Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

Однако эта версия вряд ли приемлема, поскольку даже получив конкурентные

преимущества арабские страны – члены ОПЕК, недополучат существенную часть выручки и,

следовательно, их бюджет станет дефицитным. Не станет возможности выплачивать взятые

ранее займы, оплачивать заказы на оборудование и, особенно, вооружение, придется

отказаться от объявленных ранее социальных программ и т.д. Для этих стран такая ситуация

грозит серьезным экономическим и политическим кризисом.

Странами ОПЕК был использован традиционный инструмент квот с отслеживанием их

непременного выполнения, что позволило уже к началу 1999 г. переломить тенденцию и

цены пошли вверх.

В последующем странами – членами ОПЕК был выработан эффективный с их точки

зрения механизм удержания цен в установленном оптимальном коридоре 22–28 долл/барр.

Если цены в течение 20 дней держатся на уровне более чем 28 долл./барр., то практически

автоматом принимается решение об увеличении квот на 500 тыс. барр/сутки. Если же цена

снижается ниже планки и держится на этом уровне 10 дней, то квоты уменьшаются на 500

тыс. барр./сутки, причем если принятая мера не дает заметного эффекта, то следует

следующее понижение квот еще на 500 тыс барр./сутки. Правда ОПЕК пользуется этим

механизмом в «нормальной» ситуации. В случае возникновения кризисной ситуации

организация может принимать более жесткие меры.

События после кризиса 1997–1998 гг. показали, что ОПЕК, как влиятельный мировой

нефтяной картель сохранил свои возможности и рычаги. Каковы же перспективы ОПЕК?

Во-первых, по мере развития глобальной системы свободной торговли наблюдается

постепенный отход от практики картелей, как формы объединения стран или компаний с

целью монопольного контроля над рынком. В частности, известный в 70-х годах картель

«Семь сестер», объединявший крупнейшие ТНК нефтяного профиля, по сути, распался, хотя

формальная система взаимодействия между этими и другими компаниями продолжает

существовать.

Во-вторых, дальнейшие эффективные усилия развитых стран в рамках МЭА в области

энергосбережения, энергоэффективности и развития альтернативной энергетики могут

нейтрализовать увеличение спроса на нефть и нефтепродукты. К тому же Запад будет

продолжать свою политику, направленную на ослабление ОПЕК.

В-третьих, страны – члены ОПЕК все больше интегрируются в мировую экономику,

растет их участие в транспортировке, переработке, распределительных сетях, нефтехимии на

территории стран-потребителей.

В-четвертых, роль ОПЕК как регулятора мирового рынка нефти, во многом будет

зависеть от сохранения «статус-кво» внутри организации и от взаимодействия с

независимыми экспортерами нефти, включая Россию, Мексику и Норвегию.

В-пятых, прогнозы свидетельствуют о тенденции сокращения добычи нефти странами,

которые не являются членами ОПЕК. В то же время, благодаря значительной ресурсно-

сырьевой обеспеченности, страны ОПЕК и в начале нового столетия играют более важную

роль в снабжении нефтью, чем в конце прошлого. В этой связи можно предположить

усиление роли ОПЕК на мировых нефтяных рынках. Действительно, ОПЕК обладает

громадными нефтяными ресурсами и определяет значительную часть мировой добычи

(табл. 1.58–1.60). Страны – члены ОПЕК для поддержания приемлемого уровня цен

постоянно изменяли величину квот (табл. 1.60).

Таблица 1.58

Динамика разведанных запасов нефти (на 1.1. каждого года), млрд т [6]

Годы Мир в целом ОПЕК Доля ОПЕК, %

1993 136,0 105,3 77,5

1994 136,3 105,3 77,3

1995 136,4 105,0 77,0

1996 137,4 106,0 77,1

1997 139,0 107,6 77,4

1998 139,1 108,7 78,2

Годы Мир в целом ОПЕК Доля ОПЕК, %

1999 141,1 109,2 77,4

2000 138,6 109,5 79,0

2001 140,3 111,1 79,2

2002 140,7 111,7 79,4

2003 156,4 111,7 71,4

2004 156,7 118,6 75,7

2005 161,9 121,9 75,3

2006 163,6 123,2 73,1

Таблица 1.59

Добыча нефти в мире, млн т [6]

Годы 1990 г. 1991 г. 1992 г. 1993 г. 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г.

Мир в целом 3164,1 3151,9 3184,1 3184,2 3225,2 3269,0 3385,8 3462,9

ОПЕК 1183,5 1191,9 1262,4 1295,8 1310,9 1323,8 1365,6 1425,5

Доля ОПЕК, % 37,4 37,8 39,6 40,7 40,6 40,5 40,3 41,2

Годы 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2005 г.

