общий накопленный объем добычи в рамках проекта может достичь 207 млрд куб. м газа. В настоящее время это самый капиталоемкий из узбекских проектов (его стоимость изначально была оценена в 1 млрд долл. США, в итоге она превысила 2 млрд долл. США). Изложенное, очевидно, предопределяет особые условия его реализации, в частности срок действия соответствующего соглашения составил более тридцати лет — до 2039 г., раздел продукции предполагается на паритетной основе. Финансирование проекта осуществляет «ЛУКОЙЛ Оверсиз» (его доля в проекте 90 %) и НХК «Узбекнефтегаз» (10 %); оператор — дочерняя компания «ЛУКОЙЛа» — «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг».

2007 г. ознаменован Новыми соглашениями о разделе продукции Узбекистана, причем преимущественно с российскими компаниями. В начале

5 В 2001 г. национальная холдинговая компания «Узбекнефтегаз» подписала с британской компанией «ШРЕС» СРП по разведке и разработке нефтегазовых месторождений Центрального Устюрта и Юго-Западного Гиссара стоимостью около 400 млн долл. США. По условиям соглашения, «ШРЕС» должно было принадлежать 70 % добываемой продукции, узбекской стороне — 30 %. Однако в феврале 2005 г. «Узбекнефтегаз» отозвал у британской компании лицензии в связи с невыполнением ею ряда обязательств. В частности, на момент отзыва лицензии компания инвестировала в проект около 50 млн долл. США вместо заявленных 200 млн долл. США.

2007 г. вступило в силу второе по счету СРП «ЛУКОЙЛа» также сроком на 35 лет — по разведке и разработке узбекской части Аральского моря6. Партнерами «ЛУКОЙЛ Оверсиз» выступают НХК «Узбекнефтегаз», Petronas Carigali Overseas (Малайзия), CNPC International (Китай) и KNOC Aral (Корея). При этом все члены консорциума имеют в проекте равные доли. В этот же период нефтяной холдинг «Союзнефтегаз» и «Узбекнефтегаз» подписали на 35-летний срок новое СРП территорий Юго-Западного Гиссара и Устюртского региона, взамен ранее аннулированного соглашения, заключенного на менее выгодных для Узбекистана условиях. Согласно новому соглашению, доля Узбекистана в прибыльной продукции составит 55 — 80 % в зависимости от доходности проекта. Российская компания обязуется инвестировать 462,2 млн долл. США, в том числе первые три года — 369,6 млн долл. США, включая геологоразведочные работы в объеме 21,8 млн долл. США7.

Довольно динамично процессы создания системы партнерских отношений между государством и частным бизнесом происходят в Республике Казахстан (Казахстан). Национальная поддержка инвестиций закреплена в Законе Казахстана «Об инвестициях» от 08.01.2003, который фактически отменяет действие принятого в 1994 г. закона «Об иностранных инвестициях». Закон не содержит специальных условий инвестирования для нерезидентов. К очевидным «минусам» Закона «Об инвестициях» юристы относят нераспространение его норм на некоторые операции инвестиционного характера8. При этом Закон предоставляет инвесторам ряд гарантий, в частности на возмещение вреда, причиненного в результате действий (бездействия) государственных органов, а также в случае национализации, свободного вывоза дохода от объекта инвестиций после уплаты налогов. Инвестиционный проект — «комплекс мероприятий, предусматривающий инвестиции в создание новых, расширение и обновление действующих производств» — трактуется в Законе лишь как частное проявление инвестиционной деятельности, для него не выработана особая система гарантирования. Закон не содержит отраслевых ограничений и предпочтений, в том числе связанных с реализа-

6 За последние несколько лет в Устюртском регионе, частью которого является контрактный участок СРП, открыты восемь газоконденсатных месторождений. Геологические изыскания, проведенные в этом регионе, свидетельствуют о высоком углеводородном потенциале Аральского моря.

7 «Туркистон пресс» от 21.05.2007.

8 http://www. щ^кг. сот/оитак/34/299.Мт1.

цией проектов в нефтегазовой сфере. Созданные в Казахстане институты развития, среди которых Инвестиционный фонд, Банк развития, Государственная страховая компания по страхованию экспортных кредитов и инвестиций, Национальный инновационный фонд и другие институты, также не осуществляют деятельность, в нефтегазовой области. В этом состоит принципиальное различие подходов и инструментов отраслевой государственной поддержки Узбекистана и Казахстана. Закон Казахстана «О концессиях» от 07.07.2006 также исключает недропользование из сферы взаимоотношений, устанавливаемых Законом9.

Основными законами, регулирующими разработку углеводородных месторождений Казахстана, являются: Закон «О нефти» от 28.06.1995 (который также регламентирует отношения в области природного газа) и Закон «О недрах и недропользовании». В Законе «О нефти» изложен большой комплекс норм по добыче, переработке и транспортировке нефти и газа — как на земляных месторождениях, так и на шельфовых. В нем также прописаны типы заключаемых контрактов: о разделе продукции, о концессиях (что подтверждает возможность классических концессионных взаимоотношений в нефтегазовой сфере, которая, тем не менее, не получила практического освоения), об оказании услуг и подряде. При этом срок заключаемого контракта не должен превышать 40 лет. Закон содержит интересную деталь: строящиеся магистральные трубопроводы могут быть как в государственной, так и в иной (предположительно, частной) собственности. Очевидно, данная особенность формирует наибольшую привлекательность инвестиционных трубопроводных проектов для частного капитала. Закон «О недрах и недропользовании» расширяет положения Закона «О нефти» и, по сути, является вторичным по отношению к нему;

9 Закон «О концессиях» № 167 был принят парламентом Казахстана в июле 2006 г., т. е. спустя ровно год после принятия закона о концессиях в России. Процесс принятия закона был чрезвычайно трудоемким: в правительстве на тот момент существовало несколько полярных точек зрения на структуру и полноту изложенных в законе положений. Наблюдались серьезные противоречия между позициями Министерства экономики и бюджетного планирования и Министерства индустрии и торговли. Одновременно рассматривался законопроект, инициированный частью депутатов парламента, а также предложения Инвестиционного фонда Казахстана. В итоге получился рамочный документ, который допускал свободное толкование многих норм. До конца 2006 г. было принято семь подзаконных актов, регулирующих положения закона «О концессиях». Тем не менее кардинально ситуации они не изменили.

это подтверждается приоритетностью Закона «О нефти» перед любым другим законом Казахстана (кроме международных договоров). Вторичным по отношению к Закону «О нефти» является Закон «О соглашениях (контрактах) о разделе продукции при проведении нефтяных операций на море» от 15.07.200510. Основные положения данного Закона о СРП довольно расплывчаты. Так, оператор принимает на себя обязательство поставлять на казахстанский рынок «определенный объем» нефти, использовать казахстанские товары и привлекать казахстанскую рабочую силу (не указано, в каком объеме). В то же время в Законе содержится норма, содержащая принцип сохранения согласованных с инвестором условий даже в случае ухудшения внешних условий. Предельный срок СРП — 35 лет.

На наш взгляд, в правовом поле Казахстана, в отличие от Узбекистана, наблюдается разобщенность инвестиционной деятельности и деятельности, осуществляемой по концессионным и иным механизмам в нефтегазовой сфере. Если в Узбекистане и в Республике Беларусь (как будет видно далее) концессии, недропользование и инвестиционная деятельность объединены в единую систему управления, то казахстанское законодательство их разделяет, лишая нефтегазовую деятельность многоуровневой гарантийной поддержки. Как следствие, по мере развития экономики Казахстана режим СРП в нефтегазовой отрасли выглядит все более архаичным.

