|
Таким
образом, договорный механизм СРП является активным и в определенной степени
«состязательным» процессом, в котором стороны сначала детально обосновывают
свои позиции, формируя индивидуальные для каждого соглашения условия, а потом
обеспечивают эффективный контроль над соблюдением параметров соглашения,
включая отслеживание пороговых уровней показателей, за которыми могут
существенно меняться условия соглашения (раздела продукции). Это предполагает
наличие компетентного и организационно дееспособного партнера по переговорам в
лице государства, способного осуществить квалифицированную экспертизу
подготовки проекта и оперативный мониторинг в ходе его реализации, что требует
определенного уровня управляемости экономическими процессами со стороны
государственных органов.
Дезорганизация
в работе экономических ведомств, курирующих вопросы СРП, низкий уровень
исполнительской дисциплины приводят к слабому «позиционированию» государства на
переговорах. От такого положения страдает и западный инвестор, т. к. даже
выиграв тендер, годами не может приступить к реализации соглашения и начать
разработку месторождения [23, c. 77].
Таким образом, необходима разработка эффективной модели
администрирования СРП в России.
1.
Необходима разработка и публичное представление концептуального документа по
освоению шельфа, возможно, в рамках Энергетической стратегии. Этот документ
должен включать в себя стратегическое видение освоения шельфа, его основных
участников, принятие взаимодействия с иностранными инвесторами в набор
сценарных развилок, в том числе, включающих применение СРП.
Нужна
четкая фиксация позиции государства относительно режима СРП (вплоть до полного
отказа от его использования в случае признания его несостоятельности в российских
условиях). Это решение должно включать в себя:
– область
применения режима СРП (шельфовые проекты);
– гарантии
его долгосрочной применимости;
– синхронизацию
режима с реализуемыми проектами;
– четкое
разграничение режима СРП с действующим административно-лицензионным режимом;
– формулирование
базовых принципов госрегулирования в отрасли. Четкое определение роли СРП в
документах стратегического характера должно стать рамкой для структурирования
всего аппарата госуправления в этой сфере.
2. Необходимо
перенести центр компетенции по администрированию СРП проектов в госкомпании
«Газпром» (газовые проекты) и «Роснефть» (нефтяные проекты). Т.е, на законодательном
уровне сформулировать принципиальную схему заключения контракта по принципу
«профильная госкомпания 50%+1 акция проекта (компании-оператора, непосредственно
реализующего проект) – иностранные инвесторы». Задача по соответствующей
корректировке должна быть сформулирована в рамках «Плана мер по реализации
энергетической стратегии до 2030 года» [22, c. 18].
3. Необходимо
провести экспертную проработку нынешнего состояния ФЗ «О CPП» на предмет его
соответствия российскому законодательству и управленческим реалиям. Целесообразно
рассмотреть возможность замены ФЗ «О СРП» модельным СРП-контрактом,
утверждаемым постановлением правительства РФ. «Модельный контракт» необходимо
разработать в строгом соответствии с действующим законодательством. Уход от
статуса Федерального закона позволит более гибко изменять соглашения в ответ на
конъюнктурные вызовы, а наличие публичного текста типичного соглашения
обеспечит адекватную переговорную базу.
4. Изменить
схему ратификации СРП на простое одобрение профильным министерством. Такое
упрощение процедуры возможно в связи с передачей эксклюзивных прав на
разработку шельфа «Газпрому» и «Роснефти», компаниям контрольный пакет акций и
ключевые позиции, в составах директоров которых принадлежат государству.
5.
Предусмотреть при подготовке любых соглашений подписание участниками проектов
типовых экологических и социальных деклараций, в которых должны быть прописаны
соответственно экологические и социальные обязательства инвесторов (возможно
включение в модельный контракт на правах обязательных статей). Модельный
контракт должен включать в себя и обязательства инвесторов по размещению
заказов на российских предприятиях [22, с. 19].
Итак, в
соответствие с новой экономической политикой, согласно Российской программе
развития газовой индустрии Дальнего Востока и Восточной Сибири, предлагается
диверсификация энергетического рынка, укрепление суверенного контроля над
стратегическими решениями, регулирование доступа иностранных компаний к
природным ресурсам России.
Необходимо
ограничить экспорт природных ресурсов, а вместо этого, перерабатывать их в
России и расширять экспорт конечной продукции с большей добавленной стоимостью
и использованием передовых технологий.