Мир в целом 3529,1 3451,8 3589,6 3580,6 3556,8 3895,0

ОПЕК 1486,9 1410,9 1489,4 1457,3 1365,8 1625,5

Доля ОПЕК, % 42,1 40,9 41,5 40,7 38,4 41,7

Таблица 1.60

Динамика квот на добычу нефти для стран-членов ОПЕК (исключая Ирак)

Годы

1997 г.

ноябрь

1998 г.

июль

1999 г.

апрель

2000 г.

апрель

2000 г.

ноябрь

2001 г.

апрель

2001 г.

ноябрь

2002 г.

январь

2002 г.

сентябрь.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Суммарные квоты на добычу

млн т/год 1309 1219 1149 1234 1270 1160 1160 1085 1085

млн барр./с 26,2 24,4 23,0 24,7 25,4 23,2 23,2 21,7 21,7

Годы

2003 г.

январь

2003 г.

сентябрь

2003 г.

ноябрь

2004 г.

апрель

2005 г.

январь

2005 г.

март

2005 г.

июль

1 11 12 13 14 15 16 17

Суммарные квоты на добычу

млн т/год 1160 1270 1225 1175 1350 1375 1400

млн барр./с 23,2 25,4 24,5 23,5 27,0 27,5 28,0

Странам ОПЕК принадлежат НПЗ (более 10% мировых мощностей) как

непосредственно в этих странах, так и за их пределами. ОПЕК владеет 4% мирового

танкерного флота и 9% мирового тоннажа танкеров-газовозов. Суммарная выручка стран –

членов ОПЕК от продажи нефти, газа и нефтепродуктов оценивается ежегодной суммой (в

период 2000–2002 гг.) 250 млрд долл., а в период 2004–2005 гг. – почти 370 млрд долл.

В состав стандартного набора, или так называемой ценовой корзины экспортных

сортов нефти стран – членов ОПЕК традиционно входят: Saharan Blend (Алжир), Minas

(Индонезия), Bonny Light (Нигерия), Arab Light (Саудовская Аравия), Fateh (Дубай), Tia

Juana Light (Венесуэла). Кроме того, сюда дополнительно включают мексиканский сорт

Isthmus, хотя Мексика не входит в состав картеля. Иногда отдельно использовались ценовые

показатели только дубайской нефти для анализа конъюнктуры азиатского рынка.

Корзина нефтей ОПЕК наряду с западнотехасской нефтью West Texas Intermediate

crude Oil – WTI и европейской нефтью Brent определяют среднюю мировую цену. Поскольку

нефти ОПЕК поставляются в США, то ее цена в США определяется по специальному

индексу IRAC (Imported Refiner's Acquisition Cost) как стоимость приобретения импортного

сырья для нефтепереработки. Этот индекс, жестко привязанный к «ценовой корзине» ОПЕК,

во многом влияет на американские внутренние и биржевые мировые цены на нефть.

В последнее время появилось довольно много публикаций относительно возможностей

увеличения добычи нефти странами – членами ОПЕК. Оптимистическая точка зрения

состоит в том, что ряд стран – членов ОПЕК имеют свободные мощности и возможности

дальнейшего роста мощностей по добыче нефти (табл. 1.61).

Таблица 1.61

Прогноз роста мощностей по добыче нефти стран-членов ОПЕК*

Страны

Мощ-

ности

2000 г.

(факт)

Добыча

2000 г.

(факт)

Мощности, млн т/год (оценки)

Рост

добычи

Базовый вариант

Максимальный

вариант

Минимальный

вариант

2001 г. 2005 г. 2001 г. 2005 г. 2001 г. 2005 г.

Алжир 42,5 67,0 47,5 70,0 50,0 80,0 42,5 57,5 45,0

Индонезия 66,5 67,8 66,5 60,0 67,5 65,0 65,0 55,0 70,0

Иран 185,0 186,6 197,5 237,5 202,5 250,0 185,0 200,0 200,0

Кувейт 96,3 105,6 106,3 132,5 108,8 137,5 96,3 106,3 120,0

Ливия 74,0 70,6 77,0 90,0 77,0 100,0 75,0 80,0 70,0

Разделенная зона 32,5 н.д. 32,5 40,0 32,5 50,0 32,5 32,5 –

Нигерия 110,0 103,9 120,0 150,0 127,5 175,0 110,0 125,0 110,0

Катар 27,5 37,0 42,5 55,0 47,5 60,0 40,0 51,0 35,0

Сауд. Аравия 500,0 441,2 500,0 525,0 500,0 575,0 500,0 500,0 515,0

ОАЭ 121,5 114,7 127,5 152,5 137,5 165,0 121,5 135,0 120,0

Венесуэла 149,0 166,8 157,5 182,5 169,0 206,8 150,0 175,5 200,0

Итого 1404,8 1361,2 1474,8 1695,0 1519,8 1864,3 1417,8 1517,8 1485,0

Ирак 140,6 128,1 155,0 200,0 165,0 225,0 150,0 165,0 150,0

Всего 1545,4 1489,3 1629,8 1895,0 1684,8 2089,3 1567,8 1682,8 1635,0

Прирост

мощностей, млн.т

74,4 339,6 129,4 533,9 12,4 127,4 145,9

* Прогноз вариантов мощностей выполнен исследовательской организацией FACTS Inc (Fesharaki Associates