Инвестиционный климат Азербайджана характеризуется ощутимым вмешательством государства в деятельность частного сектора и большим количеством убыточных предприятий. Одним из наиболее показательных факторов, отражающих происходящие в азербайджанской экономике процессы, является уровень ее открытости. По ежегодно рассчитываемому авторитетной консультационной компанией «Heritage Foundation» индексу «экономической свободы», Азербайджан занимает 123-е место в мире. В 2006 г. его индекс равнялся 3,51 (в 1996 г. — 4,78, наилучший показатель — 1, наихудший — 5).

Одним из важнейших факторов инвестиционного климата Азербайджана является законодательная база, регулирующая порядок допуска иностранных инвесторов к национальным отраслям, прежде всего в нефтегазовой сфере. Она включает в себя специальное законодательство (Закон о защите иностранных инвестиций) в сочетании с нормами международного права (межгосударствен-

10 http://www. pavlodar. com/zakon/?kod=023000000000.

ные соглашения о взаимной защите и поощрении иностранных инвестиций; об избежании двойного налогообложения доходов и имущества; о разделе продукции). Закон о защите иностранных инвестиций, принятый в 1992 г., разрешает допуск прямых иностранных инвестиций в отрасли национальной экономики, не ограниченные законодательством11, а также гарантирует иностранному инвестору не менее благоприятный режим, чем действующий в отношении национальных компаний. Инвестору гарантируется защита прав и интересов в отношении свободы перевода прибыли и других видов доходов; от возможной национализации или реквизиции собственности, за исключением специально оговоренных законодательством случаев12. Вместе с тем Закон не содержит определений инвестиционного проекта, дается ссылка на «предприятия с иностранными инвестициями».

Механизм регулирования иностранных инвестиций в Азербайджане учитывает возможное ухудшение правового поля для инвестора в дальнейшем. При этом действует так называемая «дедушкина (стабилизационная) оговорка», ограниченная десятилетним сроком, которая также распространяется на инвестиционные проекты13.

Привлечение иностранных инвестиций в азербайджанский топливно-энергетический комплекс осуществляется путем заключения отдельных соглашений о разведке, разработке и долевом разделе продукции (СРРД), которые приобретают силу закона после ратификации парламентом (т. е. последующей корректировке не подлежат). Они обеспечивают для инвесторов особый налоговый

11 Запрет действует в отношении сфер обороны и национальной безопасности. Жестко регулируются иностранные капиталовложения в ключевые отрасли азербайджанской экономики — энергетику и мобильную связь. В нефтяную и газовую сферы иностранные инвестиции допускаются только в рамках специальных соглашений, подписываемых «ГНКАР» и ратифицированных парламентом — меджлисом. Также ограничена доля иностранного участия в уставном капитале предприятий ряда отраслей (в банковском секторе — до 50 %).

12 Национализация зарубежной собственности может проводиться по решению меджлиса; реквизиция возможна на основе решения правительства в целях защиты от стихийных бедствий, эпидемий или иных форс-мажорных обстоятельств. В этих случаях компенсация должна определяться с учетом рыночной стоимости иностранной собственности на дату принятия решения о национализации или реквизиции. Тем не менее затруднительно определить, насколько изложенные компенсационные меры будут претворены на практике, поскольку в Азербайджане до настоящего времени не наблюдалось ни одного случая национализации или реквизиции зарубежной собственности.

13 http://www. geoinfoгm. га/тгг. fl1es/issues/aгtic1es/pdf/ mode16-00.pdf.

режим, отраженный также в налоговом законодательстве. Согласно исследованию международной компании «Deloitte», для иностранных инвесторов введена упрощенная процедура налога на доходы (по ставке 5 — 8 %) и налога на прибыль (25 — 32 % в зависимости от условий и специфики конкретного соглашения) 14. СРРД имеют приоритет перед другими законодательными актами в случае расхождения соответствующих правовых норм. Основные условия соглашений соответствуют международным стандартам.

В 1995 — 2004 гг. в Азербайджане было подписано 23 СРРД с 30 компаниями из 15 стран мира; суммарный объем привлеченных иностранных инвестиций составил 60 млрд долл. США. В то же время реализация подавляющего большинства инвестиционных проектов, реализуемых в рамках СРРД, была признана нецелесообразной, и соответствующие контракты приостановлены. В настоящее время фактически действуют лишь четыре из 23 соглашений, очевидно, самые крупные15. Доля азербайджанского капитала в инвестиционных проектах ТЭК за указанный период составила незначительную величину (не более 10 %) 16.

В 2004 — 2006 гг. государственная стратегия разработки азербайджанских недр была направлена на более полное использование внутренних резервов и возможностей при ограничении деятельности иностранных компаний (табл. 1). ГН-кАР не допустило иностранные компании (среди которых значились Total, Ramco, ConocoPhilips) к разработке мелководной части Гюнешли, нефтяные запасы которой составляют около 180 млн т. После завершения компанией Exxon (США) операционной деятельности на месторождениях Зафар-Машал и Нахичевани ГНКАР планировала собственными силами пробурить в них дополнительные разведочные скважины, ожидая обнаружить порядка 100 — 150 млрд куб. м газа. ГНКАР также намеревалась самостоятельно возобновить работы по заключенному в 1995 г., но

14 http://www. deloitte. com/dtt/cda/doc/content/ru_ru_ ResourcesNews (8). pdf.

15 Это разработка месторождений Шах-Дениз и Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ), строительство нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан. Совокупный доход от них определяется в 27 — 64 млрд долл. США, работой будут обеспечены до 3 тыс. человек в пиковые периоды. Завершается строительство Южно-Кавказского газопровода пропускной способностью 8 млрд куб. м/год и стоимостью 0,9 млрд долл. В стадии реализации находится еще семь соглашений по разработке старых сухопутных месторождений Азербайджана, но их вклад в общую нефтедобычу минимален.

16 БИКИ от 20.07.2006.

не реализованному из-за низких цен на нефть в шеронского архипелага в 120 км восточнее Баку. тот период СРРД по освоению морского участка Переход на самостоятельную разработку морских Карабах, расположенного в северной зоне Ап- месторождений объясняется положительным

Таблица 1

Эволюция и перспективы некоторых инвестиционных нефтегазовых проектов Азербайджана

Компания История Текущее состояние Комментарии

Exxon (США) Компания пришла в Азербайджан на пике нефтяного бума. С 1995 по 2006 г. она инвестировала 3 млрд долл. США в проведение сейсмо-разведочных работ, бурение поисково-разведочных скважин, оценок воздействия на окружающую среду при проведении работ на контрактных площадях, налоговые выплаты. С 1994 г. компания Exxon принимала участие в семи морских проектах по разведке и разработке углеводородов. Большинство проектов с участием компании Exxon не оправдались. Пробуренная Exxon на блоке Огуз в 2001 г. скважина оказалась «сухой», и в 2003 г. Exxon и ГН-КАР официально закрыли проект. Также не выявила углеводородов и первая разведочная скважина на структуре «Нахичевань». Затратив на бурение скважины глубиной 6 000 м около 80 млн долл. США Exxon отказалась от дальнейшего бурения. По той же причине компания не стала бурить вторую скважину и на структуре Зафар-Машал 1. Exxon к концу 2006 г. приняла решение резко сократить свое присутствие в Азербайджане, ограничившись проектом разработки месторождений АЧГ. В настоящее время на долю проекта АЧГ приходится около 60 % добываемой в Азербайджане нефти и более 30 % газа17

