CC BY
3УДК 338.242.4:622.323+622.324 Н.Н. Пусенкова1
РЕФОРМЫ НЕ ДЛЯ ПРОФОРМЫ: ТРАНСФОРМАЦИЯ НАЦИОНАЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ2
В статье анализируются основные направления и результаты реформ, проходивших в новом столетии в таких нефтедобывающих странах, как Алжир, Бразилия, Индонезия, Колумбия, Мексика, Нигерия, нацеленных главным образом на снятие с их национальных нефтяных компаний части некоммерческих функций. Основное внимание уделяется ликвидации субсидий на топливо, частичной приватизации, созданию независимых регулирующих органов и демонополизации сектора, в том числе для привлечения иностранных инвестиций.
Ключевые слова: национальные нефтяные компании, реформы нефтегазового сектора, субсидии на топливо, регулирующие органы, демонополизация, международные нефтяные компании, частичная приватизация.
Время реформ
Древняя китайская мудрость гласит: «Не дай бог жить во времена перемен». Но события последних лет показывают, что перемены или реформы оказываются жизненно необходимыми для многих нефтедобывающих стран - если те хотят сохранить свой статус экспортеров неф-
ти. Реформы прошли или готовятся в Алжире, Бразилии, Индонезии, Колумбии, Мексике, Нигерии. Эти страны резко отличаются друг от друга по макроэкономическим показателям, политическому строю, социальному укладу, углеводородным запасам (см. таблицу) и динамике добычи нефти и газа. Да и реформы в них проходят по-разному: где-то успешно и последова-
Доказанные запасы нефти и газа и кратность запасов в конце 2013 года
Страна Доказанные запасы Кратность запасов (лет)
Нефть (млрд баррелей)
Мексика 11,1 10,6
Бразилия 15,6 20,2
Колумбия 2,4 6,5
Алжир 12,2 21,2
Нигерия 37,1 43,8
Индонезия 3,7 11,6
Газ (трлн м3)
Мексика 0,3 6,1
Бразилия 0,5 21,2
Колумбия 0,2 12,8
Алжир 4,5 57,3
Нигерия 5,1 Более 100
Индонезия 2,9 41,6
1 Нина Николаевна Пусенкова - старший научный сотрудник, руководитель Форума «Нефтегазовый диалог» ИМЭМО РАН, к.э.н., e-mail: npoussenkova@imemo.ru.
2 Статья подготовлена при поддержке компании ВР.
Ключевые некоммерческие функции ННК:
• Перераспределение богатства: сбор и распределение ренты через субсидии на топливо.
• Социальное развитие: создание новых рабочих мест и социальной инфраструктуры, поддержка образования.
• Национальная энергетическая политика: гарантированные поставки топлива народному хозяйству, субсидирование других энергетических проектов.
• Экономическое развитие: передача технологии, стимулирование индустриализации, создание промышленной инфраструктуры, диверсификация экономики.
• Регулирование и управление: лицензионная политика, регулятивные функции.
• Внешняя политика: нефтяная дипломатия, создание альянсов.
тельно, где-то с отступлениями от намеченного курса или возвратом на прежние позиции. Тем не менее в реформах прослеживаются общие черты, позволяющие сделать практические выводы для российского нефтегазового сектора, в котором потребность в реформах давно назрела.
Обычно реформы особенно активно проводятся при низких ценах на нефть. Но в новом столетии, когда цены растут, в большинстве этих стран необходимость преобразований обусловили сложности, возникающие в нефтегазовом секторе: либо объективные, связанные со старением и сокращением ресурсной базы, либо субъективные, вызванные нерациональным управлением национальным углеводородным достоянием.
Реформы нефтяной промышленности всегда представляют собой сложный процесс, в котором переплетаются политические, экономические, социальные и психологические компоненты. Мы рассмотрим лишь те меры, которые направлены на то, чтобы снять с национальной нефтяной компании (ННК) страны часть ее некоммерческих функций и привлечь в сектор иностранные концерны, в том числе через его демонополизацию.
ННК - компании из нефтегазодобывающих стран, развивающихся или с переходной экономикой. В большинстве своем они возникли при национализации нефтегазовых богатств после второй мировой войны. Они полностью или частично принадлежат государству и являются либо единственным, либо основным игроком в секторе. ННК - важный инструмент государственной политики: они выполняют по поручению правительства некоммерческие - социаль-
ные или политические функции (см. вставку) и получают за это дополнительные льготы [1].
Часть этих функций, таких как поддержка образования, не препятствует реализации основной производственной задачи компании: эффективной разведки и добычи углеводородов. Но такие некоммерческие функции, как поставки топлива по субсидируемым ценам или регулирование сектора, мешают ННК замещать запасы и наращивать добычу.
При этом государство предоставляет им дополнительные льготы и блага: многие страны, например, ограничивают участие МНК в разведке и добыче, обеспечивая преимущественные права ННК. Такая защита национальной нефтяной компании от конкуренции сначала позволяет ей накопить необходимые навыки и развивать экономию на масштабах. Но постепенно подобные тепличные условия начинают все больше препятствовать созданию ценности и мешает ННК повышать свою эффективность [2].
