Курсовая работа: Иностранные инвестиции в нефтегазовый комплекс России
Перспективны
российские разработки, связанные с интенсификацией нефтедобычи и повышением
отдачи пластов с помощью вибрационных процессов, со строительством надводных и
подводных буровых установок в ледовых условиях, ядерных транспортных подводных
судов и танкеров, а также с высокотемпературным и сверхвысокочастотным синтезом
энергоносителей.
К числу
конкурентных преимуществ России следует отнести и девальвацию рубля 1998 г.,
позволяющую инвестору использовать ощутимый эффект при оплате в рублях рабочей
силы, закупке необходимых материалов, оборудования и услуг на внутреннем рынке
и осуществлении операционных и капитальных расходов, связанных с осуществлением
проектов, не говоря уже о возросшей выгоде от осуществления экспортных
операций. О значении последнего говорят следующие данные: если по состоянию на
1 января 1998 г. внутренняя цена на нефть составляла 99,9% мировой цены, по
бензину - 114%, дизтопливу - 118,5%, мазуту топочному - 125,7% и природному
газу - 63,9%, то по состоянию на 1 декабря 1998 г. при возросшем курсе доллара
по отношению к рублю эти соотношения уже составляли по нефти - 44%, бензину -
45,3%, дизтопливу - 59,5%, мазуту - 47,9% и природному газу - 19,4%.
Дополнительные
возможности для иностранных инвесторов открываются в области использования
результатов либерализации инвестиционных режимов субъектами Федерации, которые
в последние годы все больше идут на предоставление инвесторам различного рода
дополнительных налоговых и других льгот на своем уровне.
Постепенно
восстанавливается привлекательность фондового рынка страны и акций
отечественных нефтяных компаний, значительно понизившаяся после 1998 г.
Улучшение экономического положения России и рост цен на нефть благотворно
сказались на курсах акций таких лидеров в РТС, как «ЛУКойл», «Сургутнефтегаз»,
«ЮКОС», «Газпром» и др.
Укреплению
рынка ценных бумаг будут содействовать дальнейшее укрепление стабильности
страны, рост авторитета государственной власти за рубежом, успешное претворение
в жизнь программ «Стратегия-2010» и «ЭС-2020», а также дальнейшее
совершенствование законодательных норм, обеспечивающих снижение степени риска
для инвестора при осуществлении им операций в российской экономике.
Немало усилий надо
предпринять, чтобы обеспечить такую степень доверия к российскому рынку ценных
бумаг, которая привела бы к установлению реальной цены на акции отечественных
компаний, ныне остающейся серьезно заниженной по сравнению с подобного рода
предприятиями за рубежом. По мнению С. Нортона, одного из руководителей
крупнейшей аудиторской и консалтинговой компании «Pricewaterhouse Cooper», в России за 10 долл. можно
купить акции, которые реально стоят 100 долл. Другой специалист, У. Браудерс,
руководитель крупной инвестиционной компании «Hermitage capital management», на примере акций ОАО «Газпром» наглядно показал
степень занижения цены российских акций. «Если исходить из цен на акции
«Газпрома» на российском рынке, то баррель углеводородного топлива (нефть и
газ) из запасов «Газпрома» стоит 0,035 долл., а баррель запасов «Эксон» в США -
13 долл., т.е. в 365 раз дороже. Другими словами, рынок ассоциирует с
«Газпромом» столько рисков, что стоимость его продукции едва превышает ноль». С
другой стороны, заниженность стоимости российских акций может оказаться
фактором инвестиционной привлекательности.
Важную роль в
продвижении инвестиционных капиталов в реальный сектор экономики играют банки и
инвестиционные банковские группы. Среди них выделяется инвестиционно-банковская
группа «НИКойл», владеющая собственным капиталом в сумме более чем 1 млрд.
долл., 33% акций крупнейшего в России морского порта в г. Новороссийске и более
чем 10% акций компании «ЛУКойл». О возможностях группы по привлечению
инвестиционных средств говорит тот факт, что только для компании «ЛУКойл»
группа «НИКойл» привлекла инвестиций на сумму около 1,5 млрд. долл.
Значительной
поддержкой нормальному функционированию российского рынка акций могло бы стать
решение проблемы определения рейтинга инвестиционной привлекательности
отечественных нефтяных компаний. В этой связи самой положительной оценки
заслуживает работа Центра макроэкономических исследований ИМЭПИ РАН,
стремящегося с помощью многофакторного анализа и метода экспертных оценок
создать собственную методологию расчета рейтинга инвестиционной
привлекательности ВИНК и российских совместных добывающих предприятий, не
входящих в ВИНК. Набор параметров, выбранный Центром, весьма представителен и
составляет 35 наименований для ВИНК и 13 - для малых предприятий. Авторы
составили таблицы значений показателей, провели агрегирование этих показателей
и на основе полученных данных построили интеграционные индексы по двум группам
компаний. Среди наиболее значимых показателей, использованных для построения
индекса для ВИНК, в порядке убывания суммы учитываемых баллов следуют:
извлекаемые запасы нефти, отношение чистой прибыли к активам компании, уровень
менеджмента, добыча нефти, отношение экспорта к добыче, отношение капитализации
компании к запасам нефти и др.