Consulting and Technical Servises); возможности увеличения добычи без дополнительных

капиталовложений – расчеты автора; степень использования мощностей в 2000 г. – 95.7%

Вместе с тем имеются и другие оценки возможностей ОПЕК. В частности, оценки

запасов нефти в ведущих странах ОПЕК, сделанные непосредственно экспертами ОПЕК,

отличаются от известных данных, представленных в международных справочниках (табл.

1.62).

Таблица 1.62

Запасы (разведанные и доказанные) в ведущих странах ОПЕК (млрд т) [6, 56]

Оценки ОАЭ Иран Ирак Кувейт Венесуэла

Саудовская

Аравия

British Petroleum 13,0 18,2 15,5 13,6 11,1 36,1

Эксперты ОПЕК 13,3 12,7 13,6 13,2 10,5 35,7

Наличие свободных мощностей по добыче нефти давало возможность отдельным

странам – членам ОПЕК маневрировать размерами своей добычи. Однако, по мнению ряда

экспертов, это пространство для маневра сузилось до предела. По сути дела основными

свободными мощностями обладает Саудовская Аравия. Но по оценке Центра по

аналитическим исследованиям истощения запасов нефти добыча нефти в Саудовской Аравии

достигнет пика в 2008 г., а затем останется на этой планке до 2020 г. [56].

На 135-й внеочередной конференции ОПЕК было принято решение установить квоты

на добычу нефти на уровне 28 млн барр./с (1400 млн т/год). Однако этот шаг можно было

считать лишь политически декларированным жестом, поскольку фактически нефтяная

промышленность стран ОПЕК давно работает на полную мощность, обеспечивая

максимальный уровень добычи в 32,5 млн барр./с (1625 млн т). При этом ОПЕК все же не

удалось предотвратить резкий взлет цен в 2002–2005 гг.

ОПЕК не смогла эффективно воздействовать и на военно-политическую ситуацию,

связанную с обострением конфликта на Ближнем Востоке и эскалацией терроризма со

стороны исламских фундаменталистов. Заметно снижает действенность организации

налаживание координации в отношении согласования квот добычи, что дестабилизирует

рынок. Еще более трудной проблемой является налаживание координации с

нефтедобывающими странами – нечленами ОПЕК.

При определении своей рыночной стратегии ОПЕК приходится выдерживать

противоречие с МЭА. Серьезные усилия с целью ослабления роли ОПЕК предпринимают

США, воздействуя при этом на международные организации, в частности, Всемирную

торговую организацию (ВТО) [57].

События последних лет дали мировому сообществу повод считать, что в ряде

государств ОПЕК сохраняют влияние определенные политические и деловые круги,

поддерживающие радикальное экстремистское крыло ислама, использующее тактику

террора. Такое положение подрывает международный авторитет ОПЕК и снижает степень

доверия к отдельным ее членам. Отмечается и постепенное снижение политической роли

ОПЕК, как лидера развивающихся стран в борьбе за установление нового мирового

экономического порядка.

1.7.3. Саудовская Аравия – важнейший член ОПЕК

Ведущей страной организации ОПЕК, которую еще называют «большая мама ОПЕК»,

является Саудовская Аравия. В области нефтегазового бизнеса политика этой страны

базируется на следующих принципах: наличии крупнейших в мире запасов нефти при самой

низкой себестоимости добычи – порядка 1,5 доллара за баррель; высокой технической и

технологической оснащенности отрасли; тесной связи национальной экономики и нефтяной

промышленности; стабильности политической и экономической системы. На развитие

нефтяной и газовой промышленности правительство ежегодно выделяет национальной

компании Saudi Aramco 15 млрд долларов.

Основной район нефтедобычи – побережье и шельф Персидского залива (Восточная

провинция). Здесь в крупнейшем бассейне Гавар, а также на месторождениях Абкаик, Зулуф,

Сафания, Берри, Хурсания, Катиф работает Saudi Aramco. Здесь же извлекается наибольшее

количество попутного нефтяного газа, расходуемого затем на нужды энергетики, извлечение

сжиженных пропана и бутана и в качестве нефтехимического сырья.

Государственная компания Saudi Aramco была образована королевским указом в 1988

г. на базе Arabian American Oil Company (Aramco). Сегодня она полностью контролирует все

запасы энергоносителей на территории страны и выступает от имени государства в вопросах,

связанных с разведкой, добычей, переработкой и транспортировкой углеводородного сырья.