Субсидии на топливо
Реформы во многих странах направлены на устранение такой некоммерческой функции ННК, как предоставление населению топлива по субсидируемым ценам. Данная функция налагает тяжелое бремя на бюджеты ННК, ведет к нерациональному потреблению нефтепродуктов и может подорвать способность страны экспортировать нефть. Но поскольку ее отмена связана с тяжелыми социальными последствиями, государству приходится балансировать две противоречащие друг другу задачи - обеспечение энергетической безопасности и общественного спокойствия.
Источник: BP Statistical Review of World Energy - 2014.
Рис. 1. Динамика добычи и потребления нефти в Индонезии, млн баррелей/день
Правительство Малайзии, например, выбрало энергетическую безопасность. Такой же нелегкий выбор, очевидно, придется сделать и многим странам Ближнего Востока и Северной Африки, где быстро растет внутреннее потребление, подстегиваемое субсидиями на топливо. Так, в Алжире цены на нефтепродукты и природный газ очень низки: они не менялись с 2005 г., и теперь стали ниже операционных издержек [3].
В Индонезии, по оценкам экспертов, импорт нефти возрастет до 1,6 млн баррелей в день к 2020 г., если сохранятся субсидированные поставки топлива населению. Рост внутреннего спроса на топливо и снижение нефтедобычи (см. рис. 1) уже привели к тому, что прежде крупная нефтедобывающая страна стала чистым импортером черного золота и вышла из ОПЕК в 2008 году.
В бюджете 2014 г. Индонезия выделила 18,6 млрд долл. на субсидии. Хотя теоретически они должны поддерживать беднейшие слои населения, на деле субсидиями в основном пользуются представители среднего класса и богатые индонезийцы [4].
Индонезийская национальная компания Рейашта была создана в 1971 г. для выполнения ряда функций - выдачи лицензий и заключения контрактов с западными операторами,
добычи, переработки и сбыта нефти и газа и субсидирования поставок топлива населению. Но компания плохо справлялась со своими задачами и стала единственной из ННК сильно сдавшей свои позиции за последние годы [5]. После свержения режима Сухарто в конце 2001 г. новый парламент принял Нефтегазовый закон № 22/2001, который во многом изменил положение Рейашта. Монополия компании на розничном рынке закончилась в 2004 г., но она оставалась эксклюзивным дистрибьютором субсидированных нефтепродуктов до 2010 года.
Чтобы сдерживать импорт, повышать энергоэффективность и уменьшить давление на бюджет правительство провело реформы в этой сфере. В июне 2013 г. президент С.Б. Юдхойоно сократил субсидии, отчего цены на бензин и газойль выросли на 44 и 22% соответственно. Хотя правительство предоставляло денежные компенсации нуждающимся, реформы оказались крайне непопулярными. В ходе предвыборной кампании весной 2014 г. кандидат в президенты Д. Уидодо клеймил их как наносящие ущерб жизненному уровню индонезийцев [6].
Из-за субсидий на топливо тяжелая ситуация сложилась и в Нигерии. Нигерийцы считают, что низкие цены на бензин - единственное благо, которое они получают от нефтяного бо-
гатства страны [7]. Но это благо дорого обходится государству и Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC): в 2011 г. субсидии составляли 8 млрд долл.: 30% государственных расходов или 4% ВВП.
Регулируемые цены на нефтепродукты создают благодатную почву для коррупции. Нигерийцы со связями приобретают нефтепродукты у NNPC по субсидируемым ценам, а потом перепродают их по рыночным [8]. Так в Нигерии создается дефицит топлива и развивается черный рынок. Крупная нефтедобывающая страна вынуждена закрывать львиную долю внутреннего спроса на нефтепродукты за счет импорта. Ведь низкие цены не стимулируют нигерийские НПЗ увеличивать объемы переработки: NNPC выгоднее экспортировать сырую нефть, чем поставлять ее на местные заводы.
Однако решение правительства Нигерии, принятое 1 января 2012 г, - дерегулировать сектор downstream и ликвидировать субсидии - повергло страну в хаос. Уже через две недели оно пошло на попятную, частично восстановив субсидии, поскольку общественный протест и массовые забастовки едва не привели к остановке нефтедобычи. Правительство Нигерии обязалось ускорить реформы нефтегазовой отрасли [9].
В Бразилии в ходе реформ 1990-х годов был установлен график либерализации цен на топливо. Преобразования завершились к 2002 году. Но Petrobras, финансовое положение которой упрочилось, когда с нее сняли бремя субсидий, признает, что потенциальная возможность восстановления контроля над ценами - серьезный фактор риска для компании [10].
В Колумбии проблему субсидий удалось решить, что сразу улучшило конкурентоспособность и перспективы роста Ecopetrol. До 2007 г. компания предоставляла субсидии на бензин и дизель местным потребителям, что обходилось ей в 10 млрд долл. в год. В 2007 г. был принят закон, по которому правительство должно ежегодно компенсировать колумбийские НПЗ за предоставленные субсидии [11].
Частичная приватизация
Другое направление реформ, весьма политически сложное в развивающихся нефтедобыва-
ющих странах, - частичная приватизация. Начало приватизации в стране-экспортере нефти положила Аргентина: в 1989 г. правительство объявило о планах продажи 32 госкомпаний, включая YPF. В том же году оно ликвидировало монополию в нефтегазовом секторе и контроль над ценами и открыло отрасль для частных инвесторов. В 1993 г. 60% YPF было продано.
