Investicijska aktivnost ruskih i stranih naftnih i plinskih kompanija. Industrija nafte i plina

Ruska industrija nafte i plina primila je više stranih ulaganja nego bilo koja druga. Poduzeća iz industrije nafte i plina ne samo da provode zajedničke projekte sa stranim partnerima, već i prikupljaju sredstva plasiranjem svojih vrijednosnih papira na zapadno financijsko tržište. Može se primijetiti da samo nekoliko ruskih poduzeća i financijskih institucija uspijeva prikupiti sredstva na ovaj način. Industrija nafte i plina također privlači strana državna sredstva i novac međunarodnih financijskih institucija u relativno velikom iznosu.

Strani investitori nisu uspjeli staviti niti jednu od ruskih naftnih kompanija pod izravnu kontrolu. To se objašnjava činjenicom da su sve te tvrtke vrlo velika poduzeća od “strateškog” značaja. Osim toga, postoji izravna zabrana prodaje dionica niza ruskih naftnih kompanija u inozemstvu.

Zbog teške političke i gospodarske situacije u Rusiji, izgledi za strana ulaganja u industriju nafte i plina ostaju nejasni. Međutim, međunarodne naftne kompanije imaju iskustva u zemljama u razvoju i sposobne su prevladati specifične poteškoće povezane s nedostatkom normalnog tržišnog okruženja i proizvoljnim djelovanjem vlasti. Međutim, u svakom slučaju malo je vjerojatno da će biti moguć neovisni razvoj velikih polja od strane stranih kompanija, što bi stvorilo konkurenciju ruskim naftnim divovima. Strani kapital koriste naftne kompanije uglavnom za “uvoz” modernih tehnologija i financiranje svojih projekata.

Purneftegaz planira privući 15 milijuna dolara stranih ulaganja prodajom velikog paketa svojih dionica stečenih na sekundarnom tržištu. Prikupljena sredstva planiraju se usmjeriti na provedbu velikih investicijskih projekata, uključujući zajednički razvoj naftnog polja Komsomolskoye s Shellom, razvoj i modernizaciju naftnog i plinskog polja Kharampur.

Societe Generale Vostok kreditira dvije kompanije za proizvodnju nafte, Tatneft (280 milijuna dolara) i Chernogorneft (50 milijuna dolara).

Uz pomoć novih tehnologija Komiarktikoil JV postigao je trostruko povećanje proizvodnje nafte iz dijela polja Verkhne-Vozeiskoye. Inozemni osnivači zajedničkog poduzeća su kanadska tvrtka Gulf-Canada i britanska tvrtka British Gas. Međutim, Gulf Canada je izrazio želju da proda svojih 25% udjela u JV-u, naglašavajući da je ulaganje tehnički obećavajuće, ali je prerizično zbog ekonomskih uvjeta koji se stalno mijenjaju.

Američki naftni koncern ARCO (ARCO) objavio je 29. rujna 1995. preuzimanje zamjenjivih obveznica NK Lukoila, koje će nakon konverzije u travnju 1996. godine iznositi 5,7% temeljnog kapitala društva. ARCO je kupio 241.000 obveznica Lukoila u vrijednosti od 250 milijuna dolara, koje će u travnju 1996. biti zamijenjene za 40,9 milijuna dionica s pravom glasa, čime će američki koncern postati najveći vlasnik obveznica Lukoila.

Na natječaju za pravo provedbe plinskog programa u regiji Tomsk pobijedio je anglo-američko-norveški konzorcij koji čine Brown and Root, Smedvig, Petek i Instance. Program predviđa razvoj plinskih polja Severo-Vasyuganskoye, Meldzhinskoye i Kazanskoye s dokazanim rezervama od oko 300 milijardi kubičnih metara. plin.

Kali-Bank GmbH, podružnica njemačke kompanije Wintershall AG, dat će ruskom dioničkom društvu Gazprom kredit od jedne milijarde njemačkih maraka, priopćila je Gazpromova tiskovna služba Agenciji za naftu. Kredit će se koristiti za realizaciju projekta plinovoda Yamal-Zapadna Europa.

RAO "Gazprom" i njemački koncern "BASF" potpisali su sporazum o dodjeli milijarde maraka za realizaciju projekta opskrbe Zapadne Europe jamalskim plinom. Sredstva njemačke strane za razvoj plinskih polja na Yamalu dodjeljuju se pod jamstvom Gazproma, a projekt se provodi bez sudjelovanja ruske vlade.

Međunarodni konzorcij Timan Pechora Company koji se sastoji od Texaco, Exxon, Amoco, Norsk Hydro i Rosneft namjerava razvijati polje Timano-Pechora s povratnim rezervama od oko 400 milijuna tona.

Južnokorejska financijsko-industrijska grupacija "Hyundai" pokazuje interes za plinsko polje Kovytkinskoye u regiji Irkutsk.

Američka Eximbank i Središnja banka Ruske Federacije postigle su sporazum o izdavanju licenci Središnje banke za otvaranje kolateralnih računa, što je zapravo posljednji korak u procesu priprema za sudjelovanje američke Eximbanke u kreditiranju ruskih poduzeća Nizhnevartovskneftegaz. , Permneft, Tatneft, Chernogorneft i Tomskneft".

Tempelton Investment Management, američki fond, namjerava ulagati u Permneft i Komineft preko svog pododjeljenja Tempelton Russia.

Ukupni trošak projekta razrade Štokmanskog polja u Murmanskoj oblasti, koji će izvoditi ruska tvrtka Rosshelf, procjenjuje se na oko 10-12 milijardi dolara, a za financiranje projekta planiran je međunarodni natječaj. Interes za natječaj pokazale su neke zapadne tvrtke i banke, posebice američki Goldman Sax i Morgan Stanley.

Dana 20. prosinca 1995. Vlada Ruske Federacije i Total Exploration Development Russia, podružnica francuske tvrtke Total, potpisali su sporazum o razvoju naftno-plinskog polja Kharyaginskoye. Nadoknadive rezerve procjenjuju se na 160,4 milijuna tona. Ugovor predviđa razvoj nalazišta od strane francuske tvrtke u trajanju od 33 godine, što će zahtijevati investiciju Totala od milijardu dolara.

Priča
Razvoj sovjetske naftne industrije dobio je snažan poticaj nakon naftne krize 1973.-1974. Prihodi od izvoza nafte naglo su porasli, a porasla su i ulaganja u naftnu industriju. Sovjetsko je vodstvo nastojalo maksimizirati proizvodnju nafte i taj zadatak je ispunjen: proizvodnja je dosegla vrhunac 1988., kada je proizvodnja iznosila 11,8 milijuna barela dnevno.

Međutim, krajem 1970-ih i početkom 1980-ih došlo je do ozbiljnih neravnoteža u ruskoj naftnoj industriji. Ostvarenje plana dovelo je do poskupljenja proizvodnje: iz godine u godinu svaka nova tona nafte zahtijevala je sve veća ulaganja. U razdoblju 1970.-1973. udio naftnog sektora u kapitalnim ulaganjima cjelokupne industrije iznosio je oko 9 posto, a 1986. više se nego udvostručio na 19,5 posto. Mnoga nalazišta su se koristila neracionalno, što je dovelo do njihovog preranog iscrpljivanja i štete za okoliš. Unatoč svim naporima, krajem 1980-ih proizvodnja nafte počela je padati. U to je vrijeme SSSR već bio čvrsto na naftnoj igli: udio prihoda od prodaje goriva i energetskih resursa u sovjetskim deviznim prihodima dosegnuo je najveću razinu 1984. godine i iznosio je 55 posto. Kao što je poznato, kasniji pad svjetskih cijena nafte imao je katastrofalne posljedice za sovjetsko gospodarstvo.

