Нефтегазовый комплекс (НГК) отличается не только высоким и устойчивым внутренним и экспортным спросом на собственную продукцию, но и высоким мультипликативным эффектом, то есть создает высокий уровень спроса на продукцию сопряженных с ним отраслей. Для России, как показали расчеты, «нефтегазовый» мультипликатор равен 1,9 и соответствует его величине для других нефтедобывающих промышленно развитых стран. Расчеты, проведенные автором по проекту освоения Приобского нефтяного месторождения, показали, что доходы российской стороны по "машиностроительной" линии (через размещение заказов у российских подрядчиков, перевозчиков и т. д.) могут вдвое превысить аналогичные ее доходы по «нефтяной» линии.
    С перемещением нефтегазодобычи на восток и север и, особенно, на шельф арктических морей НГК увеличивает конкурентный спрос на наукоемкую, высокотехнологичную продукцию обрабатывающих отраслей промышленности. В России основной наукоемкий производственный потенциал сосредоточен, как известно, в отраслях ВПК. Его конверсия на производство нефтегазового оборудования сводится к решению экономической задачи - обеспечить гарантированную окупаемость инвестиций в производство оборудования этой отрасли. Следовательно, от масштаба и эффективности привлечения инвестиций в нефтегазовые проекты зависит экономический подъем и в российской «оборонке», и в других «несырьевых» отраслях российской экономики.

Спрос на инвестиции

    У специалистов уже имеются оценки спроса на инвестиции в энергетику вообще и в ее нефтегазовый сектор в частности. В соответствии с некоторыми из них, сделанными в первой половине - середине 90-х гг. (Правительство РФ, Мировой Банк и др.), для преодоления спада в нефтяной промышленности страны потребуется от 3-6 до 15-20 млрд. долл. в год, в основном в форме прямых иностранных инвестиций. По данным Минтопэнерго (1995), инвестиционные потребности нефтяной промышленности оцениваются от 5-7 до 9-13 млрд. долл. в год, а по оценкам Института энергетических исследований Университета г. Хьюстон (1998), они составляют от 20 до 50 млрд. долл. в год, в том числе нефтегазового комплекса - от 8 до 12 млрд. долл. в год.
    Эти оценки носят макроэкономический характер. Расчеты, проведенные на микроэкономическом уровне, дают более высокие значения спроса на инвестиции.
    В конце 1996 г. Правительство РФ представило в Государственную Думу перспективный перечень участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях соглашения о разделе продукции (СРП). Совокупный спрос на инвестиции 213 объектов в указанном перечне равен, по оценке автора, 130-140 млрд. долл. или от 13-14 до 22-23 млрд. долл. в год (табл.). Полученная оценка почти вдвое превышает спрос на инвестиции, рассчитанный исходя из макроэкономических предпосылок, и составляет от 1/5 до 1/3 уровня капиталовложений, осуществленных в 1996 г. международными нефтяными компаниями в разведку и добычу в целом по миру.
    Таким образом, несмотря на вывод, содержащийся в исследованиях Мирового Энергетического Совета (1995, 1997) и в совместном докладе Международного Энергетического Агентства и Секретариата Конференции по Европейской Энергетической Хартии о достаточности мировых инвестиционных ресурсов для финансирования проектов в энергетике, следует отметить, что конкуренция за эти инвестиции будет оставаться очень острой. Особенно в краткосрочной перспективе, поскольку уровень спроса в ряде регионов (например, в России) может оказаться существенно выше общепринятых.
    Уровень конкурентного спроса на инвестиции в ТЭК со стороны других стран вполне сопоставим по масштабам с российским. Основным конкурентом в этой борьбе для ТЭК России остается, по-видимому, Ближний и Средний Восток. Так, только у Саудовской Аравии официальные потребности в инвестициях в ТЭК на период до 2020 г. составляют порядка 135 млрд. долл. Это эквивалентно инвестиционной емкости перспективного перечня участков российских недр для работы на условиях СРП, а в пересчете на год (5,5-6,0 млрд. долл.) превышает фактическую инвестиционную емкость закона «О перечне...» №1 (табл.). Ежегодный инвестиционный спрос НГС государств Ближнего и Среднего Востока около 20 млрд. долл., половина которого должна быть покрыта из иностранных источников.