По примеру Аргентины ряд нефтедобывающих стран частично приватизировали ННК, хотя для многих это - политическое табу. У государства осталось 90% китайской Petro China, 88,5% колумбийской Ecopetrol, 74% индийской ONGC, 67% норвежской Statoil, 60% оманской PDO, 55% китайской Sinopec, 48% бразильской Petrobras.
Исследователи, изучившие публичное размещение акций 28 ННК в 1977-2004 годах, отмечают, что частичная приватизация в нефтегазовом секторе улучшает показатели деятельности и эффективность компаний за счет влияния рынков капитала. При этом правительство не полностью утрачивает контроль над ННК [12]. Как подчеркивает Всемирный банк, «частично приватизированные ННК лучше создают ценность, поскольку они попадают под воздействие рынка и менее подвержены политическому влиянию» [13].
Пример успешной приватизации, принесшей ожидаемый плоды, - Колумбия. Став акционерным обществом в 2007 г. и продав в первом раунде IPO 10,1% акций за 2,8 млрд долл., Ecopetrol отделила свой инвестиционный бюджет от национального бюджета Колумбии. Второй раунд прошел в 2011 г.: тогда компания выручила 1,3 млрд долл. за 1,6% акций. Правительство планирует сократить долю в Ecopetrol до 80%. Рыночная капитализация компании быстро растет - с 27 млрд долл. в 2007 г. до 90 млрд долл. в 2011 и 115 млрд долл. в 2012 г. [14]. Весной 2014 г. она составляла 83 млрд долл. - лишь немного меньше, чем капитализация гигантской Petrobras (86 млрд долл.) [15].
Хотя государство остается основным собственником компании, менеджмент теперь независимо принимает решения по капвложениям, и Ecopetrol больше не подпадает под государственные правила по привлечению подрядчиков. В совете директоров компании, состоящем из 9 человек, 6 директоров - независимые [16].
Пример частичной приватизации, оказавшейся весьма противоречивой, - Бразилия. В 2000 г. Ре1гоЪга8 разместила акции на Нью-йоркской фондовой бирже, заработав 4,1 млрд долларов. До недавнего времени государству напрямую принадлежало 32,2% ее акционерного капитала (55,7% обыкновенных акций).
Эксперты признают, что частичная приватизация компании и либерализация отрасли помогли Рег1гоЪга8 добиться выдающихся успехов: действительно, она обеспечила Бразилии независимость от импорта нефти, стала мировым лидером по глубоководному бурению, сделала впечатляющие открытия на подсолевом горизонте...
Но пример Бразилии убедительно демонстрирует риски для ННК, связанные с частичной ренационализацией. Летом 2009 г. правительство страны обнародовало планы новой реформы: оно хотело увеличить государственную долю доходов, получаемых от разработки подсолево-го горизонта. В ее рамках государство передало Ре1гоЪга8 5 млрд баррелей запасов подсолевого горизонта в обмен на увеличение своей доли в компании.
Показательно, что, когда летом 2009 г. правительство объявило об этом решении, на Уоллстрит и Фондовой бирже Сан-Паоло поднялась паника: за день капитализация компании упала на 7 млрд долларов. Инвесторов пугало «разводнение» акций и усиление государственного вмешательства в работу Ре1гоЪга8. Аналитики опасались, например, что Бразилия будет отдавать предпочтение бразильским производителям оборудования и сервисным компаниям, даже если у них соотношение цена/качество хуже, чем у международных компаний [17].
В сентябре 2010 г. Ре1гоЪга8 поставила мировой рекорд, разместив акций на 70 млрд долларов. Бразильское государство приобрело ее ценных бумаг на 42,5 млрд долларов. Теперь государству прямо и косвенно (через национальный банк BNDES) принадлежит 48% голосующих и неголосующих акций компании (вместо 40% до реформы) [18].
Регулирование
Еще одна некоммерческая функция ННК состоит в том, что многие из них выступают
в качестве регулятора сектора: управляют лицензионными раундами и ведут переговоры по условиям лицензий и контрактов с иностранными компаниями. Одновременно ННК являются коммерческой организацией, что создает благодатную почву для конфликта интересов.
Чтобы решить эту проблему, многие государства вступают на путь Норвегии, чья модель управления нефтяным сектором считается оптимальной. Когда были созданы Statoil и Нефтяной директорат под наблюдением Министерства промышленности Норвегии, возникла трехсторонняя модель - выработка политики (министерство), техническая/регулятивная (директорат) и коммерческая (Statoil). Statoil ведет коммерческую деятельность на «расстоянии вытянутой руки» от лицензионной и регулятивной функции, чтобы избежать конфликта интересов.
К этому норвежскому идеалу пока безуспешно стремится Нигерия. Ее национальная компания NNPC была создана в 1977 г. для обеспечения регулирования в нефтегазовом секторе и работы в upstream и downstream. Министерство нефтегазовых ресурсов Нигерии отвечает за выдачу разрешений, соблюдение законов и охрану природы.
Сейчас NNPC одновременно выполняет и коммерческую и регулятивную функции. Как менеджер и квазирегулятор сектора, она через свою «дочку» NAPIMS (National Petroleum Investment Management Services) контролирует МНК, работающие в Нигерии. Но NNPC плохо справляется со своими задачами: ее не назовешь ни компетентной нефтяной компанией, ни эффективным регулятором сектора [19].
