"Россия сильно отличается от других нефтедобывающих стран мира".
|
|
Источник: Босс Автор: Дмитрий Степанов Ньюсмейкер от РБС: Казаковцев Д.В. - бизнес-директор ЗАО "АКГ "РБС" Дата: 25/11/2002 |
| |
"Россия сильно отличается от других нефтедобывающих стран мира".
Бизнес-директор аудиторско-консультационной группы
«Развитие бизнес-систем» призывает учитывать национальную специфику
при разработке законодательства о недропользовании.
(Беседу ведет Дмитрий Степанов, фото Марии Чижовой.)
— Дмитрий, насколько действующая система взаимоотношений
недропользователей и государства соответствует нынешнему времени? В
чем отличие предложений комиссии Дмитрия Козака от проекта Кодекса о
недрах, подготовленного Минприроды?
— Тему взаимоотношений нефтяных компаний и государства следует
рассматривать в контексте распределения доходов от эксплуатации
национальных запасов нефти. За последнее десятилетие в России вполне
сформировалась новая структура нефтяного комплекса. Безраздельное
доминирование государства сменилось доминированием нескольких
вертикально-интегрированных акционерных нефтяных компаний с
минимальным участием государства.
Постоянные дискуссии о налоговой нагрузке на нефтяные компании,
объемах контролируемых ими запасов нефти логично объяснить
несоответствием между нормативно-правовой базой государственного
управления и контроля в области использования и воспроизводства
природных ресурсов, с одной стороны, и новой структурой нефтяного
комплекса — с другой.
В России создана уникальная и противоречивая система отношений
недропользования. Она объединяет лицензионную систему с договорной.
Лицензионная основана на административном праве в соответствии с
Законом о недрах. Договорная — на гражданском в соответствии с
законом «О соглашениях о разделе продукции». Практически во всех
нефтедобывающих странах принята одна система доступа к недрам: либо
лицензионная, либо договорная. Для лидеров мирового нефтяного рынка
преобладающим является гражданско-правовой подход к отношениям
недропользования, базирующийся на договорах концессий или СРП
(соглашения о разделе продукции. —Ред.). Сейчас по этой системе в
мире добывается около 40% нефти и около 50% газа.
Предложенный Министерством природных ресурсов проект Кодекса о
недрах, по словам его авторов, направлен на формирование четких,
прозрачных правил недропользования. В проекте подчеркивается
неделимость государственной собственности на недра. Таким образом,
владение недрами не может быть разделено между Федерацией и ее
субъектами. В то же время проект кодекса сохраняет принцип
совместного ведения в сфере недропользования. Помимо разрешительной
системы недропользования посредством лицензирования кодекс
предусматривает соглашения по разделу продукции, концессионные и
подрядные договора. Эти правовые отношения дополняют существующую
сегодня систему недропользования, однако их проработка носит скорее
концептуальный характер.
Комиссия Дмитрия Козака предложила отказаться от принципа «двух
ключей» и отнести недра к федеральной государственной собственности;
отделить геологоразведочные работы от добычи полезных ископаемых;
заменить лицензии на подряд в геологоразведке и на концессии в
добыче нефти.
— Лишение региональных властей права «второго ключа»…
Насколько это необходимая мера?
— Вопрос связан с темой соглашений о разделе продукции. Многие из
существующих в настоящее время проблем, препятствующих эффективной
реализации СРП, происходят из-за отсутствия надлежащего
законодательного регулирования отношений недропользования в сфере
разграничения полномочий между федеральными и региональными органами
государственной власти. Вопросы владения, пользования и распоряжения
находятся в совместном ведении Федерации и ее субъектов.
Однако механизма реализации указанных полномочий в сфере
недропользования нашим законодательством не установлено, несмотря на
неоднократные попытки заинтересованных органов государственной
власти разработать данный механизм в рассматриваемой сфере путем
внесения изменений в законодательство. Отсутствие вышеуказанного
механизма позволяет говорить о том, что принцип совместного ведения
на практике неосуществим. Решить проблему можно путем отказа от
принципа «двойного ключа». Например, сосредоточить основные
законодательные и контрольные функции в данной сфере на федеральном
уровне, а исполнительно-распорядительные перераспределить между
уполномоченными органами государственной власти Российской
Федерации, ее субъектов и муниципальных образований в зависимости от
их функций общего характера, закрепленных законодательством.