С участием Saudi Aramco создан ряд совместных предприятий по нефтепереработке на

территории Саудовской Аравии – Saudi Aramco Mobil Refinery Co Ltd (Samref) в г. Янбу и

Saudi Aramco Shell Refinery Co (Sasref) в г. Джубейле, так и за рубежом – в США (Motiva

Enterprises LLC при участии Texaco и Shell), в Южной Корее (в сотрудничестве с S-OIL

Corporation), на Филиппинах (c Peyron Corporation) и в Греции (с Motor Oil Corinth Refinery

SA и ее оптовым поставщиком Avinoil). Помимо этого, компания располагает 15-

процентным пакетом акций египетской Arab Petroleum Pipelines Ltd. (Sumed), нефте- и

продуктопроводы которой позволяют транспортировать углеводородное сырье через

Суэцкий канал в район Средиземноморья.

Входящая в состав Saudi Aramco судоходная компания Vela International Marine Ltd.

располагает одним из крупнейших в мире флотов современных супертанкеров. Кроме того, в

ее ведении находится вся национальная сеть автозаправочных станций и других пунктов

мелкооптовой и розничной торговли нефтепродуктами. Наконец, Saudi Aramco в партнерстве

с Mobil Saudi Aramco имеет крупную долю в двух национальных фирмах-производителях

смазочных масел – Saudi Aramco Lubricating Oil Refining Company (Luberef) и Saudi Arabian

Lubricating Oil Company (Petrolube).

В Саудовской Аравии действует 7 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью

свыше 90 млн т/год. В стране имеется мощная нефтехимическая промышленность, имеется

металлургический завод, несколько мощных установок по опреснению морской воды,

причалов для приема супертанкеров. Большинство этих предприятий принадлежит компании

SABIC (Saudi Arabian Basic Industry Corporation). Общий объем нефтехимической и

химической продукции, выпускаемой компанией SABIC, оценивается в 25 млрд долл. и

составляет около 6% мирового производства нефтехимикатов.

В Саудовской Аравии нет специального нефтегазового законодательства. Развитие

нефтяной отрасли осуществляется через систему концессий, которые распределяет

государство. В мае 2000 г. вступил в силу закон, нацеленный на привлечение

дополнительных инвестиций в нефтегазовый сектор. Документ разрешает иностранцам

полностью владеть саудовской собственностью и лицензионными проектами (ранее доля

иностранцев в совместных предприятиях не могла превышать 49%), предусматривает

создание нового органа для работы с инвестиционными потоками SAGIA (Saudi Arabia

General Investment Authority) и снижает подоходный налог с 45% до 30%. Благодаря этим

нововведениям российской компании ЛУКОЙЛ удалось выйти победителем тендера на

разведку и разработку месторождения природного газа и газового конденсата и создать для

этого совместное предприятие LUKOIL Saudi Arabia Energy Ltd, в котором ЛУКОЙЛ владеет

80% акций [58].

Однако, несмотря на столь внушительную мощь Саудовской Аравии и ОПЕК в целом,

эта организация все же не такая всемогущая, как это звучит в выступлениях ее

представителей.

Во-первых, решающим конъюнктурообразующим фактором на рынке нефти остается

соотношение спроса и предложения, изменяющееся под влиянием экономического

развития стран-потребителей, что носит цикличный характер, а также под воздействием

широкого спектра других факторов финансового, социального, политического и

военного характера. Перед этими факторами механизм поддержания цен со стороны

ОПЕК оказывался бессильным, и они опускались до исключительно низкого уровня в

1986, 1988, 1993 гг. и особенно в 1998 г. Дает сбой и новая практика влияния на цены,

которую ОПЕК установила в 1998 г. Не удалось ОПЕК и Саудовской Аравии, в

частности, обуздать рост цен в 2002–2005 гг. Для поддержания цен на заданном уровне

организация все чаще вынуждена прибегать к помощи независимых экспортеров.

Во-вторых, восприятие современного мира руководителями ОПЕК отличается большой

статичностью. Они не всегда хотят считаться с происходящими на планете изменениями,

носящими объективный характер.

В-третьих, создание Мирового энергетического агентства (МЭА), объединившего страны

ОЭСР в противовес ОПЕК, сильно ограничивает возможности Организации стран-

экспортеров по дальнейшей картелизации и монополизации мировой торговли нефтью.

Усилиями МЭА для зоны ОЭСР создан механизм снабжения нефтью в критических

ситуациях, проводится координация энергетической политики стран, участвующих в

МЭА.

В-четвертых, несмотря на кажущуюся монолитность, ОПЕК организационно весьма слаба.

Сегодня обострилась проблема регулярно устанавливаемых страновых лимитов на

добычу. Они часто нарушаются, что является одной из важнейших причин

дестабилизации рынка нефти, ослабления регулирующей роли ОПЕК и снижения

мировых цен.