Romantika devedesetih
Početkom 1990-ih nade su se polagale u strani kapital za obnovu naftne i plinske industrije. Poznati dekret broj 1403, koji je potpisao Boris Jeljcin u studenom 1992., a kojim je pokrenuto osnivanje i privatizacija Rosnefta, Lukoila, Yukosa i Surgutneftegaza, predviđao je prodaju do 15 posto. dionice tih tvrtki stranim investitorima.

Štoviše, država je prestala financirati naftnu i plinsku industriju, a radi privlačenja stranih ulaganja zajedničkim ulaganjima (JV) omogućila je značajne pogodnosti, prije svega pravo na 100-postotni izvoz. sve proizvedeno ulje. Početkom 1990-ih došlo je do pravog procvata zajedničkog poduzeća u ruskoj naftnoj industriji. Do kraja 1990-ih, kada su ukinute izvozne povlastice, zajednička su poduzeća proizvodila više od 20 milijuna tona nafte godišnje.

U ranoj fazi zajednička ulaganja stvarala su uglavnom mala strana poduzeća, no početkom 1990-ih u Rusiju su došli i divovi globalnog naftnog i plinskog poslovanja. Od 1994. do 1995. ruska je vlada potpisala tri sporazuma o podjeli proizvodnje (PSA). Dva su se odnosila na projekte na Sahalinu: Sahalin-1 s Exxonom i Sodecom i Sahalin-2 sa Shellom, Mitsubishijem i Mitsuijem. Treći sporazum o razvoju polja Kharyaginskoye u Nenetskom autonomnom okrugu potpisan je s francuskim Totalom.

Upravo u tri PSA-a ogleda se promjena stava države prema zapadnim naftnim kompanijama. Povijest ovih projekata je drugačija. Dakle, pregovori o Sahalinu-1 počeli su još 1970-ih, kada je sovjetska vlada odlučila uključiti japanske tvrtke u razvoj projekta. Exxon je u projekt ušao početkom 1990-ih. Povijest Sahalina-2 započela je 1991. godine, kada je sovjetska vlada objavila natječaj za izradu studije izvodljivosti za razvoj polja Piltun-Astokhskoye i Lunskoye. Na natječaju je pobijedio konzorcij zapadnih kompanija, kojemu su se kasnije pridružili Shell i Mitsubishi. Konačno, razvoj polja Kharyaginskoye započeo je 1999. godine. Total je angažiran za razvoj dva od šest proizvodnih pogona na tom polju. Sva tri sporazuma potpisala je ruska vlada nekoliko mjeseci prije usvajanja PSA zakona u prosincu 1995.

Naime, tri PSA-a predviđala su pravnu zaštitu od bilo kakvih naknadnih zakonskih ograničenja koja bi mogla pogoršati položaj stranih ulagača. Sporazumi su potpisani pod uvjetima koji ih stavljaju izvan ruske jurisdikcije. Sredinom 1990-ih takav "ekstrateritorijalni" status projekata nije smetao vlasti Rusija. Proizvodnja nafte u zemlji je padala, a ulaganja u nove projekte katastrofalno su nedostajala. Uz prosječnu cijenu nafte 1995. od 18 dolara. po barelu i nesavršenosti poreznog zakonodavstva, koje bi se u svakom trenutku moglo promijeniti na nepredvidiv način, sporazumi su postali jedini način da se privuku ulaganja zapadnih kompanija vrijedna više milijardi dolara. Nakon donošenja Zakona o javnoj upravi, Vlada je odabrala više od 20 projekata za njihovu izradu, sada u skladu s normama ZPU-a koje su stupile na snagu.

Ljubav po hladnom vremenu
Međutim, daljnja provedba režima PSA je zaustavljena. Vlada se nije mogla dogovoriti, ni interno ni sa dionicima, o zakonskom i regulatornom okviru potrebnom za provedbu projekata u skladu sa zakonom koji je upravo donesen. Početkom 2000-ih promijenila se i opća situacija u industriji: cijene nafte počele su rasti, što je povećalo isplativost ulaganja u rudarske projekte i smanjilo atraktivnost PSA za strane ulagače. Vlasnici rastućih ruskih tvrtki također nisu bili zainteresirani za privlačenje stranih tvrtki pod uvjetima podjele proizvodnje. Prvi takav posao bila je kupnja BP-a 1997., 10 posto. dionice tvrtke "SIDANCO" iz struktura Vladimira Potanina. Godine 2003. BP je spojio svoju rusku imovinu s TNK-om i efektivno preuzeo oko polovicu dionica TNK-a od konzorcija Alfa-Access-Renova. Godine 2004. ConocoPhillips je od države preuzeo 7,6% udjela. dionice LUKOIL-a, a potom je kupio dodatne dionice od Vagita Alekperova i drugih ruskih dioničara tvrtke. Sam Hodorkovski je 2002.-2003. bio blizu prodaje velikog udjela u Yukosu ExxonMobilu, ali iz očitih razloga do dogovora nije došlo.

Vrijedno je napomenuti da su početkom 2000-ih neke zapadne tvrtke bile spremne izravno ulagati u naftne i plinske projekte u Rusiji bez PSA-a, odnosno pod standardnim poreznim režimom, pa čak i bez velikih ruskih partnera. Tako je sredinom 1990-ih Shell očekivao da će razviti polje Salym u autonomnom okrugu Khanty-Mansiysk prema uvjetima PSA-a, ali je kasnije pristao započeti s radom pod uobičajenim poreznim režimom i napravio svoja prva ulaganja 2004. godine. Godine 2003. u Zapadnom Sibiru počela je s radom američka tvrtka Marathon, koja je kupila Khanty-Mansiysk Oil Corporation.

Ispravak pogreške
Kako su cijene nafte naglo rasle i zapadne tvrtke postajale sve zainteresiranije za ulaganje u ruski naftni sektor, u vladi je raslo nezadovoljstvo s obzirom na tri PSA-a potpisana u prvoj polovici 1990-ih. Glavne zamjerke odnosile su se na to da su projekti postajali sve skuplji. Shell, najveći dioničar Sakhalin-2, najviše je trpio pritisak države na PSA operatere. Tijekom 2005. i 2006. godine projekt je bio doslovno bombardiran raznim inspekcijama koje su otkrile ne samo precijenjene troškove, već i kršenje zakona o zaštiti okoliša. Tadašnji šef Rosprirodnadzora Oleg Mitvol procijenio je ekološku štetu od Shellovih aktivnosti na Sahalinu na 50 milijardi dolara, što je iznos usporediv sa štetom od uragana Katrina. Krajem 2006. godine dioničari Sahalina-2 prodali su 50 posto. plus jednu dionicu u tvrtki operateru projekta Gazpromu, nakon čega su uklonjene sve ekološke tvrdnje.

