ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
«Оценка
экономической эффективности реализации нефтегазовых проектов острова Сахалин и
их влияния на экономическое положение РФ»
Введение
Расширение
международной деятельности в сфере энергетики, взаимовыгодного сотрудничества с
зарубежными странами по освоению и разработке топливно-энергетических ресурсов,
повышению эффективности их использования и освоению новых энергетических рынков
является не только одним из важнейших направлений долгосрочной энергетической
политики России, но и важнейшим фактором для развития экономических субъектов.
Дальний Восток России относится к числу проблемных регионов, где
остро стоят такие вопросы как модернизация производственной инфраструктуры
(прежде всего, транспортной), дефицит квалифицированных кадров, диспропорции
территориального развития. Проблемы и перспективы социально-экономического
развития Дальневосточного экономического региона волнуют не только население
данного региона, но ряд тихоокеанских государств, которые заинтересованы в
сотрудничестве.
					







Одним из
путей решения данных проблем является привлечение иностранных инвестиций. Мировая практика показала, что наибольший положительный эффект для
принимающей страны дают прямые иностранные инвестиции (ПИИ), поскольку они
представляют долгосрочные капиталовложения, ориентирующиеся в первую очередь на
стратегические преимущества принимающей страны. Кроме того, ПИИ связаны с
переносом в страну новых технологий, ноу-хау, методов управления и рыночных
технологий, что ведет к повышению общего уровня конкурентоспособности экономики
принимающей страны. 
Вопрос о
необходимости привлечения прямых иностранных инвестиций в российскую экономику
возник сразу после принятия соответствующих законов, разрешающих на определенных
условиях объединение российских и иностранных капиталов. По мере роста дефицита
национальных инвестиционных ресурсов этот вопрос приобретал все большую актуальность.
Особенно остро этот дефицит ощущался в российской энергетике – отрасли с
высокой капиталоемкостью, от состояния которой зависят темпы и характер
развития экономики в целом.
По масштабам привлечения иностранных инвестиций нефтегазовые
проекты острова Сахалин являются уникальными для России. На данный момент в проекты
разработки шельфа вложено более 4 млрд. долл., и объем этих средств неуклонно
возрастает. Помимо этого область получает прямые доходы от разработки. В работе по разведке и разработке нефтегазовых месторождений на
шельфе Сахалина прямо или опосредованно принимают участие крупнейшие
международные компании: «Шелл», «Эксон Мобил», «Бритиш Петролеум», китайская
«Синопек» и индийская «ОНГК», японские корпорации «Мицуи», «Мицубиси», «СОДЕКО»
и многие другие.
Сахалинская область является одним из наиболее развитых
нефтегазодобывающих районов Дальневосточного экономического региона и относится
к числу старейших в России. Развитие нефтегазового комплекса является одним из
приоритетных направлений экономического развития Сахалинской области.
Реализация нефтегазовых проектов оказала существенное, если не сказать основное
влияние на развитие многих других отраслей экономики как Сахалинской области
так и Дальнего Востока: строительства, торговли, финансов, сферы услуг.
Главными приоритетами при реализации нефтегазовых проектов, как реализуемых в
настоящее время, так и планируемых к разработке в будущих периодах, является их
максимально возможная отдача для экономики области и страны в целом,
максимальное привлечение российских подрядчиков, и минимизация воздействия от
производственной деятельности на уникальную природу Сахалина.
Для России как страны-экспортера энергетических ресурсов, освоение
и разработка нефтегазовых месторождений создает
факторы усиления геостратегического положения страны. Отсюда и особая
актуальность вопросов, связанных с международным сотрудничеством в освоении
нефтегазовых ресурсов острова Сахалин.
Объектом исследования является международное сотрудничество,
предмет исследования – нефтегазовые проекты о. Сахалин.
Целью дипломной работы является оценка экономической эффективности
реализации нефтегазовых проектов острова Сахалин и их влияния на экономическое
положение Дальнего Востока и страны в целом.
Для выполнения данной цели поставлены следующие задачи:
– Выявить тенденции развития международного сотрудничества в
нефтегазовом секторе России на примере сахалинских проектов;
– Проанализировать законодательное обеспечение и практику форм
построения отношений с инвесторами;
– Охарактеризовать этапы развития, производственные и финансовые
показатели нефтегазовых проектов о. Сахалин;
– Определить влияние от реализации международных нефтегазовых
проектов о. Сахалин на экономическое развитие территорий и социальное положение
населения Дальнего Востока;
– Оценить экологические последствия от реализации проектов для
Сахалинской области.
Теоретической и методологической основой дипломной работы являются
труды российских исследователей в области мировой экономики, внешней
торговли, вывоза капитала, прежде всего А.И. Новикова, В.С. Осьмакова,
Р.В. Илюхина и других. По вопросам экономического сотрудничества с
Северо-Восточной Азией основой послужили материалы международного семинара
«Укрепление экономического сотрудничества в Северо-Восточной Азии», проведенного
в г. Владивосток 8–9 сентября 2007 г. Хорошей опорой по вопросам
экономической политики в нефтегазовом секторе послужила работа кандидата
политических наук С.В. Севастьянова «Более агрессивная и прагматичная
Новая Энергетическая Политика в России: последствия безопасности для
Северо-Восточной Азии».
Статистической базой дипломной работы являются официальные
материалы Госкомстата РФ, Министерства энергетики РФ, Территориального органа
Федеральной службы государственной статистики по Сахалинской области, других
министерств и ведомств, российских научно-исследовательских институтов, ведущих
научных журналов, международных экономических организаций.
При
рассмотрении деятельности международных корпораций были использованы годовые
отчеты консорциума «Сахалин Энерджи» (SakhalinEnergy), компании «Эксон Нефтегаз Лимитед» (ExxonNeftegasLimited),
«ТНК-Би-Пи» (ТНК-BP). Также рассматривалась информация, размещенная на официальных
сайтах данных компаний.
1. Правовая основа международного сотрудничества в нефтегазовой
сфере
международный сотрудничество нефтегазовый сектор
Собственником природных ресурсов в любой стране является
государство. Следовательно, разработка ресурсов должна осуществляться на основе
определенных договоров, закрепляющих условия освоения природных ресурсов,
ответственность сторон и другие аспекты. От того, как составлены условия данных
договоров зависит экономическая эффективность разработки для государства и его
субъектов, степень вовлеченности инвесторов, а, следовательно, и конечное
влияние проектов в области разработки природных ресурсов на стратегическое
положение страны.
Поэтому, целесообразно дать характеристику основным контрактам и
кооперационным соглашениям международного сотрудничества в нефтегазовой сфере,
используемых в мировой практике, и более подробно рассмотреть контракты,
имеющие место в России в освоении нефтегазовых ресурсов острова Сахалин.
Международное
сотрудничество в нефтегазовой сфере может осуществляться на основе следующих
соглашений:
–
исключительная лицензия;
– соглашение
о разделе продукции (СРП) (ProductionSharingAgreement);
–
совместное операционное соглашение (JointOperatingAgreement);
–
концессионный договор (Сoncession);
– договоры
о совместной эксплуатации нефтегазовых месторождений
(UnitisationandUnitOperatingAgreement);
– контракт
о совместной деятельности (по разведке и эксплуатации нефтегазовых месторождений)
– AssociationContract;
– тендерыизакупки
(Tenders and Procurement);
–
газовыесоглашения (Gas Agreements), такиекакСоглашениеосовместномпредприятиипомаркетингуприродногогаза
(Natural Gas Marketing Joint Venture Agreement), Соглашениеотранспортировке, переработкеивозвратугазасместорождения
(Agreement for the Transportation, Processing and Redelivery of Gas), Основнойдоговор (купля-продажагаза) Master Agreement,
Соглашениеотранспортировкенатуральногогаза (Agreement for Transportation of Natural Gas);
– операции
с активами нефтегазовых компаний (AssetOperations);
–
сервисныесоглашения (ServicesAgreements);
–
буровойконтракт (DrillingContract) [1, с. 301].
На практике существует масса различных концессионных механизмов
построения отношений с инвесторами: от классических форм до производных от них
комбинаций. Многообразие форм обусловлено объективными различиями: между
странами в политическом и правовом устройстве, в традициях, в степени
государственного вмешательства в экономику, в подходе к собственности на недра и
т.д.
Классификация форм государственно-частных партнерств в
недропользовании в российском законодательстве не закреплена. Существует
классификация, согласно которой все известные формы недропользования условно
делятся на:
1.      внедоговорные формы (административно-разрешительные);
2.      договорные формы (обеспечивающие равные
гражданско-правовые позиции сторон – СРП, сервисные контракты);
3.      концессионные соглашения (договоры особого рода, с сильным
регулятивным элементом со стороны собственника ресурсов) [2, с. 114].
Международные
нефтяные компании обычно осуществляют свою деятельность на основе
исключительной лицензии или контракта на право разработки месторождения. Исключительные
лицензии предоставляются владельцем нефти на месте (им может быть как государство,
так и частные владельцы, как например, в США) юридическому лицу, обладающему
необходимой квалификацией и финансовыми возможностями.
В большинстве
стран собственность на нефть принадлежит государству и таковой от имени
государства распоряжается правительство. Исключительная лицензия предоставляет
держателю (лицензиату) право добычи нефти из месторождения. Собственность на
нефть переходит к лицензиату с того момента, когда нефть начинает поступать в
скважину, пробуренную последним, до истечения срока лицензии [3, c. 109].
Контракт на
право разработки месторождения предусматривает установление договорных
отношений между зарубежной нефтяной компанией (обычно обозначаемой в соглашениях
о разделе продукции как «Подрядчик»/ «Contractor») и национальным государственным
нефтяным предприятием, специально уполномоченным для этой цели (обычно обозначается
в соглашениях о разделе продукции как «Государственная сторона»/ «StateParty»)
[1, с. 303].
Развивающиеся
страны, к которым недавно присоединились Восточноевропейские страны, Российская
Федерация и другие государства-члены СНГ, скорее предпочитают заключать с
зарубежными нефтяными компаниями контракты на условиях риска вообще и контракты
о разделе продукции в особенности, чем предоставлять этим компаниям исключительные
лицензии, что в западных индустриально развитых странах является обычной
юридической практикой [3, c. 110].
Следует
более подробно рассмотреть соглашение о разделе продукции, так как большинство
нефтегазовых проектов острова Сахалин осуществляются на основе данного договора.
Соглашение
о разделе продукции (СРП) (англ. ProductionSharingAgreement) – специальный тип
договора об организации совместного предприятия. Обычно соглашение о разделе
продукции является договором, заключенным между зарубежной нефтяной компанией
(подрядчиком) и государственным предприятием (государственной стороной),
уполномочивающей подрядчика провести нефтяные поисково-разведочные работы и
эксплуатацию в пределах определенной области (контрактная территория) в
соответствии с условиями соглашения [1, с. 305].
Полномочия
государственной стороны основываются или на владении исключительной лицензией,
предоставленной в соответствии с нормами применимого законодательства,
регулирующего операции с нефтью, в этом случае область соглашения совпадает с
областью лицензии, или на общем исключительном разрешении (и обязанности)
проводить операции с нефтью на всей территории страны без определенных
обязательств.
В свою
очередь инвестор обязуется осуществить проведение указанных работ за свой счет
и на свой риск [4].
Цель СРП
заключается в определении условий и положений, относящихся к разведке и
разработке ресурсов путем замены существующего налогового режима и режима
лицензирования договорными положениями, сохраняющими силу в течение всего
времени осуществления проекта.
В
соответствие с СРП Российская Федерация сохраняет право собственности на все
нефтяные и газовые ресурсы.
Компания
инвестирует капитал, необходимый для разработки месторождений, и выплачивает
бонусы России на ключевых стадиях разработки проекта.
Полная
часть, на которую подрядчик имеет право, состоит из двух компонентов. Первый
компонент представляет собой процент, который подрядчик имеет право получить в
качестве компенсации за затраты, понесенные им при выполнении своих
обязательств. В контрактах, заключаемых в некоторых странах, существует также
пункт, в соответствии с которым оплачивается подоходный налог, которым облагаются
государственная сторона и подрядчик. Продукция, оставшаяся после выплаты
нефтяного роялти, компенсации по затратам и, возможно, налога на нефть (именно
в этом порядке), делится между государственной стороной и подрядчиком в простой
пропорции или, что бывает чаще, в сложных пропорциях. Сложные пропорции раздела
продукции – оставшейся нефти, которую обычно называют нефтяной прибылью,
обеспечивают государственной стороне более благоприятные условия при разделе
производства на более высоких уровнях отдачи нефтяного пласта, чем доля, измеряемая
в терминах суммарной добычи, или доля, измеряемая в терминах ежедневного
производства[5].
Соглашение
о разделе продукции имеет двойственный характер. С одной стороны СРП
предоставляет право на добычу нефти, так как оно уполномочивает подрядчика осуществлять
нефтяные поисково-разведочные работы и эксплуатацию в пределах области контракта.
С другой стороны СРП реализовывает договорную форму сотрудничества между
подрядчиком и государственной стороной. Это сотрудничество отличается от
сотрудничества, осуществляемого участниками совместного предприятия, при
котором права и обязанности пропорционально разделены между участниками.
Соглашение же о разделе продукции предусматривает, что государственная сторона
и подрядчик преследуют единую цель, то есть стремятся к оптимальному развитию
нефтяных ресурсов области контракта, но имеют различные права и обязанности.
Развивающиеся
страны, открывая доступ на свою территорию зарубежным нефтяным компаниям для
проведения поисково-разведочных работ и добычи нефти, должны стараться
использовать присутствие зарубежных нефтяных компаний и деятельность последних
для поддержки и способствования развитию своей промышленности. Для достижения
этой цели правительства должны настаивать на включении в соглашения о разделе
продукции положений, нацеленных на соблюдение национальных экономических
интересов. Эти пункты состоят из обязательств, наложенных на подрядчика
относительно обучения персонала, передачи технологии, использования местной
продукции, использования местных услуг и местных субподрядчиков и оказания
предпочтения при найме на работу гражданам данной страны. Накладываемое в
качестве обязательства обучение персонала включает в себя обучение как
персонала, состоящего из граждан страны подрядчика, так и персонала
государственной стороны и может проводиться в пределах страны-собственника
нефти или за границей с использованием средств и возможностей любой из
иностранных компаний подрядчика. Стоимость обучения может быть или может не
быть частично или полностью компенсирована за счет затратной нефти. Если
стоимость не компенсируется, затраты на обучение рассматриваются как премия,
выплаченная подрядчиком [6, с. 11].
Обязательная
передача технологии выгодна государственной стороне и, как предполагается,
должна позволить последней более эффективно исполнять касающиеся ее положения
соглашения, такие как выполнение функций надзорного органа или участие в работе
управляющего комитета или совета директоров совместной компании.
Обязательство
оказывать предпочтение при найме на работу гражданам данной страны,
пользоваться местной продукцией, поставками и другими услугами, предлагаемыми местными
предприятиями (субподрядчиками) подвергает подрядчика и его деятельность риску.
Местные жители, которых предписано нанимать на работу, могут не иметь
необходимых навыков, товары и услуги могут быть или недоступны в то время,
когда они крайне необходимы, или слишком дороги, или могут не отвечать
международным стандартам. Необходимость использовать неквалифицированный персонал,
некачественные товары или пользоваться услугами некомпетентных субподрядчиков,
а также необходимость мириться с длительными сроками поставок могут наносить
ущерб и подвергать риску деятельность подрядчика. Поэтому подрядчики упорно
настаивают на том, что эти обязательства необходимо квалифицировать в том
смысле, что подрядчик может купить за границей и импортировать любые товары,
требуемые для его деятельности, может нанимать иностранный персонал и может
использовать услуги иностранных субподрядчиков (например, иностранных буровых
подрядчиков) в том случае, если граждане данной страны не обладают необходимыми
навыками, если местные товары и услуги не доступны вообще или, если они и
доступны, то не конкурентоспособны по своему качеству, цене и срокам поставки.
В качестве санкции против излишнего использования иностранного персонала,
товаров и услуг, контракт может предусматривать условие, в соответствии с
которым затраты, сделанные в этом отношении (например жалованье, выплаченное
иностранному персоналу), не компенсируются затратной нефтью. Если эти работы не
завершаются открытием месторождения промышленно значения, подрядчик не получает
никакой компенсации и теряет свои инвестиции[7].
То, каким
образом Государство, государственная сторона и подрядчик делят между собой
продукцию, оговаривается правилами конкретного контракта. Контракты, действующие
в одной и той же стране, где ведется нефтедобыча, предлагают сходный по
структуре метод раздела продукта, но различаются в том, что касается абсолютных
цифр и величины процента. Фактические цифры определяются после переговоров с
участниками тендера и зависят от конкуренции, особых обстоятельств контракта и
территории его действия.
За редкими
исключениями суммарный продукт делится на три или четыре неравные части. Первая
часть предназначается Государству и считается платой за пользование недрами
(как было сказано выше, в этом контексте наряду с нефтью подразумевается и
газ). Если договор предусматривает долю нефти-гонорара за пользования недрами,
то приемлемый процент варьируется между 10 и 15 процентами – обычно в
зависимости от ежедневного уровня нефтедобычи. Может также быть определена
серия последовательных траншей, причем, каждому более высокому траншу
определяется и более высокий процент «гонорарной» нефти.
Вторая
часть, или так называемая «затратная нефть», предназначается подрядчику в целях
возмещения понесенных им затрат.
В целом, и
подрядчик, и государственная сторона подчиняются законодательству страны, где
ведется нефтедобыча, и которым предусматривается налог на доход или прибыль [1,
с. 309].
В России
отношения, возникающие в рамках соглашений о разделе продукции, регулируются
федеральным законом №225-ФЗ от 30 декабря 1995 «О соглашениях о разделе
продукции». Налоговый режим, устанавливаемый для СРП, регулируется главой 26.4
второй части Налогового кодекса России [8].
В России в
рамках СРП разрабатываются четыре проекта: Харьягинское нефтяное месторождение
(оператор – Total), «Сахалин — 1» (оператор – ExxonMobil) и «Сахалин — 2» (оператор
– SakhalinEnergy и Ковыктинское месторождение (BritishPetroleum).
Общая сумма
дохода, полученного российским государством от первых трёх проектов, составила
к началу 2006 около $686 млн. [9].
Существуют различные взгляды на российский
опыт поиска оптимальных условий по реализации СРП. Данный опыт широко
критикуется. Наличие подобной критики можно рассматривать как признак наличия
открытости этих проектов. Это чрезвычайно важно при разработке ограниченных
ресурсов.
Андрей Игоревич Новиков в своей работе «Концессионные механизмы усиления
международной инвестиционной конкурентоспособности морских нефтегазовых
проектов в РФ» оценивает опыт всех трех действующих российских СРП как
положительный.
На данный момент времени опыт российских СРП – единственный
образецзначительного привлечения ПИИ в ТЭК. Сахалин, благодаря прямым
инвестициям и отчислениям инвесторами в фонд развития в 1999 году, вышел на
третье место России по удельным инвестициям на душу населения. На 1 января 2006
года в рамках сахалинских проектов всего инвестировано 16 млрд. долл.
Реализуемые сахалинские проекты могут привлечь порядка 200 млрд. долл. США
за 20–30 лет, что обернется 50–80 миллиардами прямой выгоды государству.
Нереализованные СРП это миллионы долларов, недополученные бюджетами разных
уровней в виде налогов участников проектов и смежных российских и иностранных
предприятий, работающих в России. На диаграмме рассмотрена динамика инвестиций,
полученных по пректам Сахалин — 1 и Сахалин — 2 с 1996 года по 2005 год [2, с. 159].
Однако, при
заключении СРП в российском законодательстве существовало множество недоработок
по данному вопросу. Отрицательные черты заключенных СРП будут рассмотрены в
следующей главе.
Совместное
операционное соглашение (JointOperatingAgreement (JOA)) является специальным
типом договора об организации совместного предприятия. Участники (партнеры) – нефтегазовые
компании – договариваются «жить согласно условиям этого договора до тех пор,
пока его расторжение, отказ от договора, переуступка прав в соответствии с
договором или дефолт не разлучит их». JOA формально служит основанием для
создания совместного предприятия, открытия совместного (общего) счета, и делает
возможным совместное исследование, оценку и эксплуатацию месторождения. Обычно
JOA не регулирует совместный сбыт продукции (нефть, газ и др. углеводороды) – в
этом основное отличие данного договора от СРП. С целью эффективного руководства
совместной деятельностью, стороны назначают (или создают) компанию оператора,
которая берет на себя роль, не предполагающую получение какой-либо прибыли или
вознаграждения и в то же время исключающую какие-либо убытки для него.
Совместное
операционное соглашение, являясь специальным типом договора о совместной
деятельности, формально служит основанием для создания совместного предприятия,
открытия совместного счета, и делает возможным совместное исследование, оценку
и обустройство месторождений, определенных лицензией, регламентирует добычу
нефти, а также ее совместную транспортировку и переработку.
В отличие
от многих других контрактов, носящих формальный характер, совместное
операционное соглашение используется в практике современного нефтегазового
бизнеса постоянно.
С
юридической точки зрения совместное операционное соглашение является специальной
разновидностью договора о совместной деятельности или, используя международную
терминологию, договором об организации совместного предприятия
(JointVentureAgreement) [1, с. 312].
Еще одна договорная форма отношений государства и частного лица в
области освоения минеральных ресурсов – это договоры на предоставление услуг
или сервисные контракты (CК) сриском и без риска. Сервисные контракты в
недропользовании широко распространены в мировой практике. Но, будучи самой
молодой формой концессионных соглашений, они не настолько изучены как
концессионные договоры или СРП. Первыми сервисными контрактами с риском стали
контракты, заключенные в 1950-х годах в Мексике и Аргентине с национальными
компаниями. Позже эта новая договорная форма возникла но Франции, Бразилии и
других странах.
В международной практике недропользования сервисный контракт имеет
свои характерные отличия. Предметом договора является выполнение работ по
заданию заказчика (государства). Поэтому исполнение договора не требует
предоставления заказчиком подрядчику прав недропользования. Вследствие этого у
подрядчика отсутствует право собственности на произведенную продукцию.
Напомним, что по концессионному соглашению концессионер обладает таким правом
на всю продукцию, а по СРП – на ее часть [2, c. 161].
Но, учитывая, то обстоятельство, что закон «О недрах» именует
недропользовательскими такие операции как, например, региональное изучение
недр, геологическое изучение недр, разведка и добыча полезных ископаемых,
строительство и эксплуатация подземных сооружений, не связанных с добычей недр,
подрядчик по сервисному контракту все-таки является недропользователем[10].
Положительные стороны сервисного контракта для государства
заключаются в следующем:
– он сохраняет за государством исчерпывающие права на участок
недр;
– государство (в отличие от концессионного соглашения или
СРП) становится собственником всего добытого сырья;
— 
все отношения государства с подрядчиком регулируются национальным
правом и подлежат юрисдикции национальных судов принимающего государства (при
наличии иностранного подрядчика).
Указанные черты не добавляют инвестиционного преимущества этому
режиму в глазах инвесторов. Поэтому они должны быть компенсированы встречной
государственной поддержкой. Такой поддержкой могут являться: инвестиционные
гарантии, первоочередное право выкупа добытых ресурсов (в том числе
позаниженным ценам), замена оплаты натуральной формой. Для государства и
компаний, которые специализируются на работах в сложных природно-климатических
условиях, СК может быть привлекательным. Сервисные компании обладают
современными технологиями и техникой, проводят научные исследования в узких
областях, минимизируют свои удельные затраты и риски, продают свои ноу-хау
государству, причем достаточно выгодно. В роли подрядчиков могут выступать
машиностроительные, инжиниринговые, внедренческие, консультативные и другие
подрядные фирмы. Будучи, что называется «на своей поляне», специализированные
сервисные компании могут составлять конкуренцию ВИНКам, которые осуществляют
полный цикл работ: от поиска и разработки месторождений и заканчивая поставкой
готовой продукции конечным потребителям; в последнее время наблюдается
тенденция к выделению из ВИНК сервисных подразделений.
Развитие отношений государства и частных лиц на основе СК привело
к появлению новых форм, типов сервисных контрактов, отличающихся по своим
условиям от более ранних [2, с. 162].
За рубежом принято говорить о двух основных видах СК: с риском и
без риска. Сервисные контракты с риском (risk-servicecontracts), в свою очередь
подразделяются на два подвида: контракты с риском, не распределяемым между
сторонами, и с риском, распределяемым между сторонами (рисунок 1).
СК с риском применяются, как правило, в странах с большой
вероятностью обнаружения коммерческих запасов. Именно поэтому география
заключения сервисных контрактов с риском менее широкая, чем у концессионных
соглашений и соглашений о разделе продукции.