Могут быть и другие подходы, например делегировать регионам права
регулирования условий недропользования на малых и истощенных
месторождениях. Иначе говоря, на объектах, которые требуют местного
присутствия и «точечного» определения условий на уровне, близком к
уровню отдельно взятой скважины. Это способно послужить стимулом к
расширению участия в российском нефтяном комплексе малых
нефтедобывающих компаний. По сравнению с крупными,
вертикально-интегрированными они лучше приспособлены к разработке
малых и истощенных месторождений. В США насчитывается порядка 10
тыс. нефтяных компаний. Доля крупнейших из них в добыче нефти и газа
на территории США составляет немногим более 40%. В России несколько
нефтяных ВНК добывают более 90% нефти.
— Как должен решаться вопрос о собственности на добытые
полезные ископаемые?
— Неважно, кто является собственником добытой нефти. Важно, чтобы
обеспечивалось целесообразное и справедливое распределение доходов
между нефтяными компаниями и государством.
Идущие сейчас споры о недостаточной или чрезмерной налоговой
нагрузке на нефтяные компании не опираются на доказательственную,
как говорят юристы, базу в форме точных и исчерпывающих данных,
охватывающих финансовые и операционные показатели нефтяных компаний.
Только на основе таких сведений можно определить: недоплачивают или
переплачивают нефтяные компании налоги; нужно или нет отбирать у них
лицензии, чтобы сократить объем контролируемых запасов; есть ли у
них ресурс для инвестиций в развитие производства.
Для того чтобы разработать нормативно-правовую базу
взаимоотношений государства и недропользователей, также требуется
понять все нюансы финансовых и операционных показателей нефтяных
компаний. Сегодня этих данных нет. Есть много разработок, ставящих
своей целью анализ
показа
телей нефтяных компаний. В подавляющем
большинстве они основываются на косвенных данных.
В организации отчетности нефтяных компа
ний, обработке и анализе
информации следует поучиться у США. Их опыт и практику можно смело
заимствовать, они не требуют адаптации к российским условиям.
— Кто должен заниматься геологическим исследованием недр —
частные компании или государство?
— Кто заинтересован в разведке запасов нефти, тот и должен
заниматься геологоразведкой. Например, крупнейшая в Норвегии
акционерная нефтяная компания Statoil была создана в 1972 году как
полностью государственная. Ее главной целью является напрямую либо
через участие в консорциумах с другими компаниями проводить
геолого-разведочные работы, добывать и перерабатывать нефть, а также
транспортировать и реализовывать нефть и нефтепродукты. Кто в
Норвегии занимался все эти годы геологоразведкой — государство или
Statoil? Ее вела нефтяная компания, которая иначе не смогла бы
добыть, переработать и реализовать нефть и нефтепродукты. Разведка
связана с добычей нефти так же, как, например, добыча связана с
переработкой.
Другой пример. ExxonMobil, ChevronTexaco, TotalFinaElf и другие
транснациональные нефтяные корпорации участвуют в совместном
предприятии с Национальной нефтяной компанией Нигерии и ведут добычу
нефти на нигерийском шельфе. Геолого-разведочные работы выполняют
именно транснациональные нефтяные корпорации. Национальная нефтяная
компания Нигерии фактически участвует только в разделе доходов.
В отличие от остального мира, в России сложилась ситуация, когда
компании обеспечены запасами нефти на десятилетия вперед. Значит,
они не имеют стимулов вести геологоразведку. Предположим,
государство инвестирует средства и осуществит успешную разведку
запасов нефти. Кому оно, грубо говоря, продаст их, чтобы вернуть
инвестиции? Наверное, надо подумать о том, как стимулировать
российские нефтяные компании на активизацию геологоразведки.
— Нужно ли концессионное законодательство в сфере
недропользования или следует сосредоточиться на совершенствовании
Закона о недрах? Какие проблемы во взаимоотношениях государства и
бизнеса в недропользовании может и должно решить концессионное
законодательство?
