РЕФЕРАТ на тему- Разработка программы комплексных мер для увеличения и рационализации инвес

Работа добавлена на сайт samzan.net:

73

РОССИЙСКАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ  АКАДЕМИЯ  ИМЕНИ  ПЛЕХАНОВА

Кафедра « Инвестиционная  политика»

РЕФЕРАТ

на  тему:

   « Разработка программы комплексных мер для увеличения и рационализации инвестиций в нефтедобывающую отрасль России »

    Выполнила  Климова Л.А.

Научный руководитель: проф.,

к.э.н. Гончаренко Л.П.

   

МОСКВА 1999 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

[1] Анализ наиболее значимых инвестиционных  проектов в нефтедобывающей отрасли РФ. [2] 1.2.  Программа повышения эффективности инвестиций в развитие нефтедобывающей отрасли РФ. [2.1] Текущая налоговая политика государства [3] 1.3. Возможности применения предложенной программы на примере Ямало-Ненецкого автономного округа. [4] ПРИЛОЖЕНИЯ [4.0.1] Табл.1 [4.0.2] Рис.2 [5] Использованная литература

1.  
   Анализ наиболее значимых инвестиционных  проектов в нефтедобывающей отрасли РФ.

Российская Федерация располагает крупнейшим в мире шельфом, большая часть которого приходится на арктическую зону. Результаты исследований отечественных специалистов однозначно доказывают колоссальные перспективы российского шельфа в отношении запасов нефти и газа (а также целого ряда других полезных ископаемых). Таким образом, российский шельф является крупнейшим резервом минерально-сырьевых ресурсов. Однако освоение месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе России затруднено в силу суровых климатических условий. Добыча будет вестись в районах, которые характеризуются низкими температурами, ураганными ветрами, быстрым оледенением. Кроме того, на некоторых участках шельфа, где планируется вести добычу нефти и газа, свыше 200 дней в году дрейфует полутораметровый лед. Вышеперечисленные обстоятельства серьезно удорожают проекты освоения месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе. Приразломное нефтяное месторождение расположено в Печорском море (входит в Баренцево море) в 60 км от берега на глубине 20 метров (в 30 км от Приобского месторождения) вблизи южного берега реки Оби. Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн. тонн. Однако по результатам проведенной на месторождении трехмерной сейсморазведки российские ученые говорят о запасах в 100 млн. тонн. Приразломное месторождение открыто в 1989 году российским объединением "Арктикморнефтегазразведка". Предполагается, что Приразломное будет разрабатываться (срок освоения - не менее 20 лет) в комплексе с Приобским месторождением, лицензия на освоение которого принадлежит "дочке" "ЮКОСа" - "Юганскнефтегазу". Для этого необходимо достроить систему сбора и подготовки нефти с Приобского и Приразломного месторождений, в которую входят центральный пункт сбора нефти "Приразломное" мощностью 3 млн. тонн в год и система напорных нефтепроводов на два других действующих центральных пункта сбора нефти. Трубопровод с Приобского в сторону Приразломного уже проложен под дном реки Оби. Лицензия на освоение Приразломного месторождения принадлежит компании "Росшельф". По категориям А+В+С1 запасы Приразломного оцениваются в 47,8 млн. тонн, по категории С2 - 35,4 млн. тонн. Освоение Приразломного месторождения предполагается на основе соглашения о разделе продукции. Для реализации проекта необходимы инвестиции в объеме $1,3-1,5 млрд. Добычу промышленной нефти на месторождении планируется начать в 2003 году. Нефть будет добываться с ледостойкой платформы, которая должна быть построена и отбуксирована на месторождение в 2001 году (платформа строится на архангельском "Севмашпредприятии"). Генеральный проектант ледостойкой платформы - британская компания Brown&Root. Основные субподрядчики - ЦКБ МТ "Рубин", ЦКБ "Коралл" и "Севмашпредприятие". Ледостойкая платформа для освоения Приразломного - это верхние строения весом в 35 тысяч тонн, которые будут установлены на кессон весом в 60 тыс. тонн. Кессон также будет использоваться для хранения добываемой нефти (до 120 тыс. тонн). Максимальный объем добычи нефти планируется достичь на третьем году освоения месторождения (5,8 млн. тонн). Стратегическим партнером "Росшельфа" и "Газпрома" в проекте освоения Приразломного месторождения с 1994 года являлась австралийская компания Broken Hill Propertiary Petroleum (BHP Petroleum) - дочерняя компания многопрофильного холдинга Broken Hill Propertiary (основные сферы деятельности - металлургия, горная промышленность, алмазы, химия и т.д.). Однако в январе 1999 года австралийская компания официально объявила о своем выходе из проекта, заявив, что инвестиции, необходимые для разработки Приразломного, неоправданно высоки по сравнению с другими проектами, реализацией которых занимается компания. Между тем, некоторые независимые российские наблюдатели объясняют уход BHP из проекта проблемами, возникшими у холдинга после финансового кризиса 1998 года в Юго-Восточной Азии. Отметим при этом, что в конце 1998 - начале 1999 года BHP Petroleum также отказалась от участия в проектах освоения ряда месторождений углеводородов в Мексиканском заливе, Северном море, во Вьетнаме. В марте 1999 года между "Газпромом" и германским концерном BASF было подписано соглашение о стратегическом партнерстве, подразумевающее участие BASF в геолого-разведочных работах и освоении месторождений нефти и газа на территории России через свою дочернюю компанию Wintershall. В июле 1999 года компания "Росшельф" и Всемирный банк объявили о начале общественных слушаний по проекту освоения Приразломного месторождения, цель которых - выяснение соответствия проекта требованиям Всемирного банка к охране окружающей среды. До конца 1999 года пройдут три этапа слушаний - в Архангельске, Нарьян-Маре и Северодвинске. По итогам слушаний будет принято решение о дальнейшей реализации проекта. В начале июля официальный представитель компании "Росшельф" заявил, что партнерами "Росшельфа" и "Газпрома" в проекте освоения Приразломного месторождения изъявили желание стать BASF (Германия), Norsk Hydro и Statoil (Норвегия).

Месторождения Тимано-Печоры.

Освоение месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНП) Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отраслью на территории РФ. В географическом отношении территория провинции относится к северо-восточной части Русской равнины. В пределах суши территория ТПНП практически охватывает весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь - около 330 тыс. кв.км. В административном отношении территория ТПНП находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывают всю восточную часть Ненецкого автономного округа (НАО) Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар. Общая информация Еще в 1762 году на реке Ухта были отмечены первые выходы нефти, а первый сбор нефти был организован на реке Ярега, впадающей в реку Ухту. Затем предпринимателем Федором Прядуновым был организован первый кустарный нефтеперегонный заводик. Образцы нефти были доставлены в Петербург, а оттуда - на исследование за рубеж. Неоднократные попытки организовать разведку и добычу нефти до революции не увенчались успехом, и лишь в 1929 году на Ухту была отправлена первая крупная экспедиция, которая занялась систематическими исследованиями на севере европейской части России всех полезных ископаемых, включая нефть. Геологической службой руководил известный геолог-нефтяник Н.Н.Тихонович. Уже в 1930 году впервые на территории России была получена нефть из девонских песчаников на реке Чибью в черте современного города Ухта. На месте этой скважины сейчас установлен памятный знак. Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику Губкину предположить, что эти отложения будут продукты также и в более южных районах России, где к 1929 году уже было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки). Затем были открыты: в 1932 году - Ишимбаевские месторождения, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии. С этого началась, по сути, разведка так называемого "второго Баку" (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области), так как ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Так что получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе. В 1932 году в районе Ухты было открыто Ярегское месторождение с достаточно крупными запасами. Но полученная нефть оказалась настолько вязкой, что очень долго обсуждался вопрос - можно ли ее добывать? После долгих споров было решено вести добычу шахтным способом. Здесь же в 1937 году впервые в Советском Союзе была заложена первая нефтяная шахта. Гораздо позднее для промышленной добычи вязкой нефти стали применять паро-тепловой метод, что позволило резко увеличить коэффициент извлечения.

При паро-тепловом методе для извлечения нефти в нефтяной пласт закачивают пар, прогревают вязкую нефть, делают ее более подвижной и она сама стекает по пробуренным непосредственно по нефтяному пласту горизонтальным и наклонным скважинам в камеры, расположенные в пласте и затем поднимается на поверхность для дальнейшей транспортировки. Метод дорогостоящий, но очень эффективный. Для сравнения: коэффициент извлечения высоковязкой нефти Ярегского месторождения даже при шахтном методе составлял 5-6%, а при использовании паро-теплового метода - 30-40% и даже 50-60%.

В 1935-1951 гг. были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн. условных тонн, в том числе примерно одна треть из них - газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована. Начиная с 1951 и по 1958 годы пошла серия неудач. Геологи и буровики "топтались" на небольшом пятачке к юго-востоку от Ухты в районе реки Печоры, где в эти годы были выявлены лишь небольшие месторождения (джебольское, Изкосьгоринское и др.). Лишь в 1959 году, после выхода на более погруженные участки региона, в так называемую Ижмо-Печорскую впадину, в 70 км, к востоку от города Ухта, было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн. тонн. В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении. В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн. тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн. тонн) месторождения. В 1964 году было открытое крупнейшее на европейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение. В 1966-1971 гг. на Вуктыльском месторождении также принимается методика форсированного освоения и, не дожидаясь окончания разведки, строится магистральный газопровод Вуктыл-Ухта-Торжок, протяженностью 1400 км. Причем впервые в мировой практике при прокладке трубопровода использовались трубы диаметром 1220 мм. В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки.

В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых - 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых.

Максимальный объем добычи нефти в ТПНП был достигнут в 1980-1985 гг. (19,5-20,3 млн. тонн в год). В 1990 году добыча на месторождениях ТПНП составила 15,6 млн. тонн. Снижение объемов добычи объясняется в первую очередь резким отставанием с обустройством месторождений и крайне низкими темпами ввода в разработку новых, уже разведанных и подготовленных к эксплуатации месторождений. Почти все новые месторождения расположены в северной части ТПНП, где отсутствует общая и отраслевая инфрастурктура, затруднено решение транспортных проблем. Основные районы нефтедобычи в перспективе до 2000 года на территории Республики Коми могут быть сформированы на базе дальнейшего освоения таких месторождений, как: Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское, Южно-Тереховейское, Среднемакарихинское, Северо-Баганское, Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское, Пашорское. В перспективе также предусматривается интенсивное развитие добычи углеводородов на территории НАО и шельфовой зоны Баренцева моря.

Наиболее крупные проекты на территории ТПНП

1. "Север ТЭК". Предусматривает разработку Южно-Шапкинского, Южно-Ярьяхинского, Верхнегрубешорского и Пашорского месторождений. Первоначальные участники консорциума - "Коми ТЭК", Elf Aquinaine, Neste. Запасы оцениваются в 40 млн. тонн. Срок реализации проекта освоения - 15 лет. Объем необходимых инвестиций - не менее $350 млн.

2. "Северные территории". Предусматривает разработку Хильчуюского, Южно-Хильчуюского, Яреюйского, Инзырейского месторождений. Первоначальные участники консорциума - "Роснефть", "Архангельскгеолдобыча", Conoco. Необходимый объем инвестиций - $ 2 млрд.

3. Timan Pechora Company. Предусматривает разработку месторождений им.Романа Требса, им.Титова, а также Варандейского и Торавейского. Запасы оцениваются в 177 млн. тонн. Первоначальные участники консорциума - TPC (Texaco, Exxon, Amoco, Norsk Hydro, летом 1998 года Amoco отказалась от участия в проекте), "Роснефть". Необходимый объем инвестиций - $50 млрд.

Проект освоения месторождений Центральной части Хорейверской впадины В группу месторождений Центральной части Хорейверской впадины, предлагаемых инвесторам для разработки, входят:

Узернырдское

Южно-Сюрхаратинское

Северно-Хоседаюское

Западно-Хоседаюское

Северо-Ошкотынское

Северо-Сихорейское

Восточно-Янымдейское

Сихорейское

Восточно-Сихорейское

Запасы этой группы месторождений оцениваются в 202,3 млн. тонн нефти. Обладая небольшими ресурсами - общий объем геологических запасов составляет 359 млн. тонн - этот участок примечателен скорее своим стратегическим положением. Если посмотреть на географическую карту, станет ясно, что именно здесь наиболее реально просматриваются трассы будущих трубопроводов, по которым пойдет нефть, добытая в результате реализации новых проектов. В конце 1995 года вокруг международного тендера на право освоения месторождений Центральной части Хорейверской впадины, проводившегося администрацией Ненецкого АО, Роскомнедра и "Севергеолкомом", сложилась конфликтная ситуация. Суть конфликта в необоснованном предоставлении американской корпорации Exxon приоритетных прав на ведение работ, так как по условиям конкурса, компании, претендующие на это право, должны были объединиться в консорциум. Exxon предложила устроителям тендера $20 млн. в качестве бонуса, в результате чего американская корпорация была названа победителем конкурса. На конкурс же были поданы заявки от десяти компаний. Причем часть компаний для подачи заявок объединилась в небольшие группы, поэтому в итоге заявок осталось шесть. Компании, подавшие заявки на конкурс:

Texaco

Exxon

Norsk Hydro+Total

Amoco+"Роснефть"+"Архангельскгеолдобыча"

"КомиТЭК"

Neste oy+"Эльфнефтегаз" (Прим. "Эльфнефтегаз" - дочернее предприятие французской Elf Aquitaine - "СКВАЖИНА").