BP-Azerbaijan (СП), проект «Шах-Дениз» 1. Компания BP-Azerbaijan (оператор проекта) планировала добыть и реализовать 1,2 млрд куб. м газа с этого месторождения. Из этих объемов 470 млн куб. м газа предполагалось поставить Турции, 670 млн куб. м — Азербайджану и 60 млн куб. м — Грузии. В 2007 г. объемы добычи на Шах-Денизе планировалось довести до 5,4 млрд куб. м, из которых 4 млрд куб. м предназначались для Турции, остальные объемы в большей части — Азербайджану, в меньшей — Грузии. В конце 2006 г. стало окончательно ясно, что шах-денизский газ не будет экспортироваться в Турцию не только в этом, но и в 2007 г. Теперь газ, от которого отказывается Турция, будет поделен между Азербайджаном и Грузией. Сейчас Баку и Тбилиси договариваются с Анкарой и шах-дениз-ским консорциумом, какие объемы из предназначенного для Турции газа закупят в наступающем году. Пока речь идет о поставках 1,3 млрд куб. м Азербайджану и 0.8 млрд куб. м Грузии. Ясно, что Баку и Тбилиси постараются получить турецкие объемы по более низкой цене. В настоящее время участники консорциума по Шах-Денизу намерены отстаивать свои интересы. Как заявил новый президент Statoil Azerbaijan (коммерческий оператор по реализации газа Шах-Де-низа) К. Хаускен, компания будет стремиться получить максимальную выгоду по текущим контрактам. Насколько это удастся — трудно прогнозировать

BP-Azerbaijan (СП), Разработка месторождений Азери — Чираг — Гюнешли (АЧГ) В 1994 г. Азербайджан подписал сроком на 30 лет первое и крупнейшее на данный момент СРРД в рамках проекта, названное «контрактом века». Запасы нефти на АЧГ оцениваются в 540 млн т. Совокупный объем инвестиций оценивается в 14,5 млрд долл. США. В целом в рамках реализации проекта АЧГ только с месторождения Азери предполагалось извлечь 210 млн т нефти. Начало добычи нефти ожидается поэтапно в 2005 — 2008 гг. Азербайджан рассчитывает получить от AMOK, оператора проекта, большее количество попутного газа. После его очистки ГНКАР направляет этот газ в газораспределительные сети республики. По контракту оператор обязан передавать принимающей стороне попутный газ бесплатно. AMOK планировала в 2006 г. передать Азербайджану 1,4 млрд куб. м попутного газа, а остальной объем (около 4 млрд куб. м) закачать обратно в пласт для увеличения нефтедобычи. Однако правительство Азербайджана настаивает на передаче 3 млрд куб. м попутного газа с АЧГ уже с 2007 г. Президент BP-Azerbaijan Д. Вудворд ранее заявлял, что AMOK может передать дополнительные объемы газа при условии, если Азербайджан компенсирует падение объемов добычи нефти из-за малой закачки газа в пласт. С учетом нынешних реалий планы добычи могут быть пересмотрены В качестве возможной компенсации BP-Azerbaijan рассматривает как финансовые, так и иные условия. Однако азербайджанское правительство отвергает любые варианты компенсации, настаивая на бесплатной передаче больших объемов газа. Если AMOK так и не сумеет договориться с ГНКАР, ей придется смириться со снижением темпов добычи нефти на АЧГ

Источник: «Нефтегазовая вертикаль» от 16.01.2007.

17 Выход Exxon из добычных проектов в Азербайджане — далеко не единственный случай в практике недропользования в этой республике. Так, в 2006 г. ЛУКОЙЛ и ГНКАР расторгли контракт на разработку оншорного блока Говсаны-Зых. Еще раньше, в конце 1990-х — начале 2000-х гг., был остановлен целый ряд проектов с участием итальянской Agip, американской Pennzoil и некоторых других компаний либо по причине обнаружения незначительных объемов нефти и газа, либо из-за их фактического отсутствия.

опытом на других морских блоках. В частности, в середине 2006 г. на месторождении «Нефтяные камни» ГНКАР сдала в эксплуатацию новую вы-сокодебитную скважину мощностью 165 т нефти в сут. Ранее средний дебит с одной скважины на «Нефтяных камнях» составлял 6 т в сут.

Реализация национальной стратегии, направленная на ограничение привлечения иностранных компаний для разработки месторождений углеводородов, привела к тому, что в 2004 — 2005 гг. Азербайджан заключил всего четыре новых контракта с иностранными компаниями. Контракты предполагают разработку ранее открытых месторождений на суше с остаточными запасами не более 5,6 млн т нефти. В перспективе азербайджанское правительство, по-видимому, создаст условия для более активного привлечения иностранных вложений, поскольку ожидается, что доходы от крупнейших месторождений «Шах — Дениз» и «Азери — Чи-раг — Гюнешли» могут оказаться ниже запланированных показателей. В пользу указанного предположения свидетельствует тот факт, что в конце

2006 г. ГНКАР подписала с российской компанией «РуссНефть» СРРД по месторождениям Говсаны и Зых18. При этом, в отличие от предыдущих случаев, государству пришлось идти на существенные уступки. В частности, доля ГНКАР в проекте составит всего 25 %, объем инвестиций в разработку месторождений снижен до 100 — 150 млн долл. США, из которых лишь 10 — 15 % будет направлено на защиту окружающей среды. «РуссНефть» в свою очередь обязалась в течение двух лет увеличить добычу нефти на указанных месторождениях с 285 до 430 т в сут. Объем промышленных остаточных извлекаемых запасов на месторождениях составляет 12 млн т нефти.

В настоящее время на разработку нефтегазовых проектов Узбекистана, Казахстана и Азербайджана оказывает существенное влияние геополитический фактор. Он наиболее ярко проявляется в сфере строительства магистральных газопроводов. Согласно имеющимся договоренностям до сентября

2007 г. Россия, Казахстан, Туркмения и Узбекистан планировали подписать соглашение о строительс-

18 В 2001 г. контракт на разработку этих месторождений был заключен с ЛУКОЙЛом, однако в 2004 г. оно было аннулировано из-за разногласий. В частности, из 300 млн долл. США требуемых инвестиций государство требовало вложить в природоохранные мероприятия около 100 млн долл. США. Встречное условие ЛУКОЙЛа заключалось в возможности увеличения его доли в проекте с 50 до 80 % для компенсации данных расходов.

тве Прикаспийского газопровода (ПКГ) 19. Однако этого не произошло по ряду причин неэкономического характера. После формирования экономической политики Казахстана, направленной на создание альтернативных проектов без участия России, заявленные планы могут остаться несбыточными20.