Рисунок 1 –
Типы рисковых контрактов
В рисковых
контрактах с разделением рисков между сторонами государство частично
компенсирует подрядчику понесенные затраты в случае неудачного поиска полезных
ископаемых или нерентабельности освоения обнаруженного месторождения. При
контракте с нераспределяемым риском подрядчик не получает никакой компенсации, т.е.
несет полное бремя рисков. Это значит, что за счет собственных средств он
производит весь комплекс работ.
Если к
установленному сроку сырье не будет обнаружено в коммерчески оправданных
количествах, то государство расторгает контракт без выплаты какой-либо
компенсации, не говоря уже о тех затратах, которые подрядчик понес,
разрабатывая коммерчески не оправдавшие себя месторождения.
При
успешном результате разведки по контракту на услуги без разделения риска,
подрядчик обычно получает право на обустройство месторождения для последующей
передачи подготовленным им месторождением уполномоченной государственной
компании для его эксплуатации (в редких случаях подрядчику разрешается самому
разрабатывать месторождение). При этом подрядчику возмещаются все понесенные им
затраты, вознаграждение за риск и процент на вложенные им средства [2, c. 163].
Концессия
(от лат. сoncession – уступка) заключается в уступке
государством своих исключительных прав в пользу предпринимателя
(концессионера). Концессионный договор (КД) – особая форма временного
предоставления права хозяйственного использования имущества публичной правовой
власти частному лицу на воздмездной основе. Это особая форма
государственно-частного партнерства.
Концессия считается наиболее изученным и сравнительно простым
механизмом недропользования. В СНГ концессия позволила добиться ощутимых
успехов не только в отраслях ТЭК, но и многих других в силу универсальности
режима. Концессионные принципы отношений используются в образовательной сфере,
при строительстве дорог, коммуникаций, и даже в государственной обороне и
тюрьмах. Концессия также призвана служить механизмом эффективного использования
любой другой государственной собственности, которая, например, является лишь
нагрузкой для бюджета страны[11].
Различие между концессионными договорами, СРП и рисковыми
контрактами заключается в подходе к определению права собственности на
минеральные ресурсы. Контрактные системы предполагают сохранение прав
собственности ресурсов на минеральные ресурсы за государством. В концессионных
договорах возможна передача месторождении в собственность инвестора. В СРП и СК
(сервисных контрактах) право собственности принадлежит только государству. В
таблице 1 рассмотрено распределение права собственности в разных моделях
недропользования [2, с. 118].
Таблица 1 –
Право собственности в разных моделях недропользования
























Возникновения
прав пользования
Право собственности на добытую продукцию
Правоустанавливающий
документ
Россия