В дальнейшем Neste oy и "Эльфнефтегаз" от участия в конкурсе отказались. Российские компании "КомиТЭК", "Архангельскгеолдобыча" и "Роснефть" заявили, что намерены обжаловать решение тендерной комиссии в суде. Официально их поддержала Norsk Hydro. Попытки разрешить это дело в суде остались безрезультатными, владельцем лицензии на разработку 9 месторождений в Центральной части Хорейверской впадины является Exxon. Однако уже в феврале 1998 года консорциум Amoco-"Роснефть", претендовавший на участие в проекте освоения месторождений Центральной части Хорейверской впадины, распался. Как заявили официальные представители компаний, это решение о "самороспуске" было вызвано не из-за каких-либо конфликтных ситуаций внутри консорциума, а по причине отсутствия каких-либо действий со стороны российского правительства по повторному проведению конкурса. При этом необходимо заметить, что к тому времени контрольный пакет акций дочернего предприятия "Роснефти", - "Архангельскгеолдобычи", владеющей 21 лицензией на разработку месторождений в ТПНП, - уже был сконцентрирован "ЛУКОЙЛом".

Проект Timan Pechora Company (TPC)

Наиболее крупный и перспективный проект в ТПНП. Однако его осуществление, равно как и судьба многих других аналогичных проектов, может затянуться на неопределенное время из-за разногласий, возникших вокруг законодательства production sharing (соглашение о разделе продукции). Как заявил в феврале 1998 года президент ТРС Франк Ингриселли, освоение группы месторождений с запасами в 177 млн. тонн нефти принесет России в виде арендной платы, прибыли, роялти и других налогов около 21 млрд. долларов. Г-н Ингриселли также подчеркнул, что на реализацию проекта планируется затратить не менее 50 млрд. долларов (при этом семь из каждых десяти долларов, по его словам, будут расходоваться через российские предприятия). Ожидается также, что для реализации проекта будет создано не менее 5 тыс. рабочих мест. Хронология событий по проекту Timan Pechora Company 1989 год 9 иностранных нефтяных компаний приобрели у госпредприятия "Архангельскгеология" пакеты документов по перспективам разработки ТПНП 1990 год Предпочтение по итогам переговоров отдается компании Texaco Август-сентябрь 1990 года Подписано соответствующее соглашение между Министерством геологии СССР и компанией Texaco Сентябрь 1990 года Подписан договор между "Архангельскгеологией" и Texaco. Американская компания приступает к разработке ТЭО Февраль 1991 года Подписано соглашение между "Архангельскгеологией" и Texaco об интересующих западную компанию участках Декабрь 1991 года Texaco завершает работу над ТЭО проекта и представляет его на рассмотрение российского правительства Май 1992 года Соглашение о разделе продукции подписано между "Архангельскгеологией" и Texaco и одобрено главой администрации Ненецкого АО Июнь 1992 - апрель 1993 года Государственная Экспертная Комиссия (ГЭК) при правительстве РФ внесла ряд замечаний в соглашение, однако одобрила его. Соглашение 10 месяцев находилось на утверждении в правительстве РФ Июнь 1993 года Обновленное соглашение с учетом поправок и замечаний вновь внесено на экспертизу ГЭК Ноябрь 1993 года В своем заключении ГЭК констатировала, что измененный вариант соглашения вновь не соответствует требованиям комиссии и потребовала увеличить долевое участие РФ в проекте до 70% Декабрь 1993 года Указ президента РФ (#22-85 от 24 декабря 1993 года) определяет, что контракт по Тимано-Печоре может быть подписан только между правительством РФ и контрактором. Бывший тогда премьер-министром Виктор Черномырдин назначает участников правительственной делегации на переговорах с Texaco Апрель-май 1994 года Создается консорциум для дальнейшей работы над проектом: Texaco (30%), Exxon (30%), Amoco (20%), Norsk Hydro (20%) Июнь 1994 года "Архангельскгеологии" предложено разработать отдельный сервисный контракт с консорциумом 21 апреля 1995 года Минтопэнерго РФ объявило о завершении очередного раунда переговоров и согласии ТРС предоставить 20% в проекте российской стороне ("Роснефть"). Предполагалось, что с целью реализации работ будет создана компания, в которую, помимо "Роснефти", войдут и другие российские фирмы. Официальные представители Минтопэнерго тогда заявили, что желание войти в ТРС изъявили "ЛУКОЙЛ" и "Коми ТЭК". В ходе переговоров были также достигнуты договоренности по всем основным экономическим условиям проекта, "Архангельскгеология" назначена генподрядчиком на бурение 45 оценочных и разведочных скважин 20-21 сентября 1995 года Премьер-министр РФ В.Черномырдин совершил рабочую поездку в Республику Коми, в ходе которой обсуждались проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции 29 сентября 1995 года В соответствии с постановлением правительства РФ # 971 ГП "Архангельскгеология" преобразовано в АООТ "Архангельскгеолдобыча" и госпакет его акций передан в УК госкомпании "Роснефть" 27 апреля 1996 года Решением собрания акционеров геолого-разведочное предприятие "Архангельскгеолдобыча" преобразовано в добывающую компанию, основными функциями которой определены разведка и освоение месторождений в ТПНП 15 октября 1996 года Министром топлива и энергетики П.Родионовым подписан приказ за # 247 "Об организации разработки проекта Федеральной целевой программы комплексного освоения нефтегазовых ресурсов ТПНП до 2005 года" 12 декабря 1996 года Подписан протокол о завершении переговоров по выработке проекта "Договора о разделе продукции по Тимано-печорскому проекту (район Варандея)" Необходимо заметить, что, по неофициальной информации, на сегодняшний день контрольный пакет акций ОАО "Архангельскгеолдобыча" принадлежит компании V.A.Invest, выражающей интересы "ЛУКОЙЛа" и "Газпрома". При этом президент "ЛУКОЙЛа" Вагит Алекперов в интервью журналистам неоднократно говорил о том, что руководимая им компания контролирует "Архангельскгеолдобычу". "ЛУКОЙЛ" планировал в конце марта 1999 года подписать соответствующие соглашения о вхождении в ТРС и в проект "Северные территории". Однако подписание этих соглашений было отложено на неопределенный срок.

Проект "Северные территории".

Предполагается реализация проекта на условиях соглашения о разделе продукции. С российской стороны участвует ОАО "Архангельскгеолдобыча", иностранный партнер - американская компания Conoco. Conoco и "Архангельскгеолдобыча" начали совместную работу над проектом "Северные территории" в 1990 году. Проект подразумевает освоение Хильчуюского, Южно-Хильчуюского, Яреюйского, Инзырейского месторождений, запасы которых оцениваются в 140 млн. тонн нефти. Самое крупное из этих четырех месторождений - Южно-Хильчуюское (извлекаемые запасы - примерно 500 млн. тонн). В 1993 году Conoco, "Архангельскгеолдобыча" и администрация Ненецкого АО заключили соглашение о проведении геолого-разведочных работ на Северных территориях. По условиям этого документа, Conoco оказывает "Архангельскгеолдобыче" содействие (финансирование) в проведении геолого-разведочных работ, экологических и технических анализов, в разработке эскизного проекта, бурении и эксплуатации разведочных и оценочных скважин. В рамках соглашения Conoco уже вложила свыше 70 млн. долларов. В результате геолого-разведочных работ был сделан вывод о готовности Южно-Хильчуюского месторождения к эксплуатации. Капитальные затраты на разработку этого месторождения оцениваются в 2 млрд. долларов. При освоении месторождения на условиях СРП доходы российской стороны по подсчетам должны составить не менее 4,2 млрд. долларов.

Проект освоения Ардалинского месторождения.

Ардалинское месторождение было открыто специалистами ГП "Архангельскгеология" (в настоящее время ОАО "Архангельскгеолдобыча") в 1988 году. Разрабатывать месторождение в 1994 году (получена первая нефть на Ардалине) начала компания "Полярное сияние"- российско-американское СП с участием ОАО "Архангельскгеолдобыча" (30%), ОАО "Роснефть" (20%) и американской компании Conoco. "Полярное сияние" создано в 1992 году. В соответствии с условиями договора о создании СП, владельцы компании осуществляет инвестиции в равных долях и получают равные доли прибыли от этих инвестиций. Руководство деятельностью СП осуществляет Совет учредителей, в который входят представители обеих сторон. На месторождении пробурено свыше 15 скважин, подавляющее большинство которых - эксплуатационные. Проложен трубопровод длиной 67 км, который соединил Ардалинское месторождение с действующей трубопроводной системой.

Реабилитация Самотлора.

Самотлорское нефтяное месторождение, имеющее балансовые запасы нефти 6,5 млрд. тонн и извлекаемые запасы 3,3 млрд. тонн, открыто в 1965 г., промышленная разработка начата в 1969 году.1 Максимальный годовой объем добычи нефти составил 154 млн. тонн в 1980 году. На 1 января 1995 года накопленная добыча нефти достигла 2159 млн. тонн, коэффициент нефтеотдачи - 0,33, остаточные запасы нефти составляли 1129 млн. тонн, обводненность по объектам разработки - 91,7%. В настоящее время Самотлорское месторождение разрабатывают "Нижневартовскнефтегаз" (дочернее предприятие "Тюменской нефтяной компании") и "Черногорнефть" (дочернее предприятие НК "СИДАНКО"). Прибыль, полученная государством за время разработки Самотлора составила $280 млрд., в то время как эксплуатационные затраты составили всего лишь $25 млрд. Непродуманная экономическая политика государства в отношении Самотлора поставила месторождение в крайне тяжелое положение. Необходимость замены устаревшего и изношенного оборудования, резко ухудшившаяся экологическая обстановка сделали нереальным выполнение проектных показателей разработки месторождения. С учетом перечисленных факторов, в 1997 году правительством было принято решение о внесении Самотлорского месторождения в перечень участков недр, разработку которых планируется осуществлять на условиях соглашения о разделе продукции (СРП). Капитальные вложения в реконструкцию и доразработку месторождения составят $8-10 млрд. Основные направления работ:

бурение 4,5 тысяч новых скважин, из них половина - горизонтальные

бурение дополнительных стволов в 3,2 тыс. действующих скважин

выполнение более 33 тысяч скважино-операций по повышению нефтеотдачи пластов

реконструкция поверхностной инфраструктуры на основе новейшего импортного и отечественного оборудования

внедрение энерго- и ресурсосберегающих технологий

улучшение экологической обстановки на месторождении и в Нижневартовском районе.

Современное состояние нефтепромыслового оборудования и трубопроводов различного назначения, общая протяженность которых превышает 1 тыс. км, - крайне неблагополучное. Интенсивная разработка месторождения велась с отставанием разбуривания и обустройства из-за недостатка выделяемых финансовых и материальных средств. Пробуренный фонд скважин - 14 346 шт., или 74,3% от проектного. Отставание с капитальным строительством новых и капитальным ремонтом эксплуатируемых промысловых сооружений привело промысловые объекты месторождения к низкой эксплуатационной надежности и явилось одной из основных причин ежегодного роста аварийности. Количество порывов напорных водоводов в 1990-1995 годах возросло в 2 раза и колеблется в пределах от 60 до 300 порывов в год по каждому НГДУ. В связи с длительным сроком службы (более 10-15 лет) и высокой агрессивностью транспортируемых сред в настоящее время значительная часть оборудования, запорно-регулирующей арматуры и трубопроводов площадочных объектов находится в аварийном состоянии и требует капитального ремонта или замены на новое оборудование. Из-за ухудшения технического состояния вследствие старения оборудования участились аварийные ситуации на компрессорных станциях. Ежегодная недобыча нефти вследствие неритмичности работы газлифтных КС (Прим: компрессорные станции - "СКВАЖИНА") достигает 1 млн. тонн. Эксплуатационные трудности, возникающие вследствие сложившейся ситуации с оборудованием и трубопроводами, а также в связи с недостаточным вводом в действие новых добывающих и нагнетательных скважин при значительном неиспользуемом их фонде (доля действующих и добывающих скважин составляет в настоящее время около 55%, нагнетательных - около 43% от количества разбуренных) привели к разбалансировке системы разработки месторождения и неоправданным потерям в добыче нефти. Современное состояние окружающей природной среды, сложившейся под воздействием эксплуатации месторождения, также может быть оценено как критическое. Уровень загрязненности грунта углеводородами составляет 700 ПДК. Масса выбросов вредных веществ в атмосферу по месторождению составляет в среднем 243 167 тонн в год. Обеспечение дальнейшей эксплуатации Самотлора с утранением отрицательных явлений, отмеченных выше, обусловлено необходимостью извлечения более 1,1 млрд. тонн невыработанной нефти. Добыча этой нефти будет производиться на площадях, имеющих хотя и аварийную, но действующую инфраструктуру, которая нуждается в заменах основного оборудования и отдельных элементов инженерных систем, но не в создании этой инфраструктуры заново, что имело бы место при освоении новых месторождений с эквивалентными по объемам запасами нефти.