млрд. долл. в год

Спрос (СРП)   Перечень участков недр:   а) внесено в Госдуму Правительством       - перспективный       - текущий   б) «Закон о перечне участков недр...» №1         (7 участков)   в) Проект «Закона о перечне участков...» №2         (9 участков) Конкурентный спрос   Ближний и Средний Восток (нефть/газ)   Саудовская Аравия (ТЭК) Предложение   Бюджет РФ (1997 г.):       - инвестиции в ТЭК       - бюджет развития       - обслуживание внутреннего долга   Иностранные инвестиции: 1996 г.                                                  1997 г. Для сравнения:   Отток капитала из России (1996, оценка)   Инвестиции нефтяных компаний в разведку   и добычу (1996, по миру в целом, оценка)

13/14 - 22/23 6/7 - 10/11 3-5 2-3 20 5-6 0,25 3,2 6,5 2,0+1,5=3,5 6,5+4,0=10,5 10(7-13) 70-80

    Появился и новый конкурент в борьбе за инвестиции в нефть и газ, к тому же претендующий на традиционные рынки сбыта ближневосточных и российских углеводородов - Каспий. Финансовые потребности этого проекта уже приближаются к 50 млрд. долл. (5-8 млрд. долл. в год), и борьба будет обостряться. Выиграет в этой борьбе тот, кто сможет создать наиболее благоприятные условия для инвесторов.

Удовлетворение спроса на инвестиции

    В настоящее время государственные инвестиции перестали играть заметную роль в финансировании отечественной энергетики. Их объем в течение 90-х гг. снижался и в бюджете 1997 г. составлял всего около 250 млн. долл. Возможности для использования государственных финансов, привлекаемых из негосударственных источников, также невелики: созданный для этих целей "бюджет развития" составил в 1997 г. чуть более 3 млрд. долл. на нужды всех отраслей экономики. Следовательно, реальный источник инвестиций в энергетику - по существу, частный капитал, как отечественный, так и иностранный.
    Большая часть инвесторов, работающих на различных сегментах рынка России, спекулятивные. Этот рынок предлагает потенциальному инвестору набор финансовых инструментов, обеспечивающих доходность, значительно превышающую уровни внутренней нормы рентабельности (ВНР) нефтегазовых проектов. И это при большой разнице в срочности и капиталоемкости по этим двум направлениям. Итак, с одной стороны, ВНР инвестиционных проектов порядка 15-20 % и продолжительность проекта 20-25 лет и более. С другой - доходность трех-четырехмесячных ГКО (с учетом значительного снижения доходности финансовых инструментов, произошедшего в 1997 г.) составляет 22-25 % . Долгосрочные долги российского правительства (от года и более) приносят более 30 % годовых при практически нулевом риске. Не менее доходны и другие сегменты рынка финансовых инструментов. Эта ситуация делает очевидной сферу более выгодного вложения денег. Однако едва ли достаточно аргументированным является предположение, что, снизив уровень доходности на рынке ГКО до 15-18 %, правительству удастся добиться перераспределения финансовых ресурсов из спекулятивных рынков в сектор материального производства. Причин тут две.
        1. Рынок финансовых инструментов и рынок производственных инвестиций являются разными типами рынков (по срочности сделок, их капиталоемкости, видам рисков). При этом рынок производственных инвестиций в нефтегазовые проекты, наиболее долгосрочный и капиталоемкий, отличается широким набором рисков (включая риски, связанные с действием природного фактора).
        2. На этих рынках действуют, как правило, разные типы инвесторов (биржевые спекулянты - стратегические инвесторы). Первые рассчитывают на высокую норму прибыли на коротком временном плече, согласны на повышенные уровни риска, вторые - выигрывают за счет массы прибыли, минимизируя долгосрочные риски, согласны на меньшую норму прибыли.
    Таким образом, реальный водораздел проходит не между отечественным и международным рынками капитала, а между рынками долгосрочных производственных инвестиций и рынками финансовых инструментов (особенно заметный в переходных экономиках или на развивающихся рынках).
    Россия в соответствии с оценками основных международных рейтинговых агентств, находится в настоящее время в зоне "спекулятивных" значений долгосрочных кредитных рейтингов, занимая место примерно в середине группы стран, относящихся к "развивающимся рынкам". Поэтому при отсутствии благоприятных условий для инвестиций в производственную деятельность, вытесняемые с рынка ГКО инвесторы будут продолжать уходить в другие сегменты российского финансового рынка (валютный, межбанковских кредитов, вексельный, муниципальные и прочие облигации), которые в данный момент будут более прибыльны, чем рынок ГКО. Они также будут уходить на финансовые рынки других стран с более высокими рейтингами. При этом масштабы оттока капитала из нашей страны и притока иностранных инвестиций к нам - соизмеримы. Иными словами - иностранные инвестиции сегодня лишь компенсируют отток капитала из страны.
    Усилия правительства и ЦБ по вытеснению финансового капитала с рынка финансовых инструментов оказывают некоторое воздействие на спекулятивных инвесторов, но пока мало подкрепляются адекватными действиями исполнительной и законодательной власти по созданию привлекательных условий деятельности в России инвесторов стратегических. Это означает, что при отсутствии тенденции к снижению рисков кредитования долгосрочных проектов, из-за отсутствия прогресса в развитии законодательства, потенциальные инвесторы предпочтут финансировать развитие энергетики государств-конкурентов России на рынке нефти и газа. Либо будут и впредь стремиться сначала установить контроль над компаниями, участвующими в том или ином проекте, и лишь потом организовывать финансирование проектов этих компаний. Для России это означает потерю темпа инвестиций.
    Какой же главный элемент разумной экономической политики в области российского нефтегазового комплекса? Создание благоприятного законодательного инвестиционного климата, стимулирующего инвесторов ко вложению производственного и финансового капитала в долгосрочные и капиталоемкие проекты. Основные характеристики такой "благоприятности" и "финансируемости" - обеспечивающее стабильность законодательство, умеренное и рациональное налогообложение, прозрачная институциональная среда.
    Совокупность этих факторов может создать необходимые к реализации проекта стимулы для инвестора и финансово-банковского сообщества. Следовательно, речь идет о создании необходимой законодательной базы для проектного финансирования.