Лицензии
У
недропользователя
Лицензионное
соглашение
Есть


СРП
До
раздела – угосударства
СРП
Есть


Концессионный
договор
У
недропользователя
Договор
концессии
–


Сервисный
контракт с
По
контракту
Договор
подряда
–


риском






Вместе с
тем частное право собственности на недра в концессионном договоре скорее всего
исключение (США), чем правило. Чаще всего право собственности принадлежит государству,
которое передает не само имущество, а право пользования им.
Таким
образом, можно определить концессию как гражданско-правовой договор особого
рода со значительным регулятивным элементом административного характера.
При этом концессионный договор не приводит ни к сокращению
государственной собственности, ни к потере контроля над ней. В российских
условиях это свойство концессии может помочь избежать печальных последствий
приватизации для государства.
Условия соглашения вырабатываются в ходе подготовки к проведению
конкурсов или аукционов, и далее путем переговоров с потенциальными участниками
для определения разумной цены переуступки прав. Главным образом, этот процесс
строится на анализе будущих денежных потоков с помощью методов проектного
финансирования.
В основе финансовых условий концессии заложены 3 базовых элемента:
концессионная плата, специальный налог и гарантия налоговой стабильности.
Концессионная плата выступает в роли налогового бремени, а специальный налог
является инструментом изъятия дифференциальной ренты.
По концессионному договору передается не само имущество, а
имущественные права во временное пользование. То есть, право собственности на
объект остается у государства, что не приводит к сокращению объектов
государственной собственности. Имущество лишь временно передается
концессионеру. Последнему причитается извлеченная продукция, а концеденту
(государству) налоги и рента. В этом и заключается экономический смысл модернизированной
концессии.
Вместе с правами на добычу передаются связанные с ней
предпринимательские риски. Концессионер на свой страх и риск осуществляет
необходимые расходы. Государство впоследствии участвует в прибыли. По истечении
срока соглашения имущество может быть передано государству [2, с. 121].
Для Российской нестабильной инвестиционной правовой среды
концессионное законодательство может стать «островком для инвестора», так как
применяют рентный подход, инструменты проектного финансирования, значительно
более качественные гарантии со стороны государства относительно сохранения
коммерческих условий проекта. Сейчас объемы инвестиций во много раз ниже
потенциальных возможностей инвесторов и ёмкости российского ТЭК. Слишком велики
риски для инвестора и не определены гарантии государства в действующей системе
недропользования [2, с. 114].
Далее следует рассмотреть основные инструменты изъятия ресурсной
ренты в пользу государства – собственника ресурсов.
Бонус(cashbonus) – это хронологически
первый, нерегулярный платеж в пользу государства. Он может выплачиваться при
получении лицензии, на аукционе, а также при наступлении определенного этапа
реализации проекта (открытие новых запасов, повышение добычи и т.д.). Как
правило, он не является значительным источником поступления средств в казну, по
сравнению с роялти и налогом на прибыль. Однако это самый элементарный способ
взимания части ренты с налогоплательщика. Бонус – негибкий инструмент, так
после оплаты его уже нельзя корректировать по доходности проекта. Для компании
бонус является наиболее регрессивным видом налога, так как не привязан к
какому-либо конкретному результату. После уплаты бонуса при получении прав
недропользования месторождение может не иметь коммерческого успеха. Риск для
компании в связи с этим платежом наиболее высок. Для государства это тоже не
самый эффективный способ: денежный аукцион может выиграть компания,
предложившая наибольший бонус, но не отвечающая критериям эффективности. Хотя
бонус является наиболее регрессивным и негибким платежом, его часто применяют.
Он играет определенную роль в получении ренты на раннем этапе [12, с. 50].
Акцизтакже относится к категории
легко администрируемых налогов. Не случайно этот сбор в 2003 году составил 77%
поступлений по основным налогам от нефтегазовых компаний в доходах бюджета РФ.
Они чаще всего взимаются с объема добытой нефти и не зависят от цены продукции.
Ставка этого платежа может быть скользящей, но при этом акциз все равно остается
негибким инструментом, так как не учитывает, изменений цены на продукцию.
Отметим, что для компании акциз легко компенсируется путем перенесения бремени
на потребителя. Таким образом, акциз становится неэффективным с точки зрения
самой идеи регулирования. Его уместно использовать как дополнительный платеж в
целях финансирования конкретных государственных программ: по экологии,
инфраструктуре и других. В странах с развитым нефтегазовым регулированием его
применение в последнее время заметно сокращается.
Роялти, в отличие от акциза,
сфокусирован на выручке компании. Этот платеж назначается в проценте от объема
или от стоимости произведенной продукции. Он выгоден государству тем, что не
зависит от эффективности работы компании, её рентабельности и прибыли. Его
относительно легко отслеживать: контролирующим органам для расчетов нужна рыночная
цена на нефть и объем добычи компании. Это вполне прогрессивный платеж, поскольку
государство принимает на себя риск отсутствия коммерческого успеха природопользователя
с компанией. Но со старением месторождения и ростом себестоимости добычи
удельное бремя роялти естественно возрастает. Это обуславливает желание
добывающей компании преждевременно остановить эксплуатацию месторождения, что
приводит к снижению общего объема извлекаемой нефти. Очевидно, что это, в первую очередь, не выгодно самому собственнику ресурсов. По
указанной причине различные страны дифференцируют ставки роялти по таким
условиям добычи, которые влияют на себестоимость. Распространенными критериями
такой дифференциации являются: возраст месторождения, расположение (шельф /
суша), климатические условия, качество УВ, дебет скважины, объем накопленной
(или предельной) добычи и т.д. При дифференцированном подходе данный платеж считаетсяболее
компромиссным, что делает его весьма популярным.
Налог на текущие сверхдоходыможно
считать наиболее прогрессивным согласно приведенным выше критериям. Специальный
налог на текущие сверхдоходы – это наиболее гибкий инструмент. В силу
прогрессивной шкалы ставок он увеличивает изъятие сверхприбыли при повышении
цен на продукцию и исчезает вовсе при отсутствии сверхдоходов. Он вводится при
наступлении определенного уровня отдачи на вложенный капитал инвестора.
В практике фискальных систем нефтегазового сектора экономики применяется
рентале-арендная плата за исключительное пользование предоставленной земли.
Несмотря на то, что она зачастую является элементом в нефтяных фискальных
системах, она не имеет прямого отношения к ресурсной ренте, будучи, по сути,
земельной, а не ресурсной рентой [12, c. 51].
В набор фискальных систем входят также и другие платежи, в том
числе, инструменты общего налогообложения, такие как налог на прибыль. При
тщательном рассмотрении, большая часть инструментов представляется производной
от классических видов ресурсных платежей, налогов и сборов. Абсолютное же
большинство этих платежей к реальному регулированию отрасли имеет лишь
косвенное отношение. Некоторые типы представляют собой весьма успешные
комбинационные варианты, которые отвечают критериям прогрессивности,
нейтральности и админисрируемости и максимизируют при этом изъятие ресурсной
ренты [12, с. 52].
Таким
образом, существуют различные формы государственно-частных партнерств в
недропользовании. Их классификация в российском законодательстве не закреплена.
Тот или иной контракт по определенным признакам можно отнести к разновидности
другой формы договорных отношений. Так, некоторые авторы определяют сервисные
контракты как самую молодую форму концессионных соглашений. При выборе форм
недропользования для государства необходимо учесть важнейшие различия между
ними, учесть риски для государства и инвестора. Определить, насколько тщательно
проработано национальное законодательство для той или иной формы и будут ли
работать все условия модели в экономике Российской Федерации. Так, возникает
много споров по поводу экономической эффективности заключенных СРП на
разработку нефтегазовых ресурсов Российской Федерации. В 2006 году происходил
пересмотр условий СРП, что является отрицательным фактором привлечения инвесторов.
Возникает необходимость совершенствования законодательства о недрах в части
предоставления в пользование участков недр на основе гражданско-правовых
механизмов. Российская политика в нефтегазовом секторе будет рассмотрена в
следующем подразделе.
1.2
Современная российская политика в нефтегазовом секторе
Рассмотрим
главные принципы новой экономической политики, согласно Российской программе
развития газовой индустрии Дальнего Востока и Восточной Сибири.
В течение
второго президентского срока, Владимир Путин представил Новую Экономическую
Политику, которая основана на следующих принципах: диверсификация энергетического
рынка, укрепление суверенного контроля над стратегическими решениями, касающимися
разведки и транзитных маршрутов, подписание долгосрочных контрактов с иностранными
инвесторами для развития российских природных ресурсов, и регулирования доступа
иностранных компаний к этим ресурсам [13, c. 36].
Новая
экономическая политика, предложенная российскому правительству иностранными
инвесторами предполагала: Россия предоставит им «безопасность предложения» в обмен
на «безопасность спроса». Таким образом, чтобы избежать циклов бума и спада цен
на нефть и природный газ, которые происходили в последние три декады 2007 года,
в соответствии с новой экономической политикой, Россия согласится инвестировать
только в те проекты энергетической инфраструктуры, для которых контракты будут
подписаны государствами-покупателями на 20–30 лет вперед. Более того,
российское правительство должно обеспечить иностранным инвесторам ограниченный
доступ к своим главным месторождениям в обмен на доступ российских компаний к
зарубежным каналам и сетям сбыта. В дополнение, Европа вынуждена будет
узаконить объединение государственной власти и бизнеса в России, позволяя
государственным компаниям, таким как «Газпром» действовать на рынке как
транснациональная компания [13, с. 37].
Путин также
убеждал российскую бизнес-элиту ограничить экспорт природных ресурсов (нефть,
газ, руду, древесину), а вместо этого перерабатывать их в России, также расширять
экспорт конечной продукции с большей добавленной стоимостью и изготовленную с
использованием передовых технологий. В соответствии с Вагитом Алекперовым,
президентом «ЛУКОЙЛ» – самой большой в России частной нефтяной компании, 50%
нефти, добываемой в России, экспортируется за границу, как непереработанный
продукт.
Вместо
этого, он предложил всю добываемую нефть перерабатывать в России. В дальнейшем
было предположено, что дополнительные 5 млрд. долларов национального богатства
следует финансировать в строительство новых нефтеперерабатывающих заводов к
2015 году, которые отвечали бы новейшим стандартам Евросоюза [13, c. 39].
Дебаты,
касающиеся возможности формирования новой Интернациональной Правительственной
Организации (ИПО), которая занималась бы контролем предложения добываемого и
поставляемого на экспорт газа, подтверждают возрастающую роль России в мировой
энергетической политике. Формирование такой организации внутри стран ОПЕК (и с
членством, включающим Россию, Туркменистан, Казахстан, Иран, Катар, Алжир)
могло бы сделать экспорт российского газа более прибыльным. В феврале 2007
года, президент Путин выразил интерес к этой идее, и, в течение визита в Катар,
он также позитивно отзывался о возможности создания мировой газовой картели.
Более того, в 2006 году, Владимиром Путиным была предложена идея формирования
Международной нефтяной биржи в Санкт-Петербурге [13, с. 41].
В настоящее
время некоторые компоненты российской модели новой экономической политики больше
просматриваются в Европе, чем в Азии, так как уровень российской энергетической
кооперации с Европой выше, чем с Азией.
Один ранний
индикатор влияния НЭП на Европу – это факт, что государство РФ подписало, но не
ратифицировало в 1994 году Европейскую Энергетическую Хартию, которую на данный
момент подписали 52 государства, включая членов Европейского Союза, всех государств
бывшего СССР, Центральные и Восточные Европейские государства, Японию и
Австралию. Главной целью Хартии являлось уменьшение рисков с помощью создания единых
правил игры для всех участников энергетических проектов, кто согласился бы
работать на открытых, конкурентных рынках и соблюдать общие правила.
В
соответствие с заявлениями, сделанными в 2006 году российским Министром иностранных
дел Сергеем Лавровым и уполномоченным президента по делам с Европейским Союзом
Сергеем Ястрокембским, Россия не удовлетворена условиями договоров и протоколов,
которые содержатся в Энергетической Хартии. Правительство России хотело бы
внести в них изменения, что позволило бы российским компаниям иметь больший
доступ к европейскому рынку энергоресурсов, сохраняя российский контроль над
газовыми и нефтяными трубопроводами. Если правительство ратифицирует текущую
версию Хартии, это даст право третьим сторонам транспортировать нефть и газ из
Центральной Азии в страны ЕС, хотя Россия не будет иметь свободного доступа ко
всем внутренним европейским трубопроводам [13, с. 44].
После
серьезных конфликтов «Газпрома» со своими партнерами на Украине и в Беларуси, в
ЕС решили разработать серию мер, направленных на уменьшение их зависимости от
российских энергетических поставок. К 2020 году страны Евросоюза планируют
увеличить долю возобновляемых энергетических ресурсов и биотоплива в своем
общем энергетическом балансе на 20% и 10% соответственно.
Несмотря на
это, в соответствие с документами ЕС, к 2030 году установлено увеличение
зависимости от зарубежных энергоносителей на 50% от текущего уровня.
Правительство
России выбрало Германию и Италию как наиболее приоритетных энергетических
партнеров в Европе. Эти страны помогут правительству диверсифицировать опции
энергетических поставок с помощью поддержки международных проектов по строительству
морских нефтяных и газовых трубопроводов из России в европейские страны через
Балтийское и Черное моря [13, c. 46].
Растет
беспокойство о том, что нехватка энергетических ресурсов затронет экономическое
и социальное развитие стран Северо-Восточной Азии. Этот регион испытывает более
быстрый рост спроса на энергетические ресурсы, чем в других частях мира, и Россия
пока является единственной страной, обладающей разнообразными энергетическими
ресурсами, достаточными для поддержания как внутреннего роста, так и
удовлетворения значительных экспортных требований.
Таким
образом, многосторонние программы энергетического развития в Северо-Восточной
Азии могут быть наиболее прибыльными для стран региона, так же как и наилучшим
путем улучшения стандартов жизни для резидентов российского Дальнего Востока
[14, c. 26].
В 2005 году
Министр Экономического Развития и Торговли Герман Греф посетил Дальний Восток
России и сделал несколько важных заявлений, таких как необходимость выделения
большего количества средств из федерального бюджета на развитие инфраструктуры
Дальнего Востока, так же было отмечено улучшение инвестиционного климата для иностранных
инвесторов с помощью принятия закона «О концессиях» и формирования нового
Федерального агентства по контролю за специальными экономическими зонами.
Произошло значительное увеличение государственных денежных средств,
направленных на программы развития Дальнего Востока с 2,9 миллиардов рублей в
2004 году до 17,5 миллиардов рублей в 2007 году, что позволило развиваться
энергетическим инфраструктурным проектам, таким как Транссибирский нефтяной
трубопровод, Сахалинский газовый трубопровод [13, c. 48].
Несколько
крупнейших интернациональных энергетических проектов в России были основаны на
Соглашениях о Разделе Продукции, включая проекты «Сахалин — 1», «Сахалин — 2»,
Харьягинское и Ковыктинское месторождения, в которых иностранные компании имели
контрольный пакет акций. Сейчас российское правительство отказывается от
заключенных СРП как неприбыльных и пересматривает эти энергетические проекты.
Российское
правительство вело переговоры о заключении СРП около десяти лет назад, когда
цены на нефть были низки и составляли около 15 долларов США за один баррель. По
условиям Соглашений о Разделе Продукции Россия получает доход от продажи нефти
и газа, но только после того как инвесторы окупят свои первоначальные затраты.
В 2005 году компания «Шелл» (Shell) удвоила стоимость проекта «Сахалин — 2» до 20 миллиардов долларов
США, а компания «Эксон Мобил» (ExxonMobil) увеличила оценку проекта «Сахалин — 1» на 30%, до 17 миллиардов
долларов США, ссылаясь на увеличение цен на сталь и ревальвацию рубля. В обоих
случаях новое утверждение стоимости проектов отодвинуло время получения прибыли
российским правительством, и это вызвало серьезный конфликт между иностранными
компаниями и российским руководством.
Корпорация
«Сахалин Энерджи» (SakhalinEnergyInvestmentCorporation – SEIC) – самый крупный иностранный инвестор в России. До недавнего
времени консорциум состоял только из иностранных инвесторов: «Роял Дач Шелл» (RoyalDutchShell), «Митсубиши» (Mitsubishi) и «Митсуи» (Mitsui) имели 55%, 25% и 20% акций
в проекте «Сахалин — 2» соответственно. Осенью 2006 года российские
природоохранные организации обвинили корпорацию «Сахалин Энерджи» в серьезном
загрязнении окружающей среды и потребовали уплаты штрафных санкций, исчисляемых
миллиардами долларов.
В такой
ситуации «Шелл» и другие иностранные компании решили переоценить доли участия в
проекте «Сахалин — 2» и подписали новое соглашение по проекту в декабре 2006 года
с российской компанией «Газпром». В соответствии с новыми условиями, «Газпром»
получил контрольный пакет акций в компании «Сахалин Энерджи», приобретя 50%
плюс одну акцию за 7,5 миллиардов долларов, в то время как RoyalDutchShell, Mitsui и Mitsubishi уменьшили свою долю в
проекте на 50%. В настоящее время Shell имеет 27,5%, Mitsui – 12,5% и Mitsubishi – 10% акций в проекте[15].
Несмотря на
то, что две японские компании потеряли проценты акций, Япония все еще
заинтересована в ресурсах России. Так японская компания «Осака Гэс» (OsakaGas) подписала контракт с
оператором проекта «Сахалин — 2», «Сахалин Энерджи», на покупку 200 тонн
сжиженного природного газа (СПГ) ежегодно.
В течение
2007 года Росприроднадзор объявил о своих планах проводить инспекции по влиянию
на окружающую среду проекта «Сахалин — 1». Хотя органы государственного регулирования
России не оказывали серьезного давления на компанию «ЭксонНефтегаз Лимитед» (Exxon), оператора проекта
«Сахалин — 1», решение повысить оценку затрат по проекту на 30%, до 17 миллиардов
долларов США было раскритиковано государственными должностными лицами.
Существует
вероятность того, что компания «Эксон» не найдет компромисса с российским
правительством по таким вопросам, как направления доставки нефти и газа. В соответствие
с условиями СРП для данного проекта, «Эксон Нефтегаз» имеет право решать, в
каком направлении транспортировать свои продукты, и в планы компании входит
доставка газа в Китай. Однако, правительство РФ хотело бы доставлять газ по
трубопроводам российским потребителям в Хабаровском крае. Такие конфликты могут
усложнить российско-американские отношения, принимая во внимание, что
Соединенные Штаты рассматривают российскую энергию, особенно нефть, как
стратегический ресурс, и ищут максимального доступа к нему и распределения в
выбранных ими направлениях.
Сегодня,
несмотря на негативный опыт некоторых иностранных инвесторов в нефтегазовых
проектах Сахалина, китайские, индийские и другие компании продолжают демонстрировать
готовность принять в них участие [13, c. 50].
По мнению
бывшего экономического советника Владимира Путина, Андрея Илларионова,
государственное вмешательство в иностранные и внутренние инвестиционные проекты
и введение в государственную собственность нефтяных компаний в России было
большой ошибкой, так как частные компании были намного эффективней
государственных. Илларионов аргументировал свою точку зрения тем, что
увеличение государственной собственности в нефтяном и газовом секторе привело к
снижению российской доли в мировой добыче газа с 30,22% до 22% в период с 1992
года до 2005 года, в то время как темпы роста ежегодной добычи нефти в России
снизились с 0,5% в год в 1998 году до 0,1% в 2004 году [13, c. 51].
Тенденция
усиления контроля над стратегическими сферами экономической деятельности
продолжает расти от нефти и природного газа до легкой, автомобильной промышленности,
авиации, космической, технической промышленности и гражданской обороны. Центральное
правительство усиливает свой контроль над стратегическими предприятиями, по
своему решению национализируя их или объединяя с другими предприятиями. Процент
предприятий, управляемых государством увеличилось с 30% в 2005 году до 35% в
2006 году. Примерами национализации частных предприятий нефтегазовой сферы
России служат государственная компания «Роснефть», принявшая частную
производственную компанию «ЮКОС» («Юганскнефтегаз»), и «Газпром», принявшая
нефтяную частную компанию «Сибнефть» [14, c. 118].
В своих
выступлениях Путин раскрыл основные положения энергетической политики в России.
Во-первых,
Россия будет расширять разведку нефти и газа для удовлетворения растущих
потребностей мирового рынка. Пока Россия является поставщиком ресурсов для иностранных
покупателей, нужно осуществлять достойную доверия политику, и в то же время
балансировать объемы экспорта с государственными интересами и потенциальными
запасами. Также необходимо гармонизировать потребности мирового рынка с
интересами внутренней политики России. Другими словами, российские потребители
нефти и газа будут иметь преимущество над иностранными.
Во-вторых,
из-за различий между более низкими внутренними ценами и более высокими
иностранными ценами, государство сохранит свою монополию на перевозку нефти и
газа. Внутренние цены на газ будут значительно повышены для того чтобы сделать
другие основные энергетические ресурсы (уголь, нефть, гидроэнергия, атомная
энергия) более прибыльными, и, таким образом стимулировать их развитие. Также
президент дал обязательство поддерживать российские отрасли переработки
природных ресурсов. Более того, если принять во внимание трудности в условиях
производства Восточной Сибири и Дальнего Востока (холодный климат, гористая
местность, ограниченное население и инфраструктура) только самые большие
государственные компании, такие как Газпром, Транснефть и Роснефть, вероятно,
будут самыми надежными главными операторами в проектах по добыче и транспортировке
нефти и газа [16].
«Программа
Развития Газовой промышленности Восточной Сибири и российского Дальнего
Востока» была одобрена Министерством Промышленности и Энергетики в сентябре
2007 года. Программа координируется Газпромом и предусматривает 2,4 триллиона
рублей (около 93 миллиардов долларов США) инвестиций, и увеличит объемы добычи
газа от уровня 2006 года в 18 раз к 2020 году, и в 20 раз к 2030 году. Это
означает, что доставка газа потребителям Восточной части России увеличится до
27 миллиардов кубических метров в год к 2020 году и достигнет 32 миллиардов
кубических метров в год к 2030 году. Это поможет повысить региональный ВВП в
четыре раза от уровня 2005 года к 2030 году.
Программа
предполагает доставлять все остающиеся объемы газа в Китай, Южную Корею и
другие государства Азиатско-Тихоокеанского региона. Ожидается, что к 2020 году
Южная Корея будет импортировать 25–30 миллиардов кубических метров газа
ежегодно, в то время как Азиатские страны будут получать 20–21 миллиард
кубических метров газа. Увеличивающееся количество выпуска газа обеспечат
Сахалин, Республика Якутия, Иркутская область и Красноярский край.
Предполагается, что самое крупное место добычи Ковыкта войдет в эксплуатацию в
2017 году. До этого времени другие регионы будут обеспечивать спрос на газ [13,
с. 51].
«Газпром»,
«Роснефть» и «РАО ЕС» – крупнейшие российские государственные компании, которые
представляют государственные интересы и пользуются его поддержкой.
Следовательно, будет целесообразно рассмотреть проекты данных компаний на
Дальнем Востоке и их планы экспорта в сотрудничестве с иностранными партнерами.
В январе
2007 года Путин одобрил предложение, предоставляя двум государственным
компаниям (Газпром и Роснефть) эксклюзивные права разделить поровну российский
континентальный шельф для развития проектов добычи нефти и газа. Это решение
блокировало получение главного участия в проектах иностранными компаниями.
Более того, новый подход в распределении контрактов на развитие российского
шельфа предполагает конкурсную основу, а не аукцион. Разницей между этими двумя
формами является то, что в конкурсе количество денежных средств, предложенных
участником – не главный критерий выбора победителя на контракт.
Некоторые
эксперты считают, что данная разница в процессах распределения может привести к
уменьшению конкуренции с негативными последствиями для развития проекта и
доходности. В результате, российский бюджет может потерять около 3,5–4
миллиардов долларов[17].
Компания
«Газпром» контролирует два крупнейших нефтегазовых проекта (Сахалин — 2 и
Ковыкта), которые ранее контролировали иностранные инвесторы. Компания выбрала
проект Сахалин — 3 для предложения газа внутренним и иностранным потребителям.
Этот проект состоит из четырех газовых и нефтяного месторождений, производящих
более 700 миллионов тонн нефти и 1,3 миллиарда кубических метров газа. Для
сравнения, проекты Сахалин — 1 и Сахалин — 2 вместе производят около 450 миллионов
тонн нефти и 1 миллиард кубических метров газа. Выбор Газпромом проекта Сахалин — 3
как своего главного ресурса газа говорит о приоритете Сахалинских проектов, в
то время как развитие Ковыктинского газового месторождения в Сибири будет более
далекой целью[18].
В марте
2006 года было подписано соглашение об энергетической кооперации. В течение
своего визита в Китай Путин утвердил, что Россия построит новую трубопроводную
систему «Алтай» для доставки газа в Китай через два (западный и восточный)
трубопровода, каждый из которых будет поставлять Китаю около 30–40 миллиардов
кубических метров газа. Для поставки газа через систему Алтай бут использованы
проекты Сахалина и Ковыктинского месторождения [13, c. 34].
Чтобы
осуществить экспортные планы в Китай, «Газпром» установил сотрудничество с