Реформы, намечаемые в рамках Petroleum Industry Bill (PIB), должны решить некоторые проблемы нефтяной промышленности Нигерии, в том числе обеспечить устойчивой рост добычи нефти, который пока резко колеблется (см. рис. 2).
Подготовка рабочих документов, из которых был составлен первый PIB-2008, началась в 2000 году. Закон прошел первое чтение в 2008 г., второе - в 2009, третье - в 2011 году. Новый президент Нигерии Г. Джонатан в 2012 г. представил свою версию закона. Но из-за сопротивления оппозиции он застрял в Национальной Ассамблее [20].
По PIB-2012, будет создано Нефтяное техническое бюро для оказания поддержки мини-
Источник: BP Statistical Review of World Energy - 2014.
Рис. 2. Динамика добычи нефти в Нигерии, млн баррелей/день
стру и содействия в разработке и претворении в жизнь правительственной политики. Появятся два регулирующих органа - Upstream Petroleum Inspectorate (UPI) и Downstream Petroleum Regulatory Agency (DPRA). Инспекторат будет осуществлять технические и коммерческие функции, администрирование и реализацию политики, а также проводить аукционы и выдавать лицензии. Агентство будет отвечать за администрирование лицензий в downstream и содействовать поставкам газа стратегическим секторам.
Задача закона - увеличить прозрачность и открытость отрасли, особенно процесса выдачи и управления лицензиями. Закон образца 2012 г. гласит, что лицензии будут выдаваться министром только после «открытого, прозрачного и конкурентного тендерного процесса, проводимого инспекторатом». Однако подобная прозрачность подрывается другим положением закона, которое позволяет президенту страны на его усмотрение выдавать лицензии без проведения тендеров [21].
В Индонезии Нефтегазовый закон № 22/2001 передал регулирующую роль Pertamina в сфере upstream и downstream двум новым правительственным ведомствам. В 2002 г. был создан BP
Migas - регулятор разведки и добычи, заключающий контракты по разделу продукции. На него были возложены полномочия по установлению трансфертных цен на нефть и мониторингу деятельности в upstream, чем прежде занималась Pertamina. Регулятором сегмента downstream стал BHP Migas. Министерство горнодобывающей промышленности и энергетики, которое раньше было на вторых ролях по сравнению с Pertamina, снова взяло под контроль политику и условия контрактов [22].
Во время последних выборов в Индонезии кандидат в президенты обещал провести серию реформ в отрасли, намереваясь устранить неопределенность в секторе. Она была вызвана тем, что Конституционный суд в ноябре 2012 г. упразднил BP Migas, после чего была сформирована его временная замена SKK Migas. Суд счел создание BP Migas неконституционным, поскольку регулятор не выполнял обязанности по обеспечению доступа государства к природным ресурсам и максимизации благ, получаемых от них, для Индонезии [23].
Реформы регулирования прошли и в Алжире, но также непоследовательно. Закон об углеводородах был принят 28 апреля 2005 года. Основное его достижение - разделение регулятивных и коммерческих функций Sonatrach.
Регулятивные функции Sonatrach перешли двум новым организациям - L'Agence Nationale de Controle et de Regulation des Activites dans le Domaine des Hydrocarbures (ARH) и L'Agence Nationale pour la Valorisation des Ressources en Hydrocarbures (ALNAFT). ARH берет на себя регулирование разведки и добычи углеводородов в Алжире, а также администрирование транспортных тарифов и доступа третьих лиц к транспортной инфраструктуре, стандарты производственной безопасности и экологии. ALNAFT управляет базой данных по углеводородам, оценивает конкурсные заявки, выдает лицензии на разведку и добычу, а также утверждает планы освоения месторождений.
Резкую критику специалистов вызвал тот факт, что поправки 2006 г. «привели к нестабильности в энергетическом секторе, где стало невозможно принимать решения», - отмечал один из сотрудников Sonatrach. Были созданы два регулирующих органа, но они - «пустышки», поскольку испытывают острый кадровый дефицит, и во всем полагаются на Sonatrach. Поэтому неясно, кто за что отвечает [24].
Бразилия в первом раунде реформ в 1997 г. приняла закон о нефти, создавший Agencia National do Petroleo (ANP) и Conselho Nacional de Politica Energetica (CNPE).
ANP - регулятивное агентство, отвечающее за выработку критериев для тендеров, оценку заявок и выдачу лицензий, а также за ведение бразильской базы данных upstream (крупнейшей сейсмической базы данных в мире) и предоставление газотранспортных лицензий. CNPE
- совет, входящий в исполнительные органы власти, который консультирует президента по энергетической политике.
А в рамках реформы 2010 г. было создано агентство, Pre-Sal Petroleo SA: оно будет заниматься администрированием нефтедобычи на подсолевом горизонте.
В Колумбии президент А. Урибе подписал Декрет № 1760 от 26 июня 2003 г. направленный, в том числе на освобождение Ecopetrol от ее регулятивных функций. Тогда был создан независимый регулятор в сфере разведки и добычи
- National Hydrocarbons Agency (ANH). Министерство горнодобывающей промышленности и энергетики занимается энергетической политикой и регулирует сегмент downstream.