В-пятых, международный авторитет организации существенно ослабляется ее все большей

«исламизацией». Гласно или негласно некоторые страны – члены ОПЕК и, в частности,

Саудовская Аравия, поддерживают исламский терроризм.

В-шестых, политические позиции ОПЕК, претендовавшей на роль лидера блока

развивающихся стран и опирающейся на поддержку этих стран в противоборстве Юг –

Север, значительно ослабли в связи с уменьшением остроты этого противоборства и

возросшим экономическим расслоением среди развивающихся стран.

В-седьмых, после разрешения иракской проблемы ОПЕК придется сократить

индивидуальные квоты, что еще больше ослабит политику организации в области

регулирования рынка.

Таким образом, ОПЕК имеет большое число нерешенных проблем, которые делают

организацию весьма зависимой от многих внешних и внутренних факторов и исключительно

уязвимой в контексте изменений общехозяйственной конъюнктуры.

Картель уже не в состоянии полностью контролировать цены без существенного риска

возникновения экономической нестабильности для своих членов. Кроме того, у ОПЕК нет

реальных способов воздействия на уровень нефтедобычи независимых производителей –

таких как Норвегия, Мексика или Россия.

Как уже отмечалось, экспертами высказываются сомнения по поводу считавшихся

ранее чуть ли неограниченными возможностей ОПЕК и, в первую очередь, Саудовской

Аравии наращивать добычу нефти.

Ряд международных экспертов считают, что крупнейшие нефтяные месторождения

Саудовской Аравии (Гавар, Абкаик, Хураис, Сафания, Зулуф) требуют исключительных мер

по поддержанию современного уровня добычи, эти месторождения страдают высокой

обводненностью [57]. Однако официальная позиция нефтегазовой компании Saudi Aramco

оптимистична. Компания оценивает запасы по 320 продуктовым и 85 месторождениям в 260

млрд барр. (около 36 млрд т), а общие ресурсы в 700 млрд барр. (95,5 млрд т), причем к 2020

г. они могут возрасти еще на 200 млрд барр. (27,3 млрд т). Представители компания считают,

что они могут довести производственные мощности до 600 млн т/год (вероятный вариант) и

до 750 млн т/год (оптимистический вариант).

Иран является одним из крупнейших производителей углеводородного сырья в мире.

По доказанным запасам нефти Иран уступает только Саудовской Аравии. На 01.01.2006 г.

разведанные запасы нефти в Иране составляли 18,9 млрд т. За сравнительно недавнее время

сделано несколько открытий, в частности, нового месторождения Ахваз а юго-западной

провинции Хузестан [59]. Национальная нефтяная компания Ирана (NIOC) планировала

поднять добычу нефти до 250 млн т в 2005 г. и до 400 млн т в 2020 г. При этом, несмотря на

высокие темпы добычи нефти, только подтвержденных запасов хватит Ирану на 90 лет.

Амбициозные планы по увеличению добычи нефти в Иране базируются на уверенности в

сохранении высокого уровня цен на нефть и планах внедрения новых технологий повышения

отдачи пластов.

Руководство деятельностью энергетического сектора Ирана осуществляет Высший

энергетический совет, во главе которого стоит президент страны. Совет состоит из

министров нефти, энергетики, экономики, торговли, горного дела, сельского хозяйства и

промышленности. Министерство нефти контролирует деятельность всех принадлежащих

государству компаний по разведке, добыче и переработке нефти и газа, производству

удобрений и нефтехимикатов. Заместитель министра нефти является президентом NIOC,

которая, в свою очередь, имеет 18 филиалов и дочерних структур, подразделяющихся как по

производственному, так и по территориальному признаку.

Иран чрезвычайно заинтересован в притоке иностранных инвестиций, однако этому

препятствуют экономические санкции, предпринятые США по отношению к Ирану.

Иранский парламент осознает значение энергетического сектора и уделял внимание притоку

иностранного капитала. Действуя в жестких рамках ограничений в предоставлении каких-

либо прав иностранным компаниям, парламент и правительство Ирана нашло выход в виде

заключения контрактов по принципу buy-back. Однако, учитывая то обстоятельство, что

новый состав парламента пополнился в основном консервативными деятелями, которые

предпринимают пока шаги, отпугивающие иностранных инвесторов, принимая во внимание

нерешенную проблему ядерной национальной программы Ирана, вряд ли стоит

рассчитывать на приток иностранных инвестиций.

Ирак. Разведанные и доказанные запасы нефти в Ираке составляют 15,8 млрд т, а

потенциальные запасы 19,5 млрд т [61]. Добыча нефти составила в 2005 г. 89,5 млн т.