«Китайской Государственной Нефтяной Компанией» (ChineseNationalPetroleumCompany-CNPC), которая контролирует одну
из крупнейших в мире нефтяных компаний PetroChina. «Газпром» и «CNPC» подписали соглашение о
стратегической кооперации в 2004 году и о строительстве одного из упомянутых
выше трубопровода в 2006 году, через который будет осуществляться поставка в
Китай около 80 миллиардов кубических метров газа [19].
Государственная
нефтяная компания «Роснефть» после банкротства частной нефтяной компании «ЮКОС»
приобрела акции высокой стоимости, «Юганскнефтегаз». Более того, Министерство
Природных Ресурсов предоставило «Роснефти» десять лицензий на разработку
нефтяных месторождений в Красноярске, где подтвержденные запасы составляют
около 700 миллионов тонн нефти. В результате этих приобретений, «Роснефть»
стала ключевым игроком нефтяной промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем
Востоке. Компания также имеет значительное количество акций в нескольких
нефтегазовых проектах Сахалина.
«Роснефть»
активно развивает стратегические партнерства с китайскими нефтегазовыми
компаниями. До недавнего времени китайские государственные компании фокусировались
на проектах в Восточной Сибири, но в июле 2005 года «Синопек» (Sinopec) – «Китайская нефтяная
и Химическая Корпорация» – изменила этот принцип и решила участвовать в
Сахалинских оффшорных предприятиях и других проектах Дальнего Востока.
«Роснефть» подписали меморандум с «Синопек» о создании совместного предприятия
для разработки энергетических ресурсов по проекту «Сахалин — 3» [13, c. 38].
Российское
правительство приняло комплексную программу, фокусирующуюся на ресурсах и
экономическом развитии Дальнего Востока и Восточной Сибири. Инвестиции,
требующиеся для нефтегазового сектора в ближайшие 15–20 лет, могут составить
250 миллиардов долларов США, включая разработку и развитие новых месторождений,
строительство новых транзитных трубопроводов.
«Газпром»
заключил преференциальные соглашения с компаниями в Италии и Германии, которые
готовы платить рыночную цену за российские энергоресурсы. В Северо-Восточной
Азии ситуация не настолько благополучна к России. В этом регионе только две
страны (Япония и Южная Корея) могут позволить себе платить рыночную цену за
российские энергоресурсы, но доставить ресурсы в эти страны не легко. Из-за
региональных геополитических факторов (география, политика, экономика, демография,
и другие), только Китай в партнерстве со своими крупнейшими компаниями (CNPC, Sinopec) могут быть преференциальными
партнерами для России, представляемой компаниями «Роснефть» и «Газпром» [20].
Ожидается,
что спрос на энергию в Китае превысит уровень Северной Америки к 2020 году,
Азиатско-Тихоокеанская доля в российском экспорте нефти и газа сейчас составляет
3%, и повысится до 30% для нефти и 15% для газа. Таким образом, проникновение
на рынок Китая будет ключевым моментом для достижения Россией своих стратегических
целей в энергетическом секторе. Единственной проблемой является то, что Китай
стремится получить значительные скидки для каждого вида ресурсов. Чтобы
избежать приобретения Китаем позиции покупателя-монополиста в переговорах о
вопросах цен, правительству следует найти пути доставки значительной
энергоресурсов в Японию, Южную Корею и другие страны [13, c. 42].
Текущие
перспективы крупномасштабных американских, японских и корейских инвестиций в
развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока не настолько велики. Хотя правительство
РФ и США успешно проводят шестисторонние переговоры, потенциал для более тесных
экономических связей между российским Дальним Востоком и Соединенными Штатами
Америки невелик. Как было упомянуто выше, между компанией ExxonNeftegas и российским
правительством произошел конфликт перерасхода установленных издержек по проекту
и права определять основных покупателей произведенных ресурсов. В результате,
американское бизнес-сообщество внимательно следит за дальнейшим развитием событий.
Энергетическая
кооперация между Южной Кореей и Россией ограничена влиянием двух факторов.
Первое, Республика Корея разочарована невыполненными обещаниями и долгими
задержками во внедрении обсуждаемых проектов, таких как развитие газового месторождения
в Ковыкте и строительство индустриального парка на территории Свободной
Экономической Зоны города Находка, Приморский край. Второе, Республика Корея не
имеет легкого доступа к российским ресурсам, которые могут транспортироваться
из России только через территории Китая или Северной Кореи.
Стоит
заметить, что большинство российских предложений о продаже нефти, газа и
электричества не могут быть осуществлены до тех пор, пока не будет решен вопрос
о безопасности Корейского полуострова. Правительство считает, что решению этой
проблемы может способствовать предоставление КНДР соответствующих гарантий
безопасности и содействие в ее социально-экономическом развитии в обмен на
отказ от программы военного производства ядерного оружия. Для того чтобы
превратить эти планы в реальность, правительство РФ активно участвует в
Шестисторонних Переговорах [21].
Многостороннее
сотрудничество даст возможность России устранить ключевые проблемы развития
энергетического сектора. Первое, это может обеспечить большую рыночную долю для
нефти и газа, транспортируемых в соседние страны. Второе, диверсификация рынка
энергетических ресурсов привлечет больше иностранных инвестиций. В заключение,
стабильные режимы регулирования объединят интересы всех участников, особенно
инвесторов частного сектора [13, c. 43].
Среди причин низкого для России притока ПИИ является слабая
политика привлечения инвестиций. Это выражается в отсутствии таких компонентов
государственной инвестиционной политики, как:
—  внятная государственная стратегия и программа её реализации;
—  поэтапный контроль реализации стратегии;
—  координация органов власти на всех уровнях для обеспечения
реализации инвестиционной стратегии.
Государственное регулирование заключается в создании юридических,
экономических и организационных основ использования и охраны недр. Государство
призвано регламентировать и контролировать ход освоения нефтегазовых ресурсов в
интересах всего общества, независимо от того, в чьей собственности эти ресурсы
находятся. Применяя властные рычаги, государство обязано обеспечивать
стабильную деловую среду, рациональное использование природных ресурсов и
проведение комплекса природоохранных мероприятий. Институционально
государственное регулирование можно представить в виде целостной системы,
основными элементами которой являются:
– правовое обеспечение (через создание нормативно-правовой базы и
системы контроля за её соблюдением);
– налоговое регулирование;
– финансово-кредитная поддержка;
– инфраструктурное и информационное обеспечение;
– научное обеспечение [2, с 31].
Нельзя сказать, что за последние 15 лет российское правительство не предпринимало попыток стабилизации
инвестиционного климата за счет концессий и что такие меры, предпринимаемые
сегодня, являются некой новацией. Целесообразность использования договорных
форм иногда находит подтверждение в высших органах власти. Так, распоряжением
Правительства Российской Федерации от 21 апреля 2003 г., №494-р утверждены
Основы государственной политики вобласти использования минерального сырья и
недропользования, одно из положений которого предусматривает необходимость
совершенствования законодательства о недрах в части предоставления в
пользование участков недр на основе гражданско-правовых механизмов, включая
договоры концессии, СРП и сервисные контракты. Но, к сожалению, за годы реформ
России, в отличие от многих бывших стран социалистического лагеря, не удалось
добиться существенных успехов на пути реализации этих мер, во многом по причине
их декларативного характера и экономической, законодательной, политической и
организационной необеспеченности.
Для России, оценивая среднесрочную перспективу, финансовые меры
более предпочтительны. Дополнять их можно характерным для современного ТЭК
России совместным государственным участием в инвестиционных проектах. Тем самым
будет снижено бремя рисков для частных инвесторов [2, с. 44].
Отдельное место занимает механизм соглашений о разделе продукции:
с одной стороны это признанный в мировой нефтегазовой отрасли инструмент
привлечения инвестиций, в России уже есть и законодательная база в этой сфере,
и реальная практика реализации СРП-проектов, с другой – эта практика
показывает, что режим СРП страдает от множества юридических и административных
«болезней». Более того, в нашей стране фактически нет идеологического и
политического обоснования применения СРП. Этот режим не имеет определенного
места в приоритетах государственной политики в энергетике. В случае нашей страны
можно говорить о неудачном опыте трансплантации особого института и СРП как его
частного случая – в российскую действительность [22, c. 14].
Во всех проектах, реализуемых на условиях раздела продукции, остро
стоит проблема взаимодействия между федеральными и региональными органами
исполнительной власти в процессе принятия инстанциями различных уровней
согласованных оперативных решений. Реализуемый принцип «двух ключей» (требуемое
одобрение проекта в центре и в субъекте Федерации) на практике может приводить
к напряженности во взаимоотношениях между регионами и федеральным центром, что
осложняет деятельность инвесторов.
Применяемый принцип «совместного ведения» между центром и
регионами очевидно должен уступить место принципу разграничения предметов
ведения и полномочий между федеральными органами власти и органами
государственной власти [23, с 70].
Нерешенной
проблемой для всех уровней власти в области СРП является межбюджетное
распределение регулярных платежей за добычу полезных ископаемых (роялти). По
проектам «Сахалин — 1», «Сахалин — 2» и Харьягинское месторождение данные платежа
были установлены в соответствие с законом «О недрах» от 1992 г. В его
редакции на момент заключения соглашений. При этом ни в одном из этих трех
соглашений о разделе продукции пропорции межбюджетного распределения платежей
не были установлены.
В связи с тем, что 1 января 2002 г. Регулярные платежи за
добычу полезных ископаемых заменены единым налогом, возникла проблема с
взиманием текущих платежей по роялти, заключающаяся в определении хода
бюджетной классификации для их зачисления и пропорций межбюджетного
распределения. Действующее в настоящее время бюджетное законодательство, в том
числе Бюджетный кодекс РФ, не содержит каких-либо особенностей для зачисления и
распределения платежей по роялти.
Для решения проблемы межбюджетного распределения регулярных
платежей за добычу требуется внесение изменений в Бюджетный кодекс РФ и в
Федеральный закон от 15 августа 1996 г. «О бюджетной классификацииРоссийской Федерации».
Мешают дальнейшей реализации СРП также неурегулированность
вопросов по возврату инвестору оставшейсясуммы налога на добавленную стоимость.
По упомянутым проектам («Сахалин — 1», «Сахалин — 2»,
разработка Харьягинского месторождения) задолженность инвесторам со стороны
российского государства составила 60 млн. долл. Она связана с ранее
принятыми на себя государством обязательствами по возврату инвестору средств,
затраченных им на уплату налога на добавленную стоимость [24].
Налоговый Кодекс РФ не отражает в должной мере специфики СРП. Не
урегулированы требования к налоговой регистрации, возникающие в каждом из
регионов в отношении инвестора, являющегося оператором СРП, и остальных
инвесторов, и связанный с этим вопрос учета затрат разных налогоплательщиков и
их отчетности. Актуальной проблемой является вопрос консолидации выручки и затрат
инвесторов в тex случаях, когда они являются участниками нескольких СРП. Учету и
обоснованию затрат по проектам мешает несопоставимость систем бухучета
используемого иностранным инвестором (оператором соглашения) и российской
стороной. До сих пор не утверждены формы налоговой и бухгалтерской отчетности
для иностранных участников СРП.
Также не определен порядок таможенного оформления «разделенной» и
вывозимой продукции. В то же время в действующих соглашениях, оказались не в
полной мере учтены интересы не только иностранного инвестора, но и государства [23,
c. 72].
Нельзя не
признать, что потери российской стороны связаны, прежде всего, с неудачным
правовым регулированием договорных отношений, содержащимся как непосредственно
в соглашениях «Сахалин — 1» и «Сахалин — 2», так и в большинстве
нормативно-правовых актов, имеющих отношение к данной сфере.
Так, неоднозначную реакцию у специалистов вызывают параметры
раздела продукции по сахалинским проектам (ставки роялти: 6 и 8%, шкалы раздела
прибыльной продукции и величины «кост-стоп» (100%) – относительно более выгодные
для инвестора). Характерно, что в ходе переговоров обсуждались различные
варианты, но российская сторона в итогепошла на уступки именно по
этим(ключевым) параметрам соглашения, в качестве компенсации выторговав для
себя наглядную и внешне эффектную схему получения многочисленных бонусов – разовых
и сравнительно небольших выплат, достоинство которых в их прогнозируемости и
быстроте «утилизации». К тому же большинство выплат инвестора (включая
дополнительные разовые выплаты на развитие о-ва Сахалин), сделанных им в виде
уступок, оказались включены в возмещаемые затраты, то есть явились формой
кредита для государства.
Сравнительные выгоды сторон иллюстрирует соотношение суммарных
потерь и выигрышей в ходе переговорного процесса по «Сахалину — 2». Переговоры шли
по 10 параметрам. Инвестор уступил и пошел на компромисс по 7 параметрам и лишь
по 3 настоял на своем. Однако по ycтупленным семи позициям его потери составили 175 млн. долл.,
в то время какпо трем удержанным позициям его выигрыш составил 3,3 – 4,1 млрд. долл.,
т.е. больше в20 раз. Государство же, согласившись понизить ставку роялти до
минимально возможного значения с 12 до 6%, только по этому одному пункту
потеряло 1,5 – 2,0 млрд. долл. возможных прямых поступлений в бюджет, что
может рассматриваться как колоссальная упущенная выгода [23, с. 73].
Кроме того, по проекту «Сахалин — 2» до достижения рентабельности в
17.5% раздел продукции будет происходить в пропорции один к девяти в пользу
инвестора, а после достижения этой планки формула раздела изменитсяодин к
одному. Однако превышения данного порога рентабельности по проекту может и не
произойти. Из-за того, что работы ведутся в условиях тяжелой ледовой обстановки
и неразвитой транспортной инфраструктуры, что предопределяет значительный объем
возмещаемых инвестору расходов, существует вероятность, что иностранный
инвестор не сможет увеличить уровень рентабельности проекта.
Как отмечают С. Богданчиков и А. Перчик, уступки,
которые были допущены при формировании финансовых условий СРП «Сахалин — 2»,
оказали влияние не только на снижение доходов государства, но и создали весьма
нежелательный прецедент, которым могут пользоваться другие инвесторы при
ведении переговоров с государством. Действительно, фактор прецедента имеет
большое значение для практики СРП, т. к. инвестором во время переговоров
обычно выбирается некий ориентир, подыскивается подходящий пример для
обоснования своих претензий.
В памятке инвестору, разработанной специально для американских
нефтяных компаний, собирающихся вести свои дела в России, прямо указывается,
что «принимая во внимание этот проект («Сахалин — 2») следует запрашивать такой
же 100%-й предел возмещаемых затрат и рассматривать его как абсолютный
прецедент, т.е. нежелательно идти на уступки в этом вопросе».
Имеются и другие последствия поспешной и недостаточно тщательной
проработки экономических условий первых соглашений. Так, из трех проектов CPП только в одном – «Сахалин — 1»,
предусмотрено формирование ликвидационного фонда. В то же время проблема
ликвидации промышленных объектов по истечении срока их эксплуатации, особенно
на крупных месторождениях в мировой практике стоит весьма остро: необходимые
средства на подобные работы могут исчисляться сотнями миллионов долларов. В
соглашении по Харьягинскому месторождению предусмотрены отчисления на
«восстановления мест работы», однако ничего не сказано о функционировании
накопляемого фонда [23, c. 74].
Комплексная проверка исполнения упомянутых Соглашений,
предпринятая Счетной палатой РФ в 2002 г., результаты которой зафиксированы
в специальном ответе, выявила недостаточную обоснованность экономических
параметров соглашений. По заключению аудиторов в договорах были недостаточно
учтены интересы государства в вопросах недропользования, государственного
контроля, учета, экологии и др. Данные отчета выявили, в частности, крайне
низкую эффективность государственного контроля над исполнением соглашений, а
также весьма своеобразную систему учета и контроля затрат, практикуемую в
Соглашениях.
Также в результатах проверки 2002 года подчеркивается, что: «При
реализации Соглашений «Сахалин — 1» и «Сахалин — 2» отсутствует не только
нормативное ограничение возмещаемых затрат и согласование с инвестором перечней
возмещаемых и невозмещаемых затрат, но и утверждение годовых отчетов об
исполнении программ работ и смет затрат и последующий государственный контроль
за их (годовых программ и смет затрат) исполнением. В состав затрат включаются
все расходы компании консорциума и родственных ей организаций без ограничения.
[25]
Отмечается, что работа уполномоченного государственного органа
(УГО) по проекту «Сахалин — 1» сКонсорциумом «подтверждается толькоперепиской», а
отсутствие в составе данной структуры представителей Минфина, федеральных
налоговых органов, и иных специалистов, владеющих практикой в области
бухгалтерского учета и финансово-экономической деятельности, привело к тому,
что спустя три года с даты вступления Соглашения в силу не решены проблемы
определения состава возмещаемых затрат.
При этом содержательная деятельность УГО – «Сахалин — 1»
характеризуется следующим образом: «Данный, орган предоставил Консорциуму
возможность представлять сметырасходов и годовые отчеты в укрупненных
показателях, вести учет на английском языке и не проводить аудиторские
проверки». Как резюмируется в отчете: «Смету расходов, представленную в таком
формате, проанализировать по основным направлениям, предложенным программой
проверки, не представляется возможным». В то же время, согласно п. 6.2. Соглашения,
государство имеет доступ ко всем бухгалтерским документам для проведения ревизии
при инспекции только в течение двух лет после окончания календарного года. При
неиспользовании права своевременной проверки возмещаемые затраты инвестора,
отраженные в отчетах считаются автоматически принятыми. В то же время
значительные суммы возмещаемых затрат при отсутствии каких-либо норм ведут к
снижению рентабельности проекта, и соответственно, проблематичности получения
ожидаемого налога на прибыль [23, c. 75].
В 2002 году
было установлено, чтоДепартаментом по освоению минерально-сырьевых ресурсов
континентального шельфа администрации Сахалинской области не выработано с
налоговыми органами Сахалинской области ни одного совместного документа по вопросам правильности
определенияналогооблагаемой базы при исполнении по проектам «Сахалин — 1» и «Сахалнн — 2».
В ходе
проверки выполнения недропользователем своих обязательств по освоению участков
недр, и добычи нефти, установлено, что сроки реализации действующих СРП в отношении
освоения ими капиталовложений, проведения разведочно-поисковых и других работ
оказались значительно выше проектных, что увеличивает срок освоения
месторождений.
В
заключение резюмировано, что со стороны Правительства РФ фактически отсутствует
контроль как за выполнением экономических условий Соглашений о разделе
продукции «Сахалин — 1», «Сахалин — 2», так и непосредственно за учетом добытого
углеводородного сырья, притом, что «финансово-хозяйственная деятельность
оператора проекта исключает возможность ее объективной оценки». В результате
отсутствия необходимой информации, аудиторам не удалось, прояснись для себя
ключевой вопрос: какова (на основании представленных документов) доля затрат
недропользователя по проекту, подлежащих компенсационному возмещению
государством [23, c. 76].
Приходится
констатировать, что государство в очередной раз 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. Если обычно государство в сфере экономики играет роль регулятора наиболее
общих условий ведения бизнеса, занимая независимую позицию арбитра, в рамках
экономнко-правовой конструкции СРП, государственные органы выступают
непосредственно одной из сторон договорных отношений, участвуя в выработке
конкретных параметров соглашения. Характерной особенностью режима СРП, является
особая значимость механизмов государственного контроля над финансовой
деятельностью инвестора по сравнению с общепринятым налоговым режимом. Это
связано с тем, что спецификой механизма СРП является установление параметров
раздела продукции применительно к каждому отдельному месторождению, что не
только значительно расширяет подконтрольную сферу деятельности, но и усложняет
саму процедуру контроля, делая ее предельно индивидуализированной. При этом
доходы государства при реализации проекта в рамках СРП в гораздо большей
степени зависят от объема осуществляемых инвестором затрат, чем для случая
обычной предпринимательской деятельности. Доля прибыльной продукции,
поступающей в распоряжение государства, является основным (помимо роялти)
источником бюджетных поступлений. При увеличении затратной составляющей
проекта, соответствующая сумма должна быть возмещена инвестору из
компенсационной продукции и, следовательно, на такую же сумму происходит уменьшение
прибыльной продукции.
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.
«Сахалинморнефтегаз-Шельф», дочернее
предприятие компании «Роснефть-Сахалинморнефтегаз», которая имеет долю 11,5% в
проекте. «Роснефть Сахалинморнефтегаз» является одной из старейших нефтяных
компаний в России, чья история началась в 1928 г.с разработки береговых
месторождений северной части о. Сахалин. Первые морские разведочные работы на
сахалинском шельфе были начаты этой компанией. Кроме того, данная компания
впервые применила технологию наклонно-направленного бурения в целях разработки
морского месторождения с береговой буровой площадки, благодаря чему с сахалинского
шельфа была начата добыча первой нефти.
«Сахалин Ойл энд Газ ДевелопментКо., Лтд.», японская
инвестиционная компания с головным офисом в Токио, доля которой в проекте
составляет 30%. Главными акционерами компании являются японская Национальная
нефтяная компания, японская компания «Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд.» (PetroleumExplorationCo., Ltd.), корпорация «Иточу» (ITOCHUCorporation), корпорация «Марубени»
(MarubeniCorporation),
корпорация «Инпекс» (INPEXCorporation),
«Иточу Ойл Эксплорейшн Ко., Лтд.» (ITOCHU Oil Exploration Co.,
Ltd.) и «ТейкокуОйлКо.,
Лтд.» (TeikokuOilCo.
Ltd.).На конец 2006 г.
сумма оплаченной доли капитала компании «СОДЕКО» составила более 186 млрд.
долларов США [30].
Соглашение
о разделе продукции (СРП) по проекту «Сахалин — 1» вступило в силу в июне 1996
года. На рисунке 3 рассмотрены условия данного соглашения.
Соглашение по проекту «Сахалин — 1» заключено в отношении
месторождений Одопту, Аркутун-Даги и Чайво. Всего на Чайво предполагается
бурение 10 добывающих наклонных скважин с берега (с отклонением от устья на 7–10 км
в море), а также бурение 12 добывающих и 7 нагнетательных скважин с морской
платформы «Орлан». Проект предполагает строительство газопровода с шельфовых месторождений
Сахалина — 1 в Японию по дну моря (длиной около полутора километров).
Предусматривается строительство единой для остальных сахалинских проектов
инфраструктуры, включая транссахалинский магистральный газо- и нефтепроводы,
завод по сжижению газа, экспортный газопровод на севере острова, береговые
технологические комплексы, отгрузочные терминалы.
Оцениваемый размер инвестиций –12,8 млрд. долларов США;
состоит из освоения трех месторождений объемом 340 млн. т. нефти и 420 м3
газа [31].
Пильтун-Астохское месторождение нефти было открыто в 1986 году,
после чего сахалинские нефтяники провели большой объем поисково-разведочных
работ.
В мае 1991 года правительство СССР объявило конкурс на право
подготовки ТЭО разработки Пильтун-Астохского нефтяного и Лунского газового
месторождений сахалинского шельфа. [32]
В январе 1992 года консорциум в составе компаний Mitsui (Япония), McDermott и Marathon (США) выиграл тендер на
разработку Пильтун-Астохского и Лунского месторождений нефти и газа на
Сахалине. В декабре того же года к консорциуму присоединились фирмы RoyalDutchShell (Британия–Голландия) и
Mitsubishi
(Япония).
Весной 1993 года проект получил название «Сахалин — 2», а через год
для его реализации создана компания-оператор «Сахалин Энерджи» (SakhalinEnergy).
Она заключила соглашение с руководством РФ. Ей и суждено было
стать пионером освоения нефтегазового шельфа морей, омывающих Россию.
Еще почти два года ушло на детальную проработку проекта «Сахалин — 2»,
на получение огромного количества согласований и разрешений, на подбор и
формирование штата главного, сахалинского офиса компании, на создание
управляющего органа проекта – наблюдательного совета. В него вошли (и входят до
сих пор) представители участников консорциума, правительства России и
администрации Сахалинской области.
Вследствие «Сахалин — 2» стал проектом по добыче нефти и газа двух
месторождений на шельфе острова Сахалин и последующей реализации добытых
углеводородов на быстрорастущем рынке Азиатско-Тихоокеанского региона. Состав
акционеров компании неоднократно менялся [33].
Так, в октябре 2000 г. Компании «Шелл Сахалин Холдингс Б.В.»
(«Шелл») и «Марафон Сахалин Лимитед» («Марафон») выполнили соглашение об обмене
активами, в отношении передачи принадлежащей «Марафону» доли участия 37,5% в
компании «Сахалин ЭнерджиИнвестмент Компани Лтд» («Сахалин Энерджи») компании
«Шелл».
Крупнейшим акционером (55%) стал «Шелл».
Оставшиеся акционеры «Сахалин Энерджи» заключили измененный
Акционерный Договор, регламентировавший деятельность «Сахалин Энерджи», в
котором предусматривалось, что «Сахалин Энерджи» является единым оператором
проекта, а «Шелл» станет генеральным подрядчиком в части эксплуатации
месторождений и производства сжиженного природного газа (СПГ).
18 апреля 2007 года компании «Шелл», «Мицуи» и «Мицубиси» подписали
с ОАО «Газпром» соглашение о купле-продаже, в соответствии с которым
«Газпром» приобрел 50% плюс одну акцию в «Сахалин Энерджи» за $7,45 млрд.
Таблица 2-Данные о запасах углеводородного сырья по
проекту «Сахалин — 2» по состоянию на 01.01.2009






