Как следует из перечня указанных в Транспортной стратегии инвестиционных проектов, одним из перспективных направлений транспортировки углеводородов для казахстанской экономики может стать Китай. В ходе состоявшегося в августе 2007 г. визита в Казахстан председателя Китайской Народной Республики Х. Цзиньтао был подписан ряд межгосударственных договоров, в частности — о расширении действующего нефтепровода «Атасу — Алашанькоу» и о строительстве газопровода из Туркмении в Китай через территорию Казахстана и Узбекистана. При этом газопровод будет находиться в совместной собственности «Казмунайгаза» и Китайской национальной нефтяной компании. Предполагается, что по ним к 2010 г. Китай будет получать около 20 млн т нефти и 30 млрд куб. м газа в год.

Относительно перспектив реализации совместных планов по строительству ПКГ существуют разные мнения. Одни аналитики полагают, что в перспективе активное освоение восточных маршрутов Казахстана составит острую конкуренцию «Газпрому» в части его поставок газа в западноевропейском направлении, ведь речь идет о проектах, практически равнозначных по мощ-

19 Страны планируют до 2010 г. (первый этап) отремонтировать существующий трубопровод «Средняя Азия — Центр (САЦ)» и увеличить ее пропускную способность до 75 — 80 млрд куб. м газа в год. На втором этапе предполагается строительство нового ответвления САЦ еще на 20 млрд куб. м. Основным источником сырья для ПКГ станет крупнейшее месторождение Туркмении Южный Иолотань с запасами около 2 трлн куб. м газа.

20 В начале 2006 г. казахстанское правительство приступило к реализации Транспортной стратегии Казахстана. На финансирование стратегии до 2015 г. предполагается израсходовать беспрецедентную сумму — 3,4 трлн тенге (27,3 млрд долл. США). Среди наиболее приоритетных проектов Транспортной стратегии:

— Единая стратегия («Большой скачок») и Программа ускоренного развития западных провинций («Идти на Запад») с Китаем;

— китайско-американский транспортный коридор «^ Е. W. -corridor», берущий начало из порта Бостон и далее проходящий через норвежский порт Нарвик в страны Европы.

Из стратегии ясно следует, что Казахстан уже сформулировал собственную экономическую политику, направленную на разрыв отношений с Россией посредством создания обособленной инфраструктурной (транспортной) модели.

ностям Прикаспийскому газопроводу. Другие считают, что конкуренция этих трубопроводов возможна лишь в дальнесрочной перспективе, поскольку планируется заполнить мощности трубопроводов в первую очередь за счет ресурсов туркменского Южного Иолотаня, в котором добыча углеводородов еще не началась, а также крупнейшего на казахстанском шельфе Каспия нефтяного месторождения Кашаган, разработка которого постоянно откладывается21.

Таким образом, на территории Центральной Азии сформированы три основных конкурирующих между собой проекта экспорта нефти и газа — в Россию, Китай и на Запад через Азербайджан. Примечательно, что их прогнозная емкость примерно одинакова; они ориентированы на одни и те же месторождения. Их макроэкономический эффект пока не ясен, равно как и эффект от возможного появления в Казахстане российских компаний, особенно после неоднозначно воспринятого сообществом опыта сотрудничества Казахстана с европейскими и американскими компаниями. При этом неясно, станет ли растущий доступ российских компаний к казахстанским активам определенной компенсацией за принятие не совсем корректных с точки зрения ранее достигнутых договоренностей государственных решений.

Как ни странно, комплексное концессионное и недропользовательское законодательство создано в не обладающей большими нефтегазовыми запасами Республике Беларусь (Беларусь). В 1991 г. Законами Беларуси «Об инвестиционной деятельности» и «Об иностранных инвестициях на территории Республики Беларусь» инвесторам было предоставлено право финансовых и материальных вложений в определенные указанными законами объекты, среди которых также значились земля и природные ресурсы. Вступивший в силу в январе 2001 г. Инвестиционный кодекс (Кодекс) внес в белорусскую законодательную базу целый комплекс норм различного характера.

21Скандал, разворачивающийся вокруг Кашаганского месторождения, существенно снижает темпы реализации новых проектов Казахстана, в планах которого расширить и другие маршруты транспортировки углеводородов, в частности в азер -байджанском направлении. После ввода в эксплуатацию этого месторождения, Азербайджан рассчитывает на увеличение объемов экспорта казахстанской нефти до 20 млн т ежегодно и на строительство трубопровода Актау — Баку через Каспий. Эксперты утверждают, что прокладка этого трубопровода позволит максимально заполнить мощности нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан. По имеющимся данным, реализацию проекта уже финансово поддержали западные страны, нефтяные компании которых присутствуют как в Азербайджане, так и в Казахстане. В связи с этим специалисты не исключают появления новых трубопроводов, ориентированных на Запад.

Кодекс различает три разновидности концессионных договоров: полный договор; договор о разделе продукции; договор об оказании услуг (выполнении работ). По полному концессионному договору (и в этом его принципиальное отличие от других видов договоров, предусмотренных Кодексом) инвестор получает право собственности на произведенную им продукцию и полученные доходы с учетом уплаты всех установленных налогов и других обязательных платежей, среди которых особо выделены платежи за право пользования объектом концессии («роялти»). При этом предусматривается возможность включения в договор условия, обязывающего концессионера реализовывать на внутреннем рынке Беларуси часть произведенной продукции.

Второй разновидностью концессионного договора является договор о разделе продукции, в соответствии с которым произведенная продукция делится между концессионером и государством в порядке и размерах, определяемых договором. В связи с передачей государству права собственности на часть произведенной продукции концессионер полностью или частично освобождается от уплаты налогов и других обязательных платежей. По своей юридической природе такое соглашение ближе всего к договорам подряда.

Последняя разновидность концессионных договоров — договоры об оказании услуг (выполнении работ) — сервисные контракты (с риском или без риска). Право собственности на произведенную по договору продукцию передается государству, а концессионеру выплачивается вознаграждение, которое может быть выражено в денежной форме или в виде части произведенной продукции. Обе разновидности концессионных договоров об оказании услуг по своей правовой природе являются подрядными договорами.

Кодекс предусматривает ряд обязательных положений, подлежащих включению в концессионные договоры. Их можно разделить на две группы:

1) общие условия, относящиеся ко всем разновидностям концессионных договоров;

2) специальные условия, которые относятся к какой-нибудь одной из трех разновидностей концессионных договоров. Эти условия, в свою очередь, можно разделить на обязательные и факультативные.

Общие условия, подлежащие обязательному включению в концессионные договоры, должны предусматривать: срок действия концессионного договора; виды деятельности, работ и услуг, или описание имущества, являющегося объектом кон-

цессии; право собственности на произведенную продукцию и полученную прибыль (доходы) и т. д. Помимо перечисленных выше общих условий концессионный договор той или иной разновидности включает в себя некоторые специальные положения. Так, полный концессионный договор должен включать в себя условие, определяющее порядок платежей за право пользования объектом концессии и в него может быть включено обязательство концессионера по реализации на внутреннем рынке Беларуси части произведенной продукции. Концессионный договор о разделе продукции должен содержать в частности: порядок определения общего объема произведенной продукции и ее части, сохраняемой в собственности концессионера в качестве компенсации за внесенные инвестиции; порядок раздела между сторонами произведенной продукции, а также описание процедуры передачи в распоряжение концессионного органа продукции, относящейся к государственной собственности.

Среди специальных условий, присущих концессионному договору об оказании услуг (выполнении работ), в него обязательно включаются положения, определяющие размер и порядок выплаты вознаграждения концессионеру; процедуру передачи концессионному органу либо лицу, определенному этим органом, произведенной продукции. Могут включаться положения о выкупе концессионером части произведенной им продукции или о получении вознаграждения в виде части этой продукции.