Razvoj polja Kharyaginskoye od strane Totala također je bio popraćen stalnim sukobima s državnim strukturama. Početkom 2000-ih, porezne su vlasti svake godine osporavale troškove Totala i odbijale odobriti procjenu troškova za projekt. Francuska je tvrtka 2003. godine čak podnijela tužbu protiv ruske vlade pred Stockholmskom arbitražom, tražeći nadoknadu troškova koje je imala. Sukob se nastavio sve dok Total i drugi strani sudionik u projektu, Statoil, nisu 2009. dogovorili prijenos 20 posto. u projektu državnog "Zarubežnjefta".

Kako bi prodavao plin krajnjim potrošačima u Rusiji, ExxonMobil ih mora opskrbljivati ​​plinom preko plinovoda pod kontrolom Gazproma. Pristup tim cijevima također je bitan za američku tvrtku ako želi prodavati svoj plin izvan Rusije, u Kinu ili Koreju. Posljednjih nekoliko godina ExxonMobil i Gazprom nisu se mogli dogovoriti oko cijene plina iz Sahalina-1. Ipak, ExxonMobilu je uspjelo uglavnom zadržati kontrolu nad projektom. Može se samo nagađati koji su argumenti uvjerili rusko vodstvo da odustane od pokušaja primjene sile na ExxonMobilu, slično onome što je provedeno protiv Sahalina-2.

Na ovaj ili onaj način, razvoj PSA u Rusiji je zastao. Do danas je udio PSA operatora tek 3,2 posto. ukupne proizvodnje nafte i 3,6 posto. ukupne proizvodnje plina u Rusiji. Ovaj obujam proizvodnje usporediv je s onim prosječne ruske tvrtke kao što su Bashneft ili RussNeft. PSA projekti u Rusiji igraju mnogo skromniju ulogu nego u zemljama ZND-a bogatim resursima kao što je Kazahstan i većina zemalja izvan ZND-a gdje se primjenjuje podjela proizvodnje.

Proizvodnja nafte i plina iz projekata na Sahalinu će rasti, ali uporna alergija na PSA među ruskim političkim vodstvom prejako je povezana s gubitkom državne kontrole u "lupim devedesetima". Godine 2008., govoreći o PSA, Vladimir Putin je izjavio da Rusija neće dopustiti "kolonijalno korištenje svojih resursa". Strane tvrtke pozvane su raditi u Rusiji prema standardnom poreznom režimu. Problem je što razvoj naftne i plinske industrije pod ovim režimom nema perspektivu.

porezna slijepa ulica
Proizvođači u Rusiji plaćaju iste poreze kao i druge tvrtke na dodanu vrijednost, dobit, imovinu i socijalne doprinose. Osim toga, naftne kompanije plaćaju porez na eksploataciju minerala (MET) i, ako izvoze svoju naftu, izvoznu carinu. MET se izračunava prema formuli odobrenoj 2002.: iznos poreza ovisi o trenutnoj cijeni nafte i tečaju rublja/dolar. Po cijeni marke Urals od 100 dolara. po barelu i stopi od 29 rubalja za dolar, proizvođač mora platiti državi oko 18 dolara. od svakog barela proizvedene nafte. Međutim, ovaj porez nije tako strašan za naftne kompanije kao izvozna carina, koja se izračunava na progresivnoj ljestvici: što je viša cijena nafte, to je viša stopa carine. Od kolovoza 2004. stopa izvozne carine za cijene nafte iznad 25 USD. po barelu iznosi 65 posto.

Dakle, uračunaju li se ostali porezi, uz visoke cijene nafte porezno opterećenje izvoznika prelazi 90 posto. Sadašnji porezni sustav uspostavljen je sredinom 2000-ih, kada je zadatak bio povući višak dobiti iz naftnih kompanija i napuniti stabilizacijski fond. Visoko porezno opterećenje nije dovelo naftne kompanije do bankrota, ali je učinilo ulaganja u nova polja neisplativim. Značajno je da su velike ruske tvrtke poput LUKOIL-a i TNK-BP-a od ranih 2000-ih pojačale potragu za projektima izvan Rusije, ponajviše zbog nepovoljne porezne klime.

Proteklih godina vlada je pokušala regulirati porezni režim, na primjer, postavljanjem povlaštenih stopa MET-a za stara iscrpljena polja. Od listopada 2011. granična stopa izvozne carine na naftu smanjena je sa 65 na 60 posto, ali su istovremeno značajno povećane izvozne carine na naftne derivate. Unatoč ovim kozmetičkim popustima, razvoj velikih novih projekata pod sadašnjim poreznim režimom i dalje je neprofitabilan. Štoviše, važni naftni projekti koji se posljednjih godina provode u Rusiji postali su mogući samo zahvaljujući političkom utjecaju kompanija koje su si osigurale posebne porezne olakšice. Ti projekti uključuju polje Filanovsky u sjevernom Kaspijskom moru, koje razvija LUKOIL, i polje Vankor, najveći Rosneftov projekt u istočnom Sibiru; obje su tvrtke od države dobile pravo, osigurano posebnim vladinim nalozima, da ne plaćaju izvozne carine na naftu iz ovih projekata u početnoj fazi njihova razvoja. Valja napomenuti da su povlastice Rosnefta za polje Vankor istekle u svibnju 2011. i nisu produljene.

arktičko ludilo
Posljednjih godina, u pozadini pooštravanja poreznog režima, država je počela pokazivati ​​sve veći interes za razvoj novih obećavajućih područja nafte i plina, prvenstveno na arktičkoj polici. Razvoj arktičkih projekata moguć je samo uz sudjelovanje stranih tvrtki; jedini takav projekt koji provodi Gazprom, razrada polja Prirazlomnoye na šelfu Pečorskog mora, pokazao je u praksi da ruske tvrtke ne mogu pokrenuti arktičke projekte bez stranaca. Dugogodišnji projekt trajao je 16 godina. Platforma za razvoj polja izgrađena je u obrambenim poduzećima sjevera Rusije, prvenstveno u tvornici Sevmash. U isto vrijeme, shema razvoja polja je revidirana nekoliko puta, a trošak projekta je stalno rastao. Kao rezultat toga, višestruko je premašio početne izračune i iznosio gotovo 4 milijarde dolara, što dovodi u sumnju isplativost projekta. Karakteristično je da Gazprom Neft Shelf, odjel Gazproma koji razvija Prirazlomnoye, još uvijek zagovara korištenje PSA režima za projekt.

Dakle, razvoj arktičkog pojasa moguć je samo u partnerstvu sa stranim, prije svega zapadnim, tvrtkama koje imaju potrebne tehnološke i financijske resurse. Na kraju "nultih" godina rusko je vodstvo odlučilo započeti puni razvoj Arktika. Odabrana je sljedeća shema: Vlada izdaje licence državnim tvrtkama Gazprom i Rosneft, koje zatim privlače strane partnere za razvoj polja, prenoseći im manjinske udjele. Izdavanje dozvola pokazalo se jednostavnom stvari. Već 2010. godine agencija za izdavanje dozvola Rosnedra pri Ministarstvu prirodnih resursa i ekologije izdala je Rosneftu šest dozvola za razvoj morskih polja i dvije Gazpromu. Ove godine Rosnedra planira izdati još 15-ak dozvola, a ukupno će ih biti izdano nekoliko desetaka. Istodobno, teži zadatak, razvoj jasne strategije razvoja police i poreznog režima, zaglibio je u birokraciju.