Месторождение

Нефть (B+C1+C2),
млн. тонн


Растворенный газ (B+C1+C2),
млрд. куб. м


Свободный газ и газ в
газовых шапках (C1+C2), млрд. куб. м.


Конденсат (C1+C2), млн. тонн



Геоло-гические
Извлека-емые
Геологи-ческие
Извлека-емые
Геологи-ческие
Геологи-ческие
Извлека-емые


Пильтун-Астохское
459,989
115,443
58,481
14,967
103,524
12,341
8,301


Лунское
43,866
3,172
8,912
1,785
530,884
63,005
41,859


Всего
503,855
118,615
67,393
16,752
634,408
75,346
50,16




22 июня
1994 года SakhalinEnergy, правительство РФ и администрация Сахалинской области подписали
соглашение о разработке месторождений на условиях раздела продукции. На тот
момент объем иностранных инвестиций оценивался в $5 млрд.
К весне 1996 года вступил в силу закон о соглашениях о разделе
продукции и была выдана лицензия на разработку месторождений «Сахалин — 2».
Суммарные затраты к этому времени оценивались уже в 10 млрд. долларов.
В июле 1999 года стартовал первый этап проекта – сезонная
разработка нефти на производственно-добывающем комплексе «Витязь» (мощность –
70 тыс. баррелей в сутки). Его стоимость составила 1,5 млрд. долларов [33]
«Сахалин Энерджи» выплачивает России за пользование недрами 6% от
стоимости добытых нефти и газа в течение всего срока реализации Проекта в
качестве «роялти». Остальные доходы от продаж после вычета эксплуатационных
расходов в первые годы идут на возмещение капиталовложений Компании. Оставшаяся
после возврата инвестиций продукция делится между Российской Федерацией,
Сахалинской областью, и Компанией.
В ходе реализации Проекта доходы российской стороны увеличиваются
по мере расширения производства и добычи. В случае если поступления от
реализации проекта превышают определенный уровень, доля российской стороны
может достигнуть 70%. Кроме того, «Сахалин Энерджи» выплачивает налог на всю
полученную прибыль [2, c. 246].
В 2007 «Сахалин Энерджи» выплатила России порядка 1,5 млрд. рублей
в виде платежей за пользование недрами и более 966 млн. рублей в виде платежей
по налогу на прибыль.
Для начала работ по освоению месторождений был внедрен поэтапный
подход к реализации проекта.
Реализация первого этапа началась в 1996 году с широкой программы
поисково-разведочных работ на Пильтун-Астохском участке, включая сейсмическую
разведку и бурение поисковых и разведочных скважин. В 1998 году на шельфе о.
Сахалина была установлена платформа ПА-А («Моликпак»), которая стала первой
нефтяной платформой в Российской Федерации. Первая нефть была получена в июле
1999 года на производственном добывающем комплексе (ПДК) «Витязь», центральным
звеном которого стала платформа «Моликпак». В состав ПДК «Витязь» также вошли
плавучее наливное нефтехранилище «Оха», одноякорный причал (ОЯП) и подводный
трубопровод. В рамках первого этапа добыча нефти осуществлялась только в
безледовый период, приблизительно шесть месяцев в году. Десятый и последний в
рамках первого этапа проекта «Сахалин — 2» сезон добычи начался 30 июля 2008
года, а в конце года платформа «Моликпак» была успешно переведена на круглогодичный
режим работы с использованием новой инфраструктуры второго этапа. 8 декабря ОЯП
был демонтирован, а плавучее наливное нефтехранилище «Оха» покинуло Сахалин и
отправилось к берегам Австралии, где оно продолжит свою службу в качестве
плавучей системы для добычи, хранения и отгрузки нефти [33].
Второй этап проекта «Сахалин — 2», начало которому официально было
дано в 2003 году, представляет собой крупный нефтегазовый проект, в ходе
которого одновременно ведется добыча нефти и газа в рамках единой
интегрированной инфраструктуры. В других странах мира аналогичные комплексные
проекты реализовывались и раньше, однако период строительства у них был
значительно дольше и ввод объектов в эксплуатацию осуществлялся последовательно.
Например, при реализации проекта на северо-восточном шельфе Австралии сначала
вводились нефтяные, затем газовые объекты, сначала газ использовался для поставок
на внутренний рынок, затем – для производства СПГ.
В ходе же второго этапа проекта «Сахалин — 2» ввод в строй завода
СПГ, состоящего из двух технологических линий, осуществляется в процессе
одновременной реализации (строительства и ввода в действие) шести
крупномасштабных подпроектов: двух новых добывающих платформ, верхние строения
которых установлены на железобетонные основания гравитационного типа,
объединенного берегового технологического комплекса, наземных и морских нефте-
и газопроводов, терминала отгрузки нефти, уже упоминавшегося завода по производству
сжиженного природного газа, а также целого комплекса проектов по модернизации
инфраструктуры. Строительство всех этих объектов было в основном завершено в
2008 году. 12 декабря была произведена первая отгрузка нефти с нового
терминала, а спустя 10 дней была введена в эксплуатацию новая платформа
«Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б).
15 января 2009 года компания «Сахалин Энерджи» начала добычу газа
с платформы «Лунская-А» (ЛУН-А), установленной на северо-восточном шельфе
Сахалина, на Лунском месторождении, в 15 километрах от берега. Газ добывается из первых двух газовых скважин, строительство которых
завершилось в декабре. Церемония запуска завода СПГ состоялась 18 февраля 2009 г.
Около двух третей всего объема сахалинского СПГ будет поставляться девяти
покупателям в Японии. Остальное количество предназначено для поставки в Южную Корею
и Северную Америку [33].
А 29 марта 2009 года первая партия сжиженного газа, произведенного
в рамках проекта «Сахалин — 2», отправлена в Японию. Вышедшее 29 марта из порта
Пригородное судно с 145 тыс. куб. метров СПГ взяло курс на Токийский залив к
расположенному там терминалу Содегаура.
Эта партия предназначена для двух основных японских покупателей
сахалинского газа – компаний «Токио Гэс» и «Токио Электрик».
В настоящее время сахалинский сжиженный газ производится на первой
из двух технологических линий завода СПГ. Ввод в строй второй технологической
линии запланирован на середину текущего года. В 2009 г. и начале 2010 г.
будет осуществлен постепенный вывод обеих технологических линий завода СПГ на
проектную мощность.
Практически вся продукция двух технологических линий завода СПГ в
объеме 9,6 миллионов тонн в год уже законтрактована на основе долгосрочных
договоров купли-продажи покупателями в Японии, Южной Корее и на других рынках.
Сахалинский СПГ – первый российский газ, поставляемый в эти регионы [33].
Так, 4 марта 2009 года компания «Сахалин ЭнерджиИнвестмент Компани
Лтд.» подписала с японской компанией «Осака Гэс» полномасштабный договор
купли-продажи сжиженного природного газа (СПГ). Условиями договора
предусматривается поставка около 0,2 млн. тонн СПГ в год в течение более 20
лет.
«Осака Гэс» – вторая по величине газовая компания Японии, оператор
газотранспортной системы протяженностью свыше 56 тысяч километров, по которой
газ поставляется почти 7 миллионам потребителей в японском регионе Кансай.
Следует отметить, что это последний договор о продаже СПГ,
подписанный компанией «Сахалин Энерджи» в рамках маркетинга продукции двух
технологических линий завода СПГ. Документ закрепляет уже существующие
договоренности с «Осака Гэс» и «Чубу Электрик Пауэр Компани, Инкорпорейтед»,
содержащиеся в подписанных в 2007 г. «Основных условиях соглашения». Суммарные
контрактные обязательства «СахалинЭнерджи» охватывают 98% от объема
производства более чем на 20 лет вперед. Оставшиеся 2% будут использоваться для
поддержания эксплуатационной гибкости[34].
Ранее в рамках маркетинга сжиженного природного газа были
подписаны следующие договоры:
В феврале2005 г. – договор о поставках СПГ в Южную Корею на сумму
6,5 млрд. долларов. Соглашение с госкомпанией Kogas («Когэз») предусматривает
экспорт газа в объеме от 1,5 млн. т до 2 млн. т в год в течение 20 лет.
Было достигнуто соглашение между консорциумом и четырьмя японскими
компаниями (TokioGas, TokioElectric, TohoGas и KyushuElectric) о поставках 3,4
млн. тонн в год на протяжении более чем 20-летнего периода.
В 2007 году была оформлена сделка с «Хиросима Гэз» (HiroshimaGas) о
поставке 210 тыс. тонн СПГ в Японию ежегодно в течение 20 лет.
14 октября 2004 г. заключено первое соглашение с «Шелл
ИстернТрейдинг Лтд.» на поставку 37 млн. тонн СПГ в течение 20 летнего периода.
Это первое соглашение на поставку российского природного газа на западное
побережье Северной Америки (терминал Мексика и США, Калифорния) [35].
Пуск первого в нашей стране завода по производству сжиженного
природного газа (СПГ) имеет важное политическое и экономическое значение, – прокомментировал
глава комитета Совета Федерации по международным делам Михаил Маргелов открытие
завода. «Политическое – потому что диверсифицирует экспорт нашего природного
газа, закрепляя место России в Азиатско-тихоокеанском регионе, – сказал
Маргелов. – А транспортировка танкерами освобождает этот экспорт от известных «недоразумений»
в отношениях со странами-транзитерами. Экономическое – потому что существенно
расширяет наши внешнеэкономические связи и обеспечивает выход на внешний рынок
продукции месторождений Крайнего Севера» [36].
Наличие производства СПГ на Сахалине позволит продолжить
энергетический диалог с США на «материальном основании», поскольку продукция
этого предприятия уже закуплена на 25 лет вперед, в том числе американскими
компаниями [37].
За десятилетие, после открытия платформы «Моликпак», на
производственно-транспортном комплексе «Витязь», добыто более 13 миллионов тонн
высококачественной легкой нефти, которой присвоили собственную марку «витязь».
Ее качества успели по достоинству оценить потребители Японии,
Южной Кореи, Китая, Тайваня, Филиппин, Таиланда, США, куда эту нефть
экспортирует компания-оператор «Сахалин Энерджи».
3 июля 2004 была осуществленапервая
поставка добытой в России нефти на западное побережье США[33].
Бонусы от
проектов «Сахалин — 1» и «Сахалин — 2» рассмотрены в таблице 3.
Таблица 2 – Бонусы по проектам «Сахалин — 1»
и «Сахалин — 2»
В миллионах долларов США














Показатель
«Сахалин — 1»
«Сахалин — 2»


Бонус
подписания СРП
15
15


Бонус начала
освоения
45
50


Взнос в фонд
развития Сахалина
100
100




Целесообразно рассмотреть динамику инвестиций, поступающих в
Российскую Федерацию от двух данных проектов. В таблице 4 представлено
количество инвестиций в проекты «Сахалин — 1» и «Сахалин — 2» с 1996 по 2008 гг.
Таблица 4– Инвестиции в проекты «Сахалин — 1» и «Сахалин — 2», млн. долл.
США
В миллионах долларов США












































Годы
«Сахалин — 1»
«Сахалин — 2»


1996
33,8
43,3


1997
160,3
254,0


1998
72,9
450,6


1999
52,0
261,3


2000
57,3
265,1


2001
180,2
434,7


2002
725,7
784,3


2003
1244,3
1721,8


2004
1165,0
2779,7


2005
1265,0
2128,0


2006
1368,0
2109,0


2007
1420,0
2542,6


2008
1534,7
2436,0




Итак, в стадиях реализации находятся проекты «Сахалин — 1» и
«Сахалин — 2». Они осуществляются на основе Соглашений о Разделе Продукции. Их
названия весьма условны, так как первое соглашение было подписано по проекту
«Сахалин — 2» и работы по нему соответственно начались раньше. В настоящее время
практически все необходимые работы для начала полномасштабной добычи по проекту
«Сахалин — 2» выполнены, проводится активный маркетинг нефти и газа. Уже были
осуществлены поставки нефти и газа. Оцениваемый объем инвестиций проекта
«Сахалин — 1» значительно превышает «Сахалин — 2».По
двум данным проектам уже началась выплата доли
прибыльной продукции государству, и на конец 2008 года составила 3,6 млн.
долларов США. Следует иметь в виду, что проекты еще не вступили в полную силу и
в дальнейшем доля государства будет расти, причем с увеличением прибыльности
проектов доля государства будет также увеличиваться. Присутствие иностранных
инвесторов откроет для России новые рынки сбыта. Опыт реализации данных
проектов обеспечит передачу новых технологий.
2.2.2 Проекты
ранней стадии разработки
В разных стадиях реализации находятся проекты «Сахалин — 3» – «Сахалин — 9».
Проект «Сахалин — 3» предполагает разработку четырех блоков:
Киринского, Восточно-Одоптинского, Айяшского и Венинского, расположенных на
шельфе Охотского моря. В настоящее время проект фактически находится на
начальной стадии своего развития: большая часть лицензий числится в
нераспределенном фонде недр и только на Венинском блоке «Роснефть» готовится к
поисково-разведочным работам [38].
В соответствие с таблицей 5 прогнозные извлекаемые ресурсы
превышают 700 млн. тонн нефти и 1,3 млрд. куб. м. газа.
Таблица 5 – Прогнозные извлекаемые ресурсы блоков проекта «Сахалин — 3»

















Блок
Нефть и
конденсат, млн. тонн
Газ, млрд.
куб. м.