Предельный срок концессий согласно положениям Кодекса—99 лет. При этом концессионер, выполнивший основные условия договора, пользуется преимущественным правом на его перезаключение. Кроме того, при наличии заявки концессионера, которая должна быть подана в концессионный орган не позднее, чем за один год до истечения срока действия договора, на государственном уровне может быть принято решение о продлении действия договора на тот же срок без проведения конкурса или аукциона. Вместе с тем, если объектами концессии являются недра и иные природные ресурсы — их использование осуществляется в соответствии с актами законодательства Беларуси о недрах и иных природных ресурсах с учетом положений Кодекса, т. е. указанные сроки концессии действуют, если специальное законодательство не предусматривает собственных сроков.

Наиболее важным положением концессионных договоров, описываемых в Кодексе, следует назвать государственные гарантии инвестициям. Помимо гарантий, предусмотренных для национальных и иностран-

ных инвесторов при вложении средств в концессии, особо оговариваются гарантии стабильности условий договоров. Кодекс содержит норму, в соответствии с которой условия концессионного договора могут быть изменены только по взаимному согласию сторон при отсутствии в договоре иных оговорок22.

Приводимое в Кодексе определение инвестиционного проекта — «совокупность документов, характеризующих замысел о вложении и использовании инвестиций и его практическую реализацию до достижения заданного результата за определенный период времени.» — создает трудности по соотнесению «проекта» в значении проектной документации, и проекта, как объекта инвестиционных вложений. Деятельность по реализации инвестиционного проекта (не при концессиях) осуществляется по инвестиционному договору, правовая природа которого в Кодексе изложена довольно четко — речь идет об инвестиционной поддержке проекта (инвестировании) со стороны республиканского бюджета.

Несмотря на всю комплексность, маловероятно практическое применение положений Кодекса в части месторождений углеводородов23. Основная причина — скудность нефтегазовых запасов республики. Для решения проблемы на государственном уровне рассматривается институциональная кредитная поддержка профильных проектов в сочетании с приобретением сырья из России24. В то же время для сокращения зависимости от импорта Беларусь ведет работу по диверсификации поставок нефти и поиску источников добычи, в частности в Венесуэле и Иране.

Россия. Приход иностранного капитала в российскую экономику, и в частности в нефтегазовые инвестиционные проекты, оказался противоречивым и конфликтным (табл. 2). Вряд ли данный опыт следует расценивать однозначно негативно, несмотря на заявления Президента России В. Путина, который назвал соглашения по сахалинским проектам колониальными и не отвечающими интересам России25. Скорее всего, имелось в виду, что на

22 ;МЪе1. Ыо/2002-3/агШ.Мт.

23 Геологические запасы нефти в Беларуси сосредоточены в основном в небольших месторождениях емкостью от 100 тыс. до 1 млн т, они в совокупности составляют около 170 млн т.

24 Беларусь рассчитывает в 2008 г. импортировать 21 — 22 млн т российской нефти. По данному поводу продолжаются переговоры Беларуси и России, с белорусской стороны в нем принимают участие представители министерства экономики и национальных компаний. «ПРАЙМ-ТАСС» от 03.09.2007.

25 По данным МПР, с начала реализации проектов «Сахалин-1», «Сахалин-2» и Харьягинского вплоть до середины 2007 г. совокупный доход государства, полученный от них, составил 1,5 млрд долл. США.

нынешнем этапе развития российской экономики условия раздела продукции, утвержденные еще в середине 90-х гг. XX в., следует скорректировать. Однако, что понимается под такой коррекцией — понять довольно сложно, учитывая имеющийся опыт разработки нефтегазовых месторождений и происходящие в российской экономике тенденции, направленные на отказ от старых методов их реализации при отсутствии новых.

На наш взгляд, разработка нефтегазовых месторождений в России сопряжена с трудностями как структурного, так и правового характера по ряду причин:

отсутствует взаимосвязь инвестиционного, концессионного законодательства и законов, регламентирующих разработку нефтегазовых месторождений;

отсутствует понимание правовой природы профильного законодательства и регламентирующего его реализацию правового поля; законодательство, регламентирующее разработку нефтегазовых месторождений, весьма объемно, при отсутствии единого координационного центра участников процесса; при фактическом отказе от старых организационно-правовых моделей государство не предлагает

Таблица 2

Эволюция и перспективы инвестиционных нефтегазовых проектов России

Проект

История

Текущее состояние

Комментарии

«Сахалин-2»

В 1977 г. в шельфовой зоне Сахалинской области было открыто первое месторождение, получившее название «Юбилейное» (в настоящее время «Одопту-море»). Также были разработаны проекты освоения шельфа, часть из которых начала осуществляться. И это сулило России большие выгоды, поскольку при реализации проектов собственными силами вся добываемая продукция стала бы национальным достоянием. С началом перестройки Правительство РФ приняло решение о привлечении в проекты иностранного капитала путем заключения договоров на условиях раздела получаемой продукции и прибыли. Эти соглашения были приняты Госдумой в виде федеральных законов о СРП. Непосредственно российского капитала в этих проектах оказалось весьма мало; в проекте «Сахалин-2» он вообще отсутствовал

1. Было установлено, что инвестиции используются преимущественно в интересах иностранцев. Например, нефтедобывающую платформу «Моликпак» купили в Канаде почти за 30 млн долл. США, 70 млн долл. США было израсходовано на ее буксировку и ремонт в Южной Корее, за 53 млн долл. из японского металла сделали для нее подставку. Иностранные компании отбуксировали платформу к месту добычи и поставили на точку — еще 50 млн долл. США. «Американская деревня» для представителей инвесторов и их офис обошлись в 60 и 50 млн долл. соответственно. Материалы и конструкции для указанных объектов изготовлены в США.

2. При общих инвестициях, предусмотренных на весь срок реализации проекта — 10,3 млрд долл. США, фактические затраты к 2006 г. составили уже около 10,7 млрд. долл. США. При этом инвесторы предлагают увеличить общий объем инвестиций до 21,9 млрд долл. США, что удлинит срок окупаемости проекта.

3. Проект «Сахалин-2» негативно влияет на природу острова. При строительстве газопровода с севера на юг острова было допущено около 60 значительных отклонений от ранее утвержденной трассы, отсутствовала необходимая проектная документация по прохождению опасных участков и т. д.

1. В сентябре 2006 г. Совет Федерации дал поручение комитетам палаты по природным ресурсам и охране окружающей среды, по экономической политике, предпринимательству и собственности создать рабочую группу по изучению ситуации вокруг проекта. Группе было поручено изучить условия соглашения о разделе продукции, проверить, как в нем учтены государственные интересы России и зарубежных инвесторов, ход реализации соглашения

в части обеспечения интересов сторон. Каждая из названных позиций была предметом острого обсуждения в Совете Федерации. В результате проделанной работы (состоялось 10 заседаний, на которых было заслушано около 100 представителей федеральных, региональных и местных органов власти, компании-оператора) рабочая группа приняла развернутые рекомендации Правительству РФ и Федеральному Собранию.