Иностранные компании
Допуск иностранных компаний в сегмент upstream - один из наиболее политически сложных аспектов реформ, вызывающий протест националистически настроенной оппозиции, а иногда и нефтяных компаний, опасающихся конкуренции. Но сейчас становится все более очевидно, что ННК, пусть и сильно окрепшие финансово и технологически в период высоких цен на нефть, не могут обойтись без МНК.
Радушие ННК и правительств к иностранным компаниям зависит от мировых цен на нефть, сложности и дороговизны проектов, а также политических, культурных и религиозных особенностей страны. В группе рассматриваемых в статье государств наблюдается самый широкий диапазон отношений к «мейджорам» и месту ННК в нефтяном секторе страны. На одном полюсе - Мексика, где Pemex пока контролирует 100% нефтедобычи, и МНК присутствуют в секторе только как подрядчики. На другом - Индонезия, где Pertamina дает всего 17% нефтедобычи и крепки позиции «мейджо-ров»: Chevron обеспечивает 39%.
В рамках реформ, проведенных в Колумбии, международные компании получили право владеть до 100% нефтедобывающих предприятий и конкурировать с Ecopetrol, которая дает 64% нефтедобычи и 62% газодобычи в стране. Также изменили налоговый и лицензионный режим: ввели более низкую скользящую ставку роялти по нефтяным проектам и продлили срок разведочных лицензий. Эти меры сделали Колумбию одним из самых привлекательных мест для работ в upstream в Латинской Америке [25].
Кардинальные реформы 2000-х годов благотворно сказались на положении дел в секторе. После продолжительного спада, начался быстрый и стабильный рост нефтедобычи (см. рис. 3). В 2008 г. в нефтегазовой промышленности Колумбии работали 86 компаний. Прямые иностранные инвестиции в отрасль выросли с 278 млн долл. в 2003 г. до 2,86 млрд долл. в 2010 г. и 5,39 млрд в 2012 г. [26].
Косвенный показатель успеха реформ - активность участия иностранных компаний в тендерах. В декабре 2012 г. ANH провел аукцион на 115 блоков. Около 30% этих блоков содержат
Источник: BP Statistical Review of World Energy - 2014.
Рис. 3. Динамика добычи и потребления нефти в Колумбии, млн баррелей/день
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
сланцевый газ или метан угольных пластов. Чтобы привлечь инвесторов, правительство предложило 40% скидку с роялти по ним. На аукцион также выставили 13 глубоководных блоков, содержащих нефть и газ. Всего 27 компаний получили лицензии на блоки, хотя многие игроки отказались пока от сланца, метана и глубоководья.
В Бразилии монополия Ре1;гоЪга8, инкорпорированной в 1953 г. как эксклюзивная уполномоченная компания федерального правительства, на нефтяной бизнес сохранялась до 1995 г., когда отрасль была дерегулирована. С 1997 г. нефтяная промышленность Бразилии окончательно открылась для иностранных компаний, которые теперь участвуют в освоении бразильского шельфа. Ре1гоЪга8 должна конкурировать с другими игроками в аукционах на геологические лицензии, проводимых АКР (хотя за ней остались месторождения, которые она осваивала на момент принятия закона) [27]. Она до сих пор доминирует в секторе, обеспечивая почти 95% нефтедобычи.
Если первые меры по открытию сектора для МНК дали положительный результат, то реформа 2010 г. оказалась неудачной. Она обусловила переход от концессий к соглашениям о разделе продукции. Ре1гоЪга8 становится оператором каждого СРП и будет владеть 30% в каждом проекте на подсолевом горизонте [28].
Неоднозначные последствия реформы четко проявились в аукционе по месторождению Libra. Этот гигант содержит, по различным оценкам, от 8 до 12 млрд баррелей н.э. В октябре 2013 г. лицензия на месторождение была выдана консорциуму во главе с Petrobras, включающему Total, Shell CNOOC и CNPC. Присутствие Shell и Total в консорциуме позволило правительству объявить аукцион успешным. Но оно рассчитывало, что для участия зарегистрируется минимум 40 компаний, тогда как заявки подали лишь 11. И вместо ожидаемых шести консорциумов предложение сделал один [29].
Нефтедобыча в Бразилии последние два года снижается (см. рис. 4), и аналитики считают, что дело в сложном налоговом законодательстве, условиях СРП и правилах по local content, которые иностранные компании считают обременительными. Недовольство инвесторов вызвало и создание Pre-Sal Petroleo SA. [30].
Новая реформа показала иностранным компаниям, что Бразилия приветствует их деньги и технологии, но не влияние. Инвесторы убедились, что либерализация в Бразилии имеет свои пределы. Сейчас правительство рассматривает варианты, по которым МНК могут быть операторами подсолевых проектов, признавая тем самым свою ошибку [31].
Еще один пример непоследовательных реформ - Алжир. Алжир в 1990-2000-х годах был
Источник: BP Statistical Review of World Energy - 2014.
Рис. 4. Динамика добычи и потребление нефти в Бразилии, млн барелей/день.
любимцем нефтегазовых МНК в регионе Ближнего Востока и Северной Африки: в стране работали и крупные (ВР, Total), и средние компании (Anadarko, Hess, Statoil, Repsol-YPF), и небольшие фирмы типа Gulf Keystone и First Calgary.