Киринский
453
720


Восточно –
Одоптинский
70
30


Айяшский
97
37


Венинский
88
578




В настоящее время проект «Сахалин — 3» может быть разделен на две
независимых части.
Первая – разработка Венинского блока, лицензия на который с
2003 года принадлежит компании «Роснефть». В настоящее время госкомпания
готовит необходимые документы для начала геологоразведочных работ на блоке.
Предполагается, что ее партнером станет ОГУП «Сахалинская нефтяная компания».
Вторая объединяет Киринский, Восточно-Одоптинский и Айяшский
блоки. В 1993 году лицензии на них в ходе конкурса выиграли американские
компании: по Киринскому блоку – тандем Mobil и Texaco, по Восточно-Одоптинскому
и Айяшскому – Exxon. Однако выиграв лицензии, компании не получили их. Сделать
это они рассчитывали после заключения СРП, над которым долго и безуспешно
работали [39].
В январе 2004 года вице-премьер РФ Виктор Христенко объявил об
аннулировании итогов конкурса 1993 года, поскольку во вторую часть Налогового
кодекса России были внесены изменения, касающиеся порядка заключения СРП. В
итоге, лицензии на все три блока оказались в нераспределенном фонде недр[38].
Перспективными структурами данного блока являются Южно-Аяшская и
Западно-Аяшская.
Рассмотрим состояние работ по проекту.
В 2003 году ОАО «НК «Роснефть» получила лицензию на
геологическое изучение Венинского блока проекта «Сахалин – 3» сроком на 5 лет.
Проведена переинтерпретация существующих данных.
В 2004 году был заключен договор с ОГУП «Сахалинская нефтяная
компания» о ее вхождении в проект с долей 25,1%. Проведены экологические и
рыбохозяйственные исследования, а также выполнена переинтерпретация имеющихся геолого-геофизических
данных, определены первоочередные объекты нефтегазопоисковых работ.
В 2005 году между ОАО «НК «Роснефть» и Китайской
Нефтехимической Корпорацией (SINOPEC) был подписан протокол о создании
совместного предприятия для геологической разведки и изучения района («Роснефть»
– 49,8%, «СНК» – 25,1%, SINOPEC – 25,1%), которое и станет оператором проекта.
«Роснефть» и SINOPEC подписали соглашение о промежуточном
финансировании для проведения геологических исследований и поисково-разведочных
работ на Венинском участке на период до формирования совместной корпоративной
структуры проекта.
Проводилась работа по переоформлению лицензии на право пользования
недрами Венинского блока на ООО «Венинефть».
Проведены обоснование выбора площадки под поисковое бурение на
Южно-Айяшской структуре, инженерно-геологические изыскания на предполагаемой
площадке бурения, морские сейсморазведочные работы 3Д.
При наличии положительных результатов бурения данный проект станет
одним из наиболее выгодных по срокам реализации, поскольку готовая транспортная
инфраструктура находится в считанных километрах от месторождения.
В феврале 2006 г. Министерство природных ресурсов РФ
сообщило, что Федеральное агентство по недропользованию закончило
переоформление лицензии на право пользования недрами Венинского блока на ООО «Венинефть».
В августе 2007 г. компания «Роснефть» и китайская
государственная компания Sinopec объявили о начале активных работ по бурению
нефтегазоносного шельфа в рамках проекта «Сахалин — 3» в 2008 г.
«Роснефть» и Sinopec планировали завершить сейсмическую разведку
на Венинском блоке в 2007 г. Всего же инвестиции в проект на 1 января 2007 г.
составили $69,8 млн. [38].
Главным участником проектов «Сахалин — 4» и «Сахалин — 5», включающим
в себя два обширных участка, является российская компания «Роснефть», остальная
доля принадлежит компании BP (BritishPetroleum). «Сахалин — 6» является самым крупным блоком на сахалинском
шельфе, его оценочные запасы составляют около 1 млрд. т нефти. Инвестиции в
этот проект могут составить, по меньшей мере, 15 млрд. долл. Обладателем
лицензии на геологоразведочные работы этого крупнейшего блока является
сахалинская компания ЗАО «Петросах» [40]. Проект Сахалин — 7 включает в себя
участки недр, перспективные на углеводороды, расположены на южном и
юго-восточном шельфе Сахалина, в заливах Анивский и Терпения. По оценкам
специалистов месторождения содержат до 563 млн. т в нефтяном эквиваленте.
Основные глубины – до 100 м. Какие либо решения об участниках проекта пока
не приняты.
По проектам «Сахалин — 8» и «Сахалин — 9» никаких работ и переговоров
пока не ведется.
В «Сахалин — 8» включен обширный участок шельфа, расположенный у
юго-западных берегов Сахалина. Прогнозные извлекаемые ресурсы составляют
соответственно 642 млн. т и 289 млн. т в нефтяном эквиваленте. Преобладающие
глубины моря от 30 до 100 м.
В «Сахалин — 9» входит обширный участок шельфа, расположенный у
юго-западных берегов Сахалина. Прогнозные извлекаемые ресурсы составляют
соответственно 642 млн. т и 289 млн. т в нефтяном эквиваленте. Преобладающие
глубины моря от 30 до 100 м, при отдельных глубоководных участках (до 500 м)
проекта Сахалин — 9 [41,42].
Краткая характеристика проектов, для которых приняты решения об
основных участниках и ведутся работы, представлены в таблице 6.
Таблица 6 –
Характеристика проектов «Сахалин — 4» – «Сахалин — 6»











































Характеристика
проекты


«Сахалин — 4»
«Сахалин — 5»
«Сахалин — 6»


Территории
месторождений
Западно-Шмидтовский
участок о. Сахалин
Кайгано-Васюканский
участок
Восточно-Шмидтовский
участок
Самый крупный
блок на сахалинском шельфе-несколько участков


Лицензионный
участок
Включен в
Территорию Взаимных Интересов Альянса с BP
5
структур – Керосинная, Восточно-Окружная, Окружная морская, Центрально-Пограничная,
Богатинская – и 2 месторождения – Низкое и Северо-Богатинское


Структуры
Медведь, Кролик, Северо-Эспенбергская, Таежная, Южно-Таежная, Тойская

Структуры
Пела Лейч, Удачная, Васюканская,
Савицкая,
Тени,
Лони

Структуры
Куэгдинская, Узорная, Таликская, Гленская, Елизаветинкая, Северо-Шмидтовская,
Кручинная, Ковтуновича, Лиса


Программа
работ по лицензионному соглашению
проведение
сейсморазведки (2D и 3D) и бурение 3 поисковых скважин
проведение
сейсморазведки (2D и 3D) и бурение 3 поисковых скважин.
проведение
сейсморазведки (2D и 3D) и бурение 3 поисковых скважин.
проведение
сейсморазведки (2D и 3D) и бурение 3 поисковых скважин


Дата
получения лицензии на геолого-разведочные работы / компания-обладатель

2003 г./ОАО «НК
«Роснефть»;
2005 г. –
передана ЗАО «Запад-Шмидт-Нефтегаз»


2002 г./
ОАО «НК «Роснефть»;
2004 г.
– переоформлена на ЗАО «ЭлвариНефтегаз»

2003 г.
/«НК «Роснефть»
2001 г./ЗАО
«Петросах» («Альфа-Эко»)


Срок
лицензии
5 лет
5 лет
5 лет
5 лет


Операционная
компания / дата регистрации

ЗАО
«Запад-Шмидт-Нефтегаз»/
24.09.2004

ЗАО
«ЭлвариНефтегаз»/2003 г
ЗАО «Восток-Шмидт-Нефтегаз»/
24.11.2004
ЗАО «Петросах»


Участники
проекта и их доли

– ОАОНК «Роснефть» – 51%;
– BP
(British Petroleum) – 49%


– ОАОНК «Роснефть» – 51%;
– BP
(British Petroleum) – 49%


– ОАОНК «Роснефть» – 51%;
– BP
(British Petroleum) – 49%


– UralsEnergy – 97%;
Сахалинская
нефтяная компания – 3%





Рассмотрим состояние работ по трем данным проектам в таблице 7.
Таблица 7 – Состояние работ по проектам «Сахалин — 4» – «Сахалин — 6»
















































Назва-ние
проекта
Дата
осущест-вления работ
Выполненные
работы


«Сахалин — 4»
2004 г.

Приобретено
право пользования данными 2D сейсморазведки:
1998 г.
– 849 пог. км
2004 г.
– 1620 пог. км



2005 г.
Работа по
созданию компании специального назначения ООО «Запад-Шмидт Инвест» (Москва),
которая станет участником проекта от имени НК Роснефть.


Проведена
переинтерпретация данных 2D сейсморазведки, а также проведена 3D
сейсморазведка в объеме около 3000 кв. км



«Сахалин — 5»
Кайганско-Васюканский
участок

1998 г.
Подписано
соглашение об альянсе в целях производства поисково-разведочных работ добычи
углеводородов проекта между ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз»
и компанией BP. Институт «СахалинНИПИморнефть» выполнил «Краткие ТЭР по
проекту «Сахалин — 5».


2002 г.
НК
Роснефть получила лицензию на геологическое изучение недр
Кайганско-Васюканского участка. Выполнена 3D сейсморазведка в объеме около
2,5 тыс. кв. км.


Достигнута
договоренность о создании совместной компании-оператора для проведения ГРР и
последующей добычи углеводородов.


2003 г.
НК
Роснефть консолидировала свою долю участия в проекте.


Проведены
инженерно-геологические изыскания и на основе интерпретации материалов
сейсмики и результатов инженерно-геологических изысканий определена точка
бурения поисковой скважины на структуре Пела Лейч.


30 июня
2004 года
Подписано
Акционерное и Операционное Соглашение по проекту между ООО «РН-Кайганнефтегаз»
(дочерняя компания НК Роснефть»), ВР HoldingsInternational BV (дочерняя
компания ВР) и ЗАО «ЭлвариНефтегаз».


2004 г.
Плавучей
буровой платформой «Легенда» пробурена первая поисковая скважина на структуре
«Пела Лейч». Обнаружены значительные объемы нефти и газа в ряде
высокопродуктивных песчаных коллекторов.



«Сахалин — 5»
Кайгано-Васюканский
участок

2004 г.
«Легенда»
пробурила поисковую скважину глубиной 2705 метров на структуре «Удачная».
Получен приток нефти в объеме 300 кубометров в сутки.


октябрь
2005 г.
В октябре
2005 г. проведено дополнительное испытание скважины на «Пела Лейч»,
получен приток нефти в объеме 380 кубометров в сутки.



«Сахалин — 5»
Восточно-Шмидтовскийучасок

2004 г.
Ведется
работа по созданию компании специального назначения ООО «Восток-Шмидт
Инвест» (Москва), которая станет участником проекта от имени НК Роснефть.



Приобретено
право пользования данными 2D сейсморазведки:
1998 г.
– 777 пог. км
2004 г.
– 2685 пог. км.



2005 г.
Проведена
переинтерпретация данных 2D сейсморазведки, а также проведена 3D
сейсморазведка в объеме около 3000 кв. км.


«Сахалин — 6»
2000 г.
НК
«Роснефть» подала заявку на конкурс на получение лицензии, Минприроды по
согласованию с сахалинской администрацией вручили лицензию компании
«Петросах».


сентябрь
2002 г.

Проведены
морские сейсморазведочные работы по проекту «Сахалин — 6».
В работах
приняли участие научно-исследовательское судно «Рамфор» норвежской компании
«PGS» и исследовательское судно «Мираж» компании «Ромона». Сейсморазведочные
работы проведены на участке площадью 480 кв км, что составляет половину от
общей лицензионной площади месторождения – 1100 кв км.



февраль
2002 г.
«Роснефть»
и «Альфа-Эко» подписали соглашение о совместном освоении проекта «Сахалин — 6»,
однако в 2003 году «Роснефть» вышла из проекта, объяснив свое решение
неэффективностью промышленной разработки его запасов.


2003 г.
Пробная
эксплуатация блока «Сахалин — 6».


2004 г.
97%
«Петросах» купила британская UralsEnergy за 45 млн долл. Еще 3% контролирует
Сахалинская нефтяная компания, принадлежащая администрации Сахалинской
области.


2006 г.
«Петросах»
завершил бурение первой поисковой скважины, в результате тестирования были
обнаружены две нефтеносные структуры.




Таким образом, по объему потенциальных извлекаемых запасов самым
перспективным из данных проектов является «Сахалин — 6». Для его реализации
требуется наибольшее количество инвестиций. Однако, «Сахалин — 3» станет одним из
наиболее выгодных по срокам реализации, поскольку готовая транспортная
инфраструктура находится в считанных километрах от месторождения. Экономическая
эффективность данных проектов обоснована поступлениями в бюджет налогов на
прибыль, прямых иностранных инвестиций.
Во всех
этих проектах большая доля участия принадлежит российским компаниям, в том
числе НК «Роснефть», где контрольный пакет акций принадлежит государству.
Следовательно, ожидается более высокая степень государственного контроля за
реализацией проектов, чем в более ранних проектах «Сахалин — 1» и «Сахалин — 2».
2.3
Социально-экономические и экологические аспекты международной деятельности по
реализации проектов
Реализация нефтегазовых проектов является серьезным фактором
социально-экономического развития Сахалинской области. На близлежащие регионы –
Хабаровский и Приморский края – проекты оказывают опосредованное влияние,
которое проявляется, прежде всего, в привлечении к участию в проекте
предприятий этих краев, в строительстве объектов проектов (например, строительство
железобетонных оснований морских платформ в порту Находки по проекту «Сахалин — 2»)
[43].
Компании-операторы осуществляют целый ряд мер, направленных на
достижение максимально положительных результатов и эффективную минимизацию
негативных воздействий. Например, политика социальных инвестиций «Сахалин
Энерджи» сосредоточена на нескольких приоритетных направлениях. Это – содействие
устойчивому развитию региона, безопасность жизнедеятельности, проекты в сфере
охраны окружающей среды, поддержка здравоохранения и детского спорта, а также
поддержка общественных инициатив[33].
В 2008 году общий объем социальных инвестиций, выделенных
компанией на поддержку общественно значимых программ, составил 5,2 млн. долл.
США. Среди разнообразных проектов в области здравоохранения, реализованных в
2008 году, можно отметить финансирование строительства таких объектов, как
новая городская поликлиника в г. Корсакове, открывшаяся в конце 2008 года;
областная детская стоматологическая поликлиника; оснащение современным оборудованием
34 сельских фельдшерско-акушерских пунктов и амбулаторий в семи районах вдоль
транссахалинской трубопроводной системы; новое стоматологическое оборудование
для Центральной районной больницы г. Невельска, пострадавшего от
землетрясения в 2007 году [33].
Компания «Эксон» выделила более 2 млн. долл. на цели
благотворительности, 120 млн. долл. на модернизацию объектов
общехозяйственной инфраструктуры и 6 млн. долл. на модернизацию
медицинских учреждений [30].
Основные социально-экономические показатели Сахалинской области в
1995 году и 2008 году, приведенные в таблице 8, свидетельствуют о значительных
положительных изменениях, произошедших в ее развитии [43].
Таблица 8 – Социально-экономические показатели Сахалинской области
в 1995 и 2008 гг.








































Показатель
1995 г.
2008 г.
Изменение
(раз)


Валовой
региональный продукт на душу населения, тыс. руб. – 1995, руб. – 2008**
10 327,4
228 874,1
22,2


Среднедушевые
денежные доходы населения (в месяц), тыс. руб. – 1995, руб. – 2008*
1 756,1
16 211,5
9,2


Уровень безработицы,
%
11,5
4,6
2,5


Стоимость
основных фондов, млрд. руб. – 1995, млн. руб. – 2008
38 271
287 633
7,5


Добыча
нефти, тыс. т
1 723
6 162
3,6


Оборот
розничной торговли, млрд. руб. – 1995, млн. руб. – 2008*
6 129,9
42 580
6,9


Объем
коммунальных услуг населению, млрд. руб. – 1995, млн. руб. – 2006*
689
6 130
8,9


Инвестиции
в основной капитал, млрд. руб. – 1995, млн. руб. – 2008
1 524
131 021
86,0