2. В итоге долю иностранного (50 % плюс одна акция) приобрел «Газпром». К положительным моментам вхождения «Газпрома» в проект следует отнести то, что доход от продаваемой продукции пойдет отечественной компании. Немаловажным обстоятельством является и то, что российские компании получают передовую мировую технологию, в том числе в области сооружения первого в России завода по сжижению природного газа

Окончание табл. 2

Проект

История

Текущее состояние

Комментарии

Харьягинс-кое месторождение

СРП по месторождению (находится в Ненецком автономном округе — БАО) было подписано в 1995 г., в его рамках разрабатываются II и III участки с суммарными извлекаемыми запасами 57,4 млн т. В процессе реализации соглашения состав участников проекта менялся. В настоящее время в консорциум входят французская Total (50 % акций), норвежская Norsk Hydro (40 %) и контролируемая администрацией нАО «Ненецкая нефтяная компания» (10 %). Оператор проекта — «Тоталь РРР» — приступил к добыче на Харьяге в 1999 году на основании «Проекта пробной эксплуатации II объекта», утвержденного Центральной комиссией по разработке (ЦКР) в феврале 1998 года. При этом комиссия приняла технологическую схему опытно-промышленной разработки объектов на период 2002 — 2006 гг., где были установлены проектные уровни добычи нефти и закачки воды.

Однако уже с 2002 г. компания начала отклоняться от утвержденной схемы, несмотря на то, что уровни добычи и закачки воды при рассмотрении годовых программ работ постоянно корректировались в сторону снижения. В ЦКр указывали оператору на невыполнение имевшихся проектных решений по объемам добычи нефти, бурению скважин, на отставание работ по закачке воды, что ухудшает структуру запасов месторождения. С 1999 г. по май 2007 г. на объектах Харьяги было пробурено всего 13 скважин из 30, предусмотренных проектом

1. Главная претензия, предъявляемая к оператору Харьягинского проекта российскими властями, заключается в нарастающем отставании темпов добычи от плановых показателей. В компании отставание объясняют меньшими, чем ожидалось, запасами месторождения и отсутствием квоты на прокачку сырья в нужном объеме по трубопроводам «Транснефти». Представители Минприроды отмечают, что из года в год «Тоталь РРР» завышает уровень удельных капитальных и эксплутационных затрат. В связи с этим промысловая себестоимость добычи нефти составляет порядка 13 долл. США за баррель, в то время как аналогичный показатель у других нефтедобывающих предприятий в Тимано-Пе-чоре не превышает 4 долл. США.

2. В 2007 г. разгорелась борьба за смету на текущий год. «Тоталь РРР» предлагала утвердить расходы в размере 159 млн. долл. США, Минприроды — не более 129 млн долл. США. В результате Объединенный комитет под председательством Минпромэнерго урезало затраты до 145 млн долл. США, в основном за счет расходов на бурение

Вопрос о работе компании «То-таль РРР» рассматривался в феврале 2007 г. на комиссии Роснедр по отзыву лицензий. 12 марта 2007 г. Росприроднадзор начал повторную проверку соблюдения условий лицензии, в которой приняли участие представители Ростехнадзора и администрации Ненецкого автономного округа. В конце марта стали известны официальные результаты проверки, на основании которых было рекомендовано привлечь оператора к административной ответственности, оштрафовав на 30 тыс. руб. (300 МРОТ). Кроме того, Ростехнадзор предписал отстранить от руководства работами директора Харьягинского промысла ряда руководителей работ до подтверждения их профессионального образования. Заместитель руководителя Росприроднадзора О. Митволь, комментируя результаты проверки, заявил, что оснований для отзыва у «Тоталь РРР» лицензии на разработку двух объектов на Харьяге в настоящее время нет. Объем санкций, которые наложило государство на «Тоталь РРР» после громких заявлений о масштабных нарушениях, и сдержанный тон Митволя свидетельствуют о том, что цели преследования оператора СРП, направленные на его выход из проекта, уже достигнуты

Источник: «Бизнес-Нефть» (Россия) от 11.05.2007 г., «Нефть и капитал» от 07.05.2007.

новых правил игры в сфере освоения крупных углеводородных месторождений с привлечением частного капитала. При этом доля государственного участия через уполномоченные (подконтрольные) компании в различных отраслях российской экономики постоянно растет. Механизм освоения нефтегазовых месторождений в России настолько сложен и многолик, что координация всех соответствующих нормативных актов на современном этапе представляет собой почти невыполнимую управленческую задачу. Для обоснования этого постулата вкратце рассмотрим основные нормативные акты в нефтегазовой сфере (см. рисунок).

На наш взгляд, наиболее существенным правовым документом в области освоения нефтегазо-

вых месторождений является Закон от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах», который определяет основные принципы разработки российских недр:

• право собственности на недра принадлежат Российской Федерации и ее субъектам; недра также не могут стать предметом купли, продажи, дарения, наследования;

• допускается переход прав пользования недрами на третьих лиц с обязательным лицензированием, которое ведется в рамках конкурса или аукциона26;

26 Различаются лицензии на проведение геологоразведочных работ, пользование недрами с добычей полезных ископаемых,

строительство инфраструктуры, не связанной с добычей, а также строительство особо охраняемых геологических объектов.

Инструкции и приказы

Министерства природных

ресурсов (МПР)

Природоохранное и прочее законодательство

Закон об СРП определенного месторождения

Организационно-правовые условия освоения нефтегазовых месторождений в России

• расходы инвестора включают затраты на участие в конкурсе, выкуп лицензии, проведение геологоразведочных работ, включая плату за геологическую информацию о недрах, регулярные платежи за пользование недрами, прочие расходы при наступлении определенных событий;

• предусмотрен особый способ освоения месторождений — на условиях раздела продукции, что определяет специфический порядок покрытия расходов инвестора и схему налогообложения. Закон от 30.12.1995 № 225-ФЗ «О соглашениях

о разделе продукции» дополняет и разъясняет непосредственный порядок недропользования:

• недра передаются в пользование третьим лицам на длительный срок, при этом подлежит разделу между государством и инвестором либо добываемое сырье, либо доход от его реализации27;

• доля российских компаний в совокупном объеме участников должна составить 50 — 70 %;

• на инвестора не распространяется действие нормативных актов, если они ограничивают приобретенные им в соответствии с соглашением права;

• не компенсируются инвестору следующие расходы: налог на прибыль, налог на добычу полезных ископаемых, плата за негативное воздействие на окружающую среду. Все остальные расходы учитываются при опре-

При этом лицензия на геологоразведку выдается сроком до пяти лет, а на добычу — на срок отработки полезных ископаемых, рассчитанный в технико-экономическом обосновании.

27 В различных подзаконных актах, сопутствующих реализации СРП, но принятых ранее (например, постановлении Верховного Совета РФ от 15.07.1992 № 3314-1 «О порядке введения в действие Положения о порядке лицензирования пользования недрами») указано, что лицензия на право пользования недрами предоставляется одновременно с предоставлением права на пользование земельным участком (горный отвод).