Комплекс по добыче и транспортировке природного и нефтяного газа Харампурской группы месторождений.

Проект предусматривает комплексную разработку и использование запасов углеводородов Харампурской группы месторождений: нефти, нефтяного газа, природного газа, конденсата. Месторождения находятся на балансе ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз". Харампурская группа месторождений расположена на территории юго-восточной части Ямало-Ненецкого АО и включает в себя: Харампурское, Южно-Харампурское, Фестивальное месторождения. а также более 20 перспективных структур. В настоящее время в разработке находятся северная и южная часть Харампурского месторождения, где ведется добыча нефти. При этом ежегодно в факелах сжигается нефтяной газ объемом свыше 600 млн. куб. м. и выбрасывается в атмосферу около 40 тыс. тонн вредных веществ. В рамках реализации проекта предусмотрено выполнение трех основных направлений работ:

строительство газопровода протяженностью 186 км, конденсатопровода - 180 км и станции для перекачки газового конденсата (общая стоимость - $135 млн.)

обустройство газового промысла и природоохранные мероприятия (общая стоимость - около $163 млн.)

строительство харампурской компрессорной станции и межпромысловых газопроводов (общая стоимость - $195 млн)

Комплекс позволит ежегодно производить:

природного газа - 10 млрд. куб. м.

подготовленного нефтяного газа - 1,2 млрд. куб. м.

жидких углеводородов (конденсат, ШФЛУ) - 200 тыс. тонн

В соответствии с ТЭО проекта предполагается товарный газ продавать в магистральный газопровод системы РАО "Газпром" с последующей реализацией: на экспорт - 30%, внутренний рынок - 70%. Нестабильный конденсат планируется подавать на Сургутский завод стабильного конденсата на процессинг с последующей реализацией нефтепродуктов потребителям. Коммерческая эффективность проекта:

внутренняя норма рентабельности - 20%

чистая текущая стоимость - 833,7 млрд. руб. (по курсу 1997 г.)

окупаемость проекта - 11,5 лет

среднегодовой объем чистой прибыли - свыше 550 млрд. руб. (по курсу 1997 г.)

общая прибыль за расчетный период (19 лет) - более 9 трлн. руб. (по курсу 1997 г.)

Согласно расчетам, реализация проекта позволит отчислять ежегодно в бюджеты всех уровней до 1,3 трлн. руб. (по курсу 1997 г.)

1.2.  Программа повышения эффективности инвестиций в развитие нефтедобывающей отрасли РФ.

В целях преодоления кризисного положения в нефтедобывающем  комплексе РФ, надежного и    качественного удовлетворения потребностей экономики России в энергоресурсах при коренном повышении эффективности производства и использования, поддержании экспортного потенциала   и обеспечении экологически приемлемого воздействия предприятий комплекса на окружающую среду в условиях развития рыночных отношений и в связи с высокой инерционностью нефтедобывающей отрасли необходимо принять государственную инвестиционную стратегию для стабилизации положения в этой сфере.

Реализация государственной инвестиционной стратегии должна происходить поэтапно. Первоочередными должны стать:

- финансовая стабилизация нефтедобывающей отрасли;

- преодоление сложившихся тенденций и приостановление развития энергетического кризиса;

- формирование новых экономических отношений рыночного типа;

- преобразование организационных структур и форм собственности, проведение дальнейшего акционирования и приватизации;

- разработка   основных законодательных, экономических   и организационных механизмов для реформирования комплекса.

Все это позволит стабилизировать работу нефтедобывающей отрасли и создаст условия для ее возрождения. Основные предложения автора следующие.

1. Одной из первоочередных задач государственной инвестиционной стратегии должна стать реформа системы налогообложения, поскольку налоговая система является одним из основных элементов государственной    экономической политики, через которую определяются и реализуются направления экономического развития. Основной недостаток налоговой системы России состоит в том, что она носит исключительно фискальный характер, ориентирована на устранение   дефицита бюджета путем изъятия доходов предприятий. Многие поставлены на грань убыточности и банкротства, при этом они заинтересованы в минимальной прибыли, чтобы избежать высокого налогообложения. В стимулировании сдерживания роста цен налоговая система играет существенную роль, но такие ее возможности, как налоговые льготы предприятиям, снижающим себестоимость продукции и получающим прибыль за счет этого источника, не используются.

Налоговая система должна предполагать необходимый  уровень стимулирования предприятий через получаемую прибыль. Существуют определенные пределы изъятия доходов субъектов рыночной экономики, за которыми теряется интерес к предпринимательской деятельности. Средний уровень изъятия не должен превышать 30-35%, в противном случае наступает стагнация производства, прекращается расширенный воспроизводственный цикл, возникает инфляция, и, как следствие, многократный рост цен.

В России налог на добавленную стоимость является налогом не только на прибыль и заработную плату   (реальные элементы   вновь созданной стоимости), но и на амортизационные отчисления. Кроме того, в базу этого налога включается акциз, а также таможенные пошлины, которые никакого отношения к созданной (добавленной) стоимости не имеют. Необоснованно и то, что одним налогом (налог на добавленную стоимость) облагается другой налоговый платеж - акциз. Вследствие всего налог на добавленную стоимость теряет свое действенное содержание и превращается в налог с продаж (своеобразный многократный налог с оборота), выступающий в условиях монопольного рынка в качестве элемента цены  на товар и косвенного налога, значительно или многократно увеличивающего цену. Часть налоговых платежей из прибыли предприятия тоже перекладываются на потребителя, компенсирую оплату налогов ростом свободных цен. Это относится и к другим налоговым платежам, а также тем начислениям на фонд заработной платы, которые   включаются в   себестоимость продукции (платежи в пенсионный фонд, в фонд социального страхования и др.). Если из цены убрать ненужные налоговые составляющие, то ее величина сократится примерно в 3-5 раз. Особенно это относится к тем товарам, которые облагаются акцизом.

Мировой опыт свидетельствует, что государство имеет достаточно устойчивую базу развития лишь в том случае, если оно осуществляет налоговую политику, стимулирующую развитие производства, используя закономерность эластичной зависимости между уровнем налоговых ставок (изъятием доходов) и ростом налогооблагаемой базы (ростом производства). Следовательно, существует лишь один выход - сокращение, снижение налоговых ставок на дифференцированной основе (с учетом приоритетности отраслей и производств, сфер экономики) и расширение на этой базе инвестиционной активности предпринимателей с целью развития производства продукции, а следовательно, роста массы налоговых поступлений (развитие налоговой базы).

Для развития стимулирующей направленности налоговой системы на  развитие производства целесообразно оказаться от налога на добавленную стоимость в том виде, в каком он сейчас существует. Если же налог на добавленную стоимость сохранится, необходимо его значительно уменьшить (до 8-12% по среднему уровню налоговых ставок), а также изменить методологию его поступления - из налоговой базы должны быть убраны элементы, не образующие добавленную стоимость.

Необходимо ввести специальный налог на превышение темпов роста   фонда потребления на предприятиях над темпами роста производительности труда.

Еще одно направление - стимулирование налогами использования предприятиями функционирующего капитала. В связи с этим целесообразно значительно увеличить налогообложения имущества предприятий  и, прежде всего, основного и оборотного капитала, с тем, чтобы развивалась   предпринимательская активность в использовании накопленных средств.

Целесообразно пересмотреть подходы к налогообложению имущества физических лиц. Должны быть введены повышенные ставки рентных платежей с земельных участков, превышающих определенные пределы, а также рентные платежи со строений, превышающих по площади установленные нормы.

Налоговым законодательством России необходимо   определить   и выделить федеральные, региональные и местные налоги. Федеральные налоги должны быть сформулированы и расписаны досконально, а региональные и местные - рамочно, чтобы региональные и  местные органы власти смогли реализовать  гарантированные  им Конституцией РФ полномочия по установлению налогов в соответствии с принципами, которые будут определены федеральным законодательством.

Число налогов должно быть сокращено до 30-25. Отменить "нерыночные" налоги (например, налог с выручки), а также отменить "дорогие" налоги, затраты на сбор которых превышают собранные суммы или сравнимые с ними. Еще один способ сокращения числа наименований платежей в бюджет - объединение налогов, имеющих сходные налоговые базы и сходных налогоплательщиков.

Увеличение бюджетных поступлений от сбора налогов можно получить за счет сокращений необоснованных налоговых льгот.

Реформирование налоговой политики государства в нефтегазовом комплексе должно отражать всю специфику отрасли.

2. В настоящее время в России цены на энергоресурсы не являются рыночными. Они отражают интересы и инфляционные ожидания производителей и не учитывают динамику потребительского спроса. Текущие оптовые цены производителей энергоресурсов непрерывно растут. Необходимо введение государственного регулирования внутренних оптовых цен на энергоресурсы, превышающих сегодня мировой уровень. Оно должно предусматривать отчисление производителем в государственный бюджет прибыли, которая получается за счет этого превышения.

Внутренние оптовые цены должны быть связаны с качеством производимого топлива -содержание серы в топочном мазуте, различных компонентов в природном газе, этилированного и неэтилированного бензина, зимнего и летнего дизельного топлива, аналогично топливам поставляемым на экспорт, цена которых зависит от их качественных характеристик.

Для развития нефтедобывающей отрасли  необходимо расширение источников и интенсификация финансирования инвестиций. Такими источниками могут быть:

- собственные средства предприятий, образуемые за счет амортизационных отчислений и части прибыли;

- средства из федерального бюджета для финансирования ограниченного числа важнейших объектов отрасли общефедерального значения:

- льготные государственные кредиты;

- внебюджетные инвестиционные фонды финансового регулирования нефтедобывающей отрасли ;

- централизованный финансово-валютный фонд Минтопэнерго для обеспечения устойчивого социально-экономического развития   отраслей комплекса, технического перевооружения его производственной базы и решения проблем межотраслевого характера.

Наряду с указанными источниками финансовых средств, широкое распространение для инвестиций должны получить:

- выручка от первичной и вторичной эмиссии акций предприятий ТЭК;

- направление на инвестиции в ТЭК дивидендов по пакету акций, находящемуся в федеральной собственности;

- средства местных бюджетов для финансирования объектов комплекса, имеющих региональное значение;

- средства заинтересованных потребителей энергоресурсов, привлекаемые в порядке долевого участия;

- отчисления в Федеральный экологический фонд РФ и его филиалы. За счет этого фонда должны финансироваться природоохранные мероприятия, осуществление которых выходит за пределы компетенции производственных  предприятий, а приоритетность осуществления мероприятий определяется с учетом рекомендаций природоохранных ведомств и местной администрации.

- Привлечение частного отечественного и иностранного капитала и кредиторов на взаимовыгодных для инвестора условиях;

- Стимулирование инвестиционной политики льготным налогообложением. Для перехода от стимулирования мелких капиталовложений за счет собственных средств к стимулированию крупных долгосрочных инвестиций за счет привлечения средств сторонних инвесторов необходимо привлекать такие крупные инвестиционные институты, как банки, фонды, компании и т.п., которые имеют средства, но не всегда имеют стимулы для долгосрочного инвестирования.

Поэтому, по мнению автора, не имеет смысла стимулировать инвестиции с помощью налоговых льгот предприятиям, более целесообразно предоставлять их реальным инвестором (банкам, фондам и другим инвестиционным институтам), которые получают стимул к долгосрочному финансированию инвестиционных проектов. При этом размеры льгот должны быть значительны, распространяться на текущие (а не будущие) налоговые платежи и поступления, в то же время условия получения таких льгот должны быть реальны для инвесторов.

3. Кризис неплатежей не позволяет поддерживать в нормальном рабочем состоянии весь комплекс предприятий и производств в нефтедобывающей отрасли. Для быстрейшего преодоления всех причин неплатежей требуется комплексный подход и принятие предложенных в работе неотложных мер.

4. В условиях отсутствия собственных средств у предприятий для нормального функционирования отраслей топливно-энергетического комплекса в стране должна действовать предложенная в данной работе рациональная кредитная политика.

5. ТЭК не имеет четкой правовой базы. Должны быть приняты законы и подзаконные акты, отражающие совокупность мер государственного воздействия и регулирования для развития, надежного функционирования ТЭК и обеспечения энергоресурсами внутреннего и внешнего рынков в соответствии с их потребностями.

В предлагаемой программе сформулированы основные направления мер государственного регулирования необходимые для формирования инвестиционной стратегии  и преодоления кризисного положения в топливно-энергетическом комплексе, которые касаются экстренного вмешательства государства в такие сферы функционирования ТЭК, как немедленная ликвидация парализующих работу комплекса неплатежей, скорейшее реформирование системы налогообложения в России вообще и в специфических отраслях ТЭК в частности; реформирование и регулирование ценовой политики на топливо и энергию; рационализация инвестиционной и кредитной деятельности; и главное - нормативное, правовое и законодательное закрепление всех мер государственного воздействия.

Переход к рыночной модели вызвал значительные изменения в системе управления инвестиционной сферой.

