«Россия сильно отличается от других нефтедобывающих стран мира»


Дмитрий КАЗАКОВЦЕВ

Бизнес: Организация, Стратегия, Системы | 2002-11Бизнес-директор аудиторско-консультационной группы «Развитие бизнес-систем» призывает учитывать национальную специфику при разработке законодательства о недропользовании.

(Беседу ведет Дмитрий Степанов, фото Марии Чижовой.)

— Дмитрий, насколько действующая система взаимоотношений недропользователей и государства соответствует нынешнему времени? В чем отличие предложений комиссии Дмитрия Козака от проекта Кодекса о недрах, подготовленного Минприроды?

— Тему взаимоотношений нефтяных компаний и государства следует рассматривать в контексте распределения доходов от эксплуатации национальных запасов нефти. За последнее десятилетие в России вполне сформировалась новая структура нефтяного комплекса. Безраздельное доминирование государства сменилось доминированием нескольких вертикально-интегрированных акционерных нефтяных компаний с минимальным участием государства.

Постоянные дискуссии о налоговой нагрузке на нефтяные компании, объемах контролируемых ими запасов нефти логично объяснить несоответствием между нормативно-правовой базой государственного управления и контроля в области использования и воспроизводства природных ресурсов, с одной стороны, и новой структурой нефтяного комплекса — с другой.

В России создана уникальная и противоречивая система отношений недропользования. Она объединяет лицензионную систему с договорной. Лицензионная основана на административном праве в соответствии с Законом о недрах. Договорная — на гражданском в соответствии с законом «О соглашениях о разделе продукции». Практически во всех нефтедобывающих странах принята одна система доступа к недрам: либо лицензионная, либо договорная. Для лидеров мирового нефтяного рынка преобладающим является гражданско-правовой подход к отношениям недропользования, базирующийся на договорах концессий или СРП (соглашения о разделе продукции. —Ред.). Сейчас по этой системе в мире добывается около 40% нефти и около 50% газа.

Предложенный Министерством природных ресурсов проект Кодекса о недрах, по словам его авторов, направлен на формирование четких, прозрачных правил недропользования. В проекте подчеркивается неделимость государственной собственности на недра. Таким образом, владение недрами не может быть разделено между Федерацией и ее субъектами. В то же время проект кодекса сохраняет принцип совместного ведения в сфере недропользования. Помимо разрешительной системы недропользования посредством лицензирования кодекс предусматривает соглашения по разделу продукции, концессионные и подрядные договора. Эти правовые отношения дополняют существующую сегодня систему недропользования, однако их проработка носит скорее концептуальный характер.

Комиссия Дмитрия Козака предложила отказаться от принципа «двух ключей» и отнести недра к федеральной государственной собственности; отделить геологоразведочные работы от добычи полезных ископаемых; заменить лицензии на подряд в геологоразведке и на концессии в добыче нефти.

— Лишение региональных властей права «второго ключа»… Насколько это необходимая мера?

— Вопрос связан с темой соглашений о разделе продукции. Многие из существующих в настоящее время проблем, препятствующих эффективной реализации СРП, происходят из-за отсутствия надлежащего законодательного регулирования отношений недропользования в сфере разграничения полномочий между федеральными и региональными органами государственной власти. Вопросы владения, пользования и распоряжения находятся в совместном ведении Федерации и ее субъектов.

Однако механизма реализации указанных полномочий в сфере недропользования нашим законодательством не установлено, несмотря на неоднократные попытки заинтересованных органов государственной власти разработать данный механизм в рассматриваемой сфере путем внесения изменений в законодательство. Отсутствие вышеуказанного механизма позволяет говорить о том, что принцип совместного ведения на практике неосуществим. Решить проблему можно путем отказа от принципа «двойного ключа». Например, сосредоточить основные законодательные и контрольные функции в данной сфере на федеральном уровне, а исполнительно-распорядительные перераспределить между уполномоченными органами государственной власти Российской Федерации, ее субъектов и муниципальных образований в зависимости от их функций общего характера, закрепленных законодательством.