Степень
российской кооперации в настоящее время выше с Европой, чем с Азией. Необходима
диверсификация рынка на страны Северо-Восточной Азии, что принесет России
больше иностранных инвестиций. Тем более, что этот регион испытывает более быстрый
рост спроса на энергетические ресурсы, чем в других частях мира. Однако,
энергетическое сотрудничество со странами Северо-Восточной Азии ограничено
рядом факторов: только Япония и Южная Корея могут позволить себе платить
рыночную цену за российские энергоресурсы, но существуют проблемы доставки
ресурсов в эти страны. Из-за региональных геополитических факторов, только
Китай может стать приоритетным партнером для России, но правительство Китая
стремится получить значительные скидки для каждого вида ресурсов.
Следовательно, чтобы Китай не приобрел позицию покупателя-монополиста, следует
найти пути доставки в Японию, Южную Корею и другие страны.
Многосторонне
сотрудничество даст возможность России решить ключевые проблемы энергетического
сектора. Это увеличит рыночную долю для нефти и газа, транспортируемых в
соседние страны, а также приток новых инвестиций обеспечит выход России на
новые рынки сбыта, доступ российских компаний к зарубежным каналам и сетям
сбыта.
Компании
«Газпром» и «Роснефть», в которых большая доля участия принадлежит государству
получили эксклюзивные права разделить российский континентальный шельф для
развития проектов добычи нефти и газа, что блокирует получение главного участия
в проектах иностранными компаниями.
Несмотря на
увеличение темпов роста инвестиций в экономику России в 2007–2008 гг.,
уровень прямых иностранных инвестиций с учетом ресурсного потенциала
оценивается как низкий. Причина заключается в необходимости улучшения государственной
инвестиционной политики и стабилизации инвестиционного климата. В первую
очередь, это совершенствование законодательства о недрах, включая договоры
концессии, СРП и сервисные контракты.
Так, в
области реализации СРП в России существует множество нерешенных проблем, таких
как вопросы учета затрат разных налогоплательщиков, консолидация выручки,
несопоставимость систем бухгалтерского учета, используемых иностранным
инвестором и российской стороной, отсутствие контроля государства за
выполнением экономических условий соглашений. При заключении первых СРП следует
отметить колоссальную упущенную выгоду российского государства.
Государство
оказалось неподготовленным к приходу иностранного капитала – не только в плане
создания адекватной институционально-правовой среды, – оно оказалось слабее
инвестора с точки зрения подготовки реальных проектов.
2.
Нефтегазовые проекты о. Сахалин и их основные операторы
2.1
Развитие международного сотрудничества в нефтегазовой сфере в России
Россия по праву считается одной из немногих стран, в которых
добыча нефти имеет долгую историю. Российские геологи и нефтяники ведут поиски,
разведку и разработку нефтяных месторождений свыше 135 лет. Первый нефтяной
фонтан забил в России в 1864 году из скважины, пробуренной у реки Кудако на
Кубани. Россия занимает третье место в мире по запасам нефти, уступая лишь
Саудовской Аравии и Ираку. Перспективные и прогнозные запасы нефти в России
оцениваются в 62.7 млрд. тонн. Нефтяные месторождения открыты на территориях 36
субъектов Российской Федерации, в 30 из них ведется добыча углеводородного
сырья[26].
К настоящему времени в России открыто около 2000 нефтяных и
нефтегазовых месторождений. Около 85% из них находится в Западной Сибири,
являющиеся сегодня главной сырьевой базой страны (13680 млн. т.). Большая часть
остальных месторождений приходится на Урало-Поволжье и Европейский Север
России. В России выделяются три крупные группы районов, которые соответствуют
начальной, средней и поздней стадиям освоения сырьевой базы. На начальной
стадии освоения находятся месторождения Восточной Сибири, Дальнего Востока, а
также шельфы российских морей. Средняя стадия освоения характерна для месторождений
Западной Сибири, а также частично Европейского Севера (Тимано-Печорский регион).
На поздней стадии находятся «старые» добывающие районы Урало-Поволжья, Северного
Кавказа и острова Сахалин. В настоящее время в России не разрабатываются по различным
причинам около 900 нефтяных месторождений.
На Дальнем Востоке наиболее перспективным районом по добыче
нефтяных ресурсов являются шельфы Сахалина [27].
Первая русская нефтяная вышка на Сахалине была построена в 1910
году, и принадлежала она Сахалинскому нефтепромышленному товариществу «Наследники Г.И.