Результаты
исследований показали, что российские ВИНК, в соответствии с интегральным
рейтингом, разместились следующим образом: «ЮКОС» (9,04), «Лукойл» (8,60),
«ТНК-ВР» (7,70), «Сургутнефтегаз» (7,29), «Сибнефть» (6,09), «Татнефть» (6,0),
«Росшельф» (4,89), «Сиданко» (4,54), «Славнефть» (4,40), «Башнефть» (3,81) и
«ОНАКО» (2,95). (данные на 2003 год)
Надо отметить,
что наличие крупных доказанных и потенциальных запасов газа и нефти при
прогнозируемом росте спроса на топливно-энергетические ресурсы на мировом рынке
в первой четверти столетия делают весьма привлекательным российский
нефтегазовый сектор ТЭК как объект инвестирования.
В основу российской модели
соглашений о разделе продукции (СРП) положена так называемая “индонезийская
модель”, предусматривающая трехступенчатую схему раздела:
-
вначале из полученной инвестором продукции выделяется часть,
направляемая государству в виде платежей за пользование недрами (роялти,
ренталс);
-
затем выделяется часть, идущая на возмещение понесенных затрат
(компенсационная продукция);
-
оставшаяся часть (прибыльная продукция) делится между
государством и инвестором в оговоренной пропорции; на последней стадии инвестор
уплачивает налог на прибыль, налогооблагаемой базой которого является доля
инвестора от прибыльной продукции.
Мировой опыт знает и модели с
так называемым “прямым” разделом продукции, которые предусматривают раздел
продукции непосредственно на долю государства и долю инвестора. То есть при
“прямом” разделе отсутствует стадия выделения компенсационной продукции. В
таком случае раздел продукции может быть:
-
двухступенчатым (как в Перу), когда государство отказывается от
взимания роялти, устанавливает для компании более благоприятные, чем в
индонезийской модели”, пропорции раздела, но вводит подоходный налог на всю
долю выделенной инвестору нефти;
-
одноступенчатым (как в Ливии), когда государство сразу
устанавливает повышенные в свою пользу условия раздела, но освобождает
инвестора от подоходного налога и платежей роялти.
Выбор оптимальной схемы
раздела зависит от многих факторов. Например, схемы прямого раздела продукции
без взимания подоходного налога могут оказаться неудобньми для иностранных
инвесторов, так как порождают проблемы, связанные с возможностью фактически
двойного налогообложения их доходов. Один раз в косвенной форме доходы
инвестора уменьшаются в принимающей стране за счет уменьшения его доли
продукции. Второй раз его доходы могут быть обложены налогом в той стране, где
инвестор зарегистрирован как налогоплательщик, обязанный уплачивать подоходный
налог либо по месту деятельности, либо по месту регистрации.
Опыт реализации российского
Федерального закона “О соглашениях о разделе продукции” показывает, что формирование
правовой базы СРП на основе только “индонезийской модели” не позволяет учесть
все многообразие экономико-географических, горно-геологических,
социально-экономических условий, в которых приходится осуществлять проекты на
условиях СРП. Очевидно, что соглашения по новым месторождениям шельфа Сахалина
или Баренцева моря будут существенно отличаться по набору условий и взаимных
обязательств сторон от соглашений по старым месторождениям типа Самотлора.
Многочисленные претензии к
операторам соглашений по поводу затрат, которые могут быть отнесены на
компенсационную продукцию, неопределенность с историческими затратами
государства по старым месторождениям тормозят процесс как подготовки, так и
реализации соглашений. Не случайно за 1997-2000 гг. подписано всего одно
соглашение между Российской Федерацией и ОАО “Нижневартовскнефтегаз” по
разработке южной части Самотлорского месторождения, в то время как федеральными
законами возможность заключения СРП предоставлена применительно к 22 крупным
объектам.
Понимание необходимости
дополнить российскую модель СРП другими возможными схемами раздела
зафиксировано Российской Федерацией в лице Правительства РФ и администрации
Ханты-Мансийского АО при подписании СРП по Самотлору в конце 1999 г. В тексте
соглашения содержится положение, согласно которому “государство совместно с
инвестором в течение двух лет проводит работу по подготовке необходимых
законодательных и нормативных актов для перехода на раздел продукции полностью
в натуральном выражении (нефтью) с заменой уплаты всех налогов передачей
государству причитающейся ему доли продукции”.
В связи с этим в мае 2000 г. в
Государственную Думу внесен законопроект, предусматривающий дополнение
Федерального закона “О соглашениях о разделе продукции” новой схемой “прямого”
раздела продукции без взимания каких-либо налогов и платежей. По-видимому, всем
участникам обсуждения законопроекта ясно, что дополнение действующей модели СРП
“прямым” разделом не только целесообразно, но и достаточно давно назрело.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 |