* в
ценах, сопоставимых с ценами 2008 года


**
приведены данные за 1995 и 2008 годы




За время реализации проектов валовой региональный продукт (ВРП)
Сахалинской области вырос более чем в 20 раз (по ориентировочным данным за 2007 г.
– в 36 раз), Приморского и Хабаровского краев – более чем в 10 раз, а ВРП на
душу населения вырос соответственно более чем в 22 раза и 11 раз.
Доходы консолидированных бюджетов субъектов РФ в регионах
реализации проектов за период с 2000 по 2008 гг. выросли примерно в 6 раз.
Для справки – в 2007 г. доходы консолидированного бюджета Сахалинской
области по сравнению с 2006 г. выросли примерно в 2 раза и составили около
50 млрд. руб.
Доля налоговых поступлений в доходах консолидированного бюджета
составляет примерно 60%. В Сахалинской области и Хабаровском крае рост
налоговых поступлений в 1,2 – 1,3 раза опережал рост прочих (безвозмездных)
поступлений в бюджеты.
Средняя заработная плата в 2007 г. выросла по сравнению с
2006 г. на 22–23% и составила 22500 руб., а по сравнению с 1995 г.
заработная плата выросла почти в 26 раз.
Рост основных показателей денежных доходов населения в реальном
выражении в 2006 году по сравнению с 1995 годом близок к общероссийским – 170 –
190%.
Численность населения, занятого в экономике, в регионах реализации
проектов за период 2000–2008 гг. выросла на 4% – 8%. В Сахалинской области
численность населения, занятого в экономике, выросла на 7,9%, несмотря на
отрицательный прирост населения. В 2006 году Сахалинская область заняла 8-е
место по уровню занятости. При этом потребность в работниках за этот период
выросла в Сахалинской области в 2,8 раза, Приморском крае – в 1,2 раза, в
Хабаровском крае – на 14%. Удовлетворению спроса на трудовые ресурсы препятствует
ряд факторов, среди которых можно назвать и неравномерность распределения безработных
по поселениям и городам, и недостаток высококвалифицированных специалистов
среди местного населения, а также структурные изменения в экономике, повлиявшие
на структуру занятости [43].
За период 2000–2008 гг. значительно снизился уровень
безработицы: в Сахалинской области на 65,2%, в Хабаровском крае на 49,2% и в
Приморском крае на 35%, в то время как в целом по России уровень безработицы
снизился на 32%. Уровень безработицы в Сахалинской области в 2006 г. был
ниже среднего значения по России – 4,6%, а по Хабаровскому краю уровень
безработицы достиг 6,0%. А уже в конце 2007 г. в Сахалинской области уровень
регистрируемой безработицы остановился на отметке 1,2%, что гораздо ниже, чем в
Дальневосточном округе (3%) и среднего по России уровня (2%).
За период 2000–2008 гг. также значительно снизилась доля
населения с денежными доходами ниже региональной величины прожиточного
минимума. Если эта доля в 2006 г. по сравнению с 2000 г. снизилась по
РФ в 1,9 раза, то по Сахалинской области и Приморскому краю – в 2,4 раза (по
Хабаровскому краю – в 1,95 раза). Однако доля населения с денежными доходами
ниже региональной величины прожиточного минимума в 2006 г. в регионах реализации
проектов все же превышала средний показатель по России: по Сахалинской области
в 1,06 раза, Хабаровскому краю – в 1,2 раза и по Приморскому краю – 1,6 раза.
Сахалинская область в отличие от Приморского и Хабаровского краев
характеризуется значительными объемами инвестиций, в том числе и иностранных
инвестиций, что определяет более высокую динамику ее социально-экономического
развития.
При проведении анализа воздействий проектов на
социально-экономическое положение Сахалинской области следует учитывать
некоторые отрицательные факторы развития Сахалина:
— 
уровень развития объектов социальной инфраструктуры в большинстве
муниципальных образований Сахалинской области не соответствует общероссийским
стандартам;
— 
низкое качество производственной инфраструктуры (прежде всего,
транспортной);
— 
дефицит квалифицированных кадров;
— 
диспропорции территориального развития, вызванные локализацией
хозяйственных и социальных комплексов, различием темпов роста экономики в
муниципальных образованиях, а также высокой степенью социального расслоения
населения.
В связи с этим возрастает значимость деятельности компаний по
развитию социальной и производственной инфраструктуры, науки и образования, по
подготовке квалифицированных кадров.
Присутствие иностранных инвесторов оказывает благоприятное влияние
на регион реализации проектов, расширяя его возможности в решении наиболее
важных социальных и экономических проблем. Однако реализация проектов таких
масштабов не может не оказывать определенное негативное воздействие на регион,
его население и окружающую среду.
Прежде всего, в зоне строительства объектов, предусмотренных
проектами, частично оказались земли традиционного выпаса оленей, а также
территории, где коренное население занималось рыбной ловлей и сбором дикоросов.
Кроме того, под воздействие проектов попали некоторое количество дачных
участков, зона отдыха в п. Пригородное, и другие [43].
Ключевыми направлениями воздействия проектов на социальную сферу
являются:
– население, в том числе малочисленные коренные народы;
– объекты транспортной и социальной инфраструктуры;
– объекты исторического и культурного наследия.
В интересах снижения или, по возможности, исключения негативного
влияния Проекта на местное население, а также предоставления жителям
определенных выгод от Проекта компания «Сахалин Энерджи» постоянно контролирует
и управляет своим воздействием на социальную сферу.
Реализация проектов расширила для местного населения возможности
трудоустройства, улучшив положение в сфере занятости.
Например, общее количество работников, занятых в реализации
проекта «Сахалин — 2» во 2 кв. 2007 г., составило 24309 человек. При этом
общее количество граждан России, занятых в реализации проекта, составило 17360
человек, в т.ч. с материка – 5360 и с Сахалина – 12000 человек. Общая доля
занятых в проекте граждан России – 71%.
Ввиду того, что количество и уровень подготовки рабочей силы на
Сахалине недостаточны для удовлетворения потребности проектов в
квалифицированных кадрах, неизбежным оказался приток рабочих и специалистов из
других регионов России.
Воздействие проектов на здоровье местного сообщества в основном
связано с притоком людей, включая рабочих строительных специальностей и других
работников на этапе строительства.
Во-первых, это привело к увеличению нагрузки на существующую
систему здравоохранения, которая испытывает серьезные проблемы ввиду недостатка
квалифицированных медицинских кадров, отсутствия необходимого медицинского
оборудования, лекарств и препаратов.
Во-вторых, приток населения из других регионов увеличивает риск
распространения инфекционных заболеваний, включая гепатит, а также заболеваний,
передающиеся половым путем (ЗПП), ВИЧ-инфицированности и туберкулеза среди
работников и групп населения, концентрирующихся в районе строительных поселков
[43].
Таким образом, реализация нефтегазовых проектов имеет как
положительное, так и отрицательное влияние на социальное развитие региона.
Например, реконструкция главной автомагистрали острова на участке Ноглики-Оха
не предусматривает асфальтирования. А миллиарды кубометров природного газа
пойдут на экспорт в нескольких сотнях метров от так и не газифицированных
поселков. С 2001 по 2003 год на острове произошло увеличение цен на жилье.
Жизнь местного населения сталкивается все с новыми препятствиями, такими как
загрязнение мест рыбных промыслов, оленьих пастбищах, через которые построены
нефтепроводы[44].
Несмотря на официальные данные, свидетельствующие об экономической
эффективности нефтегазовых проектов о. Сахалин, существует ряд экологических
проблем, которые связаны с реализацией данных проектов. К таким проблемам
относится: угроза причинения вреда биоресурсам континентального шельфа[45].
Территория возле острова Сахалин является зоной мирового океана
обогащенной биоресурсами за счет апвеллинга. Апвеллинг (англ. upwelling) – подъём
холодных глубинных вод в верхние слои океана или моря и замещение ими тёплых
водных масс. Таким образом, благодаря этому явлению такая зона мирового океана
обогащена планктоном, что в свою очередь обеспечивает разнообразие биоресурсов.
Реализация проектов «Сахалин», по мнению общественных экологических
организаций, может нанести непоправимый ущерб биоресурсам Сахалина. С морскими
нефтепромыслами связано много опасностей для серых китов и их кормовых
организмов: возможные разливы нефти, шум от сейсмической разведки, вертолетов и
платформ, частое движение судов.
Нефтепроводы представляют опасность для лососевых рыб, обитающих
здесь, потому что пересекают сотни нерестовых рек[45].
На Сахалине наблюдения за состоянием окружающей среды проводит
единственная служба – Сахалинское территориальное управление по
гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды. Контроль над состоянием
окружающей природной среды осуществляют Государственный комитет окружающей
среды по Сахалинской области и Сахалинский комитет природных ресурсов.
Поверхностные воды водотоков Сахалинской области загрязняются сточными водами
нефтегазодобывающей, целлюлозно-бумажной, угольной, пищевой промышленности и
др. Характерными показателями загрязнения водных объектов являются
нефтепродукты, фенолы, соединения меди, взвешенные и органические вещества.
Основными причинами загрязнения водоемов является отсутствие
необходимых очистных сооружений, неудовлетворительная работа имеющихся, а так
же открытая система нефтесбора, потери нефти при ее транспортировке.
По материалам организации «Экологическая вахта Сахалина» в числе
основных экологических проблем можно назвать следующие:
– нанесение неустранимого ущерба запасам водных биоресурсов,
сосредоточенных на шельфе Сахалина непосредственно в зоне предстоящих работ по
прокладке подводного трубопровода;
– нанесение временного ущерба тем видам биоресурсов, чьи
миграционные пути на нерест, в районы нагула, кормовой базы и т.п. будут
нарушены либо повреждены на весь срок строительства трубопровода;
– нанесение прямого ущерба традиционному прибрежному промыслу и
промышленному рыболовству на тех участках шельфа, где их придется прекратить на
время проведения работ по прокладке трубопровода;
– нанесение прямого ущерба промышленному рыболовству, вызванному
дополнительными организационными мерами со стороны сахалинских рыбаков, а также
непредусмотренными материальными затратами, которые будут связаны с
необходимостью дополнительного обеспечения безопасности технологии промысла и
безопасности мореплавания как в ходе строительства трубопровода, так и при
последующей его эксплуатации консорциумом проекта «Сахалин — 1»;
– нанесение ущерба бесперебойной работе целого ряда рыборазводных
заводов, расположенных на восточном и юго-восточном побережьях Сахалина, ввиду
нарушения миграционных путей лососевых, а также уничтожением в зоне
трубопровода кормовой базы для молоди, ежегодно выращиваемой и выпускаемой на
нагул данными рыборазводными заводами;
– возможный потенциальный ущерб окружающей среде и всем
вышеназванным субъектам рыбохозяйственного комплекса области, к которому могут
привести аварийные поломки уже построенного трубопровода и последующие работы
по их устранению[46].
Проблема сокращения рыбных запасов и ухудшения качества
морепродукции всегда появляется там, где нефтеотходы сбрасываются в море. Это
давно поняли в развитых странах запада, которые сейчас работают на шельфе
Сахалина. Их общественность и государственные органы давно добились высоких
охранных норм и нормативов. Но стандарты, используемые в этих странах,
американские и англо-голландские нефтяники и не считают нужными применять их в
России.
Отечественные нефтяники, когда решают вопросы охраны природы с
экологами, очень любят сравнивать Сахалин с Аляской. По площади Аляска больше
Сахалина почти в 20 раз, однако, численность населения практически одинаковая –
около 600 тысяч человек. Прокладка 1 км сахалинского трубопровода стоит в
17 раз меньше, чем трансаляскинского. За счет чего экономят на Сахалине? За
счет экологической безопасности! Во-первых, наши законы от иностранных компаний
соблюдения норм не требуют. Во-вторых, стоимость потерянных при разливе
нефтепродуктов, работ по очистке и штрафов за это – сущая мелочь по сравнению с
прибылями за транспортируемую и реализованную нефть. Тем более что есть опыт
хозяйствования на Сахалине российской нефтяной компании – «Роснефть –
Сахалинморнефтегаз», которой все экологические преступления практически сходят
с рук.
Доходы, получаемые штатом Аляска, состоят на 70% из поступлений от
нефтяной промышленности. В бюджете Сахалинской области «нефтяные» деньги
составляют всего лишь 26%, но это вклад «Сахалинморнефтегаза». С проектов
«Сахалин — 1» и «Сахалин — 2» Россия и область вряд ли что-то получат, так
«грамотно» составлены СРП, по которым работают иностранные нефтяники (кроме 6%
роялти).
От добычи нефти из специального фонда каждый житель Аляски
ежегодно получает дивиденды. Сначала 300 долларов, теперь – около двух тысяч.
Нужно ли говорить о том, сколько от разработки нефти получают сахалинцы? Те
небольшие «бонусы» по проектам, которые идут в областной бюджеты, являются
возмещаемыми затратами и вычтутся из российской доли прибыли. Разработка
Сахалинских проектов может служить не только отличным способом привлечения
иностранного капитала, но и «разбазариванием» национальных ресурсов страны.
Ведь никто, кроме России не позволяет разрабатывать собственные ресурсы
практически даром, позволяют загрязнять окружающую среду, «убивая» биологические
ресурсы.
Российскую сторону в нефтяных шельфовых проектах представляют
«Роснефть», «Газпром» и государственные контролирующие органы, которые, и
должны были бы защищать государственные интересы [46, c. 203].
С 1999 года WWF (Всемирный Фонд Дикой Природы) в коалиции с
другими неправительственными организациями борется за сохранение уникальных
экосистем острова Сахалин, которые оказались под угрозой из-за активного
развития нефтегазового комплекса.
WWF старается убеждать компании принимать решения, которые
представляют наименьший риск для природы Сахалина. Так, в марте 2005 года фонд
добился переноса морского трубопровода проекта Сахалин — 2 на 20 км южнее,
за пределы района, где кормятся серые киты. В 2008 году началась общественная
кампания за перенесение трубопровода проекта «Сахалин — 1», чтобы он не проходил
через залив Пильтун, важнейший «поставщик» корма для серых китов.
WWF уже несколько лет лоббирует создание специальной охраняемой
территории для серых китов, подготовлено обоснование для создания «китового
заказника», которое в настоящее время рассматривается в Министерстве природных
ресурсов.
2 апреля 2009 года Всемирный фонд защиты дикой природы (WWF
Россия) начал международную кампанию по сбору подписей за приостановку всех
нефтегазовых проектов на шельфе Сахалина, чтобы спасти последних 130
представителей охотско-корейской популяции серых китов [47].
По мнению экологов, активная реализация проектов добычи нефти и
газа на шельфе, рыболовные сети, столкновения с кораблями и периодический
китобойный промысел японских рыболовов привели к тому, что западные серые киты
оказались на грани исчезновения. WWF призвал своих сторонников по всему миру
подписать петицию за приостановку всех проектов на шельфе острова, которые еще
не начали реализовываться и находятся в стадии разработки.
Как говорится в петиции, компании, которые работают на Сахалине
должны отложить любые разведывательные и строительные работы в регионе до тех
пор, пока не будут сформулированы рекомендации ученых по развитию нефтегазового
комплекса на данном участке шельфа без ущерба для природы.
WWF также требует, чтобы нефтяные компании исключили из своих
проектов любую деятельность в границах создающегося для защиты китов
федерального заказника «Сахалинский морской». Создание заказника уже поддержало
Министерство природных ресурсов и экологии.
Среди самых активных участников международных кампаний WWF по
сбору подписей – 70 тыс. человек; общая численность сторонников WWF составляет
5 млн. человек.
«WWF надеется, что переход кампании в защиту китов на
международный уровень заставит нефтяников поменять свою экологическую политику,
ведь они заботятся о своем международном имидже», – говорит Алексей Книжников,
руководитель проекта WWF России по экологической политике нефтегазового
сектора.
Начало общественной кампании в защиту серых китов становится еще
более актуальной в связи с решением Таганского районного суда, который 31 марта
отклонил иск против положительного заключения государственной экологической
(ГЭЭ) экспертизы по проекту «Сахалин — 1». Решение суда продемонстрировало, что
государственные органы, включая судебную власть, не предпринимают реальных
практических действий по охране серых китов.
Отметим, серый кит считается одним из древнейших млекопитающих – возраст
вида насчитывает около 30 млн. лет.
В августе 2007 года британское отделение «Всемирный фонд дикой
природы» (WWF) и общественная организация «TheCornerHouse» подали иск против
департамента по экспортным гарантиям Соединённого Королевства (ECGD).
Организации требуют не предоставлять кредит для «SakhalinEnergy» в размере 1
млрд. долларов США под реализацию второго этапа проекта в отсутствии
необходимой информации по экологической стороне проекта. Ранее ЕБРР отказался
от финансирования этого проекта. ЕБРР рассматривал свою потенциальную роль в
проекте «Сахалин — 2» как роль финансового партнера, способствующего соблюдению
высочайших норм защиты окружающей среды на этапах разработки проекта и
строительных работ, в том числе при проведении бурения на шельфе и прокладке
подводных трубопроводов к острову Сахалин, строительстве наземных нефте- и
газопроводов, возведении завода по производству сжиженного природного газа и
нефтегазовых экспортных терминалов.
Участвуя в разработке проекта, ЕБРР способствовал принятию
обязательств по проведению консультаций, обеспечению прозрачности и учету
интересов коренного населения. На этапе строительства ЕБРР провел с компанией
SakhalinEnergy работу по улучшению качества проекта по ряду направлений.
SakhalinEnergy изменила прохождение трасс трубопроводов с тем, чтобы не нанести
вреда редкой охотско-корейской популяции серых китов, пастбища которых
находятся в этом районе. Для того, чтобы следить за ходом операций и
предоставлять по ним консультации, была создана группа в составе признанных
специалистов по китам. В стратегию строительства сухопутной ветки трубопровода
были внесены значительные улучшения, особенно в части экологически уязвимых
переходов примерно через 1 тыс рек. SakhalinEnergy утвердила нормативный план,
предусматривающий учет интересов коренного населения, а также обеспечение
прозрачности и проведение консультаций с общественностью.
В 2006 г. почти треть инвестиций ЕБРР пришлась на Россию –
больше, чем на любую другую из 29-ти стран, где ведет операции банк [47].
50 экологических организаций из четырех стран мира предъявили
объединенные требования к шельфовым нефтегазовым проектам «Сахалин — 1» и
«Сахалин — 2» в 2003 году. Общественность считает их несовершенными. Список
требований был разослан всем операторам сахалинских проектов.
В документе с экологическими требованиями 8 пунктов. На его
создание ушло несколько лет трудов пятидесяти российских и международных
организаций – от Cахалинской экологической вахты до Всемирного фонда дикой
природы и GreenPeace. Экологи требуют применять на Сахалине только лучшие
мировые технологии нефтяной промышленности, соблюдать экологические стандарты и