Управление инвестициями в виде организационной системы обеспечивает реализацию государственной инвестиционной политики путем осуществления комплекса основных функций   государственного   регулирования  в  областях:   занятости;   экспертизы инвестиционных проектов; страхования; правового регулирования и защиты инвестиций; контроля за соблюдением государственных норм и стандартов; ценообразования; финансово-кредитного и налогового; внешнеэкономических связей и осуществления экспертного контроля; пользования землей и другими природными ресурсами; приватизации государственной собственности;   антимонопольного, формирования государственной инвестиционной политики в целом.

Приоритетными на сегодняшний день являются государственное (республиканское) и муниципальное регулирование путем продажи или сдачи в аренду земли для строительства новых объектов, формирование условий инвестиционных накоплений (продажа, аренда, совместное пользование), расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих предприятий, также экспертиза инвестиционных проектов и выдача лицензий инвесторам .

Систему управления инвестициями в настоящее время можно  представить тремя уровнями - уровень государственного управления (центральные органы управления), органы муниципального (территориального) управления и уровень хозяйственного управления .

Кроме того, в системе управления представлены три основных сектора: органы власти; коммерческие и предпринимательские структуры; общественные организации.

Государственное регулирование   инвестиционной   деятельностью осуществляется государственными органами и соответствии с государственными инвестиционными программами и включает утвержденные методы и формы. Иные методы и формы регулирования управления инвестиционной деятельностью со стороны государственных органов допускаются только по решению Госдумы и субъектов в составе РФ.

Цель реализуемой  в  нефтедобывающей отрасли общей энергетической политики сводится к простой формулировке - добиться перехода к энергосберегающим технологиям в производстве и потреблении ТЭР на основе достижений НТП и внедрения "ноу-хау".

Возможно таким общим знаменателем,  системообразующим ядром энергетической стратегии должна стать именно целевая комплексная Программа энергосбережения России.

При этом не снижается важность других программ, но приоритет энергосберегающей политики проявляется в том, что все остальные программы должны финансироваться из госбюджета лишь в той жесткой мере, в какой они "работают" на энергосбережение.

Здесь необходимо отметить, что комплексный характер этой программы обусловлен двумя неразрывными сторонами единой проблемы   энергосбережения, а именно: необходимостью сокращения энергопотребления и энергоемкости производства во всех отраслях народного хозяйства, с одной стороны, и снижением потерь при добыче, переработке и транспортировке ТЭР, с другой.

Для ТЭКа вторая сторона проблемы представляется наиболее актуальной. Поэтому на решение вытекающих из такой постановки задач должны быть направлены усилия ГССП, реализуемые посредством целевых инвестиционных программ. Перечень ЦИП может и должен быть расширен за счет совместных программ с государствами ближнего зарубежья по тем или иным проблемам развития ТЭКа, де-факто остающегося в экономическом отношении союзным комплексом. При этом должен быть использован опыт Межправительственного Совета по нефти и газу (Сургутское соглашение).

Помимо федерального бюджета в качестве источников финансирования программ могут быть   названы:   государственные   и   негосударственные средства стран СНГ; республиканские, .краевые, областные, муниципальные бюджеты; собственные средства предприятий; средства других инвесторов.

Однако, чтобы задействовать эти источники, программы должны стать привлекательными и престижными для их участников. Не говоря о предоставлении различных финансовых субвенций, налоговых льгот, правовых льгот как федерального, так и других уровней, можно наделять участников разного рода неимущественными правами, например, правом использовать в  своих реквизитах и рекламе наименование "Официальный источник-федеральной программы".

При управлении  федеральными программами для достижения их целевой результативности необходимо выдерживать три обязательных условия, а именно:

- контроль заявленных приоритетов и заданных целей и целевого использования федеральных средств;

- гарантии участников в части вложенных ими средств от политических и законодательных рисков, т.е. обеспечение преемственности обязательств государства при смене властей федерального уровня и изменение правовых актов и норм;

- ответственность участников за невыполнение программ или недостижение заданной результативности (эффективности).

Таким образом,  объектом госрегулирования в рамках ГССП ( то есть предметом деятельности соответствующего госоргана, в качестве которого целесообразно определить действующие структуры Минтопэнерго РФ) выступают инвестиционные программы. Программы с лимитизированным финансированием включают ряд инвестиционных проектов, конкретно адресованных одному или нескольким госпредприятиям.

Претенденты на участие в программе (предприятия, объединения и др.) самостоятельно разрабатывают и представляют федеральному органу конкретные инвестиционные проекты, после чего производится отбор   как проектов, так и участников. Финансирование предприятий-участников, по мнению автора, должно идти опосредованно через проекты по схеме:

приоритеты-программа-проекты-селекция проектов и участников контракт-целевое финансирование.

Эффект программы не сводится только к экономии ТЭР и получению дополнительных резервов для внутреннего потребления и экспорта, это, кроме всего, и важный экологический фактор, что делает особо привлекательными проекты для региональных и местных органов.

Селективная инвестиционная   политика осуществляется таким образом по двум направлениям:

- прямые федеральные инвестиции;

- формирование благоприятной инвестиционной обстановки (инвестиционного климата) для других участников, оставшихся вне рамок прямой господдержки.

Второе направление представляется наиболее важным стратегическим и перспективным, т.к. количество сторонних участников программ и проектов уже сегодня намного больше, чем "избранных", а будет все время увеличиваться.

По мере снижения организационно-управленческого уровня  госполитики (от федерального до хозяйствующего субъекта) их степень воздействия изменяется, но с разным знаком по направлениям:

- снижается - по прямому инвестированию с сосредоточением усилий на верхних  уровнях;

- повышается при формировании благоприятной обстановки, т.е. усиливается работа по селекции групп предприятий,   выявлению их позиционных интересов,   изысканию возможностей стимулирования позитивных для государства тенденций и пресечению развития процессов, наносящих ущерб.

Как показывает практика, единого "чистого" критерия для выбора программы из множества предложений не существует и всегда приходится искать равнодействующую различных, разнонаправленных оценочных подходов.

Отобранные и рекомендованные для господдержки программы в отраслях ТЭК должны, по нашему мнению, отвечать следующим взаимозависимым критериям:

- геополитический - обеспечение целостности и суверенности государства;

- природоресурсный - сохранение минерально-сырьевой базы и окружающей среды;

- социально-производственный - развитие производственно-кадрового потенциала и обеспечение социальной стабильности.

Выделить приоритетность какого-либо из перечисленных критериев невозможно: отсутствие хотя бы одного не позволяет сохранить целостность всей системы. Поэтому оценку программы следует вырабатывать по всем этим позициям.

Представляется, что экономическая эффективность выдвигается на первое место при оценке конкретных предпринимательских проектов из нескольких предложенных или возможных вариантов. Это не значит, что энергетические программы не конкретны -им просто нет разумной альтернативы и их оценка имеет не только количественный, сколько качественный характер и формируется экспертно, с привлечением знаний, опыта, интуиции и здравого смысла:

Более того, федеральные программы вообще нацелены на решение проблем, заведомо экономически неэффективных сегодня и даже завтра. Их эффективность проявится послезавтра,    а может быть и дальше по времени. Экономически выгодные предпринимательские проекты отыскиваются и реализуются хозяйствующими субъектами и без помощи государства (даже стремясь скрыть от последнего сверхприбыль).

Государственная селективная структурная политика, реализуемая через целевые инвестиционные программы, должна обеспечить достижение оперативных, тактических и стратегических целей.

К оперативным целям автор относит: финансовую стабилизацию отраслей ТЭК; преодоление  тенденций  производственного спада и  приостановление развития энергетического комплекса.

Тактические цели: формирование новых экономических отношений рыночного типа; преобразование организационных структур и   форм    собственности, проведение дальнейшего акционирования и приватизации; разработка  новых   законодательных, экономических и организационных механизмов для реформирования комплекса.

Стратегическая цель должна быть сформирована как создание    специально-ориентированного энергетического хозяйства,   обеспечивающего за счет структурной перестройки энергопроизводящих   и   энергопотребляющих   отраслей позволяющих проводить эффективное энергоснабжение   России и экономически обоснованную ее интеграцию в мировое энергетическое пространство.

Сегодня мы имеем программу "Топливо и энергия", которая практически не обеспечена финансами и где есть мероприятия государственного воздействия как то:

- централизованные капитальные вложения из республиканского бюджета;

- льготные государственные кредиты для инвестиционной и основной деятельности предприятий и организаций ТЭК с фиксацией ставки и срока погашения кредита после ввода в действие мощностей;

- льготное налогообложение прибыли, направляемой на все виды инвестиционной деятельности, а также на осуществление инновационный программ и т.д.; - проведение льготной инвестиционной политики.

Безусловно данную Программу следует заново пересмотреть и доработать с учетом существующих реалий и требований передовых компаний и коммерческих Банков.

Антимонопольная политика,    разгосударствление собственности на   основе ее акционирования и приватизации способствует формированию и укреплению в ТЭК акционерных предприятий и их организационных объединений. Подобные предприятия и компании являются полностью автономными хозяйственными субъектами и реализуют в своей деятельности собственные целевые установки и приоритеты. Очевидно, что чем выше их удельный вес в общей производственной мощности отраслей ТЭК, тем сложнее обеспечивать государственное регулирование общеотраслевых целевых программ, в том числе и инвестиционных.

Сохранение в этих условиях необходимой управленческой роли государства возможно через наделение органов государственного управления правом принятия управленческих решений по ряду направлений деятельности рассматриваемых предприятий, а также при создании предприятий с преобладанием государственного капитала.  Реальное участие государства проявляется в управлении пакетами акций предприятий и компаний, в их представительстве в органах управления .

Субъектами, осуществляющими меры государственного   регулирования, согласно сложившейся в настоящее время схеме управления в отраслях ТЭК, выступают:

- Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, осуществляющее общее руководство данным процессом;

- крупнейшие отраслевые акционерные компании "Лукойл", "Роснефть", "Газпром", "БЭС России", которые на условиях доверительного управления контрольным пакетом акций большинства действующих дочерних акционерных обществ призваны обеспечивать проведение государственных инвестиционных программ в соответствующих отраслях.

Инвестирование государственных средств в развитие производства и смежные отрасли хозяйства - одна из главных задач данных акционерных компаний. Для решения задачи инвестирования отраслей государство    предусмотрело на весь период владения принадлежащими ему акциями (находящимися в доверительном управлении у компании) право оставлять часть дивидендов в распоряжении компаний (для РАО "Газпром" - не менее 50%).

Их подлежит направлять на финансирование технического    перевооружения, реконструкции и расширения производств. Для тех же целей государство при учреждении рассматриваемых компаний предусматривает создание целевых фондов. Так, например, для РАО "Газпром" создан централизованный фонд, который используется для развития производства: развитие мощностей по добыче газа и конденсата, развития науки, финансирования общеотраслевых и других затрат [35].

В то же время имеются реальные возможности государственного регулирования инвестиционной деятельности за счет акционерного капитала. При владении контрольным пакетом акций крупнейших компаний государство через своих представителей в органах их управления может проводить финансирование инвестиционных проектов, осуществляя дополнительную продажу акций компании или ее дочерних акционерных обществ, Одновременно оказывается всесторонняя государственная поддержка по реализации сложных обеспечивающих подсистем проектов - экономической, организационной и других. С позиции автора можно сказать, что подсистема экономического обеспечения должна включать следующие элементы (они же подсистемы второго уровня): экономическое обоснование проекта; экономический механизм реализации проекта.

Подсистема организационного обеспечения включает: органы управления проектом; формы интеграции участников проекта; распределение функций между субъектами инвестиционной деятельности; структура управления проектом.

Подсистема правового обеспечения включает: предмет правовых отношений между участниками проекта; пакет сопровождающих документов.

Подсистема технического обеспечения включает: техническую характеристику объектов; обеспечение материально-техническими ресурсами.

Подсистема информационного обеспечения включает: базу данных; схему организаций информационных потоков.

Подсистема кадрового обеспечения включает: обеспечение кадрами; обучение кадров.

Подсистема социального обеспечения включает: внешние социальные условия; внутренние социальные условия.

Подсистема научно-методического обеспечения включает: основные направления исследований; основные этапы исследований; исполнители.

Механизм государственного регулирования инвестиционной деятельности па основе привлечения  акционерного  капитала  предполагает  использование  возможностей представителей государства в    органах    управления акционерными обществами. Полномочные представители (от Минтопэнерго РФ), обладая контрольным пакетом акций, инициируют принятые  решения, отражающие интересы государства. В частности, в решениях должны развиваться принципы, заложенные в программе селективной структурной инвестиционной политики на перспективу.

Конкретизируем пути решения главных проблем в реализации инвестиционной программы в нефтедобывающей отрасли РФ.

Здесь  можно выделить три направления:

• изменение государственной экономической политики;

• налоговая реформа;

• собственные меры нефтяных компаний.

1. Из оценки ситуации следует, что нефтяные компании должны активно участвовать в формировании экономической программы нового правительства, в которую, по нашему мнению, необходимо включить крупномасштабный комплекс мер по активной поддержке реального сектора средствами новой налогово-инвестиционной, таможенной и финансовой политики. Особенно важна активная поддержка отраслей-экспортеров - основных поставщиков валютных ресурсов страны.