делении компенсационной продукции для инвестора28;

• для работ на континентальном шельфе предусмотрены более льготные условия. Подкрепляя ранее сделанный вывод о трудностях терминологического характера при трактовке международных контрактов о разделе продукции, отметим, что среди российских юристов также не достигнуто единой позиции по поводу правовой природы российской редакции СРП. Существуют мнения, что СРП по российскому праву:

• является инвестиционным контрактом, построенным по принципу административного договора с присущими ему особенностями: участием в договоре субъекта, обладающего властными полномочиями, регулированием отношений, основанных на административном подчинении, системой лицензирования;

• является формой инвестиционной деятельности, осуществляемой в процессе поиска, разведки и добычи минерального сырья29;

28 Закон предусматривает два способа раздела полученной в результате добычи и переработки минерального сырья продукции — «прямой» и «обычный». При обычном способе из общего объема вычитается компенсационная продукция, которая передается в собственность инвестора для возмещения расходов, понесенных в связи с реализацией соглашения, между государством и инвестором делится прибыльная продукция за вычетом платежей за пользование недрами и компенсационной продукции; со стоимости своей части прибыльной продукции инвестор платит налог на прибыль. При «прямом» разделе исключается этап определения компенсационной продукции, инвестор не уплачивает налога на прибыль, а размер пропорции раздела продукции оговаривается каждым конкретным соглашением между государством и инвестором. По мнению аналитиков, «прямой» раздел для иностранных инвесторов менее привлекателен, так как при налогообложении прибыли на месте регистрации в качестве налогоплательщика с инвестора могут взять как бы «двойной» налог.

29 Указанное определение не противоречит трактовке «инвес-

тиций» в Законе «Об инвестиционной деятельности в РСФСР»

• имеет форму экономической концессии, так как предусматривает передачу государством прав пользования имуществом иностранному или российскому инвестору, передаваемое имущество находится в исключительной государственной собственности, правовое регулирование отношений в рамках пользования передаваемым имуществом одинаково для российских и иностранных инвесторов30. В последней редакции трактовка СРП наиболее распространена. По мнению одного из крупнейших в России специалистов в области права М. М. Богуславского, соглашения о разделе продукции являются, по сути, разновидностью концессий. В его фундаментальном исследовании «Международное частное право» выдвинуто предположение, что «... под концессионным договором понимается договор, в соответствии с которым государство на возмездной и срочной основе предоставляет иностранному инвестору исключительное право либо на поиск и освоение возобновляемых и невозобновляемых природных ресурсов на территории России, либо на ведение отдельных видов хозяйственной деятельности, являющихся монополией государства, либо на долгосрочную аренду имущества, являющегося государственной собственностью.» 31. Под соглашением о разделе продукции, по мнению М. М. Богуславского, надлежит понимать договор, в соответствии с которым государство также на возмездной и срочной основе предоставляет иностранному инвестору исключительное право на поиск и освоение возобновляемых и невозобновляемых природных ресурсов и передает иностранному инвестору право собственности на продукцию или доход, полученный в результате такой деятельности. Однако, в отличие от концессионного договора, продукция, полученная в результате осуществления такой деятельности, распределяется между

(с последними изменениями от 10.01.2003) в соответствии с которым к ним относят «денежные средства, целевые банковские вклады, паи, акции и другие ценные бумаги, технологии, машины, оборудование, кредиты, любое другое имущество или имущественные права.». Тем не менее, учитывая существенную терминологическую и сущностную размытость определения, достаточно тяжело понять, в какой степени вложения, осуществляемые при СРП, могут подпадать под инвестиционную деятельность.

30 См., в частности, комментарий к Федеральному закону «О соглашениях о разделе продукции» О. А. Ляпина, А. В. Коло-колова, И. В. Свечникова, С. А Кощеева, опубликованный в правовой системе «Гарант».

31 Богуславский М. М. Международное частное право. «Международные отношения». М., 1993. С. 238.

государством и иностранным инвестором на условиях, установленных соглашением32.

Тем не менее концессии и соглашения о разделе продукции в российском законодательстве ни терминологически, ни организационно, ни фактически не увязаны, что дает почву для всевозможных толкований и допущений. Вопрос о том, какими правовыми нормами регламентируются СРП — также остается открытым.

В гл. 1 Закона о СРП говорится, что права и обязанности сторон, имеющие гражданско-правовой характер, определяются в соответствии с этим законодательным актом, а также гражданским законодательством России. Там же указано, что «... отношения, не урегулированные данным Федеральным законом...., регулируются законодательством РФ о недрах, другими законами и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации.». Сложно понять, какими конкретно актами они регулируются из-за постоянно встречающейся путаницы в толкованиях. Вложения, осуществляемые в рамках СРП, также довольно сложно отнести к инвестициям в инвестиционные проекты, несмотря на то, что в качестве участников СРП указаны «инвесторы» 33. Не способствуют прояснению вопроса и ранее упомянутые ссылки некоторых отечественных специалистов на схожесть СРП и инвестиционного контракта. Упоминания об инвестиционном контракте в контексте инвестиционного проекта содержится в некоторых подзаконных актах субъектов Российской Федерации34. Однако увязать содержащиеся в

32 Отметим, что в Федеральном законе от 13.07.2005 № 115-ФЗ «О концессионных соглашениях», указано, что «концессионное соглашение является договором, в котором содержатся элементы различных договоров, предусмотренных федеральными законами» (ст. 3). Следовательно, правовая природа СРП и концессий действительно может быть близка.

33 Определения инвестиционного проекта приведены, в частности, в Федеральных законах от 09.07.1999 № 160-ФЗ «Об иностранных инвестициях в Российской Федерации» и от 25.02.1999 № 39-ФЗ «Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений». В них, в частности, говорится, что под инвестиционным проектом понимается обоснование экономической целесообразности, объема и сроков осуществления прямой инвестиции (160-ФЗ) и капитальных вложений (39-ФЗ), в том числе необходимая проектная документация и бизнес-план. Получается, что инвестиционным проектом является его ТЭО. При этом понятно, что речь идет о финансировании инвестиций и вложений в основной капитал — затрат на новое строительство, расширение, реконструкцию и перевооружение действующих предприятий. Тем не менее инвестиционный проект в контексте вложений в основной капитал (капитальных вложений) в указанных федеральных законах четко не формулируется.

34 В частности, в постановлении Правительства Москвы от 27.04.2004 № 255-ПП «О порядке проведения конкурсов и аукционов по подбору инвесторов на реализацию инвестици-

них определения и категории с теми, что изложены в СРП, не представляется возможным.

Российскими аналитиками также отмечается сложность процедуры получения права пользования недрами на условиях СРП, которой предшествует аукцион на присуждение лицензионного соглашения. В случае если в ходе аукциона победители по тем или иным причинам не выявлены — устраиваются торги для компаний, готовых заключить СРП. При этом соответствующий договор должен быть подписан не позднее одного года с момента создания специальной комиссии для ведения переговоров с инвестором. Ранее участок недр федеральным законом должен быть включен в перечень предназначенных для предоставления в пользование на принципах СРП, что обусловлено рядом весьма специфических определяемых правительством Российской Федерации условий35.

После массированной критики существующего механизма раздела продукции со стороны различных государственных органов и политиков представляется крайне маловероятным подписание новых соглашений, в связи с чем возникает вопрос об условиях реализации существующих и новых сделок. Происходящие в российской экономике процессы, направленные на укрупнение доли государства почти во всех ее секторах, позволяют сделать предварительный вывод, что поддержка нефтегазовых проектов будет осуществляться аналогичными методами36.