Vlada još nije odobrila državni program za razvoj police. Podjela uloga među državnim tvrtkama ostaje nejasna: u početku se pretpostavljalo da će Gazprom i Rosneft stvoriti zajedničku tvrtku kao operatera offshore projekata, zatim će zasebno razvijati polja: Rosneft nafta, Gazprom plin. Do podjele “sfera utjecaja” između državnih tvrtki, međutim, nije došlo. Prvo, mnoga licencna područja su neistražena, pa ih je nemoguće definitivno podijeliti na naftu i plin. Drugo, u nedostatku jasnih političkih smjernica, Rosneft i Gazprom počeli su se natjecati za nove offshore licence, dok Rosneft polaže pravo na plinonosna područja u Barentsovom moru.

Partnerstvo s mnogo nepoznanica
Rezultat je paradoksalna situacija. Prvi put od sredine 1990-ih, država je zainteresirana za privlačenje stranih naftnih i plinskih kompanija u projekte u Rusiji. No, budući da nema jasne strategije i poreznog režima, stranci su pozvani ne samo da se bave konkurentskim državnim tvrtkama, već i da ulaze u projekte čija se isplativost ne može izračunati. Istodobno, državne tvrtke radije ne ulažu vlastita sredstva u istraživanje licenciranih područja, nudeći stranim partnerima da sami plate za zadovoljstvo rada na ruskom šelfu. Drugim riječima, stranim se tvrtkama nudi sljedeća ponuda: vi preuzimate tehnološke i financijske rizike projekta, a ako imate sreće i nađete naftu ili plin, dogovorit ćemo porezni režim. A ako ga ne pronađu, znači da nisu imali sreće i da su sredstva bačena uzalud.

Čini se da su neke strane tvrtke spremne započeti s radom čak i pod takvim uvjetima. Tijekom prošle godine Rosneft je potpisao nekoliko ugovora o razvoju na moru: s Chevronom i ExxonMobilom za područja u Crnom moru, s BP-om za područja u Karskom moru i s ExxonMobilom za ista područja. No, potpisani ugovori ne znače da zapadne tvrtke namjeravaju ozbiljno ulagati u offshore projekte. Naprotiv, oni nastoje "zabilježiti" svoje sudjelovanje u tim projektima i, trošeći minimalno novca, dogovoriti uvjete za daljnji rad. Osim toga, dva od tri sporazuma koje je Rosneft potpisao već su postala nevažeća: Chevron je napustio projekt proučavanja Šatskog okna u Crnom moru, navodeći nepovoljne geološke čimbenike, a posao Rosnefta s BP-om torpedirali su ruski partneri Britanaca društvo.

Ugovor s ExxonMobilom, najavljen krajem kolovoza 2011., uključuje seizmička istraživanja i bušenje istražnih bušotina u Karskom moru. No, porezni režim za daljnji razvoj polja bit će određen u budućnosti, a do tada američka tvrtka vjerojatno neće uložiti u projekt iznose približne onima koje su najavili predstavnici Rosnefta i ruske vlade. Rosneft sada aktivno traži dodatne partnere za istraživanje i razvoj na moru i vjerojatno će ih pronaći, ali nedostatak jasnog poreznog režima učinit će ove projekte mnogo težima za provedbu.

Jasan primjer ovih poteškoća je projekt razvoja polja Štokman u Barentsovom moru. Ovo divovsko polje, udaljeno 600 kilometara od obale, otkriveno je 1988. godine. U 1990-ima su ga kontrolirala zajednička ulaganja između Gazproma i Rosnefta; 2004. godine Rosneft je svoj udio u projektu ustupio Gazpromu. Od ranih 1990-ih nastavljeni su spori pregovori s potencijalnim stranim partnerima zainteresiranim za razvoj Štokmana. Sredinom 2000-ih Gazprom je intenzivirao proces pregovora sa zapadnim tvrtkama, ali je ruski plinski monopol bio vrlo selektivan u odabiru partnera, zahtijevajući najpovoljnije uvjete za sebe. Godine 2006. Gazprom je rekao da ga prijedlozi zapadnih tvrtki ne zadovoljavaju. Odlučeno je da se kontrola nad nalazištem ostavi u rukama Gazproma, a da se kao izvođači privuku isključivo zapadne tvrtke.

Kao rezultat duge trgovine, koja se odvijala uz sudjelovanje najviših državnih dužnosnika, Gazprom je 2007. godine potpisao ugovore s dva izvođača, Statoilom i Totalom, koji su dobili 24 posto. i 25 posto. u operateru projekta. Međutim, razvoj ležišta još nije započeo. Godine 2008. izbila je svjetska financijska kriza, što je dovelo do naglog pada potražnje za plinom u Europi. U međuvremenu, u Sjedinjenim Američkim Državama, još jednom potencijalnom potrošaču plina iz Štokmana, proizvodnja plina iz škriljca naglo je porasla, a nabava plina iz inozemstva smanjena. Tako se plin iz Štokmanova polja, neizbježno skup, pokazao nekonkurentnim i prije nego što se počeo proizvoditi.

Nakon nekoliko godina pregovora sa zapadnim tvrtkama, u ljeto 2011. vlada je konačno odlučila dati operateru polja porezne olakšice na imovinu, ali sama ta zakašnjela odluka ne može projekt Štokman učiniti isplativim. Ukoliko se ne osiguraju dodatni i veći porezni poticaji, odluka o ulaganju na terenu vjerojatno neće biti donesena. Stoga nepovoljan porezni režim ostaje jedan od glavnih čimbenika koji koče početak razvoja polja.

Istovremeno, ni Gazprom ni njegovi zapadni partneri ne mogu si priuštiti službeno odustajanje od projekta: previše je truda uloženo u postizanje postojećih sporazuma, a posebno za Gazprom, održavanje Štokmana na površini pitanje je prestiža. Umjesto toga, tvrtke redovito izjavljuju da su i dalje predane projektu, no odluka o investiciji, a time i početak proizvodnje, povremeno se odgađaju godinu-dvije.

Mogu ako hoće
Iako je projekt Shtokman odložen, francuski Total nedavno je stekao 20 posto udjela u još jednom velikom plinskom projektu. Projekt razvoja Južno-Tambejskog polja i izgradnje postrojenja za proizvodnju ukapljenog prirodnog plina poznat je kao Yamal LNG. Ovaj projekt pokazuje da je država u određenim okolnostima u mogućnosti osigurati naftnim i plinskim tvrtkama najpovoljniji tretman u kratkom vremenu, uključujući i porezna pitanja.

Yuzhno-Tambeyskoye polje nalazi se na sjeveru Yamalo-Nenetskog autonomnog okruga. U kasnim 2000-ima, Yamal LNG, koji posjeduje licencu za polje, preprodan je nekoliko puta, a 2009. je došao pod kontrolu NOVATEK-a, najveće ruske privatne plinske tvrtke.