Весь предлагаемый комплекс мер достаточно сложен, так что выделим лишь некоторые из них:

• поддержание курса рубля, стимулирующего отечественное производство, в первую очередь экспортоориентированное;

• установление доли валютной выручки, продаваемой на бирже, с учетом реальной кредитной задолженности экспорта нефтегазовыми и другими сырьевыми компаниями и их абсолютно необходимых валютных инвестиционных затрат. При этом правила продажи должны быть одинаковы для всех экономических субъектов, а валютный курс не должен превращаться в еще один нераспределенный косвенный налог;

• временный переход к проведению адресной инвестиционной политики на основе распределения государственных кредитных ресурсов методом рационирования (опыт Японии 60-70-х годов) в пользу приоритетных отраслей;

• обязательные расчеты по государственным еврооблигациям как условие привлечения ресурсов в российские промышленные компании, выходящие на международные рынки;

• незамедлительное создание нормальных платежных и инвестиционных условий бесперебойного функционирования рыночного хозяйства на основе преодоления нехватки платежных средств, интеграции реального и финансового секторов, ликвидации неплатежей государства;

• стимулирование вексельного обращения (и долговых обязательств) предприятий, выпускающих конкурентоспособную продукцию как основу ликвидности векселей. Налоговое освобождение вексельного оборота;

• временное (не менее 2-3-х лет) расширение участия государства в управлении банковской системой. Восстановление доверия вкладчиков путем привлечения в банковский сектор надежных иностранных участников и создания системы страхования вкладов на основе международных обязательств.

Сегодня страна остро нуждается в налоговой реформе с существенным снижением налоговой нагрузки в реальном секторе, включая налоговое стимулирование инвестиций в новое строительство и модернизацию производства.

Здесь также нефтяными компаниями подготовлен полный комплекс мер, в котором есть меры общего характера, например, по сокращению и совершенствованию порядка начисления и взимания налогов, в первую очередь НДС.

Для нефтедобывающей отрасли особенно важна налоговая реформа в нефтяном секторе, включая (опять только главные меры):

• переход к процентной (плавающей) ставке акцизов на нефть и нефтепродукты в зависимости от уровня мировых и внутренних цен с неотложным сокращением размеров нефтяных акцизов не менее чем в два раза;

• отмену или резкое сокращение рентного и общего налогообложения низкоде-битных и низкорентабельных нефтяных скважин и месторождений;

• перенос косвенного налогообложения нефтяного потока с производственных (добыча и переработка) на сбытовую, потребительскую стадии вертикально интегрированного цикла, то есть туда, где есть реальные деньги потребителей;

• поэтапное сокращение доли налогов в составе себестоимости добычи нефти;

• налоговое льготирование (освобождение от налогов) разведочно-поисковых работ, НИОКР и, частично, затрат на освоение новых месторождений;

• предоставление возможности нефтяным компаниям списывать на себестоимость расходы по "сухим" разведочным скважинам;

• незамедлительное и широкое внедрение в практику облегчающего налоговое бремя законодательства о соглашениях по разделу продукции.

Наконец, о стабилизационных мерах, предпринимаемых самими нефтяными компаниями. Здесь надо подчеркнуть, что в большинстве нефтяных компаний уже сформировались эффективные собственники, которые ведут настойчивую работу по поддержанию режима строгой экономии с сокращением и контролем издержек производства и сбыта, уменьшением персонала, сокращением затрат на содержанием аппарата управления. Только в текущем году расходы компаний сокращены примерно на 15-30%.

Большое значение имеет работа, проводимая компаниями по реформированию всей сбытовой системы, развитию маркетинга, перераспределению продаж в сторону ликвидных рынков.

Сегодня экономическая ситуация не оставляет нефтяным и другим промышленным компаниям выбора. Либо срочные меры по поддержанию реального курса рубля и снижению налогового бремени позволят вдохнуть в российскую промышленность, и в том числе нефтяную, новую жизнь и создадут тем самым предпосылки для реального промышленного роста. Либо промышленная деградация приведет к окончательному социально-экономическому краху страны.

Роль нефтяного комплекса в бюджетных источниках РФ. Роль нефтяного комплекса России как источника бюджетных поступлений постоянно возрастает. Если в 1994 г. комплекс обеспечивал около 6% бюджетных поступлений, то в 1995 г. бюджетная доля комплекса возросла до 13%, в 1996 г-до 16%, в 1997-1998 гг - до 22%. Нефтяная промышленность в 1997 г. обеспечила 25% валютных поступлений страны. При этом добыча нефти (с газовым конденсатом) соответственно составляла в 1994 г 318 млн \ в 1996 г. - 301 млн т, в 1997 г.-306 млн т. В 1998 г.  добыча нефти достигла уровня 290-296 млн т.

Таким образом, бюджетный вклад нефтяного комплекса за четыре года вырос в 3,5 раза, в то время как добыча нефти не только не увеличилась, но и сократилась более чем на 5%. Это значит, что последние пять лет характеризуются постоянным существенным, даже многократным ростом налоговой нагрузки на нефтяной комплекс. Если посмотреть, за счет чего растет налогово-бюджетный вклад нефтяного комплекса, то выявляются следующие факторы:

• рост налоговой нагрузки с 35 до 55% выручки;

• рост мировых и внутренних цен на нефть (до их падения в четвертом квартале 1997 г.) в 1,5 раза:

• увеличение глубины нефтепереработки и выпуска качественных нефтепродуктов в среднем на 10%:

• снижение себестоимости и издержек нефтедобычи на 30-40%.

Здесь важно сделать главный вывод - за пять лет из нефтяного комплекса выжато все, что можно, и больше, чем нужно. Такой рост бюджетно-налоговых поступлений привел к существенному снижению инвестиций (в среднем на 30%) и росту в 3-5 раз текущей кредитной задолженности нефтяных компаний.

Потери нефтяного комплекса в результате снижения цен на нефть и финансового кризиса.

За прошедший год, с четвертого квартала 1997 г., финансовое состояние нефтяного комплекса резко ухудшилось. Падение мировых и внутренних цен на нефть за год более чем в 1,5 раза привело к резкому сокращению прибыльности и в ряде месяцев к убыточности нефтяного бизнеса. Доходы нефтяного сектора сократились на 35 млрд рублей. При этом налоговая нагрузка практически осталась прежней, что еще больше ухудшило финансовое состояние нефтяных компаний. Только за три квартала 1998 г инвестиции в нефтяной сектор России сократились в среднем на 35%, а текущая кредиторская задолженность достигла 40% всех расходов компаний. Задолженность по зарплате - в среднем 2,5 месяца. На 5-10% сократилось количество рабочих мест

Важно подчеркнуть, что доля реальных денег на внутреннем рынке составляет в выручке нефтяных компаний 15-20%. Этих денег, с учетом налогов, не хватает даже на оплату труда.

Эффект от снижения стоимости рубля.

 Потенциальный эффект который могли бы получить нефтяные компании в результате девальвации рубля, теоретически за второй квартал 1999 г мог бы составить 18-20 млрд рублей. То есть такой условный эффект почти в два раза меньше реальных годовых потерь нефтяного комплекса.

Однако практически в результате вынужденной задолженности нефтяного экспорта для уплаты налоговых платежей и задолженностей в условиях падения цен на нефть, а также и поддержания минимальных инвестиций (чтобы не допустить резкого падения добычи нефти), реальный эффект нефтяного сектора составит только треть от потенциального, или 6-7 млрд рублей. Это не компенсирует даже четверти реальных потерь нефтяников.

Текущая налоговая политика государства

Приведенные принципиальные оценки необходимо в полной мере учитывать при подходе к налоговой политике государства в нефтяном секторе.

В про бюджета на второй квартал 1999 г. включено увеличение акциза на бензин в 1,5 раза, что в совокупном выражении увеличит налоговую нагрузку на нефтяной сектор за квартал на 1,5 млрд рублей. Увеличение валютной составляющей по транспортировке нефти означает дополнительные расходы нефтяников за квартал в размере 0,5 млрд рублей. Если же принять предложение Минфина по воссозданию экспортных пошлин в 10 ЭКЮ за тонну экспортируемой нефти, то фискальная нагрузка нефтяного сектора только за квартал возрастет на 4,5-5 млрд рублей.

Если учесть неизбежную инфляцию издержек, рост платежей за землю и потери, связанные с продажей 70% всей валютной выручки, то можно с уверенностью сказать, что 100% эффекта девальвации рубля для нефтяников будут потеряны, и финансовое состояние нефтяного комплекса останется крайне тяжелым с неизбежным падением производства и налоговых поступлений в бюджет Таким образом, целесообразно:

- в краткосрочном плане на третий квартал 1999 г, пусть ограниченно, уменьшить существенную налоговую нагрузку на нефтяной комплекс. Это позволит начать частичное восстановление его потерянного за последний год потенциала. В крайнем случае, можно ограничиться мерами по увеличению акцизов на бензин, включенными в проект бюджета, исключив все другие налоговые увеличения:

• в среднесрочном плане (1999-2000 гг.) необходимо провести налоговую реформу в нефтяном секторе по снижению налоговой нагрузки как условие полного восстановления и роста нефтяного потенциала страны.

Перспективная налоговая политика государства.

 Среднесрочная налоговая реформа в нефтяном секторе включает в себя:

• переход к процентной (плавающей) ставке акцизов на нефть и нефтепродукты в зависимости от уровня мировых и внутренних цен с неотложным сокращением размеров нефтяных акцизов не меньше, чем в два раза;

• отмену или резкое сокращение рентного и общего налогообложения низкодебитных и низкорентабельных нефтяных скважин и месторождений:

• перенос косвенного налогообложения нефтяного потока с производственных (добыча и переработка) на сбытовую потребительскую стадию вертикально интегрированного цикла;

• поэтапное сокращение (перенос) доли налогов в составе себестоимости добычи нефти; -

• налоговое льготирование (освобождение от налогов) разведочно-поисковых работ, НИОКР и, частично, затрат на освоение новых месторождений;

• предоставление возможности нефтяным компаниям списывать на себестоимость расходы по "сухим" разведочным скважинам;

• незамедлительное и широкое внедрение в практику законодательства о соглашениях по разделу продукции, облегчающего налоговое бремя;

• ускоренную процедуру возмещения налога на добавленную стоимость при экспорте продукции;

• незамедлительное принятие подготовленного пакета законопроектов по налоговой реформе в нефтяном секторе.

В нефтяной промышленности необходимо добиться стабилизации и наращивания уровня добычи нефти за счет:

• расширения масштабов и повышения эффективности геологоразведочных работ;

• подготовки к промышленному освоению нефтегазовых ресурсов Тимано-Печорского бассейна, Восточной Сибири, Республики Саха (Якутия), на шельфах северных морей, Каспийского моря и о. Сахалин;

• ввода в разработку Приобского и Тяньского месторождений, а также реконструкции объектов обустройства Самотлорского месторождения в Ханты-Мансийском округе;

• вовлечения в эксплуатацию бездействующего фонда скважин и доведения его до норматива; • повышения нефтеотдачи пластов. В нефтеперерабатывающей промышленности намечены структурная перестройка и повышение эффективности отрасли за счет реализации программы модернизации и коренной реконструкции, предусматривающей:

• повышение глубины переработки нефти для более эффективного использования сырьевых ресурсов, обеспечения потребности страны в высококачественных светлых нефтепродуктах и повышения эффективности экспорта жидкого топлива;

• вывод из эксплуатации излишних и неэффективных установок и других объектов нефтепереработки;

• снижение энергетических и материальных затрат в процессах производства продуктов нефтепереработки и нефтехимии.

Важным инструментом реализации намеченных на перспективу задач является активное использование результатов научно-технического прогресса, выражающееся в создании и внедрении передовых технологий и новых видов оборудования, реализующих эти технологии. Уже сегодня создание оборудования, имеющего современный технический уровень, осуществляется в соответствии с федеральными целевыми программами (ФЦП), в формировании которых активное участие принимают отраслевые компании и общества (подпрограмма "Развитие производства оборудования для ТЭК" ФЦП конверсии оборонной промышленности, подпрограмма "Межотраслевые проблемы машиностроения для ТЭК" ФЦП "Топливо и энергия"). Несмотря на острый дефицит выделяемых из бюджета средств, в 1991-1997 гг. в рамках указанных подпрограмм создано более 560 наименований оборудования. При этом по целому ряду позиций выпускаемая отечественными производителями техника не уступает мировым образцам.

В перспективе необходимо сохранить приоритеты отечественного машиностроения в обеспечении новейшими технологиями и оборудованием отраслей ТЭК. Для решения проблемы производства импортозамещающей продукции надо скоординировать усилия машиностроительных предприятий с целью повышения конкурентоспособности их продукции по уровню цен, предоставляемому сервисному обслуживанию, надежности, срокам службы, ремонтопригодности и ряду других показателей.

Нельзя не упомянуть еще об одной важнейшей проблеме, стоящей сегодня перед предприятиями ТЭК, да и всей Россией. Речь идет о повышении эффективности использования энергоресурсов. Их расточительное потребление приводит к чрезвычайно высокой энергоемкости промышленной продукции и делает ее неконкурентоспособной даже на внутреннем рынке. По оценкам, потенциал энергосбережения достигает в стране 460-540 млн т условного топлива, или половины всего энергопотребления России! Вот где основной резерв снижения цен и тарифов на энергоресурсы.