Sonatrach доминирует в углеводородном секторе Алжира: на его долю приходится 80% добычи нефти и газа. Несмотря на успехи в сотрудничестве с МНК, к середине 2000-х годов
стало ясно: необходимо повысить эффективность Sonatrach и шире привлекать иностранные компании, поскольку добыча газа стагниру-ет (см. рис. 5), а цели по наращиванию экспорта не удается достичь.
28 апреля 2005 г. в жестком противостоянии с оппозицией был принят нефтегазовый закон, который, помимо снятия с Sonatrach регулятивных функций, постановил, что Sonatrach
Источник: BP Statistical Review of World Energy - 2014.
Рис. 5. Динамика добычи и потребления газа в Алжире, млрд м3/год
должен конкурировать за лицензии на тех же условиях, что и зарубежные инвесторы. Закон предоставил ему опцион на получение 20-30% доли в новых предприятиях.
В рамках закона 2005 г. МНК не должны больше образовывать партнерства с Sonatrach, их доля не ограничивается 49%. Теперь инвесторы получили право владеть мощностями по добыче и переработке углеводородов. Трубопроводный транспорт перестал быть прерогативой Sonatrach, и МНК могут инвестировать в нефтепереработку и сжижение газа, а также сбыт нефтепродуктов. Смягчился и налоговый режим, применимый к контрактам в сегменте upstream.
Закон в своем первоначальном варианте был намного более благоприятный для иностранных инвесторов, чем его предшественник - закон 1986 года. Эксперты надеялись, что с его принятием для нефтегазовой промышленности Алжира начнется новая жизнь [32]. Но дальнейшие события показали, что новая жизнь не сильно отличается от старой: пойдя на поводу у оппозиции, президент Алжира в 2006 г. ввел поправки к закону 2005 года. В результате Sonatrach снова получил 51% в добычных проектах и минимум 51% в трубопроводах. Кроме того, был введен новый windfall tax на прибыли МНК - надбавка от 5 до 50%, когда среднемесячная цена нефти превышает 30 долл./барррель [33].
Впрочем, наступивший глобальный экономический кризис и проблемы с нефтегазодобычей заставили Алжир пересмотреть отношение к иностранным инвесторам. Эта необходимость четко проявилась в 7, 8 и 9 лицензионных раундах, которые проводились в принципиально разных макроэкономических условиях.
Седьмой раунд состоялся в июле 2008 г., на пике мировых цен на нефть. Тогдашний министр энергетики Ч. Хелил заявил, что кандидаты будут отбираться с учетом их способности помочь Алжиру достичь его цели по развитию сектора upstream и их технических навыков. Претенденты также были должны предложить Sonatrach эквивалентные активы в других странах. В результате из 16-ти выставленных на тендер блоков только четыре обрели хозяев - ENI, BG Group, E.ON и «Газпром», хотя изначально интерес проявили более 50 игроков [34]. Хелил винил глобальную финансовую ситуацию в провале тендера, но на самом деле его условия просто оказались слишком жесткими [35].
Затем в 2009 г., в разгар кризиса, Алжир выставил 10 газовых блоков на новый раунд и предложил более привлекательные условия для участников. Но и этот раунд, где были выданы только три лицензии, разочаровал алжирское правительство.
А в 2010 г. Алжир провел 9-й раунд. Из 10-ти участков разошлись лишь два. Эти плачевные
Источник: BP Statistical Review of World Energy - 2014.
Рис. 6. Динамика добычи и потребления нефти в Мексике, млн баррелей/день
результаты по трем раундам - закономерный итог поправок к закону 2005 года.
После трех фиаско правительству пришлось частично пересмотреть свою позицию. В начале 2013 г. были приняты поправки к закону об углеводородах, которые предлагают льготы иностранным компаниям, готовым инвестировать в неконвенциональные запасы, и будут базировать налоги партнеров 8опа1гасИ на прибыли, а не на выручке. 8опа1гасИ останется мажоритарным партнером во всех проектах [36].
Весной 2014 г. был объявлен новый тендер на 31 месторождение, в том числе сланцевого газа, где пока подали заявки более 50-ти компаний. Правительство надеется, что новые более благоприятные условия обеспечат его успех [37].
Наиболее масштабные реформы в отношении допуска иностранных компаний в нефтегазовый сектор происходят сейчас в Мексике. Они вызваны крайне тяжелой ситуацией: обвальный спад нефтедобычи наблюдается с 2004 г. (см. рис. 6).
Проблемы связаны с тем уникальным положением, которое Ретех занимает в стране [38]. Ретех - открытая акционерная компания, на 100% принадлежащая мексиканскому правительству. Она была образована в 1938 г. в результате национализации активов международных корпораций. Конституция причисляет нефтяную промышленность к стратегическим отраслям, закрытым для иностранного и частного капитала, в результате чего ННК лишена доступа к технологиям и менеджменту мирового класса. Ретех - единственный оператор нефтедобычи в стране, а государство - собственник ресурсов.
Более того, мексиканское правительство держит Ретех на коротком поводке, очень жестко регулируя ее деятельность. Правительство Мексики облагает Ретех высокими прямыми налогами, в результате чего компания выживает за счет заимствования. Зато государство защищает свою ННК от всех внешних неурядиц. Решение о ликвидации или прекращении ее деятельности принимает лишь Национальный конгресс. Отсутствие конкуренции в секторе и закрытость Мексики для иностранных инвестиций в нефтянку - одна из основных причин производственных проблем компании.