Unatoč činjenici da je u službenoj strategiji Gazproma razvoj Južno-Tambejskog polja planiran za 2020-e, Novatek je odlučio ubrzati projekt. Puštanje u rad prve faze LNG postrojenja kapaciteta 5,5 milijuna tona godišnje planirano je za 2016. godinu, a još dvije faze za 2017. i 2018. godinu. Pritom se reakcija države na projekt privatne tvrtke oštro razlikovala od uobičajene birokratske birokratije. Tijekom prošle godine projekt Yamal LNG dobio je potporu vlade bez presedana. Vlada je privatnoj tvrtki Novatek obećala 12-godišnje porezne olakšice za MET. U nedavnim natječajima koje je organizirala Rosnedra, Novatek je dobio licence za nekoliko velikih polja u Yamalu, čime je povećana resursna baza projekta. Osim toga, Novatek bi mogao dobiti državne subvencije za kupnju LNG tankera za razvoj ovih polja. Kruna velikodušnosti bilo je osiguranje izvoznog kanala Novateku, zapravo mimo Gazproma.

Državna potpora Novateku kronološki se poklopila s pojavom Genadija Timčenka, suvlasnika naftnog trgovca Gunvora i poznanika Vladimira Putina, među njegovim dioničarima. Sam Timčenko negira bilo kakve osobne razloge za svoj uspjeh u poslu s ruskim robama. Međutim, nakon što je Timchenko kupio udio u Novateku 2009., prema tiskovnim izvješćima, sada Timchenko i Leonid Mikhelson, predsjednik uprave tvrtke, posjeduju paket njezinih dionica blizu kontrolnog 10, cijena dionice porasla je nekoliko puta . Do sada neviđena državna potpora privatnom proizvođaču plina očito se odrazila i na brzi rast vrijednosti tvrtke.

Strategija i rizik
Dvadeset godina su strane tvrtke u Rusiji doživljavale i državnu ljubav i državni gnjev. Uspon oligarha u 1990-ima okončao je režim PSA, ali je otvorio put zapadnim tvrtkama koje su željele ulagati u kapital ruskih naftnih i plinskih struktura. Uspon državnog kapitalizma u Putinovoj eri prisilio je strane tvrtke da potraže partnerstvo s Rosneftom i Gazpromom. Ali postizanje tog cilja pokazalo se teškim ne samo zbog ambicija ruskih državnih kompanija, već i zbog prevelikog poreznog pritiska na naftnu industriju. Krajem 2000-ih politički ciklus u sektoru nafte i plina ušao je u drugi krug. Kao i devedesetih, u najboljem su položaju one privatne tvrtke čiji vlasnici imaju podršku državnog vrha.

U tim uvjetima postoje dvije mogućnosti za strana poduzeća. Prvi je razvoj suradnje s Gazpromom i Rosnjeftom. Ove dvije državne tvrtke u dogledno vrijeme moći će surađivati ​​sa strancima u megaprojektima, poput razvoja arktičkog šelfa. U zamjenu će državne tvrtke zahtijevati ulaganja, tehnologije i imovinu izvan Rusije. Osim toga, očekuje se pomoć stranih kompanija, prvenstveno Gazproma, u realizaciji njegovih plinovodnih projekata u Europi. Na primjer, čini se vjerojatnim da su njemački Wintershall i talijanski Eni ušli u Gazpromov projekt Južni tok velikim dijelom kako bi olakšali pristup nalazištima u Rusiji.

Druga prilika za strane tvrtke je suradnja s privatnim ruskim tvrtkama. Kao što nedavna praksa pokazuje, tvrtke poput Novateka mogu ostvariti porezne povlastice za svoje projekte brže i učinkovitije od naizgled svemoćnog Gazproma. Total se uključio u dva značajna plinska projekta, Shtokman u partnerstvu s Gazpromom i Yamal LNG u suradnji s Novatekom. Vjerojatno je da će se Yamal LNG prodati brže od Shtokmana, u svakom slučaju, tijekom prošle godine Novatek je dobio neviđenu državnu potporu, a Shtokman je stajao na mjestu.

Druga strana medalje u suradnji s privatnim tvrtkama je ovisnost o njihovim vlasnicima, odnosno političkim vezama koje im omogućuju da se dodvoravaju državi. Bilo je mnogo uspona i padova u povijesti ruskog naftnog i plinskog sektora u proteklih 20 godina. Yukos, najveća privatna naftna i plinska kompanija u zemlji, likvidirana je u samo dvije godine. Strukture koje su blisko surađivale s Gazpromom 1990-ih i dobile imovinu od plinskog monopola pod povoljnim uvjetima, na primjer, Itera i Stroytransgaz, izgubile su potporu 2000-ih i bile prisiljene vratiti većinu imovine Gazpromu. Nedavno je Mikhail Gutseriev, koji je od nule stvorio jednu od najvećih naftnih kompanija, RussNeft, bio krivično gonjen i emigrirao je u London 2007. godine, prodavši RussNeft strukturama Olega Deripaske. No sredinom 2010. sve su optužbe protiv Gutserieva odbačene, on je stigao u Rusiju i, kao da se ništa nije dogodilo, vratio se na čelo RussNefta.

Kao i prije 10-15 godina, strane tvrtke su prisiljene oslanjati se na politički utjecaj svojih partnera. Suradnja s državnim tvrtkama je politički sigurnija i otvara pristup značajnim projektima, no realizacija tih projekata može se odgađati godinama. Klađenje na privatne tvrtke, čiji vlasnici mogu iskoristiti svoju bliskost s političkim vrhom, obećava trenutnu naklonost države, ali ne jamči dugoročnu potporu projektima, posebice u slučaju promjene političkog vodstva ili odlaska njihovih ruskih dioničara iz projekata.

U skladu s važećim zakonodavstvom, obujam državnih jamstava izdanih kao kolateral za inozemna zaduživanja mora biti odobren saveznim zakonom o proračunu. U njegovom okviru mogu se zbrojiti i posebnom linijom staviti obujmi državnih jamstava za realizaciju PSA projekata, osigurani budućim državnim udjelom nafte u tim projektima.

Danas rusko zakonodavstvo zahtijeva odobrenje svakog PSA projekta posebnim federalnim zakonom. To znači da je pri formiranju proračuna za iduću godinu dovoljno zbrojiti količine državnih udjela profitabilne nafte za ovu godinu prema ratificiranim ugovorima, a da se o njima ne raspravlja posebno u postupku donošenja proračuna. S druge strane (blagoslov je prikriven), ratifikacija pojedinačnih projekata (zahtjev uveden u zakonodavstvo o PSA-u, koji je značajno „otežao“ proceduru sklapanja ugovora investitora s državom za svaki projekt) osigurava investitorima uz maksimalnu pravnu zaštitu u uvjetima visoke nestabilnosti ruskog gospodarstva u tranziciji i time značajno smanjuje rizik i povećava dugoročni financijski rejting državnih jamstava izdanih na temelju PSA.

Istina, po našem mišljenju, pod jednim uvjetom - da se državna jamstva izdana na temelju konkretnog PSA projekta koriste za potrebe projektnog financiranja tog konkretnog projekta. Ovakav pristup omogućit će uklanjanje državnih jamstava iz zone suverenog rizika i značajno smanjenje troškova zaduživanja. Međutim, ako se državna jamstva izdana na temelju konkretnog PSA projekta koriste ne samo u okviru ovog projekta, već iu interesu drugih projekata, odnosno preraspodijele se kroz tekući proračun, odmah će pasti pod državni rizik. , što će značajno poskupjeti zaduživanje i dovesti u pitanje svrsishodnost primjene predložene sheme u cjelini.