ЗОТОВА и К.». В 1975 году – заключено генеральное соглашение между СССР и
Японией (СОДЕКО) о сотрудничестве в области разведки, обустройства
месторождений, добычи нефти и газа на шельфе о. Сахалин. В 1975–1983 гг.,
в рамках генерального соглашения с «СОДЕКО», силами ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз»
(СМНГ) выполнены определенные геологоразведочные работы: объем
сейсморазведочных работ – более 30 000 пог. км.; пробурено 25 скважин
общей глубиной 58 836 м.; открыты нефтегазоконденсатные месторождения
Одопту (1977) и Чайво (1979). С 1984-го по 1990 годы уже собственными силами
были открыты месторождения Пильтун-Астохское, Лунское и Аркутун-Даги, т.е. те,
что сегодня включены в проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Впоследствии нефть на
Сахалине стал добывать трест «Сахалиннефть», образованный в 1928 году и ставший
родоначальником «Сахалинморнефтегаза» – теперь ОАО «НК
«Роснефть-Сахалинморнефтегаз». Предприятие долгие годы оставалось единственным
добытчиком нефти и газа. И только в 1991 г., когда правительство разрешило
создавать совместные предприятия с иностранным капиталом, на Сахалине появилось
еще одно нефтедобывающее предприятие – ЗАО «Петросах» с годовой добычей нефти
220 тыс. тонн [28, с. 204].
В настоящее время в Сахалинской области в разной степени
реализации находятся проекты по освоению запасов нефти и газа континентального
шельфа от «Сахалин-1 до «Сахалин-9».
2.2
Производственные и финансово-экономические показатели реализации проектов
2.2.1
Действующие проекты
Процессы внедрения рыночных принципов и открытия экономики
дляэкономической реформы Советского Союза в середине 1980-х гг., резко
ускорились после объявления России о своей независимости и распада Советского
Союза в 1991 г. Новое российское правительство начало проводить конкурсы
на разработку участков Сахалинского шельфа с привлечением российских и
иностранных инвесторов.
Одновременно с этими событиями «СОДЕКО» и новые инвесторы искали
возможность вновь заинтересовать Россию в разработке ранее открытых
месторождений Одопту и Чайво и выбрали для участия в проекте компанию «Эксон»,
которая, по их мнению, обладала необходимыми техническими и эксплуатационными
возможностями. Под руководством Сида Рисо, первого вице-президента бывшей
компании «Эксон Компани Интернешнл» (ExxonCompanyInternational), компания
«Эксон» также начала вести диалог с Россией в отношении создания новых
коммерческих возможностей. Так началось формирование консорциума проекта
«Сахалин-1».
Для выполнения функции оператора была создана компания «Эксон
Нефтегаз Лимитед» (ЭНЛ), и ее доля в проекте составила 30%. Оставшиеся доли
были распределены между «СОДЕКО» (30%) и двумя родственными организациями
Роснефти – компаниями «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (СМНГ) (23%) и
«Роснефть-Сахалин» (17%). (Структура долей изменилась в 2001 г., когда
российские партнеры пригласили индийскую компанию «ОНГК Видеш Лимитед»
присоединиться к проекту. «ОНГК Видеш Лимитед» приобрела 20% участия, и доля
российской стороны изменилась и составила 11,5% у СМНГ и 8,5% у родственной
компании Роснефти «РН-Астра»).
В конце 1993 г. консорциум подписал меморандум о взаимопонимании
с Российской Федерацией в отношении начала переговоров о технических и
коммерческих условиях освоения трех месторождений – Чайво, Одопту и Аркутун-Даги
[29, c. 183].
«Эксон Нефтегаз Лимитед», дочерняя
компания американской корпорации «ЭксонМобил», которая является оператором
проекта и имеет в нем долю 30%. В 2006 г. объемы добычи компании
«ЭксонМобил» составили около 370 000 тонн нефти и 260 млн. куб. метров газа в
сутки. Оценочная стоимость компании на рынке составляла около 345 млрд. долларов
США.
«ОНГК Видеш Лимитед», дочерняя
компания индийской «Ойл энд НэчюралГэзКорпорейшн Лтд.» («ОНГК»), доля которой в
проекте составляет 20%. Основной функцией компании является управление
международными операциями «ОНГК» по разведке и добыче. «ОНГК» является крупнейшим
предприятием Индии и первой крупной интегрированной нефтегазовой компанией в
стране. «ОНГК Видеш» является инвестором нефтегазовых проектов в 15 странах,
наиболее крупным из которых является проект «Сахалин-1».
«РН-Астра», дочернее
предприятие российской государственной нефтяной компании «Роснефть», которая
имеет долю в проекте в размере 8,5%. Головной офис «Роснефти» находится в
Москве. Компания является вертикально-интегрированной и занимается разведкой,
добычей, переработкой и реализацией нефти и газа на территории всей России. С
2000 г. «Роснефть» значительно увеличила объемы добычи нефти с 260 000
баррелей в сутки до более 1,5 млн. баррелей в сутки к концу 2005 г.
Оценочная стоимость компании на рынке составляет порядка 100 млрд. долларов
США.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14
| 