Могут быть и другие подходы, например делегировать регионам права регулирования условий недропользования на малых и истощенных месторождениях. Иначе говоря, на объектах, которые требуют местного присутствия и «точечного» определения условий на уровне, близком к уровню отдельно взятой скважины. Это способно послужить стимулом к расширению участия в российском нефтяном комплексе малых нефтедобывающих компаний. По сравнению с крупными, вертикально-интегрированными они лучше приспособлены к разработке малых и истощенных месторождений. В США насчитывается порядка 10 тыс. нефтяных компаний. Доля крупнейших из них в добыче нефти и газа на территории США составляет немногим более 40%. В России несколько нефтяных ВНК добывают более 90% нефти.

— Как должен решаться вопрос о собственности на добытые полезные ископаемые?

— Неважно, кто является собственником добытой нефти. Важно, чтобы обеспечивалось целесообразное и справедливое распределение доходов между нефтяными компаниями и государством.

Идущие сейчас споры о недостаточной или чрезмерной налоговой нагрузке на нефтяные компании не опираются на доказательственную, как говорят юристы, базу в форме точных и исчерпывающих данных, охватывающих финансовые и операционные показатели нефтяных компаний. Только на основе таких сведений можно определить: недоплачивают или переплачивают нефтяные компании налоги; нужно или нет отбирать у них лицензии, чтобы сократить объем контролируемых запасов; есть ли у них ресурс для инвестиций в развитие производства.

Для того чтобы разработать нормативно-правовую базу взаимоотношений государства и недропользователей, также требуется понять все нюансы финансовых и операционных показателей нефтяных компаний. Сегодня этих данных нет. Есть много разработок, ставящих своей целью анализ показателей нефтяных компаний. В подавляющем большинстве они основываются на косвенных данных.

В организации отчетности нефтяных компаний, обработке и анализе информации следует поучиться у США. Их опыт и практику можно смело заимствовать, они не требуют адаптации к российским условиям.

— Кто должен заниматься геологическим исследованием недр — частные компании или государство?

— Кто заинтересован в разведке запасов нефти, тот и должен заниматься геологоразведкой. Например, крупнейшая в Норвегии акционерная нефтяная компания Statoil была создана в 1972 году как полностью государственная. Ее главной целью является напрямую либо через участие в консорциумах с другими компаниями проводить геолого-разведочные работы, добывать и перерабатывать нефть, а также транспортировать и реализовывать нефть и нефтепродукты. Кто в Норвегии занимался все эти годы геологоразведкой — государство или Statoil? Ее вела нефтяная компания, которая иначе не смогла бы добыть, переработать и реализовать нефть и нефтепродукты. Разведка связана с добычей нефти так же, как, например, добыча связана с переработкой.

Другой пример. ExxonMobil, ChevronTexaco, TotalFinaElf и другие транснациональные нефтяные корпорации участвуют в совместном предприятии с Национальной нефтяной компанией Нигерии и ведут добычу нефти на нигерийском шельфе. Геолого-разведочные работы выполняют именно транснациональные нефтяные корпорации. Национальная нефтяная компания Нигерии фактически участвует только в разделе доходов.

В отличие от остального мира, в России сложилась ситуация, когда компании обеспечены запасами нефти на десятилетия вперед. Значит, они не имеют стимулов вести геологоразведку. Предположим, государство инвестирует средства и осуществит успешную разведку запасов нефти. Кому оно, грубо говоря, продаст их, чтобы вернуть инвестиции? Наверное, надо подумать о том, как стимулировать российские нефтяные компании на активизацию геологоразведки.

— Нужно ли концессионное законодательство в сфере недропользования или следует сосредоточиться на совершенствовании Закона о недрах? Какие проблемы во взаимоотношениях государства и бизнеса в недропользовании может и должно решить концессионное законодательство?