Для реализации этого потенциала нужна активная энергосберегающая политика. Ее разработка - одна из основных задач Минтопэнерго России. За прошедшее время уже создана определенная база: принят федеральный закон "Об энергосбережении" (аналогичные законы есть и в ряде субъектов Федерации), созданы и работают региональные центры энергоэффективности, проводятся энергоаудит на предприятиях, обучение и стажировка специалистов.

В целях концентрации организационных усилий, повышения конкурентоспособности отечественной промышленности и обеспечения эффективного энергоснабжения министерством разработана и постановлением правительства от 24 января 1998 г. № 80 утверждена федеральная целевая программа "Энергосбережение России", рассчитанная на 1998-2005 гг. Она предусматривает достижение экономии энергоресурсов в объеме 365-435 млн т условного топлива, снижение на этой основе энергоемкости ВВП на 23,4%, сокращение бюджетных дотаций регионам на топливо и энергообеспечение при одновременном снижении на 8-13% цен и тарифов на топливо и энергию. Предусматривается оснащение до 2001 г. основной массы потребителей приборами и системами учета и регулирования расхода энергоресурсов.

Но работы по энергосбережению надо резко активизировать, придать им больший динамизм, нацеленность на конкретные результаты. Для этого Минтопэнерго России утвержден план действий по выполнению заданий, установленных постановлением правительства от 15.06.98 г. № 588 "О дополнительных мерах по стимулированию энергосбережения в России".

Реализация программ энергосбережения в ТЭК и других отраслях экономики ориентировочно должна дать следующие результаты:

• снижение издержек производства (как минимум на 25-30%);

• повышение конкурентоспособности отечественной продукции;

• рост эффективности экспорта и, как следствие этого, повышение деловой активности предприятий на внешних рынках;

• активизацию структурной перестройки экономики в инновационных направлениях с целью развития наиболее прогрессивных с точки зрения мировой торговли отраслей;

• уменьшение техногенного воздействия отраслей ТЭК на окружающую среду

Основным направлением внешнеэкономической политики в нефтегазовом комплексе является сохранение и расширение надежных внешних рынков сбыта энергоресурсов на базе долгосрочных контрактов, а также получение доступа к конечным потребителям, активизация участия национального капитала в зарубежном энергетическом секторе (в частности, в переработке и сбыте продукции).

Важнейшим вопросом присутствия российских компаний на зарубежных рынках является расширение экспортной инфраструктуры за счет реализации таких проектов, как "Каспийский трубопроводный консорциум", газопровод "Ямал-Западная Европа", "Балтийская трубопроводная система", строительство новых экспортных терминалов на Северо-Западе России и т.д.

В перспективе для России будет иметь не менее важное значение и Азиатско-Тихоокеанский рынок. По мере освоения нефтегазовых ресурсов в Восточной Сибири и на о. Сахалин возможен экспорт российского газа в Китай, Корею и другие страны региона.

Освоению новых рынков будет способствовать также реализация ряда проектов, находящихся сегодня в стадии подготовки. К их числу относятся программы дальнейшего развития транспортно-энергетической инфраструктуры, формирования трансконтинентальных нефтегазопроводных систем и проекты освоения нефтегазовых ресурсов северных и дальневосточных морей, севера европейской части России, Дальнего Востока, Западной и Восточной Сибири. Осуществление этих масштабных планов рассчитано на многие десятилетия предстоящего века, что позволит нефтегазовому комплексу устойчиво развиваться еще долгие годы.

Стабилизировать и успешно развивать деятельность нефтегазовой промышленности России в ближайшем будущем невозможно без привлечения в нашу страну крупномасштабных инвестиций. Практика показывает, что основные надежды в данном вопросе следует возлагать в первую очередь на иностранный капитал. Однако, прежде чем потенциальный иностранный инвестор примет решение о направлении своих денег в Россию, он должен будет убедиться в наличии у него прочных и действенных гарантий того, что эти капиталы не пропадут, а наоборот, будут успешно работать, принося ему запланированную прибыль. Создание таких правовых гарантий - дело отечественных законодателей. С момента своего принятия закон Российской Федерации «О соглашениях о разделе продукции» (закон о СРП) стал предметом оживленного обсуждения. Особое  внимание  вызывают средства правовой защиты инвесторов, в том числе и иностранных, от эффективности которых во многом зависит успех ожидаемых инвестиций.

Как правило, в международной практике освоения и эксплуатации нефтегазовых месторождений правоотношения, возникающие в рамках реализации соглашений о разделе продукции, регулируются  законодательством государства пребывания, а также общими принципами международного права.

Если в первоначальной редакции законопроекта предусматривалась возможность выбора правовой системы, регулирующей договорные отношения между государством и инвестором, то в окончательный текст закона были внесены изменения и дополнения, которые не оставили никаких сомнений относительно того, что СРП в России регулируется исключительно отечественным законодательством. Необходимо, однако, учитывать, что Конституция Российской Федерации предусматривает, что общие принципы и нормы международного права являются частью российской правовой системы и имеют преимущественную силу над внутренним законодательством. В этих условиях большое значение приобретает правильное понимание общих принципов и норм международного права, о которых говорит Конституция.

В отличие от соответствующего законодательства об иностранных инвестициях в некоторых других государствах-участниках СНГ, закон Российской Федерации «Об иностранных инвестициях» не содержит гарантий стабильности правового режима для иностранных инвесторов.

Впервые такая гарантия была предоставлена указом президента РФ от 17 сентября 1993 года, затем расширена в указе президента о СРП от 24 декабря 1993 года. Наконец, на законодательном уровне положение о стабильности условий соглашения было закреплено законом о СРП.

Статья 17 закона о СРП предусматривает, что условия СРП сохраняют свою силу в течение всего срока действия соглашения. В случае, если законодательством Российской Федерации, законодательством субъектов Российской Федерации и правовыми актами органов местного самоуправления будут установлены нормы, ухудшающие «коммерческие результаты» проекта, в соглашение вносятся изменения, обеспечивающие инвестору коммерческие результаты, которые могли бы быть им получены при применении законодательства, действующего на момент заключения соглашения.

К сожалению, однако, в законе отсутствует четкое определение термина «коммерческие результаты».

Изменение условий СРП допускается только по взаимному согласию сторон. Тем не менее новый закон предусматривает, что в СРП могут быть внесены изменения в случае «существенного изменения обстоятельств». Гражданский кодекс РФ определяет, что является «существенным изменением обстоятельств», а также предусматривает процедуру изменения или расторжения договора.

Если стороны после «существенного   изменения   обстоятельств» не в состоянии самостоятельно договориться о новых условиях СРП, то установление этих условий или принятие решения о расторжении договора осуществляется российскими арбитражными судами или посредством международного коммерческого арбитражного разбирательства.

Согласно российскому законодательству иностранные инвесторы в Российской Федерации пользуются полной и безусловной правовой защитой.

Положения об общих гарантиях инвестиций включены в закон «Об иностранных инвестициях» в редакции 1991 года, в другие законы, регулирующие деятельность иностранных компаний в России, а также в ряд двусторонних и многосторонних договоров с участием России.

Закон РФ «Об иностранных инвестициях» предусматривает, что иностранные инвестиции могут быть национализированы или реквизированы только в исключительных случаях, предусмотренных законодательством. Такого рода «исключительные случаи» имеют место тогда, когда упомянутые меры принимаются в общественных интересах. Закон также гарантирует выплату быстрой, адекватной и эффективной компенсации.

Однако ряд терминов («в исключительных случаях», «общественные интересы» и т.д.) не имеют четкого определения, что может создать проблемы для практической реализации гарантий.

Проблема гарантий от незаконной экспроприации имущества иностранных инвесторов более полно решается в некоторых из двусторонних договоров о защите инвестиций, заключенных между сначала Советским Союзом, а впоследствии Россией, и значительным числом стран, экспортирующих капитал. Примером может служить Договор о защите инвестиций от 1989 года между СССР и Великобританией, к которому присоединилась Россия и в котором находят отражение вопросы «ползучей» экспроприации и отсутствия дискриминации. Он также обеспечивает защиту всего имущества предприятия, причем в отличие от внутреннего российского законодательства эта защита распространяется также на имущество, приобретенное впоследствии.

К сожалению, в таких двусторонних договорах опять-таки отсутствует определение «общественных интересов» и «исключительных случаев», в которых может быть реквизировано или национализировано имущество.

Как в законе «Об иностранных инвестициях», так и в двусторонних договорах о защите инвестиций применена формулировка «быстрая, адекватная и эффективная компенсация».

Однако ни закон, ни один из принятых впоследствии законодательных актов не указывают на то, кто является ответственным и при помощи какой методики осуществляется оценка национализируемых или реквизируемых инвестиций. Двусторонние соглашения содержат более четкий механизм выплаты компенсаций. Репатриация инвестиций Статья 6 Договора о защите инвестиций между СССР и Великобританией, а также, например, статья 10 закона «Об иностранных инвестициях» гарантируют право на беспрепятственный перевод инвестиций в страну их происхождения.

Весьма часто иностранные инвесторы, выходящие на российский рынок, предпочитают действовать через дочернее предприятие, созданное в системе юрисдикции с низким уровнем налогообложения, которая обычно не подпадает под действие договора о защите инвестиций. Такие офшорные, уклоняющиеся от налогов структуры действительно могут быть эффективными в смысле налогообложения, однако в случае проектов в области добычи нефти и газа, которые требуют существенных долгосрочных инвестиций, предпочтение следует отдавать безопасности инвестиций. Следовательно, при решении вопроса о том, кто будет стороной или инвестором по СРП, следует учитывать международное политическое значение страны происхождения инвестора, а также отношения этой страны с Россией.

Закон Российской Федерации о СРП разрешает сторонам выносить споры, возникающие в рамках реализации соглашений о разделе продукции, на рассмотрение как российских судов, так и международного коммерческого арбитража.

Напротив, по российскому закону «О недрах» споры по вопросам пользования недрами арбитражному разбирательству не подлежат и подпадают под исключительную юрисдикцию российских судов. Статья 50 закона «О недрах» (редакция 1995 года) предусматривает, что финансовые, имущественные и иные споры, связанные с недропользованием, должны рассматриваться российскими государственными судами (судами общей юрисдикции), либо государственными арбитражными судами (которые по сути являются российскими государственными   коммерческими судами).

Таким образом, закон «О недрах», как представляется, не допускает вынесения споров, касающихся недропользования (к которым должны относиться споры, связанные с СРП), на рассмотрение международного коммерческого арбитража. Правомерность данного положения подкреплена российским законом «О международном коммерческом арбитраже», который предусматривает, что законы, регулирующие деятельность в конкретных областях, могут запрещать вынесение некоторых видов споров на рассмотрение международного коммерческого арбитража. Хотя любое СРП представляет собой торговый договор, регулируемый общим договорным правом (причем закон о СРП подтверждает эту точку зрения), часть правоотношений между государством и инвестором, судя по всему, остается в сфере действия российского административного права.

Неопределенность относительно применимости закона «О недрах» к СРП, а также коллизия между гражданским и административным характером конкретных прав и обязательств по СРП вызывают некоторые сомнения относительно возможности урегулирования посредством международного коммерческого арбитража всех споров по СРП. Одной из возможных трактовок данной ситуации может быть то, что вообще только гражданские права и обязательства подлежат международному коммерческому арбитражу; при этом административные споры могут быть разрешены лишь в российских судах.

Тем не менее ряд двусторонних и многосторонних международных договоров четко предусматривает возможность международного коммерческого арбитража при спорах, могущих возникнуть в связи с иностранными инвестициями (в том числе споров в области энергетики). К таким соглашениям относятся: Договор между СССР и Великобританией о развитии и взаимной защите инвестиций 1989 года. Вашингтонская конвенция 1965 года «Об урегулировании   инвестиционных споров между государствами и гражданами других государств», Договор энергетической хартии 1994 года.

В законе о СРП содержится положение, позволяющее Российской Федерации выразить отказ государства от судебного иммунитета. Гражданский кодекс предусматривает принятие в будущем закона с целью определения конкретных аспектов ответственности    Российской

Федерации в гражданско-правовых договорах с иностранными гражданами, юридическими лицами и государствами.

1997 год стал определенной вехой в истории российского законодательства о разделе продукции.

Во-первых, 21 июля 1997 года Борис Ельцин подписал закон «О перечне участков недр, подлежащих разработке на условиях соглашений о разделе продукции» (закон о перечне СРП).

И во-вторых, Государственная Дума в первом чтении приняла ряд законов о внесении изменений и дополнений в существующий закон о СРП и законодательные акты, имеющие отношение к СРП и иностранным инвестициям.

СРП Принятию Закона о перечне СРП предшествовала длительная процедура согласования списка месторождений со всеми заинтересованными лицами. Первоначально были предложены 500 месторождений; в конце концов в первый перечень были отобраны 200. Сверхжаркие дебаты, демонстративное игнорирование в Думе, а также менее заметные, но несравненно более интенсивные и многократно более важные переговоры за кулисами привели к тому, что в первый, можно сказать, исторический перечень были включены золоторудное месторождение, месторождение железной руды, а также пять месторождений нефти, природного газа и конденсата.

Однако значения закона о перечне СРП не следует переоценивать. Во-первых, он пока лишь дает возможность только еще приступить к переговорам об освоении включенных в перечень месторождений. Во-вторых, закон о перечне СРП расценивается как кладущий начало принятию других законов, относящихся к СРП, с целью создания четкой правовой базы для раздела продукции.