— Существующая сегодня в России система недропользования
построена таким образом, что в спорах государство всегда стоит выше
инвестора. Теоретически оно может взять да и отобрать лицензию на
месторождение, освоенное нефтяной компанией. Такое неравенство
рассматривается как дополнительный деловой риск, снижающий
инвестиционную привлекательность нефтегазовых проектов.
В то же время постоянно появляется информация о проведении
государственными органами проверок выполнения недропользователями
условий лицензионных соглашений и о выявленных нарушениях. Однако
проверки не сопровождаются изъятием лицензий. Логично сделать вывод,
что действующие в России законы в целом обеспечивают защиту
недропользователей, нарушающих условия лицензионных соглашений.
Главное в переходе на концессионную систему — перевод
недропользования на гражданско-правовую основу, уравнивание
государства и нефтяных компаний в правах. Это сформирует предпосылки
к снижению инвестиционных рисков. Одновременно государство должно
получить возможность изымать лицензии у недропользователей,
нарушающих условия соответствующих договоров.
— В мире накоплен большой опыт взаимодействия государства и
добывающих компаний в разнообразных формах: лицензии, концессии,
соглашения о разделе продукции, договора риска, сервисные
соглашения. В чем преимущества и недостатки этих форм? Что даст
отрасли введение в сферу недропользования таких гражданско-правовых
форм взаимоотношений, как концессия, подряд, аренда, СРП? Отразится
ли это на инвестиционной привлекательности нефтегазового бизнеса?
Чем плохи — если, конечно, плохи — лицензии?
— С учетом мировой практики наиболее распространенными формами
взаимоотношений государства и частного бизнеса в области освоения
природных ресурсов являются лицензии как форма административного
права, а также концессии и соглашения о разделе продукции как формы
гражданского права. При режиме лицензий и концессий государство
получает доходы в денежном виде через налоги. При режиме СРП доходы
поступают в форме продукции (нефти). Это представляет определенные
преимущества в случае, если валюта государства не является свободно
конвертируемой. Поэтому развивающиеся страны и страны с переходной
экономикой предпочитают СРП, тогда как концессии и лицензии наиболее
распространены в государствах с развитой экономико-правовой
системой.
Государство распределяет лицензии на конкурсной и аукционной
основе. Обе системы имеют свои плюсы и минусы. Положительными
сторонами аукционной системы являются немедленное поступление
средств в госбюджет и поощрение роста экономической эффективности
компаний недропользователей. Недостатки — задержки ввода в
разработку менее привлекательных объектов, исключение участия
компаний с недостаточным местным опытом и ограниченными финансовыми
возможностями, а также сравнительно меньший последующий
государственный контроль.
В качестве положительных сторон конкурсной системы следует
считать обеспечение прямого контроля государства над использованием
недр и поощрение конкуренции на этапах после определения
недропользователей. Ее недостатки — распределение экономической
ренты в пользу нефтяных компаний, отсутствие стимулов к повышению
экономической эффективности компаний-недропользователей, влияние
бюрократических предпочтений.
Условия конкурса определяют критерии, на основании которых
выдаются лицензии. По итогам конкурса с победившей компанией
заключается лицензионное соглашение, регулирующее права и
обязанности лицензиата и государства. Компания, владеющая лицензией,
в ходе своей хозяйственной деятельности уплачивает все налоговые
сборы в соответствии с действующим налоговым законодательством.
Кроме того, нефтегазовая компания обычно облагается
специализированным налогом на прибыль, сбором за лицензию, платами
за использование территории, за добычу, экологическими сборами и т.
п. Право собственности на разрабатываемые месторождения принадлежит
государству, за лицензиатом остается право собственности на
добываемые углеводороды.
Главное отличие договорного подхода от административного
предоставления прав (лицензий) на недропользование состоит в том,
что между компанией-подрядчиком и государством заключается договор,
и их взаимоотношения переходят в гражданско-правовую плоскость. Если
лицензию государство может ото
зват
ь в одностороннем порядке, то
договор этого сделать не позволяет, хотя, как правило, в подобных
документах присутствует оговорка о расторжении государством договора
в одностороннем порядке в «исключительных случаях». Однако эта
«исключительность» должна быть обоснована. Государство также не
вправе изменять и другие условия договора, к которым в первую
очередь относится положение о налоговой нагрузке на весь срок
действия. При лицензионной системе налоги могут изменяться в
значительной степени вслед за изменениями налогового
законодательства.