Отметим, что реализация нефтегазовых проектов, по сути, исключена из формируемой на государственном уровне системы партнерских отношений с частным бизнесом. В соответствии с принятым в 2005 г. Федеральным законом «О

онных проектов» инвестиционный проект представляет собой совокупность мероприятий по строительству инвестиционного объекта — жилого дома, гаражей, объектов жилищно-коммунального назначения, что подтверждает использование термина «инвестиционный контракт» лишь в строительной сфере ЖКХ. Из этого следует, что речь идет о финансировании строительства, что является корректным и понятным, но существенно ограничивает норму применительно к другим отраслям.

35 «Нефть России» от 13.05.2007.

36 В 2005 — 2006 гг. государство было крупнейшим участником рынка слияний и поглощений, например покупка «Газпромом» «Сибнефти» обошлась в 13 млрд долл. США. Совокупная доля государства на рынке слияний и поглощений, по данным Mergers. Ru, в указанный период составила 30 %.

На фоне увеличения количества проектов по созданию государственных корпораций замедляется приватизация государственной собственности. В 2005 г. доходы от приватизации составили 34 млрд руб. (менее 80 % от плана), в 2006 г. — 18,26 млрд руб. (менее 50 % от плана). (По информации газеты «Ведомости» от 03.09.2007).

концессионных соглашениях» (№ 115-ФЗ), концессионными (попадающими под регулирование Закона) могут считаться только объекты экономической и социальной инфраструктуры, включая трубопроводную инфраструктуру, а также объекты по производству, передаче и перераспределению электрической и тепловой энергии. Не будет заниматься нефтегазовыми проектами и созданный в мае 2007 г. Федеральным законом № 82-ФЗ «О банке развития» первый в России Банк развития. Согласно Меморандуму о финансовой политике Банка, утвержденному правительственным распоряжением от 27.07.2007 № 1007-р, основными отраслевыми приоритетами станут:

• авиастроение и ракетно-космический комплекс;

• электронная промышленность и судостроение;

• атомная промышленность и атомная энергетика;

• транспортное, социальное и энергетическое машиностроение;

• деревообрабатывающая промышленность и оборонный комплекс.

В Положении «Об Инвестиционном фонде Российской Федерации» (утвержденном постановлением Правительства РФ от 23.11.2005 № 694) не содержится ссылка на отраслевую принадлежность проектов, претендующих на поддержку Фонда. Приведены лишь требования к проектам: они должны быть безубыточными и соответствовать общим критериям бюджетной эффективности. Конфигурация и отраслевая принадлежность таких проектов проясняются в перечне инвестиционных проектов, реализуемых при государственной поддержке за счет средств Инвестиционного фонда, утвержденном распоряжением Правительства РФ от 30.11.2006 № 1708-р. Из этого перечня к области нефти и газа опосредованно можно отнести лишь один проект создания транспортной инфраструктуры для освоения месторождений юго-востока Читинской области. Таким образом, нефтегазовые проекты поддержкой Фонда пользоваться практически не будут.

Государственная поддержка нефтегазовых инвестиционных проектов в настоящее время осуществляется в основном в административном порядке. К реализации проектов активно привлечены две крупнейшие российские подконтрольные государству компании — ОАО «Роснефть» и ОАО «Газпром». На них, фактически, переоформлены контролирующие доли в сахалинских и харьягин-ских проектах, переведены активы ранее обан-

кроченного «ЮКОСа». Предположительно, эти компании будут разрабатывать наиболее сложные и капиталоемкие шельфовые месторождения37, стратегия развития которых определяется на правительственном уровне уже несколько лет38. В частности, «Роснефть» выкупила лицензии на освоение западно-камчатского шельфа; совокупные запасы которого оцениваются в 3,8 млрд т, сумма инвестиций — 24 млрд долл. США. Работы на шельфе начаты в 2005 г.; по состоянию на август 2007 г. в проект было вложено 90 млн долл. США39.

Поскольку частные российские компании фактически не имеют добывающих мощностей в необходимом объеме, усиление контроля государственных компаний за сектором нефтегазовой добычи можно было бы назвать логичным, но вряд ли оправданным с точки зрения качественного улучшения отечественной экономики. Переоформляя на себя через собственные структуры доли в крупных нефтегазовых проектах (что, очевидно, не так уж плохо), государство осуществляет это не в дополнение, а взамен установления правовых, рыночных и альтернативных подходов к их последующей реализации (доступу), что указывает на тенденции расширения его неограниченного административного давления, и, как следствие, возможностей коррупции, неэкономических ме-

37 Большая часть шельфовой зоны России приходится на малоизученные арктические и дальневосточные моря, для работы на которых требуются как дорогие и сложные технологии, так и создание «с нуля» всей инфраструктуры. Проведение только первичной двухмерной сейсмики на мелководном шельфе Карского моря обойдется примерно в 370 — 375 тыс. руб. за погонный километр, тогда как на Азовском море такие же работы будут стоить около 70 тыс. руб. Технологии по бурению и добыче в условиях дрейфующих льдов в России отсутствуют.

38 Минприроды России несколько лет пытается выработать единую стратегию развития российского шельфа. Сначала ведомство предлагало уравнять шельфовые и материковые месторождения и выставлять их на аукционы. Потом было решено все-таки объявить шельфовые месторождения стратегическими. В начале 2007 г. на заседании правительства чиновники договорились отдать шельф единой государственной компании, созданной на базе «Роснефти», «Газпрома» и «Зарубежнефти». Согласно последнему варианту, озвученному в конце августа 2007 г. главой Минприроды Ю. Трутневым, освоением шельфа должны заниматься государственные компании «Роснефть» и «Газпром», поскольку именно они обладают опытом и деньгами. «НОВЭКОН Дайджест Энергетика» (Россия) от 05.09.2007.

39 «НОВЭКОН Дайджест Энергетика (Россия) от 05.09.2007.

тодов принятия решений как в рассматриваемой сфере, так и в экономике в целом.

На наш взгляд, при всей внешней открытости Россия стремительно отдаляется от международных форматов в сфере привлечения международных капиталов в национальных интересах и для разработки национальных природных ресурсов.

Проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы.

1. При сохраняющейся высокой ликвидности нефти и газа общая привлекательность соответствующих международных проектов на нынешнем этапе развития мировой экономики повышается по причине не столько экономических, сколько политических (стратегических) факторов.

2. Роль крупных частных компаний при реализации нефтегазовых проектов двояка. С одной стороны, без их участия изначальное осуществление таких проектов не представляется возможным. С другой стороны, частные компании-операторы осуществляют деятельность хирургическими методами, в большинстве случаев не гнушаясь любыми способами вернуть затраченные средства, что приносит определенный (и часто — большой) вред экологии и социальной сфере государства-инициатора. Объем потенциальных рисков частных участников не пугает. После выхода из проекта они, как правило, получают удовлетворяющую их компенсацию и покрывают понесенные расходы.

3. Намечается различие стратегий экономического развития государств постсоветского пространства, изобилующих нефтегазовыми запасами. Они касаются методов наращивания их экономического потенциала за счет месторождений углеводородов и строительства трубопроводов, в соответствии с избранными предпочтениями в сфере сотрудничества и внешней торговли.

По мере иссечения мировых углеводородных запасов конкуренция международных синдикатов и банков за участие в нефтегазовых проектах возрастает. При этом правительства некоторых государств, располагающих данными запасами, сознательно делают правила игры по их освоению с частным бизнесом менее прозрачными для обеспечения гарантированного получения своей части финансовых благ, адекватной росту потребности мирового сообщества в сырьевых энергетических ресурсах.