российское природоохранное законодательство.
Буровые отходы по-прежнему сбрасываются в Охотское море. Чистую
технологию нулевого сброса – на Сахалинском шельфе пока осваивает только
компания «Эксон» по проекту «Сахалин — 1». Особые опасения у экологов вызывают
магистральные нефте-газопроводы с севера на юг острова. Они будут подземными и
пройдут даже под нерестовыми реками. По мнению экспертов это удешевляет их
стоимость и не афиширует утечки углеводородов. На острове очень велик риск – при
Нефтегорском землетрясении было зафиксировано более двухсот разрывов труб.
В сахалинских условиях пока небезопасна и транспортировка нефти
танкерами. Эксперты экологических организаций не хотят повторения европейского
опыта в Охотском и Японском морях. Экологи настаивают, чтобы операторы
сахалинских проектов «Сахалин — 1» и «Сахалин — 2» несли полную ответственность за
разливы углеводородов. Полный список требований сегодня разослан во все крупные
нефтегазовые компании, работающие на острове.
Сейчас по вопросам экологической безопасносности приводятся разные
мнения.
Так, в 2008 году министр природных ресурсов и экологии Юрий
Трутнев заявил, что экологическая обстановка на нефтегазовом проекте «Сахалин — 2»
из вопиющей стала образцовой. Еще в 2006 году с точки зрения природоохранного
законодательства здесь было нарушено все, что можно. Но сейчас, по его мнению,
проведена работа над ошибками, которую министр оценил на твердую пятерку [47].
9 октября 2007 года был опубликован экологический отчёт
организации AEA Technology. В нём говорится, что «по большинству проектных
объектов отмечается высокий уровень соблюдения законодательных и нормативных
требований», но «есть небольшое количество направлений, по которым показатели
работ по проекту на настоящий момент не соответствуют требованиям плана
действий в сфере охраны здоровья, окружающей среды и социальной защиты».
Выделено 4 проблемных участка:
– строительство переходов через реки (отмечается небольшое использование
методов «сухого» перехода);
– борьба с эрозией (реализация временных и постоянных
противоэрозийных мероприятий не соответствует требованиям плана в части,
касающейся стабилизации поверхности грунта для снижения риска эрозии);
– пересечение заболоченных территорий (нарушение гидрологического
режима);
– строительство в районе Чайво (ведение работ в чувствительный
период гнездования птиц).
Принимаются также меры природоохранными органами РФ, Два первых
участка являлись частью списка претензий, которые в 2006 году Минприроды
предъявляло к проекту, угрожая штрафами и отзывом лицензий.
Отзывы заключения:
1. Российские власти через суд добиваются запрета на продолжение
работ по прокладке трубопровода в рамках проекта Сахалин — 2, осуществляемого
консорциумом SakhalinEnergy во главе с британской Shell.
2. 20 сентября 2006 – министр природных ресурсов РФ Трутнев
отменил приказ 2003 года об утверждении положительной экологической экспертизы
проекта «Сахалин — 2».
3. Великобритания выразила обеспокоенность по поводу решения
российских властей отозвать положительное экологическое заключение, выданное
международному консорциуму во главе с Shell на разработку нефтегазового проекта
«Сахалин — 2» [45].
Исходя из вышеизложенной информации, можно сделать вывод, что
экологические последствия реализации проекта снижают его экономическую
эффективность. На восстановление окружающей среды в будущем могут потребоваться
такие средства, которые сведут к нулю всю экономическую выгоду. Экологические
затраты, которые пока не оценивали, могут существенно превысить полученную
прибыль. Учитывая тот факт, что в Западной и Восточной Сибири прогнозные запасы
нефти достаточно велики, возникает сомнение по поводу самой необходимости
реализации данного проекта. Соотношение воздействия работ по проектам «Сахалин1–9»
на природу Сахалина, с его социальной и экономической пользой для области, не
только удивляет, но и настораживает [45].
Заключение
Сахалин
всегда был известен как регион, обладающий крупными запасами сырьевых ресурсов,
имеющий очень выгодное географическое и геополитическое положение,
благоприятствующее развитию внешних экономических связей. Сахалинская область
из 10 областей Дальневосточного экономического региона занимает 4-е место по
объему промышленного производства. В структуре экономики промышленность
составляет 30%. В перспективе область будет одним из крупных транспортных узлов
на линиях внешней торговли РФ с Японией, США, Северной и Южной Кореей, Китаем,
Сингапуром, Индией и другими странами Азиатско-Тихоокеанского региона.
Важное
значение для достижения поставленных целей в области международной
деятельности
будет иметь законодательное обеспечение и российская политика в нефтегазовом
секторе. Так, в области реализации СРП в России существует множество нерешенных
проблем. При заключении первых СРП по проектам «Сахалин — 1» и «Сахалин — 2»
следует отметить колоссальную упущенную выгоду российского государства. Государство
оказалось неподготовленным к приходу иностранного капитала, как с точки зрения
создания адекватной институционально-правовой среды, так и в плане подготовки
реальных проектов. Возникает необходимость совершенствования законодательства о
недрах в части предоставления в пользование участков недр на основе
гражданско-правовых механизмов.
В отношении российского участия СРП обеспечивает уникальный
механизм, позволяющий российским компаниям внедрять достижения мировых
технологий, международного предпринимательства и навыков управления. Практика
показала, что поощрение создания совместных предприятий между иностранными и российскими
компаниями и привлечение российских компаний к работам по проектам в качестве
субподрядчиков, позволяют российским компаниям перенимать международный опыт
делового сотрудничества, развивать новые навыки и внедрять современные
технологии.
Сегодня в наибольшей стадии реализации нефтегазовых проектов
сахалинского шельфа находятся проекты «Сахалин — 1» и «Сахалин — 2». Операторами
данных проектов являются многонациональные корпорации в составе американских,
индийских, английских, голландских, японских и других компаний. Многостороннее
сотрудничество даст возможность России устранить ключевые проблемы
энергетического сектора. Присутствие иностранных инвесторов обеспечит выход
России на новые рынки, доступ российских компаний к зарубежным каналам и сетям
сбыта.
Пуск завода СПГ – первого в России важнейшее событие в сфере
российской нефтегазовой отрасли. В перспективе возможен масштабный выход России
на мировой рынок сжиженного природного газа.
Самым перспективным проектом является «Сахалин — 6», потенциальные запасы
нефти и газа входящих в него месторождений значительно превышают все остальные
проекты. За долю участия проекте активно борется «Газпром» и «Роснефть»,
однако, на данный момент обладателем лицензии является сахалинская компания ЗАО
«Петросах». Следует отметить, что с 2004 года 97% ЗАО «Петросах» контролирует
британская компанияUralsEnergy («Юралс Энерджи»).
Россия не заинтересована в сохранении зависимости от своего
основного(европейского) рынка сбыта энергоресурсов. В последствие осуществления
международного сотрудничества в освоении шельфа Сахалина реализованы меры по
существенной диверсификации экспортных потоков российских энергоносителей в
южном и восточном направлениях, прежде всего в страны Северо-Восточной Азии и
Азиатско-Тихоокеанского региона, которые будут занимать все больший удельных
вес в географической структуре экспорта энергоресурсов из России.
В настоящее время большую долю участияв существующих нефтегазовых
проектах на сахалинском шельфе получили крупнейшие российские нефтегазодобывающие
компании ОАО «Газпром» («Сахалин — 2», «Сахалин — 3» – Киринское
месторождение, «Сахалин — 4–5» – Лопуховский блок), ОАО «НК «Роснефть»
(Сахалин — 1, Сахалин — 3 – Венинский блок, «Сахалин — 4», «Сахалин — 5»).
Следовательно, российская сторона получит большую степень контроля над
реализацией проектов. Также этот фактор обеспечит программы газификации
Дальнего Востока. Так, в мае 2009 года вице-премьером Владимиром Путиным была
предложена идея получения доли прибыльной продукции газом для реализации
газификации Приморского края.
В противном случае будет наблюдаться парадоксальная ситуация:
Сахалин – центр газонефтедобычи Дальнего Востока: добывается свыше 10 млн. тонн
нефти, через полгода в больших объемах будет вывозиться на экспорт СПГ (до 10
млн. тонн в год); а Сахалин до сих пор не может получить 1 млрд. кубометров
газа для решения социально-значимой и экологичной задачи газификации области.
Не решаются и вопросы глубокой переработки нефти и газа на базе
проектов «Сахалин». Мы имеем достаточно мощный потенциал для того, чтобы
поставлять на экспорт продукцию с большей добавленной стоимостью. Это позволит
России отойти от позиции энергетического донора и развивать производство,
основанное на использовании современных технологий. Развитие нефтегазового
комплекса станет основой развития других смежных отраслей области и
Дальневосточного региона.
Одна из главных задач Российской стороны – добиться от компаний
операторов и крупных подрядчиков – максимального привлечения к работам по
проектам российских специалистов с постепенным вытеснением с приобретением
опыта, в том числе и на ключевых должностях, иностранных специалистов.
Замещение иностранного персонала, работающих на проектах, на российский,
является крайне важным этапом дальнейшего развития проектов и повышения качества
трудовых ресурсов Сахалинской области и Дальнего Востока.
Сахалинская область, как субъект Российской Федерации, исполняя
огромное количество обязанностей по нефтегазовым проектам, несет существенные
экологические и социальные риски. Уникальная экосистема Сахалина, прилегающие
акватории подвержены серьезной антропогенной нагрузке, поскольку на
сравнительно небольшой территории области размещена огромная инфраструктура
проектов. Поэтому необходимы значительные компенсационные меры по нивелированию
негативного эффекта.
Сахалин стал наиболее динамично развивающимся районом на Дальнем
Востоке России. На Сахалине повышается уровень жизни, доходы областного бюджета
за период с 2002 по 2008 гг. выросли более чем в десять раз. Энергия и скорость развития области создают благоприятные условия
для привлечения инвестиций, формирования новой инновационной экономики,
реализации крупных проектов, многие из которых влияют на состояние экономики
соседних территорий. Осуществление сотрудничества в освоении нефтегазовых ресурсов
предоставило данному экономическому субъекту роль локомотива для качественного
преобразования экономик соседних территорий и улучшения экономического
положения страны в целом.
Список
использованных источников
1 
Перчик А.И. Горное право: учебник / А.И. Перчик. –
2 изд., перераб. и доп. – М.: ФИЛОЛОГИЯ ТРИ, 2002. – 525 с.
2 Новиков А.И. Концессионные
механизмы усиления международной инвестиционной конкурентоспособности морских
нефтегазовых проектов в РФ: дисс. … канд. экон. наук: 06.00.07/ Новиков Андрей
Игоревич. – М., 2007. – 248 с.
3 Джонстон Д. Международный
нефтяной бизнес: налоговые системы и соглашения о разделе продукции: пер. с
англ. / Д. Джонстон. – М.: Олимп-Бизнес, 2005. – 352 с.:ил.
4 Клубничкин М.
Концессионное соглашение или соглашение о разделе продукции? / М. Клубничкин //
Минеральные ресурсы России. – 1994. – №6. – С. 10–15.
5 Сулейманова Л.
Соглашения о разделе продукции. Мировая практика / Л. Сулейманова //
Вестник недропользователя. – 1999. – 12 февраля. – С. 24–33.
6 Вознесенская Н.Н. Соглашение
о разделе продукции в сфере нефтедобычи / Н.Н. Вознесенская. – М.:
Информационное право, 1997. – 84 с.
7 Гарипов В. О
практике привлечения российских подрядчиков при реализации действующих СРП / В. Гарипов //
Нефть, газ и право. –1999. – №6. – С. 7–11.
8 О соглашениях о разделе
продукции: федеральный закон РФ от 30 декабря 1995 г. №225-ФЗ (в ред. от
29.12.2004 №199-ФЗ) [Электронный ресурс] / СПС «Консультант плюс»
9 СурженкоВ. Сколько
стоит СРП. Три проекта принесли бюджету $686 млн. / В. Сурженко //
Ведомости. – 2006. – 7 сентября. – С. 3–6.
10 О недрах: закон РФ от 21
февраля 1992 г. №2395–1 (в ред. от 15.04.2006 г. №49-ФЗ) [Электронный
ресурс] / СПС «Консультант плюс»
11 Котов В. Государственные (муниципальные) концессии – способ привлечения в
Российскую Федерацию иностранных инвестиций / В. Котов // Инвестиции
в России. – 2005. – №11. – С. 18–22.
12 Демин А.В. Общие
вопросы теории административного договора / А.В. Демин. – Красноярск: КГУ,
2006. – 84 с.
13 Севастьянов С. Более
агрессивная и прагматичная политика в России: последствия безопасности для
Северо-Восточной Азии: пер. с англ./С. Севастьянов. – М.:Springer Science & Business Media B.V., 2008. – 55 с.:ил.
14 Укрепление
экономического сотрудничества в Северо-Восточной Азии: материалы Международного
семинара (8–9 сентября 2007 г.). – Владивосток: Издательство Л-Принт,
2007. – 180 с.
15 Конторович А.
Шельфовые горизонты / А. Конторович // Власть. – 2008. – №48. – С. 14–15.
16 Нефтегазовая
промышленность [Электронный ресурс] / Официальный сайт ГТРК. – Режим доступа:
http://www.gtrk.ru/Region/neftegas.html
17 Хлебников В.
Сахалинский нефтераздел / В. Хлебников [Электронный ресурс] / Коммерсант. –
Электрон.журн. – 2006. – №11. – Режим доступа:
http://www.kommersant.ru/doc.aspx? DocsID=1088064
18 Мороченко Ю. Газпром
получает шельф / Ю. Мороченко // Парламентская газета. – 2009. – 21
апреля. – С. 7.
19 Некипелов А.Д.
«Восточная политика» Российской Федерации в контексте формирования
общегосударственной системы стратегического планирования / А.Д. Некипелов
[Электронный ресурс] / Дальневосточный Международный Экономический Форум. –
Доклады на пленарных заседаниях. – 2007. – Режим доступа: http:
//www.dvforum.ru/2006/doklads/dokl_PZ_nikipel.aspx
20 Тараканов С. Проект
под контролем / С. Тараканов // Российская газета. – 2008. – 15 июля.
– С. 52.
21 Маскаев И.
«Восточный маршрут» российских энергоресурсов / И. Маскаев [Электронный
ресурс] / Азия и Африка сегодня. – Электрон.журнал. – 2008. – №11. – Режим
доступа: http: //www.ebiblioteka.ru/sources/article.jsp? id=19384729
22 Осьмаков В.С. Зарубежный
опыт реализации нефтегазовых проектов на основе соглашений о разделе продукции
и возможности его применения в России: автореф. дис. … канд. эконом. наук:
28.00.08 / Осьмаков В.С.; МГУ им. Ломоносова. – М., 2008. – 21 с.
23 Илюхин Р.М. Организационно-экономический
механизм соглашений о разделе продукции в нефтедобывающей промышленности: дис.
… канд. эконом. наук: 08.00.05 / Илюхин Роман Владимирович. – М., 2005. – 166 с.
24 Цибизова К.
Российское участие в соглашениях о разделе продукции / К. Цибизова
[Электронный ресурс] / Нефть, газ и право. – Электрон. журн. – 2007. – №19. – Режим
доступа:
http://www.ey.com/global/content.nsf/Russia/Articles_-_2004_-_March_30
25 Проблемы СРП.
Реальные и мнимые [Электронный ресурс] /
Яблоко и законодательство о соглашениях о разделе продукции. – 2006. – Режим
доступа: http://www.yabloko.ru/Publ/Books/SRP/srp_0019.html
26 Увенков В. Энергоресурсы Росии – национальное достояние / В. Увенков //
Нефть России. – 2005. – №5. – С. 19.
27 Статистика ТЭК.
Добыча, переработка и экспорт нефти [Электронный
ресурс] / Нефть и капитал. – 2008. – Режим доступа: http://www.oilcapital.ru/stat/stat_2/stat_2.shtml
28 Трубников Ю.Г
Экономические вопросы промышленного производства / Ю.Г. Трубников. –
Владивосток: ДВГТУ, 2005. – 232 с.
29 Осипов В.А. Экономика
и развитие материального производства / В.А. Осипов. – Владивосток: ДВГТУ,
2005. – 234 с.
30 Состав консорциума
«Сахалин — 1» [Электронный ресурс] / Официальный сайт
проекта «Сахалин — 1». – 2008. – Режим доступа: http://www.sakhalin1.ru/ru
31 Проект «Сахалин — 1»:
пер. с англ. [Электронный ресурс] / Эксон Мобил. –
2009. – Режим доступа: http://www.exxonmobil.com
32 Проекты «Сахалин» –
первые проекты по СРП в России [Электронный ресурс] /
Сахалин. – Режим доступа: http://www. Sakhalin.ru/Region/SKI/InvestProject/contents.htm
33 Сахалин Энерджи.
Обзор деятельности за год. 2008 [Электронный
ресурс] / Сахалин Энерджи. – 2008. – Режим доступа: http://www.sakhalinenergy.ru
34 Малышев А. Первый
СПГ в России / А. Малышев // Нефть Росии. –2007. – №9. – С. 10–11.
35 Экспорт российского
СПГ [Электронный ресурс] / Информационный портал РЕГНУМ. – 2008. –
Режим доступа: http://www. regnum.ru/news/SKI/79661. html
36 Недорез Ю.И. О
прогнозах развития Сибири и Дальнего Востока / Ю.И. Недорез [Электронный
ресурс] / Информационный портал о. Сахалин. – 2008. – Режим доступа:
http://www.science.sakhalin.ru/Pub/Gov/Conc_DV.html
37 Прогнозы развития
нефтегазовой отрасли [Электронный ресурс] / Сайт президента России. – Режим доступа: http://www.kremlin.ru/appears/2002/08/23/1620_type63378
type6338 129304.shtml
38 «Сахалин — 3»
[Электронный ресурс] / ООО СП Сахалин-Шельф-Сервис. – 2009. – Режим доступа: http:// www.sssc.ru/shelf/003.php
39 Проект «Сахалин — 5»
[Электронный ресурс] / Веб-сайт НК «Роснефть». – Режим
доступа: http://www.rosneft.ru/Upstream/Exploration/russia_far_east/sakhalin — 5
40 Саммерс Т.
Результаты 2008 года / / Т. Саммерс [Электронный ресурс] / Веб-сайт ТНК-BP. – 2009. – Режим доступа: http:// www.TNK-BP.ru
41 «Сахалин — 8»
[Электронный ресурс] / ООО СП Сахалин-Шельф-Сервис. – 2009. – Режим доступа: http:// www.sssc.ru/shelf/008.php
42 «Сахалин — 9»
[Электронный ресурс] / ООО СП Сахалин-Шельф-Сервис. – 2009. – Режим доступа: http:// www.sssc.ru/shelf/009.php
43 Оценка интегральных
социально-экономических эффектов от реализации проектов «Сахалин»: отчет –
резюме / ООО «Экопромсистемы»; науч. консультант А.А. Арбатов. – М., 2008.
– 37 с.
44 Мельникова С.
Инвестор влияет на социальную атмосферу / С. Мельникова // Еженедельный
журнал. – 2008. – №16. – С. 17.
45 А у нас к квартире
газ, а у вас? [Электронный ресурс] / Проблемы местного самоуправления. – 2006.
– Режим доступа: http://www.samoupravlenie.ru/31–08.php
46 Чепусова В.А. Нефтяные
ресурсы России и экология в Дальневосточном регионе / В.А. Чепусова. –
Владивосток: ДВГТУ, 2005. – 156 с.
47 Сахалинский шельф.
Оппоненты [Электронный ресурс] / Экологическая вахта Сахалина. – 2009. – Режим
доступа: http://www.vff-s.narod.ru/sh/w/s10.htm
48 Хорошавин А.В. Сахалин
как мультипликатор экономического развития Дальнего Востока / А.В. Хорошавин
[Электронный ресурс] / ЭКО. Всероссийский экономический журнал. – 2009. – №1. –
Режим доступа: http://www.ebiblioteka.ru/sources/ article. jsp? id= 194 44594
49 Территориальный
орган федеральной службы государственной статистики по Сахалинской области
[Электронный ресурс] / СахалинСтат. – 2009. – Режим доступа:
http://www.sakhalin.su
50 Пусенкова Н.А. Восток
есть Восток: Новая нефтегазовая провинция России / Н.А. Пусенкова;
Московский центр Карнеги. – Москва, 2008. – 64 с.
51 Российское участие
[Электронный ресурс] / ООО СП Сахалин-Шельф-Сервис. – 2009. – Режим доступа:
http://www.sssc.ru/projects /rucontent.php
52 Трубников Ю.Г. Возможности
участия предприятий океанического машиностроения Дальнего Востока в освоении
проекта «Сахалин — 2» / Ю.Г. Трубников, О.Я. Табоякова, – Владивосток:
ДВГТУ, 2006. – 15 с.: ил.
53 Диев А. Дальний
Восток: Новые расклады / А. Диев [Электронный ресурс] / Красная звезда. –
Электрон.журн. – 2009. – №41. – Режим доступа: http://www.ebiblioteka.ru/sources/article.jsp? id=19709619
54 Цифра Р.А. Проекты
«Сахалин — 1» – «Сахалин — 5» / Р.А. Цифра [Электронный ресурс] / Проблемы
местного самоуправления. – Электрон.журн. – 2008. – №9. – Режим доступа:
http://www.samoupravlenie.ru/31–08.php