К основным формам договорного подхода относятся договор
концессии, соглашение о разделе продукции и сервисное соглашение.
Договор концессии предоставляет инвестору исключительное право
заниматься добычей углеводородов на платной основе. Концессию можно
рассматривать в качестве долгосрочной аренды участков недр.
Добываемые ископаемые становятся собственностью инвестора. Как
правило, концессионные соглашения касаются больших территорий, имеют
длительный (иногда до 60—75 лет) срок действия. У концессионеров
обычно отсутствует обязанность по возврату участков, на которых не
обнаружены полезные ископаемые, до истечения срока действия
концессии. Государство напрямую не связано с управлением
деятельностью компании-концессионера.
Главное отличие СРП от договора концессии состоит в том, что
только часть добытого сырья становится собственностью
компании-инвестора. Остальная направляется государству в счет оплаты
за пользование природными ресурсами. Весь риск поисково-разведочных
работ несет компания, поскольку ее затраты окупятся лишь в случае
обнаружения коммерчески рентабельных запасов. Участки, где они не
найдены, возвращаются государству. Как правило, инвестор
освобождается от уплаты большинства налогов на весь срок действия
СРП: предполагается, что они входят в долю извлеченных
углеводородов, причитающуюся государству. Обычно государство
участвует в управлении деятельностью по СРП через создание
государственной нефтяной компанией совместного предприятия с
компанией-инвестором.
Основная черта сервисного соглашения — добытые углеводороды не
являются собственностью компании-инвестора. Государство также может
контролировать уровень добычи и формировать стратегию предприятия.
Компания-инвестор проводит за свой счет поисково-разведочные работы,
затем организует добычу природных ресурсов. Государство компенсирует
его расходы, выплачивает премию с барреля добытой нефти,
предоставляет вознаграждение за открытие новых запасов. Кроме того,
инвестору выплачивается фиксированная норма прибыли. Зачастую у него
есть право покупки у государства определенного процента добываемых
углеводородов по ценам ниже рыночных. Таким образом, инвестор
выступает в качестве поставщика услуг.
В зависимости от модели взаимоотношений с нефтяными компаниями
государство использует соответствующий набор фискальных
инструментов. Характеристиками и особенностями применения этих
инструментов в значительной степени определяется инвестиционная
привлекательность и государственная выгода нефтяных проектов.
Фискальные инструменты, как правило, включают следующие налоги и
платежи: бонусы, плату за использование территории (ренталс), плату
за добычу (роялти), налоги на прибыль и налоги на дивиденды, иногда
— дополнительный налог на нефтяные доходы или эквивалентные платежи,
другие налоги, связанные с нефтяными операциями (такие, как налоги
на предоставляемые услуги и т. д.).
Хотя с правовых позиций концессии и СРП существенно различаются,
с налоговой точки зрения они имеют весьма незначительные отличия,
определяемые конкретными условиями соглашений. В особенности это
относится к тем вариантам, когда используются гибридные системы. Уже
в течение многих лет принято включать в СРП платежи роялти, хотя
такая практика не соответствует самой его концепции (нефтяная
компания выступает подрядчиком). Далее во многих случаях подрядчик
платит налоги на прибыль в дополнение к доле прибыли, приходящейся
государству.
Налоговая структура в концессиях и лицензиях соответственно может
включать роялти, налог на прибыль и специальный нефтяной налог. В
соглашениях о разделе продукции налоговые элементы могут включать
роялти, долю прибыльной нефти и налог на прибыль. Эти три основных
элемента обычно достаточны для налоговых целей государства.
Увеличение числа налоговых элементов приводит к ненужной
усложненности и не дает дополнительных выгод. Если выбирается СРП,
то добавление специальных нефтяных налогов неоправданно.