Доходы иракской нефтяной промышленности составили 25 млрд долл. Новое иракское

правительство наметило организовать борьбу с коррупцией и саботажем,

противодействовать терактам на иракских нефтепроводах и терминалах и увеличить добычу

нефти сначала до 90 млн т, а затем достигнуть рекордного уровня 1991 г. – 150 млн т

(экспорт – 62,5 млн т). Сформированы подразделения по охране нефтепроводов,

возобновлены переговоры с международными компаниями, в частности, с российской

компанией ЛУКОЙЛ по совместному освоению месторождения Западная Курна. Намечено

создание нового НПЗ мощностью 12,5–15,0 млн т/год [62]. По мнению специалистов

компании Exxon Mobil, Ирак наряду с Саудовской Аравией и Ираном будет в ближайшие 25

лет обеспечивать большую часть добычи нефти ОПЕК и при обеспечении нормальной

политической обстановки и мирном разрешении существующих противоречий может в 2030

г. увеличить добычу до 180 млн т, а по отдельным оценкам до 250 млн т.

1.7.4. Россия и ОПЕК

ОПЕК все чаще обращается за сотрудничеством к другим крупным производителям

нефти, в т.ч. и к России.

История отношений между ОПЕК и Россией насчитывает много лет. Вопрос о

возможности сближения с организацией и даже участия в ней неоднократно рассматривался

на правительственном уровне еще в годы существования СССР. Однако идея присоединения

неизменно отвергалась. Целесообразным признавалось поддержание деловых отношений и

осуществление негласной координации действий через отдельных членов ОПЕК, а также

расширение сотрудничества на двусторонней основе.

На первых порах Российская Федерация проводила в отношении ОПЕК ту же

политику, что и СССР, учитывая при этом, что реально ОПЕК заинтересована в ослаблении

позиций России на рынке нефти, поскольку наша страна всегда была для нее потенциальным

конкурентом.

Пока в России продолжали сокращаться добыча и экспорт нефти, ОПЕК не проявляла

особой заинтересованности в расширении контактов. Однако с появлением тенденции к

улучшению дел в российской нефтяной промышленности и первых признаков снижения

мировых цен на нефть, а особенно в условиях ценового кризиса 1998–1999 гг., ее отношение

к России изменилось. Уже в 1997 г. начались первые интенсивные контакты российских

представителей с ОПЕК. В 1998 г. Россия была приглашена на ее 105-ю Конференцию в

качестве наблюдателя. На этой сессии наша страна впервые официально объявила о

сокращении своего экспорта нефти и нефтепродуктов на 100 тыс баррелей в сутки (5 млн т в

год), что явилось важным вкладом в улучшение конъюнктуры мирового рынка нефти и

повышения уровня цен. В дальнейшем российские представители регулярно участвовали в

работе сессий Конференции ОПЕК и вновь подтверждали вместе с другими странами, не

являющимися членами этой организации (Мексика, Норвегия и Оман), готовность

продолжать политику сокращения объема экспорта. Последний раз такие заверения были

сделаны в конце 2001 г., когда страны, не входящие в ОПЕК, включая Россию, согласились

снизить поставки нефти на 25 млн т.

Заявление о поддержке ОПЕК и снижении экспортных поставок независимыми

экспортерами, в том числе и Россией, было сделано в период, когда цены грозили резким

снижением.

Участие делегации России в заседаниях Конференции ОПЕК является отражением

последовательного и неизменного курса нашей страны на углубление конструктивного

взаимодействия с этой организацией. Участие России в мероприятиях ОПЕК дает

возможность вести предметный разговор с руководителями нефтяных ведомств тех стран,

которые являются основными производителями нефти.

Какова же должна быть позиция России по отношению к ОПЕК? Представляется, что

идея вступления в ОПЕК должна быть безоговорочно отвергнута, поскольку ОПЕК является

опасным конкурентом России на мировом нефтяном рынке. Вступив в ОПЕК, Россия должна

ограничить свою нефтяную промышленность дисциплинарными рамками обязательных

квот. Сотрудничество с ОПЕК должно состоять в консультациях, обмене информацией. В

ряде случаев, возможно, придется согласовывать свои экспортные показатели с ОПЕК, но

действовать при этом необходимо не под диктовку ОПЕК, а исходя из собственных

интересов, соизмеряя потери от уменьшения объемов экспорта с выигрышем от увеличения

мировых цен.

Процессы глобализации, все более широко охватывающие мировую экономику, будут

все более настоятельно требовать разработки механизмов установления цен на нефть,

причем таких механизмов, которые учитывают интересы как стран-производителей, так и

стран-потребителей. При этом России надо постараться сделать так, чтобы она стала одним

из ведущих конструкторов этого механизма и важнейшим партнером в энергодиалоге.