Два пути повышения инвестиционной привлекательности НГК

    Они таковы: первый - совершенствование действующей (лицензионной) системы пользования недрами; второй - создание альтернативной, конкурентной системы недропользования на базе механизма соглашений о разделе продукции (СРП).
    Создавая СРП как альтернативу существующему лицензионному режиму, разработчики закона не предполагали заменить все лицензии на СРП. Идея заключалась в формировании двух параллельных и равноправных режимов недропользования, конкурирующих между собой за инвестора. Это создавало бы дополнительные стимулы к совершенствованию того и другого режимов и вело бы в итоге к быстрейшему повышению инвестиционной привлекательности российского минерально-сырьевого комплекса в целом. Кроме того, создавались бы предпосылки для скорейшего обращения финансово-банковского сектора к финансированию проектов в сфере материального производства российской экономики.
    Таким образом, ключевая идея заключалась в создании равновесной конкуренции между двумя инвестиционными режимами, регулируемыми законами: лицензионный режим - законом «О недрах» и действующим налоговым законодательством, а режим СРП - законом «О СРП».
    Что же следует делать в настоящее время? Возможны два варианта.
    Первый. Лицензионная система недропользования действует в рамках публичного права. В этих условиях одним из основных элементов повышения правовой стабильности реализации нефтегазовых проектов является удлинение срока действия различного рода "стабилизационных оговорок" в действующем законодательстве. Их "допускаемая" продолжительность у нас в стране - 3-5 лет - существенно меньше срока реализации среднего нефтегазового проекта и, зачастую, даже меньше расчетного срока окупаемости инвестиций в эти проекты.
    Идея введения в законодательство дополнительного понятия "лицензионного соглашения" (то есть договора между государством и инвестором в рамках публичного права), позволяющего распространить действие стабилизационных оговорок на весь срок реализации проекта, не была поддержана нефтяными компаниями, поскольку была воспринята ими как попытка организовать переоформление имеющихся у них лицензий.
    Поэтому повышение налоговой благоприятности действующей лицензионной системы недропользования связывается с принятием Налогового Кодекса, который по сравнению с действующей "запретительной" системой должен быть менее фискальным (за счет уменьшения числа налогов, перехода от преимущественного налогобложения валовой выручки к налогообложению чистой прибыли и др.). Однако, на мой взгляд, принятие в нынешней редакции глав 29, 36-38 Налогового Кодекса (специальные налоги в нефтегазовом комплексе) не сможет кардинально решить проблемы формирования щадящего налогового режима, стимулирующего инвестора.
    Про-инвестиционная модель "налога на сверх-доходы" (НСД)¹ не была опять поддержана, в том числе самими нефтяными компаниями, видимо, в силу радикальности предложения. Развитие концепции так называемого "налога на дополнительные доходы" (НДД) опиралось на вариант, в котором его применение начинается из области отрицательного дисконтированного потока наличности (ДПН) с резко прогрессирующей шкалой ставок этого налога² (рис. 1).