В наиболее распространенных моделях взаимоотношений государства и
бизнеса (концессии с неизменной ставкой роялти и налога на прибыль
или СРП с фиксированной долей раздела продукции) уровень
рентабельности нефтяной компании сильно варьируется в зависимости от
характеристик месторождения (его местоположения, размеров,
производительности скважин) и цен на нефть.
— В какой мере мировой опыт применим в России?
— Мировой опыт может найти у нас лишь ограниченное применение.
Причиной тому является вся история российской нефтяной
промышленности, особенно ее советский период. Упрощенно стратегия
разработки запасов нефти за рубежом выглядела и выглядит следующим
образом. От большого нефтяного «пирога» отрезается участок,
разбуривается, скважины фонтанируют, начинается этап
высокоприбыльной добычи. Часть дохода направляется на освоение
следующего участка. К тому времени, когда на первом участке
начинается этап вторичной, дорогостоящей добычи, уже фонтанируют
скважины на втором, доход от которого распределяется на освоение
третьего участка и оснащение первого технологиями. И так далее. В
СССР были разом освоены все самые крупные месторождения:
Ромашкинское, Когалымское, Федоровское, Холмогорское, Самотлор и др.
Так что гордиться тем, что в лучшие времена СССР добывал 600 млн т
нефти в год, особенно не стоит.
Результатом советской эпохи в нефтегазовом комплексе России стало
уникальное состояние национальных запасов нефти. Ее очень много, но
большинство разведанных запасов загнано во вторичную и третичную
добычу, характеризующуюся высокими удельными затратами и
относительно низкими доходами. Это сформировало те непростые
проблемы, которые сегодня приходится решать российским
n нефтяным
компаниям.
Однако есть трудности и иного характера. По оценкам специалистов,
в 90-х годах численность производственного персонала в
нефтедобывающей отрасли России выросла в два раза, в то время как
добыча нефти снизилась более чем на 40%. Численность персонал
а
ExxonMobil составляет 120 тыс. человек, примерно столько же, сколько
и в крупнейших российских компаниях. При этом ExxonMobil добывает
нефти в два-три раза больше, а перерабатывает раз в 10—20 больше.
Нефтяная скважина в США дает нефти в среднем приблизительно 1,5 т в
сутки, в России — 8—10 т. Вместе с тем затраты на добычу нефти в
Штатах лишь немногим больше, чем у нас. Позволяют ли эти цифры
говорить о низкой эффективности отечественных компаний? С учетом
российской специфики дать однозначный ответ затруднительно.
Россия сильно отличается от других нефтедобывающих стран мира и
нормативно-правовая база отношений между государством и
недропользователями должна соответствовать нашей специфике.
— Какие риски для государства и бизнеса возникают при переходе
на концессии в добывающих отраслях? Что следует предусмотреть при
разработке концессионного законодательства и развитии правового
регулирования недропользования? Возникает ли для государства
опасность потери бюджетных средств из-за компенсации в рамках
договоров концессии издержек для добывающих компаний? Может ли
осложниться хозяйственная деятельность добывающих компаний в рамках
договоров концессии с государством? Какие могут быть последствия для
капитализации компаний?
— Особых причин ожидать появления каких-либо новых рисков в связи
с переходом на концессии нет. Основными рисками в нефтегазовой
отрасли всегда были и будут нестабильность рыночной цены на нефть и
газ, а также техническая неопределенность в сфере разведки запасов
(продуктивность месторождений) и добычи (себестоимость).
Анонсированные цели предполагаемых изменений в
нормативно-правовой базе должны, наоборот, снизить риски, повысить
инвестиционную привлекательность нефтегазовых проектов. Вместе с тем
могут возникнуть и обостриться противоречия в сфере пересечения
финансовых интересов государства и недропользователей в результате
перераспределения доходов.
Что касается усложнения хозяйственной деятельности нефтегазовых
компаний в рамках договоров концессии, то это вполне возможно. Если
государство пойдет по пути сокращения объемов запасов нефти, которые
сейчас контролируют компании в рамках лицензионных соглашений, это
будет означать необходимость дорогостоящей перестройки хозяйственной
структуры компаний, потребует от них реализации шагов в направлении
повышения эффективности деятельности и на первых этапах может
привести к снижению капитализации.