— Существующая сегодня в России система недропользования построена таким образом, что в спорах государство всегда стоит выше инвестора. Теоретически оно может взять да и отобрать лицензию на месторождение, освоенное нефтяной компанией. Такое неравенство рассматривается как дополнительный деловой риск, снижающий инвестиционную привлекательность нефтегазовых проектов.

В то же время постоянно появляется информация о проведении государственными органами проверок выполнения недропользователями условий лицензионных соглашений и о выявленных нарушениях. Однако проверки не сопровождаются изъятием лицензий. Логично сделать вывод, что действующие в России законы в целом обеспечивают защиту недропользователей, нарушающих условия лицензионных соглашений.

Главное в переходе на концессионную систему — перевод недропользования на гражданско-правовую основу, уравнивание государства и нефтяных компаний в правах. Это сформирует предпосылки к снижению инвестиционных рисков. Одновременно государство должно получить возможность изымать лицензии у недропользователей, нарушающих условия соответствующих договоров.

— В мире накоплен большой опыт взаимодействия государства и добывающих компаний в разнообразных формах: лицензии, концессии, соглашения о разделе продукции, договора риска, сервисные соглашения. В чем преимущества и недостатки этих форм? Что даст отрасли введение в сферу недропользования таких гражданско-правовых форм взаимоотношений, как концессия, подряд, аренда, СРП? Отразится ли это на инвестиционной привлекательности нефтегазового бизнеса? Чем плохи — если, конечно, плохи — лицензии?

— С учетом мировой практики наиболее распространенными формами взаимоотношений государства и частного бизнеса в области освоения природных ресурсов являются лицензии как форма административного права, а также концессии и соглашения о разделе продукции как формы гражданского права. При режиме лицензий и концессий государство получает доходы в денежном виде через налоги. При режиме СРП доходы поступают в форме продукции (нефти). Это представляет определенные преимущества в случае, если валюта государства не является свободно конвертируемой. Поэтому развивающиеся страны и страны с переходной экономикой предпочитают СРП, тогда как концессии и лицензии наиболее распространены в государствах с развитой экономико-правовой системой.

Государство распределяет лицензии на конкурсной и аукционной основе. Обе системы имеют свои плюсы и минусы. Положительными сторонами аукционной системы являются немедленное поступление средств в госбюджет и поощрение роста экономической эффективности компаний недропользователей. Недостатки — задержки ввода в разработку менее привлекательных объектов, исключение участия компаний с недостаточным местным опытом и ограниченными финансовыми возможностями, а также сравнительно меньший последующий государственный контроль.

В качестве положительных сторон конкурсной системы следует считать обеспечение прямого контроля государства над использованием недр и поощрение конкуренции на этапах после определения недропользователей. Ее недостатки — распределение экономической ренты в пользу нефтяных компаний, отсутствие стимулов к повышению экономической эффективности компаний-недропользователей, влияние бюрократических предпочтений.

Бизнес: Организация, Стратегия, Системы | 2002-11Условия конкурса определяют критерии, на основании которых выдаются лицензии. По итогам конкурса с победившей компанией заключается лицензионное соглашение, регулирующее права и обязанности лицензиата и государства. Компания, владеющая лицензией, в ходе своей хозяйственной деятельности уплачивает все налоговые сборы в соответствии с действующим налоговым законодательством. Кроме того, нефтегазовая компания обычно облагается специализированным налогом на прибыль, сбором за лицензию, платами за использование территории, за добычу, экологическими сборами и т. п. Право собственности на разрабатываемые месторождения принадлежит государству, за лицензиатом остается право собственности на добываемые углеводороды.

Главное отличие договорного подхода от административного предоставления прав (лицензий) на недропользование состоит в том, что между компанией-подрядчиком и государством заключается договор, и их взаимоотношения переходят в гражданско-правовую плоскость. Если лицензию государство может отозвать в одностороннем порядке, то договор этого сделать не позволяет, хотя, как правило, в подобных документах присутствует оговорка о расторжении государством договора в одностороннем порядке в «исключительных случаях». Однако эта «исключительность» должна быть обоснована. Государство также не вправе изменять и другие условия договора, к которым в первую очередь относится положение о налоговой нагрузке на весь срок действия. При лицензионной системе налоги могут изменяться в значительной степени вслед за изменениями налогового законодательства.