1.8. Государственное регулирование нефтяного сектора

1.8.1. Мировая практика взаимоотношений государства с нефтебизнесом

Еще относительно недавно правительства многих стран контролировали нефтегазовую

отрасль, предоставляя субсидии или другие финансовые льготы, а также с помощью

регулирования цен, барьеров в торговле нефтью и т.п. С середины 80-х годов значительно

снизилось прямое вмешательство государства в регулирование нефтяной отрасли: отменен

контроль за ценами на нефть в странах Организации экономического сотрудничества и

развития (ОЭСР), устранены торговые барьеры при экспорте и импорте нефти. Но все же

остается ряд направлений, где регулирующая роль государства будет возрастать. Важным

элементом государственного регулирования отраслей топливно-энергетического комплекса,

в т.ч. нефтяной отрасли является государственный протекционизм, который выражается в

таких направлениях, как [62]:

• контроль освоения национальных энергоресурсов с целью их охраны и рационального

использования. При этом может применяться система лицензирования,

предусматриваются льготы для национальных компаний в предоставлении лицензий на

освоение нефтяных ресурсов, проводится отбор иностранных инвесторов, вкладывающих

средства в производство нефтегазового оборудования в принимающей стране, либо

участвующих в более широких программах ее экономического развития;

• защита своих интересов методами прямого регулирования объемов производства, охраны

недр, поддержания желательного уровня цен;

• стимулирование собственных производителей энергетических машин и оборудования,

защита (временная) от иностранных конкурентов;

• использование гибкого налогового законодательства, обеспечивающего оптимальный

режим деятельности нефтяной отрасли, причем коррективы в систему налогообложения

вносятся при ухудшении условий по возврату капитала и прибыли.

Следует отметить, что государство оптимизирует использование природных ресурсов

на более длительную перспективу, чем частные компании, применяет более низкую ставку

дисконта при оценке будущих доходов от эксплуатации нефтяных ресурсов, выбирает более

низкие темпы их освоения по сравнению с частными компаниями.

В зависимости от национальных, экономических, геополитических соображений

политика отдельных стран в недропользовании бывает различной. Можно принять

следующую классификацию стран по принципу выбора политики использования недр [62]:

• развитые страны, предоставляющие «право выбора», приветствующие иностранные

инвестиции в нефтегазовые отрасли и не делающие заметных различий между

отечественными и иностранными компаниями (Великобритания, США, Канада,

Австралия, Аргентина, Чили);

• развитые страны с заметным уровнем государственного регулирования (Франция,

Германия, Норвегия, Япония, Италия). Условия лицензирования в этих странах более

жесткие, чем в странах первой группы;

• богатые страны ОПЕК (Саудовская Аравия, ОАЭ, Кувейт, Ливия, Катар, в меньшей

степени Иран, а также Оман). Эти страны имеют мощные государственные нефтяные

компании, которые выступают в роли собственника углеводородных ресурсов. Ни одна

международная нефтяная компания не имеет права собственности на вновь открытых

месторождениях, им предоставляется возможность быть подрядчиком;

• менее богатые страны ОПЕК (Алжир, Венесуэла, Нигерия, Индонезия); в них условия

предоставления прав на недропользование менее жесткие;

• азиатские «тигры» (Китай, Япония, Южная Корея, Малайзия и др.); эти страны за

исключением Южной Кореи имеют крупные государственные нефтяные компании,

частично приватизированные.

Во взаимоотношениях государства и частного бизнеса в области освоения природных

ресурсов принята следующая практика. Принимающая страна выдает соответствующую

контрактную форму соглашений с инвестором. Наиболее распространенными формами

являются лицензии, как форма административного права, а также концессии и соглашения о

разделе продукции (СРП) как форма гражданского права. При режиме лицензии и концессий

принимающая страна получает доходы в денежной форме через налоги, взимаемые в

национальной валюте. При режиме СРП она может получать доходы в форме продукции

(нефти), что позволяет минимизировать валютные риски. Это представляет определенные

преимущества в случае, если валюта принимающей страны не является свободно

конвертируемой. По этой причине развивающиеся страны, а также страны с переходной

экономикой предпочитают СРП, тогда как концессии и лицензии наиболее распространены в

государствах с развитой экономико-правовой системой.

Государство распределяет лицензии на конкурсной и аукционной основе. К

преимуществам аукционной формы предоставления прав на пользование недрами относятся:

немедленное поступление средств в госбюджет, поощрение к дальнейшему развитию

компаний-недропользователей. Но аукционная форма может привести к отсрочке ввода в

эксплуатацию менее привлекательных объектов. Как правило, в аукционах не участвуют

предприятия малого нефтяного бизнеса, имеющие ограниченные финансовые ресурсы. При

аукционной форме снижаются возможности государства по контролю нефтяных

предприятий, победивших на аукционе.

К преимуществам конкурсной формы предоставления прав на пользование недрами

относится обеспечение контроля государства за использованием недр. Конкурс могут

выиграть и малые компании. В то же время конкурсная форма имеет много субъективного,

т.к. предпочтение будут высказывать чиновники.