Рис. 1  Налоговый кодекс:   поиск оптимальной модели   налогообложения

    Таким образом, в рамках публичного права существуют ограниченные возможности повышения правовой стабильности, да и то только на начальный период срока реализации проекта. Действующая налоговая система и при замене ее Налоговым Кодексом продолжает сохранять свою фискальную направленность.
    Второй вариант. Правовая основа российской модели СРП - гражданское право, при котором государство и инвестор выступают равными сторонами договорных правоотношений. Это предоставляет более широкие возможности нахождения экономически обоснованного компромисса, баланса интересов государства-собственника недр и инвестора. Контрактное право предоставляет возможность решить проблему стабильности условий соглашения сторон на весь срок реализации проекта и характеризуется более эффективными механизмами разрешения споров, включая международный арбитраж.
    В рамках СРП действует рентная система платежей инвестора, которая обычно привязана к уровню рентабельности проекта. Приемлемый же уровень внутренней нормы рентабельности (ВНР) прямых производственных инвестиций в энергетические проекты государств Ближнего и Среднего Востока, компенсирующий существующие в этом регионе политические и экономические риски, оценивается на уровне не ниже 20 % в год в реальном исчислении. В сегодняшней России приемлемая (допускаемая) государством "базисная" ставка ВНР по проектам СРП составляет около 15 - 18 % (естественно, при наличии скользящей шкалы раздела прибыльной нефти в случае превышения "базисных" значений уровней ВНР).
    С уровнем ВНР не ниже 20 % страны БСВ будут поглощать растущую долю мирового предложения негосударственных финансов и могут замкнуть на себя инвестиционный поток, который мог бы быть направлен и в другие страны, в том числе в ТЭК России. Можно еще раз повторить: единственной реальной альтернативой такому сценарию для ТЭК России является ускоренное развитие и совершенствование законодательства о СРП, существенно уменьшающее риски проектного финансирования в минерально-сырьевом комплексе страны.
    Следовательно, в рамках гражданского (контрактного) права существуют более широкие возможности для повышения правовой стабильности контракта - на весь срок реализации проекта. Рентная система платежей и переговорный характер определения количественных параметров этой системы делают возможным поиск оптимальных решений.
    Дальнейшее совершенствование законодательства о СРП должно идти в направлении повышения его "финансируемости", то есть введения в него и в связанные с ним законодательные акты норм, отражающих баланс интересов государства (в лице федеральных и региональных властей), инвестора, как сторон самого СРП, и всех других участников процесса "проектного финансирования". Речь идет, в первую очередь, о финансово-банковском сообществе (снижение рисков заемного финансирования), но также и о производителях оборудования, поскольку государственная политика обязана предусматривать стимулирование внутреннего конкурентоспособного производства в обрабатывающих отраслях.
    Как известно, в первоначальную версию закона «О СРП» были внесены изменения, которые сделали чрезвычайно забюрократизированными процедуры его реализации. В итоге издержки, связанные с достижением оптимальных пропорций раздела произведенной продукции, могут превышать в ряде случаев издержки инвестора при неоптимальной для конкретного проекта налоговой системе в рамках действующей системы лицензирования. Образовалась неравновесная конкуренция двух инвестиционных режимов, при которой "планка выживаемости" СРП на федеральном уровне оказалась для крупных объектов поднятой очень высоко.
    Однако со временем может появиться возможность вовлечения в разработку на условиях СРП (причем без "избыточного" усложнения процедуры получения доступа к недрам) множества мелких месторождений, отходящих к юрисдикции местных властей.

Рис. 2  Предполагаемая зона   фактического применения   законодательства «О СРП»

    Таким образом, зоной преимущественного применения СРП постепенно могут стать только очень крупные и очень мелкие месторождения. Середина ресурсного диапазона может остаться зоной преимущественного применения лицензионной системы. Сравнительные темпы совершенствования каждого из этих инвестиционных режимов будут определять границы их применения в недропользовании и, следовательно, дальнейшее создание более благоприятных условий финансирования нефтегазового комплекса России.

С совещания министров энергетики государств «восьмерки»
Апрель 1998 г., Москва

^*  На примере нефтегазового комплекса России.
¹ По предложенной группой консультантов Государственной Думы во главе с автором модели НСД, прогрессивное налогообложение должно было начинаться при достижении некоторого порогового значения ВНР (внутренняя норма рентабельности) (или при Р-факторе, существенно большем единицы, например равном 1,25 - см. рис. 2), обеспечивающего нефтяным компаниям гарантированную прибыль, достаточную для окупаемости инвестиций.
² редложенная Министерством финансов и специалистами Топливно-энергетического независимого института первоначальная модель предполагала начало применения НДД при величине Р-фактора, равной 0,7, и очень крутую прогрессивную шкалу роста ставок НДД.