К основным формам договорного подхода относятся договор концессии, соглашение о разделе продукции и сервисное соглашение.

Договор концессии предоставляет инвестору исключительное право заниматься добычей углеводородов на платной основе. Концессию можно рассматривать в качестве долгосрочной аренды участков недр. Добываемые ископаемые становятся собственностью инвестора. Как правило, концессионные соглашения касаются больших территорий, имеют длительный (иногда до 60—75 лет) срок действия. У концессионеров обычно отсутствует обязанность по возврату участков, на которых не обнаружены полезные ископаемые, до истечения срока действия концессии. Государство напрямую не связано с управлением деятельностью компании-концессионера.

Главное отличие СРП от договора концессии состоит в том, что только часть добытого сырья становится собственностью компании-инвестора. Остальная направляется государству в счет оплаты за пользование природными ресурсами. Весь риск поисково-разведочных работ несет компания, поскольку ее затраты окупятся лишь в случае обнаружения коммерчески рентабельных запасов. Участки, где они не найдены, возвращаются государству. Как правило, инвестор освобождается от уплаты большинства налогов на весь срок действия СРП: предполагается, что они входят в долю извлеченных углеводородов, причитающуюся государству. Обычно государство участвует в управлении деятельностью по СРП через создание государственной нефтяной компанией совместного предприятия с компанией-инвестором.

Основная черта сервисного соглашения — добытые углеводороды не являются собственностью компании-инвестора. Государство также может контролировать уровень добычи и формировать стратегию предприятия. Компания-инвестор проводит за свой счет поисково-разведочные работы, затем организует добычу природных ресурсов. Государство компенсирует его расходы, выплачивает премию с барреля добытой нефти, предоставляет вознаграждение за открытие новых запасов. Кроме того, инвестору выплачивается фиксированная норма прибыли. Зачастую у него есть право покупки у государства определенного процента добываемых углеводородов по ценам ниже рыночных. Таким образом, инвестор выступает в качестве поставщика услуг.

В зависимости от модели взаимоотношений с нефтяными компаниями государство использует соответствующий набор фискальных инструментов. Характеристиками и особенностями применения этих инструментов в значительной степени определяется инвестиционная привлекательность и государственная выгода нефтяных проектов.

Фискальные инструменты, как правило, включают следующие налоги и платежи: бонусы, плату за использование территории (ренталс), плату за добычу (роялти), налоги на прибыль и налоги на дивиденды, иногда — дополнительный налог на нефтяные доходы или эквивалентные платежи, другие налоги, связанные с нефтяными операциями (такие, как налоги на предоставляемые услуги и т. д.).

Хотя с правовых позиций концессии и СРП существенно различаются, с налоговой точки зрения они имеют весьма незначительные отличия, определяемые конкретными условиями соглашений. В особенности это относится к тем вариантам, когда используются гибридные системы. Уже в течение многих лет принято включать в СРП платежи роялти, хотя такая практика не соответствует самой его концепции (нефтяная компания выступает подрядчиком). Далее во многих случаях подрядчик платит налоги на прибыль в дополнение к доле прибыли, приходящейся государству.

Налоговая структура в концессиях и лицензиях соответственно может включать роялти, налог на прибыль и специальный нефтяной налог. В соглашениях о разделе продукции налоговые элементы могут включать роялти, долю прибыльной нефти и налог на прибыль. Эти три основных элемента обычно достаточны для налоговых целей государства. Увеличение числа налоговых элементов приводит к ненужной усложненности и не дает дополнительных выгод. Если выбирается СРП, то добавление специальных нефтяных налогов неоправданно.