Когда грянул кризис, в октябре 2008 г. конгресс одобрил энергетическую реформу, предложенную президентом Ф. Кальдероном, кото-
рая должна была улучшить гибкость и прозрачность компании. Например, Ретех получила право предоставлять стимулы подрядчикам, которые применяют новую технологию, оперативно реализуют проекты или обеспечивают более высокую прибыль.
Принятые меры были явно половинчаты: по-прежнему не запрещались иностранная собственность на углеводороды или прямые зарубежные инвестиции в разведку, добычу и транспортировку нефти. МНК, которых Мексика приглашает как подрядчиков для ведения разведки и добычи, сочли такой вариант мало привлекательным (особенно при работе в глубоких водах залива) [39].
Но поскольку положение дел в секторе продолжало ухудшаться, новый президент, Э. Ни-ето, начал процесс радикальных реформ. 21 декабря 2013 г. он изменил мексиканскую конституцию, внеся поправки в ст. 25, 27 и 29. Они направлены на создание конкуренции в секторе за счет разрешения частных инвестиций.
Первый шаг к реструктуризации Ретех - распределение активов, процесс, который закончится в сентябре 2014 года. Ретех получит территории, где она уже ведет добычу, и частично блоки, где она вела разведку или сделала открытия. Хотя компания и утрачивает свою 75-летнюю монополию, она остается доминирующим игроком в секторе [40]. Чтобы успокоить оппозицию, президент официально объявил: «Ретех не будет продана или приватизирована. Ретех будет модернизирована и усилена» [41].
Процесс реформ в Мексике идет на удивление быстро. Президент представил пакет реформ в августе 2013 г., реформа прошла через конгресс в декабре, а сейчас конгресс рассматривает вторичные законы - пакет из 21 закона, которые будут управлять реализаций реформы. Мексиканское правительство сможет провести в 2015 г. первые аукционы, где будут участвовать частные компании [42].
Реформы создают четыре модели контрактов: сервисные контракты, СРП, раздел прибыли и лицензии. В новом режиме Ретех будет иметь одинаковые условия по налогам и ройял-ти с международными энергетическими компаниями, получающими доступ к мексиканской нефтегазовой промышленности [43].
На реформу возлагаются весьма серьезные ожидания. По оценкам, иностранные компании
могут инвестировать в ближайшее время до 20 млрд долл. в год в мексиканскую нефтяную промышленность [45]. Ожидается, что благодаря реформе добыча увеличится с 2,4 млн баррелей/день сейчас до 3 млн баррелей/день в 2018 и 3,5 млн баррелей/день к 2025 году. Правительство рассчитывает на дополнительный рост ВВП на 1% к 2018 г. и 2% к 2025, создание 0,5 млн рабочих мест к 2018 и 2,5 млн мест к 2025 г., а также снижение цен на бензин.
Выводы
Итак, анализ реформ в шести странах позволяет сделать несколько выводов.
Во-первых, во многих государствах масштабные реформы прошли в новом столетии, в эпоху быстро растущих цен на нефть, которые обычно камуфлируют положение дел в секторе и необходимость преобразований. Это служит косвенным подтверждением того, что в беднеющих нефтегазодобывающих странах прежняя модель ННК, являющихся доминирующим игроком в секторе, выполняющих широкий спектр некоммерческих функций и пользующихся защитой от иностранной конкуренции, сейчас, когда закончилась эпоха легкой и дешевой нефти, уже не срабатывает. На смену ей в процессе реформ приходит модель, постепенно приближающаяся к МНК.
Во-вторых, реформы - дело политической воли. Их положения всегда вызывают недовольство населения (например, отмена субсидий) и критику оппозиции (например, частичная приватизация или облегчение доступа иностранных компаний в upstream).
Но в условиях старения и истощения ресурсной базы и удорожания нефтедобычи, чем дольше откладывается лечение, или чем более непоследовательно оно проводится, тем более радикальные меры приходится в конечном итоге принимать, как показывает опыт Мексики. А осуществление продуманных и решительных реформ в Колумбии с ее скромными нефтегазовыми ресурсами, перед которой в начале 2000-х годов стояла реальная угроза утратить статус экспортера нефти, обеспечило ей энергетическое возрождение. При всей непопулярности реформ с социальной и политической точек зрения, очевидно, что без них целый ряд стран рискует подорвать свой экспортный потенциал. Поскольку нефтегазовая промышленность обеспечивает в них львиную долю экспортных доходов и государственного бюджета, такая ситуация чревата более серьезными социальными и политическими рисками.
Соответственно, можно переформулировать китайскую пословицу: «Не дай бог жить во времена перемен, которые давно назрели, но никак не происходят»...
ЛИТЕРАТУРА
1. Пусенкова Н.Н. Новые звезды мировой нефтянки. Истории успехов и провалов национальных нефтяных компаний. М.: Идея-пресс, 2012.
2. World Bank Working Paper № 218. National Oil Companies and Value Creation. Tordo S. with Brandon S. Tracy and Noora Arfaa, 2011.
3. EIA Country Analysis Briefs. Algeria. Last Updated July 24, 2014.
4. Indonesia Investments. 22 March 2014.
5. Pertamina, Indonesia's State-Owned Oil Company. Donald I. Hertzmark. In: The Changing Role of National Oil Companies in International Energy Markets. James Baker Institute for Public Policy, Rice University, Houston, 2007.