Предложенные в последнее время изменения и дополнения к действующему в России законодательству о СРП можно разделить на три категории:

•  сфера налогообложения;
•  вопросы недропользования
•  иностранные инвестиции и внешняя торговля.

 Изменения в законах о налогах

Предложенные законопроекты предполагают следующие изменения:

а) уплата инвесторами налога на продажу топлива и ГСМ по ставке, согласованной в СРП;

б) право выбора сторонами формы уплаты налогов — деньгами или долей продукции;

в) освобождение инвестора от налога на прибыль и налога, удерживаемого у источника при выплате дивидендов и процентов из его доли.

Изменения к законодательству о природопользовании

Законопроекты о внесении изменений и дополнений к закону «О недрах» и закону «О континентальном шельфе» в основном преследуют цель привести положения этих законов в соответствие с законом о СРП.

Изменения к законодательству об иностранных инвестициях

Предполагается внесение изменений и дополнений к закону «Об иностранных инвестициях», к закону «О государственном контроле над внешнеэкономической деятельностью», принятие новой редакции закона «Об инвестиционной    деятельности», принятие закона «О перечне отраслей промышленности, производственных объектов, видов деятельности и сфер деятельности, в которых запрещена или ограничена деятельность иностранных инвесторов.

1.3. Возможности применения предложенной программы на примере Ямало-Ненецкого автономного округа. 

Инвестиционные потребности нефтяной промышленности России оцениваются Минтопэнерго в $5–3 млрд в год, а на основе перспективного перечня объектов СРП – даже в $13–23 млрд в год. Диапазон оценок сам по себе может расцениваться как свидетельство того, что проблема серьезно не проработана, и существуют только прикидки. Порядок этих цифр говорит о том, что сегодня решить проблему инвестиций в отрасль только за счет привлечения иностранных инвестиций невозможно. Вливаний такого порядка не в состоянии обеспечить даже весь государственный аппарат. Годовой объем инвестиций в разведку и добычу нефти за пределами Северной Америки – порядка $50 млрд в год. С поправкой на риски Россия не может претендовать даже на "свои" $2.5 млрд в год (в соответствии с 5-процентной долей России от мировых запасов по оценке иностранных экспертов).
Привлечение иностранного капитала в нефтяную промышленность началось с организации совместных предприятий (СП) в 1989 году. Наибольшая активность по их созданию приходится на 1991–1992 годы. В настоящее время в отрасли успешно работают порядка 40 предприятий с российско-иностранным участием.
Помимо предприятий, ведущих добычу, создано еще несколько предприятий, осуществляющих гидроразрыв пласта, капитальный ремонт скважин, оказывающих другие производственные услуги.

Предприятия с привлечением иностранного капитала ежегодно наращивают добычу нефти. Для них характерно то, что они разрабатывают, в основном, месторождения, привязанные к низкопроницаемым коллекторам, к залежам с "трудноизвлекаемыми" запасами. Разработка таких месторождений требует применения нетрадиционных технологий. Кроме того, часть месторождений расположена в сложных географических условиях, вдали от действующих коммуникаций и развитой инфраструктуры. Несмотря на это, данные предприятия достигли немалых успехов по внедрению самых передовых технологий, являются практически действенной основной формой инвестиционного и технического участия зарубежных компаний в российской нефтедобыче.

Справедливости ради следует сказать, что данные предприятия пользуется льготным налогообложением, и ряду из них предоставлены льготы по экспорту нефти.
Примеры крупных инвестиций в российские предприятия нефтяной промышленности до сих пор ограничивались вложениями Cоnоco в СП "Полярное сияние" и BP – в "СИДАНКО", точнее в "Русиа Петролеум" – держателя лицензии на Ковыктинское месторождение.

Россия богата энергоресурсами. Для их добычи нужны многомиллиардные инвестиции. Из-за российских финансовых и политических потрясений, а также падения цен на сырую нефть, многие проекты потеряли привлекательность для иностранцев.

До начала 1998 года инвестиционная привлекательность нефтяной промышленности России оценивалась чрезвычайно высоко. Прежде всего, европейские нефтяные гиганты планировали крупные проекты кооперации в России. Компании Royal Dutch/Shell, British Petroleum, Elf намеревались выделить солидные суммы для участия в ее приватизации. Но теперь, похоже, дана команда к отступлению.
В ноябре 1997 года British Petroleum заявила о готовности вложить в эту деятельность почти $750 млн. Концерн Shell осенью 1997 года приступил к крупномасштабному сотрудничеству с крупнейшим в мире газовым концерном – "Газпромом". В качестве "входного билета" был принят 1 млрд долл. Однако в июле 1998 года все три указанные компании отказались от своих планов.

Но те иностранные нефтяные компании, которые сегодня являются владельцами крупных пакетов акций как в самих российских компаниях-холдингах, так и в их дочерних предприятиях, а особенно в СП, особой паники не испытывают.
Продолжается разработка проектов на Сахалинском шельфе, в июне ожидается первая нефть по проекту "Сахалин-2".

Очень прочны позиции иностранных компаний в Тимано-Печоре. Ряд совместных проектов успешно реализует НК "Сургутнефтегаз", НК "ЛУКОЙЛ", ТНК.
Опровергает расхожее мнение о том, что сегодня слишком рискованно вкладывать деньги в российские предприятия, и пример ОАО "Славнефть-Ярославнефтеоргситеза" (ЯНОС). Даже в пору экономического кризиса эта компания сумела договориться с инвесторами о том, чтобы продолжить программу реконструкции производства.
Но всего этого, конечно, недостаточно для интенсификации производства. Эти примеры – скорее, исключение из правил, чем правило.
Крупные иностранные инвестиции невозможны, когда подрезаны возможности отечественных капиталовложений. И наоборот, с "потеплением климата" инвестиции пойдут из различных источников, как внутренних, так и внешних. Особенно хочется отметить факторы, которые могут способствовать повышению привлекательности российских проектов. Это, прежде всего, принятие закона о СРП и создание условий для возврата в Россию экспортированного из страны капитала. Особенно большие прогнозы по привлечению инвестиций связаны с выходом известного Федерального закона "О Соглашениях о разделе продукции".

Минерально-сырьевая база страны при рациональном ее использовании и активном освоении, в том числе в рамках соглашений о разделе продукции, должна стать одним из опорных факторов при восстановлении экономики. Конечно, обязательно нужно учитывать, что раздел продукции является далеко не единственным источником средств для развития экономики. Чрезмерное увлечение общественного мнения этой проблемой вызвано чисто конъюнктурными причинами, тяжелейшими экономическими условиями, в которых оказалась страна. При такой ситуации правительство действительно может оказаться перед опасным соблазном укрепить свое положение за счет распродажи природных богатств страны в ущерб будущим поколениям. Благо, что этого соблазна нам удается избежать.
Мнение людей, ответственных за принятие законов, поддерживающих соглашения о разделе продукции, твердо и состоит в том, что раздел продукции может рассматриваться только как один из вариантов инвестиционной практики, хотя и немаловажный. Значимость ее можно проиллюстрировать следующим примером: в 1997 году в России объем прямых иностранных инвестиций составил $1.6 млрд, из них в рамках СРП – $400 млн.

Законодательство в сфере соглашений о разделе продукции является одним из важных средств стимулирования прямых производственных инвестиций в освоение ресурсов недр, решения задач социально-экономического развития ряда регионов России при безусловном соблюдении общегосударственных интересов. На Федеральное Собрание Российской Федерации ложится ответственность за необходимое законодательное обеспечение. Но и от представительных органов власти субъектов Федерации мы ждем усилий по участию в формировании такой правовой базы.

Пока инвестиционные ожидания, связанные с принятием федерального закона "О соглашениях о разделе продукции", реализуются недостаточно. На сегодняшний день федеральными законами предоставлено право на реализацию десяти проектов соглашений о разделе продукции. Однако сторонами подписаны всего три соглашения, из которых в стадии осуществления находятся только проекты "Сахалин-1" и "Сахалин-2". За 1996–1998 годы в проекты "Сахалин-1" и "Сахалин-2" инвесторами должно быть вложено 1 млрд 168 млн долларов США. От реализации этих проектов уже получены значительные средства в федеральный и сахалинский бюджеты. Ожидается, что за весь срок реализации этих проектов будет получено свыше $75 млрд только прямых поступлений в федеральный и региональный бюджеты РФ. Кроме того, значительные суммы поступят в виде налогов за выполнение российскими подрядчиками работ и услуг по соглашениям.

Реализация соглашений затрагивает общефедеральный уровень и федеративные отношения – в том числе по вопросам формирования бюджетов, таможенных льгот, транспортировки продукции, отказа России от судебного иммунитета. Поэтому вопросы СРП должны регулироваться с учетом интересов как регионов, так и национальных приоритетов Федерации в целом, опираться на принципиальное согласие всех ветвей власти, всех ведущих экономических субъектов и политических сил страны по ключевым вопросам их реализации.

Одним из условий такого согласия является открытость (прозрачность) подготовки проектов СРП, экспертиза их условий независимыми структурами при подготовке к утверждению Федеральным Собранием, а также регулярные государственные и негосударственные аудиторские проверки осуществления соглашений.

При подготовке законопроектов о включении новых участков недр и месторождений в перечень объектов, пользование которыми разрешается в режиме СРП, необходимо представление исчерпывающих геологических, экологических, финансово-экономических и бюджетных обоснований включения их в перечень, а также наличие установленных критериев, в соответствии с которыми участки недр целесообразно переводить на режим СРП. Следует учитывать динамику бюджетных поступлений (как федеральных, собираемых на территории данного субъекта Федерации, так и региональных и местных) и источников компенсации выпадающих доходов в связи с уменьшением бюджетных поступлений в начальный период реализации соглашений о разделе продукции.

В 1998 году был достигнут очень важный результат – приняты Федеральный закон "О внесении изменений и дополнений в "Федеральный закон "О соглашениях о разделе продукции" и Федеральный закон "О внесении в законодательные акты Российской Федерации изменений и дополнений, вытекающих из Федерального закона "О соглашениях о разделе продукции". Сформирован целостный блок законодательства о СРП. Это является одним из наиболее важных составляющих формирования благоприятного инвестиционного климата в стране.

Изменения и дополнения, внесенные в Федеральный закон "О соглашениях о разделе продукции" (принятый в 1995 году), были приняты Государственной Думой 9 декабря 1998 года и одобрены Советом Федерации 23 декабря 1998 года.
Согласно им, разрешается предоставление на условиях раздела продукции не более 30% разведанных и учтенных государственным балансом запасов полезных ископаемых. Основанием для включения в перечни участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции, является:
· обусловленная объективными факторами убыточность для недропользователя и государства продолжения разработки месторождений полезных ископаемых, являющихся градообразующими, если разработка таких месторождений может обеспечить существенный объем добычи полезных ископаемых, а прекращение разработки – повлечь за собой негативные социальные последствия;
· отсутствие финансовых и технических средств для освоения новых крупных месторождений полезных ископаемых, в первую очередь, на континентальном шельфе Российской федерации, в удаленных и слабо освоенных районах;
· необходимость привлечения специальных высокозатратных технологий разработки трудноизвлекаемых значительных по объему запасов полезных ископаемых, находящихся в сложных горно-геологических условиях и являющихся остаточными для разрабатываемых месторождений, а также необходимость предотвращения потерь топливно-энергетического и минерального сырья в недрах;
· необходимость привлечения дополнительных финансовых и технических средств для обеспечения экологической безопасности и охраны недр при разработке расположенных на особо охраняемых территориях крупных месторождений полезных ископаемых;
· необходимость обеспечения регионов собственным топливно-энергетическим сырьем, создания новых рабочих мест, обеспечения благоприятных социально-экономических условий в дотационных регионах, занятость населения в которых находится на низком уровне;
· наличие обязательств Российской Федерации о проведении переговоров об условиях соглашений, а также наличие результатов проведения конкурсов или аукционов по предоставлению участков недр в пользование на условиях раздела продукции.
В отдельных случаях перечни участков недр, право пользования которыми на условиях раздела продукции может быть предоставлено в соответствии с положениями Федерального закона, устанавливаются на основании решения Правительства Российской Федерации и решения органа государственной власти соответствующего субъекта Российской Федерации без соответствующего утверждения федеральными законами, если указанные участки недр включают в себя месторождения нефти, извлекаемые запасы которых составляют до 25 млн тонн, и месторождения газа, извлекаемые запасы которых составляют до 250 млрд куб. м.
В 1998 году подписан протокол о вступлении в силу СРП по Харьягинскому месторождению. Это соглашение было подписано до вступления в силу федерального закона о СРП и отличалось некоторыми серьезными условиями, которые затрудняли его реализацию.

Ведется подготовка к подписанию СРП по пяти месторождениям – Самотлорскому, Красноленинскому, проекту "Сахалин-суша", Ромашкинскому и Приразломному.
Ведется подготовка к принятию новых перечней месторождений для их разработки на условиях СРП.