Ovakav pristup omogućit će razbijanje općeprihvaćenog obrasca, tradicionalnog za stabilna (netranzicijska) gospodarstva u razvoju, prema kojem financijska ocjena projekta ne može biti veća od ocjene tvrtke koja ga provodi, a koja pak ne može biti viši od financijskog rejtinga matične zemlje i/ili zemlje domaćina u kojoj se ovaj projekt provodi.

U svjetskoj praksi postoji jedini nama poznat primjer kada je financijski rejting projekta veći od financijskog rejtinga zemlje u kojoj se provodi - projekt Qatargas u Kataru (proizvodnja prirodnog plina na polju Severnoye, koje se nalazi na granici s Iranom u Perzijskom zaljevu i njegovo ukapljivanje u LNG postrojenju koje se nalazi na sjevernom vrhu poluotoka). Predloženi pristup omogućit će osiguranje visokih financijskih rejtinga nove vrste državnih jamstava izdanih u okviru ruskih PSA projekata, bez obzira na financijski rejting same Rusije, kako bi se proširile mogućnosti za ruske tvrtke da privuku financiranje projekata u nafti i plinske projekte razvijene pod uvjetima PSA-a i smanjiti cijenu posuđenog kapitala potrebnog za njih.

ZAKLJUČAK

Danas je stanje u svjetskoj proizvodnji nafte nešto drugačije nego prije desetak godina. Naprednije tehnologije za istraživanje i proizvodnju ugljikovodičnih sirovina omogućile su otvaranje novih područja u svijetu. Na primjer, rudarsko područje u dubokom moru na zapadnoj obali Afrike. Regije poput Saudijske Arabije postaju sve otvorenije međunarodnim tvrtkama, gdje možete izvaditi barel kvalitetne nafte za jedan ili dva dolara i odakle ju je lako transportirati na izvozna tržišta. Za zemlje proizvođače, svijet nafte i plina bio je mnogo konkurentniji 2001. nego što je bio 1991. Osim toga, iskustvo stranih tvrtki u Rusiji također nije ispunilo njihova očekivanja početkom 1990-ih.

Dok su mnogi od zajedničkih pothvata započetih prije 10 godina bili tehnički uspješni, vrlo je mali broj njih ostvario dovoljan povrat ulaganja, ako je uopće.

Glavni problemi s kojima su se strani investitori morali suočiti u Rusiji dobro su poznati. To su, prije svega, nesavršena zakonodavna baza, nepredvidivost poreznog režima i pretjerana birokratska kontrola.

Može li ruski naftni i plinski kompleks u budućnosti računati na velika strana ulaganja? Po mom mišljenju, ako se velika ulaganja stranih tvrtki usmjere u rusku industriju goriva i energije, onda će se to dogoditi samo na temelju zakona o podjeli proizvodnje.

To ne znači da je PSA lijek za sve. A razlog nije to što podjela proizvodnje navodno podrazumijeva "porezne olakšice" ili druge povlastice: stručnjaci dobro znaju da kada su cijene nafte visoke, naftne kompanije mogu zaraditi puno više u sustavu licenciranja. Pravi razlog zašto su strane tvrtke predane radu prema uvjetima PSA-a je taj što podjela proizvodnje svojim projektima može dodati onu bitnu komponentu koja u Rusiji nedostaje posljednjih godina - stabilnost i predvidljivost uvjeta za ulaganja.

To nije isto što i predvidljivost dobiti. Prilikom dijeljenja proizvodnje investitor preuzima geološke, tehničke i financijske rizike. Pod tim uvjetima, naravno, nije potrebno govoriti o zajamčenoj dobiti.

Međutim, uz pravnu i poreznu stabilnost koju može pružiti podjela proizvodnje, tvrtke mogu napraviti dugoročne planove. To znači da isplativost pojedinog projekta više ovisi o učinkovitosti tvrtke (i, naravno, o jednom vanjskom faktoru na koji nitko od nas ne može utjecati – cijenama nafte) nego o dobrim odnosima s državnim dužnosnicima.

Vrlo često je dio proizvoda povezan sa stranim tvrtkama. Naime, od 22 polja odobrena za raspodjelu proizvodnje, samo 9 ima strane ulagače. Svih ovih 9 polja također imaju ruske investitore.

Stoga s pouzdanjem možemo reći da će ruske tvrtke stvarno imati koristi od režima podjele proizvodnje. Postoje izravne i neizravne koristi.

Najizravnija korist je pristup financiranju koje će donijeti podjela proizvodnje. Predvidljivost, stabilnost i otvorenost režima podjele proizvodnje ono je što ih čini privlačnima ne samo stranim tvrtkama, već i stranim bankama i drugim financijskim institucijama koje mogu osigurati većinu kapitala za projekte. Dopustite mi da vas podsjetim da će mnogi PSA projekti zahtijevati od 10 do 15 milijardi dolara ulaganja.

Banke su jednako zainteresirane za atraktivan i konkurentan režim podjele proizvodnje kao i naftne kompanije. Bankari obično žele biti sigurni da će povratiti svoja ulaganja i ostvariti profit.

Ako ruski režim podjele proizvodnje nije konkurentan, onda ne samo da strane tvrtke neće ulagati, nego banke neće financirati projekte kako stranih tako i ruskih tvrtki.

Jedna od karakteristika globalne naftne i plinske industrije je činjenica da tvrtke koje su inače konkurenti zajedno rade na velikim projektima. Tvrtke imaju koristi od udruživanja resursa na nekoliko načina: rizik se dijeli, a partneri mogu učiti jedni od drugih. Ruske će tvrtke također imati koristi od razmjene tehnologije i upravljačkih vještina, što će donijeti zajednički rad sa stranim tvrtkama u PSA projektima. I obrnuto. Nema prepreka da zajednički rad postane raširena praksa u Rusiji. Uspješno partnerstvo u Rusiji moglo bi dovesti do zajedničkog rada u drugim zemljama.

Još jedna neizravna korist od transparentnosti dijeljenja proizvodnje je u području iskustva. Pogledamo li tržišnu vrijednost dionica ruskih naftnih kompanija u odnosu na rezerve koje imaju, vidjet ćemo da su vrednovane znatno niže od dionica stranih kompanija.

Zašto se ovo događa? Jedan od glavnih razloga je nedostatak transparentnosti i dobrog korporativnog upravljanja u Rusiji. Istovremeno, tržište pozitivno reagira na promjene na bolje u ovom području. To potvrđuje i primjer tvrtke Yukos, koja je u protekle 4 godine uspjela postići 40 puta veći rast tržišne cijene svojih dionica.

Tržište također može pozitivno odgovoriti na korake koje je poduzela vlada, koja je odlučila pokazati da se Rusija kreće prema transparentnijem režimu ulaganja.

Jedna od neposrednih posljedica dovršetka režima podjele proizvodnje bilo bi veće povjerenje ulaganja da je Rusija na pravom putu i da se velika neiskorištena nalazišta mogu konačno razviti - bilo kroz suradnju između ruskih i stranih tvrtki, ili ruskih tvrtki sa stranim financiranje. Ti bi faktori povećali tržišnu vrijednost ruskih tvrtki.