6. URL: http://globalriskinsights. com/2014/04/09/ part-iii-of-iv-why-indonesia-needs-further-energy-subsidy-reform/
7. EIA. Country Analysis Briefs. Nigeria. Last Updated December 30, 2013.
8. NNPC and Nigeria's Oil Patronage Ecosystem. Mark C. Thurber, Ifeyinwa M. Emelife, and Patrick R.P. Heller. Program on Energy and Sustainable Development, Stanford University, Working Paper № 95, September 2010.
9. Africa, September 2012 Newsletter.
10. Petrobras. Preliminary Prospectus Supplement. Dated September 3, 2010. Prospectus Supplement (To Prospectus dated December 11, 2009).
11. National Oil Companies and Value Creation. Tordo S. with Brandon S. Tracy and Noora Arfaa.
12. World Bank. Overview of the Most Salient Advances in the Research on National Oil Companies, October 2008, p. 7.
13. World Bank. A Citizen's Guide to National Oil Companies. Part A. Technical Report. October 2008.
14. URL:http://www.ecopetrol. com.co/ documentos/Presentacion%20GEMS%20 Credit%20Conference-%2029-02-12.pdf
15. URL: http://www.forbes.com/global2000/list/
16. National Oil Companies and Value Creation. Tordo S. with Brandon S. Tracy and Noora Arfaa.
17. Petroleum Intelligence Weekly, September 14, 2009.
18. URL: http://www.investidorpetrobras.com. br/en/presentations/petrobras-at-a-glance.htm
19. NNPC and Nigeria's Oil Patronage Ecosystem. Mark C. Thurber, Ifeyinwa M. Emelife, and Patrick R.P. Heller.
20. Business Day, January 22, 2014.
21. URL: http://oilprice.com/Latest-Energy-News/ World-News/Nigerias-Oil-Industry-Threatened-by-Petroleum-Industry-Bill.html
22. Pertamina, Indonesia's State-Owned Oil Company. Donald I. Hertzmark.
23. URL: http://www.sr-indonesia.com/in-the-journal/view/spurring-human-resource-reform-in-indonesia-s-oil-and-gas-sector
24. URL: http://www.zawya.com/Story.cfm/ sidv52n11-1TS02
25. National Oil Companies and Value Creation. Tordo S.with Brandon S. Tracy and Noora Arfaa.
26. EIA. Country Analysis Briefs. Colombia. Last Updated: January 7, 2014.
27. Critical Issues in Brazil's Energy Sector. J. Baker Institute for Public Policy, Rice University, Houston, 2004.
28. Deloitte. Global Oil and Gas Tax Newsletter. Views from Around the World. July 2011.
29. URL: http://www.economist.com/news/ americas/21588392-single-bid-vast-field-shows-weakness-brazils-state-led-approach-developing-its
30. Platts, Washington, 4 September 2013.
31. Oil and Gas Journal, 06.02.2014.
32. URL:http://www.gide. com/front/files/ EuromoneyYearbook_GLN_AlgerianHydrocarbonsLaw_ oct2005.pdf
33. MEES, 16 March 2009.
34. URL: http://www.ihs.com/products/ global-insight/industry-economic-report. aspx?id=106596057
35. Petroleum Intelligence Weekly, July 13, 2009.
36. URL: http://www.forbes.com/sites/ christophercoats/2012/10/11/algeria-pledges-energy-diversification-but-new-law-narrow-focus/
37. Reuters, Algiers, May 12, 2014.
38. The Future of Oil in Mexico/El Futuro del Sector Petrolero en Mexico. J. Baker Institute for Public Policy, Rice University, April 2011.
39. Petroleum Economist, March 2009.
40. URL: http://energypolicy.columbia.edu/on-the-record/mexican-energy-reform-prospects-and-challenges
41. Forbes, 10.28.2013.
42. URL: http://www.usnews.com/opinion/blogs/ world-report/2014/06/13/mexicos-pemex-oil-energy-reform-is-just-the-beginning
43. Oil and Gas Journal, 02.24.2014.
44. URL: http://www.forbes.com/sites/nathanie lparishflannery/2013/12/16/what-does-mexicos-oil-industry-reform-mean-for-investors/
45. URL: http://www.brookings.edu/research/ opinions/2013/12/23-mexican-energy-reform-opportunities-historic-change-negroponte
Поступила в редакцию 25.08.2014 г.
N. Pusenkova3
REFORMS NOT FOR PROFORMA: TRANSFORMATION OF THE NATIONAL OIL COMPANIES
The paper analyses the main directions and the results of the reforms, which have been implemented in the new century in such oil-producing countries as Algeria, Brasil, Indonesia, Columbia, Mexico, Nigeria, aimed mostly at dismissing a part of their pro-bono functions. The main attention is given to the liquidation of fuel grants, the partial privatization, the creation independent regulating bodies and demonopolization of the sector to attract foreign investments among other goals.
Key words: national oil companies, international oil companies, oil and gas sector reforms, fuel subsidies, regulatory bodies, demonopolization, partial privatization.
3 Nina N. Pusenkova - Senior Research Fellow, Head of the Forum Oil and Gas Dialogue, IMEMO, PhD (Economics), e-mail: npoussenkova@imemo.ru.