В наиболее распространенных моделях взаимоотношений государства и бизнеса (концессии с неизменной ставкой роялти и налога на прибыль или СРП с фиксированной долей раздела продукции) уровень рентабельности нефтяной компании сильно варьируется в зависимости от характеристик месторождения (его местоположения, размеров, производительности скважин) и цен на нефть.

— В какой мере мировой опыт применим в России?

— Мировой опыт может найти у нас лишь ограниченное применение. Причиной тому является вся история российской нефтяной промышленности, особенно ее советский период. Упрощенно стратегия разработки запасов нефти за рубежом выглядела и выглядит следующим образом. От большого нефтяного «пирога» отрезается участок, разбуривается, скважины фонтанируют, начинается этап высокоприбыльной добычи. Часть дохода направляется на освоение следующего участка. К тому времени, когда на первом участке начинается этап вторичной, дорогостоящей добычи, уже фонтанируют скважины на втором, доход от которого распределяется на освоение третьего участка и оснащение первого технологиями. И так далее. В СССР были разом освоены все самые крупные месторождения: Ромашкинское, Когалымское, Федоровское, Холмогорское, Самотлор и др. Так что гордиться тем, что в лучшие времена СССР добывал 600 млн т нефти в год, особенно не стоит.

Результатом советской эпохи в нефтегазовом комплексе России стало уникальное состояние национальных запасов нефти. Ее очень много, но большинство разведанных запасов загнано во вторичную и третичную добычу, характеризующуюся высокими удельными затратами и относительно низкими доходами. Это сформировало те непростые проблемы, которые сегодня приходится решать российским нефтяным компаниям.

Однако есть трудности и иного характера. По оценкам специалистов, в 90-х годах численность производственного персонала в нефтедобывающей отрасли России выросла в два раза, в то время как добыча нефти снизилась более чем на 40%. Численность персонала ExxonMobil составляет 120 тыс. человек, примерно столько же, сколько и в крупнейших российских компаниях. При этом ExxonMobil добывает нефти в два-три раза больше, а перерабатывает раз в 10—20 больше. Нефтяная скважина в США дает нефти в среднем приблизительно 1,5 т в сутки, в России — 8—10 т. Вместе с тем затраты на добычу нефти в Штатах лишь немногим больше, чем у нас. Позволяют ли эти цифры говорить о низкой эффективности отечественных компаний? С учетом российской специфики дать однозначный ответ затруднительно.

Россия сильно отличается от других нефтедобывающих стран мира и нормативно-правовая база отношений между государством и недропользователями должна соответствовать нашей специфике.

— Какие риски для государства и бизнеса возникают при переходе на концессии в добывающих отраслях? Что следует предусмотреть при разработке концессионного законодательства и развитии правового регулирования недропользования? Возникает ли для государства опасность потери бюджетных средств из-за компенсации в рамках договоров концессии издержек для добывающих компаний? Может ли осложниться хозяйственная деятельность добывающих компаний в рамках договоров концессии с государством? Какие могут быть последствия для капитализации компаний?

— Особых причин ожидать появления каких-либо новых рисков в связи с переходом на концессии нет. Основными рисками в нефтегазовой отрасли всегда были и будут нестабильность рыночной цены на нефть и газ, а также техническая неопределенность в сфере разведки запасов (продуктивность месторождений) и добычи (себестоимость).

Анонсированные цели предполагаемых изменений в нормативно-правовой базе должны, наоборот, снизить риски, повысить инвестиционную привлекательность нефтегазовых проектов. Вместе с тем могут возникнуть и обостриться противоречия в сфере пересечения финансовых интересов государства и недропользователей в результате перераспределения доходов.

Что касается усложнения хозяйственной деятельности нефтегазовых компаний в рамках договоров концессии, то это вполне возможно. Если государство пойдет по пути сокращения объемов запасов нефти, которые сейчас контролируют компании в рамках лицензионных соглашений, это будет означать необходимость дорогостоящей перестройки хозяйственной структуры компаний, потребует от них реализации шагов в направлении повышения эффективности деятельности и на первых этапах может привести к снижению капитализации.