Stoga je podjela proizvodnje važno pitanje ne samo za strane tvrtke u Rusiji. Ovo je najbolji i, u doglednoj budućnosti, jedini način da se privuku kapital i tehnologija potrebni za razvoj velikih novih polja u Rusiji.

Jasno je da je podjela proizvodnje pitanje na kojem ruske i strane tvrtke mogu raditi zajedno. Stvaranje razumljivog, stabilnog, predvidljivog, otvorenog, povoljnog i konkurentnog investicijskog režima u Rusiji u našem je zajedničkom interesu. Trenutno ne postoje takvi uvjeti. Dakle, u Rusiji nije bilo ulaganja pod uvjetima podjele proizvodnje, osim PSA projekata sklopljenih prije saveznog zakona "O PSA".

No, ovaj blok zakona ima svoje prednosti čak iu trenutnoj verziji, koja nije najučinkovitija za investitore. Međutim, postoje i ograničenja njegove upotrebe. Kvota "resursa" depozita za razvoj prema uvjetima PSA (30% dokazanih rezervi zemlje) već je praktički iscrpljena. Procedura dobivanja prava korištenja podzemlja po uvjetima ZPU-a je pretjerano složena i birokratizirana. Pribavljanje svih dozvola i viza potrebnih za PSA projekte dugotrajno je i stoga skupo. To smanjuje konkurentnost svih tvrtki koje posluju u Rusiji. Ulagači podupiru napore Vlade Ruske Federacije da uspostavi "jedan prozor" za PSA kako bi se smanjila birokratska birokratija.

Ako govorimo o drugim sektorima gospodarstva (proizvodnja, usluge), onda se PSA ovdje uopće ne može primijeniti. Gospodarsko i investicijsko zakonodavstvo zemlje treba progresivan razvoj ne samo kroz PSA

Za povećanje investicijske atraktivnosti i konkurentnosti industrije nafte i plina potrebno je:

Usmjeriti napore za povećanje baze resursa sektora nafte i plina kompleksa goriva i energije, osigurati dovoljan publicitet u vezi sa stanjem ove baze;

Stvoriti centraliziranu banku podataka o domaćim progresivnim vrstama opreme i tehnologija koje mogu kupiti i koristiti investitori;

Razviti program za postupno povećanje investicijske atraktivnosti ruskog naftno-plinskog kompleksa, uključujući mjere za jačanje burze, koja bi trebala postati učinkovit mehanizam za mobilizaciju ulaganja, usmjeravajući ih na najperspektivnije projekte za razvoj nafte i plinskim tvrtkama i najučinkovitijim poslovnim strukturama. Već je previše vremena i truda potrošeno na propise. Došlo je vrijeme da ih se finalizira (u obliku koji će osigurati stvaranje atraktivnog investicijskog režima) i krene dalje.

S obzirom na velike udaljenosti Rusije i razlike između domaćih i svjetskih cijena, transport nafte uvijek će biti važno pitanje. Ali nijedna privatna tvrtka neće izgraditi naftovod vrijedan više milijardi dolara ako nije sigurna da će imati slobodan pristup naftovodu za transport svojih proizvoda. Stoga bi nacrt Zakona "o magistralnim cjevovodima" trebao predvidjeti cjevovode koje polažu privatne tvrtke i stoga su u njihovom vlasništvu i njima upravljaju.

Konačno, za sporazume o podjeli proizvodnje potrebno je doraditi sustav upravljanja.

U zaključku se mogu izvući sljedeći zaključci.

Naftno-plinski kompleks jest i nedvojbeno će ostati najvažniji dio ruskog gospodarstva, osiguravajući četvrtinu troškova industrijske proizvodnje, trećinu proračunskih prihoda i oko polovicu svih deviznih prihoda čak iu sadašnjoj krizi. Ona ostaje temelj životnog uzdržavanja nacije, čvrst temelj ekonomske sigurnosti zemlje i važan izvor otplate inozemnog duga.

Rješavanje problema naftno-plinskog kompleksa usko je povezano s rješavanjem problema cjelokupnog ruskog gospodarstva. Situacija u naftno-plinskom kompleksu se pogoršava - socio-ekonomska situacija cijele zemlje se pogoršava. Stoga probleme naftno-plinskog kompleksa treba uzeti u obzir kao prioritet, uz probleme agroindustrijskog kompleksa, vojno-industrijskog kompleksa, prometa i veza.

Uloga naftno-plinskog kompleksa u nadolazećim godinama ne samo da se neće smanjivati, već će se dosljedno povećavati kako bi se Rusiji pružila mogućnost obnove ukupnog gospodarskog potencijala, provedbe potrebnog strukturnog restrukturiranja cjelokupnog gospodarstva i pružiti Rusima novu kvalitetu života.

OGC će nastaviti igrati ključnu ulogu u ruskoj vanjskoj ekonomskoj strategiji. To će se prije svega odnositi na mogućnosti ostvarivanja izvoznih prihoda koji su prijeko potrebni za provedbu reformi. NGK i njegove potencijalne mogućnosti i dalje će djelovati kao glavni jamac u našoj politici dobivanja dugoročnih zajmova i kredita u zemljama izvan ZND-a. Ne manje važna je uloga kompleksa goriva i energije u promicanju razvoja integracije drugih zemalja ZND-a s Rusijom na temelju kontinuiranog interesa tih zemalja za opskrbu ruskim proizvodima goriva i energije. „Energetski faktor“ može pridonijeti aktivnijoj politici Rusije u odnosima s EU, SAD-om, Japanom i drugim zemljama.

Problemi naftno-plinskog kompleksa nisu i neće biti oportunističke prirode, oni su dugoročni i mogu se rješavati samo u sprezi s problemima cjelokupnog gospodarskog razvoja Rusije. Zbog toga je stalna koordinacija u provedbi programa ES-2020 i Strategija-2010 iznimno važna.

Količina ulaganja koja je potrebno privući u naftno-plinski kompleks Rusije kako bi se riješili prioritetni zadaci ruske gospodarske strategije toliko je velika da argument o prioritetu pojedinih izvora ulaganja čini besmislenim. Na tom polju ima dovoljno prostora za sve - i privatne domaće strukture, i državu, i strane poduzetnike. Pitanje je kako i gdje nabaviti investicijska sredstva.

Mobilizacija velikih investicija za potrebe daljnjeg razvoja naftno-plinskog kompleksa može se provesti samo u slučaju značajne promjene investicijske klime za domaći i strani kapital.

Izgledi za razvoj globalnog tržišta nafte i plina povoljni su za povećanje ulaganja u ruski naftni i plinski sektor.

Rusija ima dovoljnu investicijsku privlačnost, ali su potrebni značajni napori da se ona dodatno poveća

Zaključno, želim napomenuti da strane naftne kompanije vide ogroman potencijal u Rusiji. Zato su još uvijek tu – unatoč problemima na koje nailaze na putu. Međutim, kako bi se stvorili uvjeti za privlačenje dugoročnih ulaganja u ruski naftni i plinski kompleks, potrebno je učiniti još mnogo posla.

Stvaranje ovih uvjeta u zajedničkom je interesu i ruskih i stranih naftnih i plinskih kompanija.