С компанией, выигравшей конкурс, заключается лицензионное соглашение, которое

регулирует права и обязанности лицензиата. Компания, владеющая лицензией, в ходе

хозяйственной деятельности выплачивает все налоговые сборы в соответствии с

действующим налоговым законодательством в отношении всех корпораций вне зависимости

от рода деятельности. Кроме того, как правило, нефтяная компания облагается

специализированным налогом на прибыль, сбором за лицензию, вносит плату за

использование территории, роялти, оплачивает экологические сборы. Право собственности

на разрабатываемые месторождения принадлежит государству, за лицензиатом остается

право собственности на добываемые углеводороды.

Главное отличие договорного подхода от административного метода предоставления

прав (лицензий) на недропользование, состоит в том, что между компанией-подрядчиком и

государством заключается договор, и их взаимоотношения переходят в гражданско-

правовую плоскость.

К основным формам договорного подхода можно отнести договор концессии,

соглашение о разделе продукции (СРП) и сервисное соглашение. Договор концессии

предоставляет инвестору исключительное право заниматься добычей углеводородов на

платной основе. Таким образом, концессию можно рассматривать как долгосрочную аренду

инвестором у государства участков недр. Добываемые ископаемые становятся

собственностью инвестора. Как правило, концессионные соглашения касаются больших

территорий, имеют длительный (иногда до 60–75 лет) срок действия. У концессионеров

обычно отсутствует обязанность по возврату участков государству до истечения срока

действия концессии, на которых не обнаружены полезные ископаемые. Принимающая

сторона (государство) напрямую не связана с управлением деятельностью компании-

концессионера.

Главное отличие СРП от договора концессии состоит в том, что только часть добытого

сырья становится собственностью компании-инвестора. Остальная часть направляется

принимающей стороне в счет оплаты за пользование природными ресурсами. Весь риск

поисково-разведочных работ несет компания-инвестор, так как эти затраты окупятся только

в случае обнаружения коммерчески рентабельных запасов. Участки, на которых не

обнаружены коммерчески рентабельные запасы, возвращаются государству.

Как правило, компания-инвестор освобождается от уплаты большинства налогов по

соответствующему законодательству на весь срок действия СРП, так как предполагается, что

большинство причитающихся принимающей стороне платежей входят в ее долю

извлеченных углеводородов. Как правило, принимающая сторона участвует в управлении

деятельностью по СРП через создание государственной нефтяной компанией совместного

предприятия с компанией-инвестором.

Основная черта сервисного соглашения – добытые углеводороды не являются

собственностью компании-инвестора. Компания-инвестор проводит за свой счет поисково-

разведочные работы, затем организует добычу природных ресурсов. Принимающая сторона

компенсирует его расходы, выплачивает премию с барреля добытой нефти, предоставляет

вознаграждение за открытие новых запасов. Кроме того, инвестору выплачивается

фиксированная норма прибыли.

В зависимости от модели взаимоотношений с нефтяными компаниями, государство

использует соответствующий набор фискальных инструментов. От характеристик и

особенностей этих инструментов в значительной степени зависит инвестиционная

привлекательность и государственная выгода нефтяных проектов.

Основными фискальными инструментами, используемыми в нефтяном бизнесе,

являются:

• бонусы;

• плата за используемую территорию (ренталс);

• плата за добычу (роялти);

• налоги на прибыль и налоги на дивиденды;

• в необходимых случаях – дополнительный налог на нефтяные доходы или эквивалентные

платежи;

• другие налоги, связанные с нефтяными операциями (такие как налог на предоставляемые

услуги и т.д.).

Налоговая структура в концессиях и лицензиях соответственно может включать роялти,

налог на прибыль и специальный нефтяной налог. В соглашениях о разделе продукции

налоговые элементы могут включать роялти, долю прибыльной нефти и налог на прибыль.

Эти три основных элемента обычно достаточны для налоговых целей государства.

Увеличение числа налоговых элементов приводит к ненужной усложненности и не дает

дополнительных выгод. Если выбирается СРП, то добавление специальных нефтяных

налогов не оправдано.

Для гибкой системы доля государства от нефтяного дохода меняется в зависимости от

фактической рентабельности проекта.

Раздел нефтяной ренты между государством и нефтяными компаниями зависит от:

• системы налогообложения для режима концессий (роялти, налога на прибыль, налогов на

дополнительные доходы и других налогов);

• собственности на часть добычи и налоговых поступлений в рамках СРП;

• доходов, связанных с участием государства или других доходов, получаемых за счет т.н.

«псевдоналогов» (таких как налоги на импорт или экспорт, от обязательства компании

поставлять продукцию на внутренний рынок по ценам ниже мировых).

Для обеспечения гибкости при режиме концессии в отношении раздела ренты между

государством и компаниями возможно использование прогрессивной ставки роялти,

надбавок к инвестициям в виде инвестиционного кредита или дополнительной суммы