BIBLIOGRAFIJA:

Lebedeva T.Ya. „Glavni pravci za privlačenje ulaganja u rusku industriju nafte i plina“. Moskva 2001

Khvalynsky A.S. „Međunarodne i regionalne gospodarske organizacije“. Moskva 2002

NA. Tsvetkov "Ruski naftni i plinski kompleks: međunarodna investicijska suradnja" (Moskva: Arhiv-M, 2001.

"Ekonomija. Kontrolirati. Kultura. №5,6 1999

CHRISTIAN CLOTINKS "PSA i energetski dijalog" - "Vertikala nafte i plina", broj 2, 2002.

GLENN WALLER "Za investicije se mora boriti" - Vertikala nafte i plina, broj 3, 2001.

"Naftna industrija Rusije, siječanj-prosinac 2002",

ANALITIČKA SLUŽBA Vertikale nafte i plina, Deset lica naftne industrije,

M. B. KHODORKOVSKY, “Moramo čekati pogodne situacije”,

KRAVETS M.A., "Investicijski potencijal 2030",

PAVLOVA G.S., “Sahalinski projekti, rezultati i izgledi” - “Vertikala nafte i plina”. №2,3,4,16, 18, 2003 odnosno.

VOLKOVA E.K., "Život ili novčanik",

ANALITIČKA SLUŽBA Vertikale nafte i plina, “Pobjednike se ne sudi”,

SMIRNOV S.P., “Nacionalni fond Kazahstana za izvoz kapitala” - “Vertikala nafte i plina”. №1,2,3, 2004 odnosno.

TEREKHOV A.N., “Tko ima koristi od ulaganja u rusku naftu?” – “Investicije u Rusiji” broj 9, 2001.

ODJEL ANALITIKE, "Investicijska klima 2002" - "Vanjskoekonomski bilten". broj 18, 2002

A.Yu. KIRCHEN, “Yukos je lider u industriji” – “Nafta. Plin. Poslovanje". broj 1, 2003

SHAPRAN V.M., "Naftne investicije u Rusiji ili nejasne perspektive" "Tržište vrijednosnih papira", br. 16, 2003.

DREXLER CLYDE, "PSA je neučinkovit mehanizam" - "Međunarodni poslovi", br. 1, 2001.

Kokuškina I.V. "Strana ulaganja i zajednička ulaganja u rusko gospodarstvo". Državno sveučilište St. Petersburg 1999

Kokuškina I.V., „Zakonodavna osnova investicijske aktivnosti Ruske Federacije” – „Pravna misao”. broj 2, 2001

Web stranica IPA CIS www.mpa.ru

Konoplyanik A.A. “Svjetsko tržište nafte: povratak ere niskih cijena? (posljedice za Rusiju)" Moskva 2000.

Konoplyanik A.A. „Razvoj zakonodavnog i investicijskog procesa u Rusiji prema uvjetima Saveznog zakona „O sporazumima o podjeli proizvodnje“. Moskva 1999

projektno financiranje. Knjiga popisa 1999. - Prilog “Projektno financiranje”

Projekt Sahalin-2. Svečano otvoren proizvodni kompleks Vityaz. - Sakhalin Energy Investment Company, 1999

Porez i projektno financiranje. posebno izdanje. - “International Business Lawyer“, svibanj 1998., (International Bar Association, Section on Business Law).

IEA nafta, plin i ugljen. Izgled ponude. Pariz. 1995. Str. 63.

kompleks Rusija kao resurs za ekonomski rast Sažetak >> Ekonomska teorija

Posao je za razmatranje nafte i plina kompleks Rusija kao ekonomski resurs... nafte i plina kompleks, koji nije u stanju te resurse brzo pretvoriti u interne ulaganja... sa stranim kapital ili stranim tvrtke na...

1. Problemi unapređenja državne regulative. nafte i plina kompleks Rusija u konv.

   Sažetak >> Menadžment

   Esej br. 1: Problemi unapređenja državne regulative nafte i plina kompleks Rusija u tržišnim uvjetima Ispunio: Provjerio: ... veliki ulaganja u nove oblike poslovanja: akvizicije u ekstraktivnim industrijama drugih zemalja; stranim ...

2. Problemi i perspektive razvoja nafte i plina kompleks Rusija 2.1. Problemi Rusa nafte i plina industrija Tijekom proteklih 10 ... srednjeg naftnog poslovanja u Rusija, uključujući one koji uključuju stranim ulaganje, obuzdava nedostatak potrebnih...

Širenje pristupa stranih tvrtki sudjelovanju u projektima sektora nafte i plina

Izv. T.L. Weinbender, dupe. A.B. Fokina, Tsogu

Porez na vađenje minerala obračunava se na način propisan Poglavljem 26 "Porez na vađenje minerala" Poreznog zakona Ruske Federacije. Međutim, postoje neke promjene u postupku obračuna ovog poreza. Dakle, u skladu sa Saveznim zakonom br. 102-FZ od 18. kolovoza 2004., od 1. siječnja 2005. primjenjuje se osnovna porezna stopa za naftu u iznosu od 419 rubalja. po toni (umjesto prethodne stope od 347 rubalja). Pritom se navedena porezna stopa množi s koeficijentom koji karakterizira dinamiku svjetskih cijena nafte (Kc), te s koeficijentom koji karakterizira stupanj iscrpljenosti pojedinog podzemlja (Cb).

Koeficijent koji karakterizira dinamiku svjetskih cijena nafte izračunava se pomoću formule 1:

gdje je C prosječna razina cijene za Urals sirovu naftu za porezno razdoblje u američkim dolarima po 1 barelu;

P - prosječna vrijednost za porezno razdoblje američkog dolara u odnosu na rusku rublju, koju je utvrdila Središnja banka Rusije;

15 - minimalna cijena za 1 barel nafte koja se koristi u formuli za izračun naknade (konstantna vrijednost), USD;

29.0 - tečaj američkog dolara prema ruskoj rublji (konstantna vrijednost korištena u nazivniku formule), rub.

privlačenje ulaganja u traženje i razvoj novih nalazišta; osiguravanje održivih poreznih prihoda; očuvanje i racionalno korištenje rezervi razvijenih ležišta; povlačenje viška dobiti i reguliranje udjela dobiti koja ostaje naftnim i plinskim tvrtkama.

1. Nacrt od 11.11.2008

   sažetak

   Nacrt dugoročne prognoze znanstvenog i tehnološkog razvoja Ruske Federacije (do 2025.) predstavili su njegovi tvorci na sastanku koordinacijske skupine i trenutno se dovršava u skladu s iznesenim komentarima.

2. Nacrt strategije društveno-ekonomskog razvoja Kalinjingradske regije za srednjoročni i dugoročni sadržaj

   Dokument

   Poglavlje 3. Sveobuhvatni socioekonomski razvoj Kalinjingradske regije u okviru provedbe osnovnog scenarija: prioritetna područja („motori rasta”) i modernizacija drugih područja života (industrije)

3. Program razvoja sektora nafte i plina u Republici Kazahstan za 2010. 2014. Astana, 2010.

   Program

   3.4. analiza dosadašnje politike državne regulacije razvoja industrije, uključujući opis postojećeg regulatornog pravnog okvira, trenutnu praksu i rezultate provedbe mjera za osiguranje razvoja