Для того, чтобы обеспечить приток иностранных инвестиций сегодня, в непростых условиях финансового кризиса, готовятся пакеты документов по совершенствованию "Закона об иностранных инвестициях" (принят в 1991 году) и ведется подготовка "Закона о концессионных договорах, заключаемых с российскими и иностранными инвесторами".

Принятие закона о СРП – яркий пример того, что иностранным компаниям удалось добиться льгот в налогообложении и застраховать свои инвестиции. Принятие этого закона, по мнению Международного энергетического агентства, может принести солидный приток инвестиций в Россию и повысить здесь добычу нефти на 25 млн тонн.

Нефтяная промышленность – одна из наиболее капитало- и фондоемких отраслей. Однако фактически в последние годы средства из отрасли изымались – и государством, и новыми владельцами приватизированных компаний. Показатели довольно благополучных 1996 и 1997 годов не должны вводить в заблуждение: отрасль находится на грани технической деградации, нарушения схем разработки месторождений и безвозвратной потери запасов. Консервация нерентабельных скважин, ставшая в последнее время чуть ли не единственным средством сокращения затрат, не беспредельна. С какого-то момента происходит перераспределение нефти в пластах, падение дебитов всех остальных скважин и порча месторождения. Между тем, на месторождениях, которые годятся или подготовлены к вводу в разработку, свыше половины запасов относятся к категории трудноизвлекаемых. Потерю добычи невозможно возместить.

В 1998 году объем капиталовложений в нефтедобычу составил 28.8 млрд руб., что на 27% меньше объема капитальных вложений 1997 года, а с учетом произошедшей девальвации рубля – на 146.7%. Таким образом, капитальные вложения в 1998 году в стоимостном выражении составили 40% от уровня 1997 года.
В натуральном выражении по сравнению с 1997 годом резко снизился ввод нефтяных скважин (на 20.6%), кустовых насосных станций (на 45%), промысловых трубопроводов (на 13%), линий электропередачи (в целом на 27.5%), не было введено ни одной компрессорной станции для транспорта попутного нефтяного газа. Вместе с тем по сравнению с 1997 годом было введено больше на одну дожимную насосную станцию и на 16.6% больше промысловых нефтеемкостей, но это не улучшило в целом негативную картину ввода в действие производственных мощностей.
С 1999 года в условиях отсутствия ресурсов для капитальных вложений отрасль не сможет компенсировать естественное падение добычи, связанное с истощением месторождений. Дефицит средств у нефтедобывающих предприятий неизбежно приведет к росту числа простаивающих скважин.

Нефтяная отрасль является одной из наиболее капиталоемких в российской экономике. Успешное развитие нефтяных компаний и промышленности в целом невозможно без эффективного процесса воспроизводства минерально-сырьевой базы (МСБ), освоения новых месторождений, строгого соблюдения технологических режимов разработки нефтяных месторождений, реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающего производства. Для всего этого нужны большие инвестиции.
Неблагоприятные экономические условия в российской экономике, усугубившиеся финансовой дестабилизацией (ростом учетной ставки ЦБ России, кризисом банковской системы и дестабилизацией фондового рынка) не способствуют притоку инвестиций в нефтегазовую отрасль России и успешному развитию нефтяных компаний. Поэтому прежде всего необходима реализация комплекса мер на макроуровне, направленных на улучшение экономических условий функционирования предприятий и повышение инвестиционной привлекательности нефтегазовой отрасли.

Особую остроту в этой связи приобрела в настоящее время проблема воспроизводства МСБ. Для того, чтобы повысить эффективность геологоразведочных работ, необходимо сохранить на ближайшие годы целевой источник финансирования – фонд воспроизводства МСБ и действующий норматив отчисления в этот фонд, обеспечить централизацию основной части фонда на федеральном уровне и на уровне нефтяных компаний, отменить налог на добавленную стоимость на выполняемые геологоразведочные работы (за счет средств фонда и за счет собственных источников финансирования нефтяных компаний, предприятий), ввести механизм капитализации затрат на геологоразведочные работы, финансируемые из собственных источников нефтяных компаний и предприятий.

В целях увеличения объема капитальных вложений, стимулирования освоения новых месторождений, ускорения ввода в эксплуатацию объектов капитального строительства до принятия проекта Налогового кодекса РФ следовало бы уже сейчас ввести в действие те законодательные нормы проекта, которые способствовали бы решению этих проблем. В целях сокращения сроков окупаемости капитальных вложений при освоении и разработке новых нефтяных месторождений имеет смысл перейти на потонную систему начисления амортизации, используемую в нефтяной промышленности Запада.

На территории Ямало-Ненецкого автономного округа ежегодно добывается от десяти до двенадцати процентов всей российской нефти.

Больше половины разведанных запасов нефти и львиная доля её добычи приходится на два крупнейших добывающих предприятия. Это акционерные общества “Ноябрьскнефтегаз” (Сибирская нефтяная компания) и “Роснефть-Пурнефтегаз” (нефтяная компания “Роснефть”).

Сейчас в разработке этими и другими добывающими предприятиями находится больше двадцати месторождений. Но округ далеко не исчерпал свой нефтяной ресурс. В резерве ещё порядка семидесяти нефтяных месторождений, которые ждут своей разработки.

Производственное объединение “Ноябрьскнефтегаз” было создано в 1981 году. В конце 1993 года в результате акционирования государственного предприятия было образовано одноимённое АО. Оно является градообразующим одного из крупнейших городов округа – Ноябрьска. В августе 1995 года Указом Президента АО “Ноябрьскнефтегаз” введено в состав Сибирской нефтяной компании, куда входят ещё Омский нефтеперерабатывающий завод, АО “Ноябрьскнефтегазгеология” и “Омскнефтепродукт”.

Основные виды деятельности Ноябрьскнефтегаза: поиск, разведка, разработка и обустройство нефтяных и газовых месторождений; добыча, переработка и реализация нефти, попутного газа, продуктов переработки и очистки нефти и попутного газа; производство отдельных видов машин, оборудования и материалов; внешнеэкономическая и инвестиционная деятельность.

Сегодня АО “Ноябрьскнефтегаз” добывает 5-7 процентов всей российской нефти.

Производственное объединение “Пурнефтегаз” берёт своё начало с 1986 года. В январе 1995 года контрольный пакет уже акционированного предприятия был передан государственной нефтяной компании “Роснефть”. Сегодня ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз” является градообразующим для города Губкинский.

Основные виды деятельности ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз” - добыча нефти и попутного газа и реализация продукции на внутреннем и внешнем рынках. В эксплуатации акционерного общества находится порядка десяти месторождений с промышленными запасами нефти более 550 миллионов тонн.

Проект разработки Русского газонефтяного месторождения.

Русское газонефтяное месторождение высоковязкой нефти открыто в 1960 году. Раположено в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Лицензией на месторождение владеет "Тюменнефтегаз", дочернее предприятие "Тюменской нефтяной компании" (ТНК). По величине геологических запасов (1,5 млрд. тонн) и извлекаемых запасов (410 млн. тонн) месторождение является одним из крупнейших в России. Объем запасов месторождение составляет 22,5 % запасов ТНК. Углеводородное сырье находится на глубине 0,8-0,9 км. На месторождении пробурено порядка 10 скважин, начальный дебит скважины - до 9 тонн нефти и 2 млн. куб. м. газа в сутки. Отличительной особенностью нефти Русского месторождения является ее высокая вязкость в пластовых условиях. Из этой нефти можно получать высококачественное реактивное и дизельное топливо, арктические низкозастывающие малосернистые масла, строительные и дорожные битумы и электродный кокс. Освоение Русского месторождения осложнено рядом факторов: оно находится в Заполярье и характеризуется сложным геологическим строением с наличием тектонических нарушений. В настоящее время существуют несколько вариантов комплексного использования сырья и два варианта освоения месторождения. В результате сравнения экономических показателей вариантов наиболее оптимальным признан вариант с минимальным уровнем добычи нефти 3 млн. тонн, фондом скважин 270 шт. и строительством НПЗ масляной схемы. Это позволит сделать основным продуктом переработки арктические масла. Оценочный фонд инвестиций в проект составляет $1,8 млрд., включая строительство НПЗ. В конце 1998 г на Русском месторождении было создано объединение "Заполярнефтегаз", которое должно проверить и испытать пробуренные геологоразведочные скважины, не работавшие в течение последних лет. Руководство ТНК неоднократно заявляло о том, что проводит переговоры о создании консорциума для освоения Русского месторождения. Свою заинтересованность, по утверждению ТНК, проявляли НК "ЛУКОЙЛ" , ОАО "Газпром". Весной 1999 г. идею создания консорциума поддержал губернатор Ямало-Ненецкого АО Юрий Неелов. По его мнению, в консорциум, помимо ТНК, должны войти АО "Ноябрьскнефтегаз" ("Сибнефть"), АО "Пурнефтегаз" ("Роснефть"), ОАО "Газпром" и НК "ЛУКОЙЛ". Хотелось бы отметить, что ранее администрация Ямало-Ненецкого АО инициировала процедуру отзыва лицензии у АО "Тюменнефтегаз", поскольку сочла, что ТНК не предпринимает реальных шагов к разработке месторождения. Однако потом пошла на мировую.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Табл.1

В таблице 1 приведены некоторые особенно важные характеристики, оказывающие существенное влияние на методы и результаты оценки эффективности инвестиционных проектов, осуществляемых в России по отношению к развитым западным странам.

№	Условия	В развитых странах Запада	В России
1.	Система хозяйственного управления	Смешанная - стационарная рыночная при государственном регулировании	Переходная - нестационарная сложная комбинация рыночных и нерыночных методов управления
2.	Форма собственности	Плюрализм форм собственности- частная, коллективная, государственная	Интенсивное реформирование государственной собственности, процессы приватизации и постприватизационный предел собственности, тенденции демонополизации и коммерциализации компаний -естественных монополистов
3.	Цель проекта	Прибыль, сохранение присутствия на рынке, увеличение его доли	Повышение стабильности, получение коммерческих результатов
4.	Направленность проектов	Новые технологии, экономически чистое производство, экологическая защита	Достижение быстрой валютной окупаемости проекта преимущественно в сырьевых и трудовых отраслях
5.	Участники инвестиционных проектов	Государство, банки, фонды фирмы и другие инвесторы
6.	Учитываемые интересы	Отсутствие приоритетов, необходимость учета интересов всех участников инвестиционных проектов
7.	Источники финансирования проектов	Внутренние и внешние. Многоканальная система: собственные и заемные средства
8.	Формы финансирования проектом	Распределение прибыли; выпуск акций, облигаций, др. ценных бумаг, кредиты банков; госпрограммы	Иностранные кредитные линии под гарантии государства; директивные кредиты от Центробанка; создание СП. Переход к выпуску ценных 1 бумаг

9.	Информационная база оценки, включая систему налогообложения	четкая и относительно стабильная	Недостаточно четкая и стабильная
10.	Цены и другие ключевые -стоимостные параметры (нормы дисконта, процентные ставки и др.)	В основном свободные, определяются рынком. Государством регулируются в сфере естественных монополий	Смешанная система: частично свободные, частично устанавливаются государством
11.	Методы контроля осуществления проектов	Экономические, достаточно жесткие	Контроль затруднен, слабый
12.	Условия осуществления проектов	Относительно стабильные	Неустойчивые, постоянно меняющиеся, часто неблагоприятные
13.	Вероятность осуществления проектов	Высокая	Низкая
14.	Инфляция	Относительно низкая	Высокая
15.	Инвестиционные риски	Низкие, экономические	Высокие (политические, экономические, криминальные и др.)
16.	Длительность проектов	Преимущественно долгосрочные	В основном краткосрочные
17.	Методы оценки эффективности инвестиционных проектов	Не регламентируются государством. Используемые методы выбираются на основе профессиональных знаний разработчиков, рекомендаций международных организаций (ЮНИДО, Всемирный банк и др.)	При участии государства в качестве инвестора или гаранта инвестиций используемые методы согласовываются с заинтересованными государственными структурами

Источник: Отчет по теме «Разработка методологии и модели управления финансовыми ресурсами корпорации при осуществлении инвестиционных проектов в нефтяной отрасли» Институт микроэкономики 1998 год.

Табл.2 Схема взаимодействия субъектов и объектов инвестирования.

Субъекты отдельной отрасли ТЭК, участвующие в программе государственного регулирования инвестиционной • деятельностью: - руководство производственного предприятия (НГДУ, трест и т.д.); - отраслевые органы управления регионального уровня (например, гос. предприятие "Севергазстрой"); - органы управления общеотраслевого уровня (РАО "Газпром" и др.). Внешние субъекты .		Предмет регулирования:		Объекты инвестирования
		инвестиционный процесс: - инвестиционные проекты (Ямал-Европа и ДР-); - инвестиционные программы ТЭК.		- отраслевой комплекс; - отдельный регион;  - предприятия и их группы; - инновационные проекты и программы.
влияния на отрасль ТЭК, участвующие в программах гос. регулирования инвестиционной деятельности: - в других отраслях ТЭК; - в центральном аппарате ТЭК; - в других отраслях народного хозяйства; - в центральном государственном и правительственном аппарате; - в местных и муниципальных органах власти.

Таблица 3.

Отраслевая структура капитальных вложений корпорации Газпром в 1995 году (по фактической стоимости), в млрд. руб.

	Объем
Капитальные вложения в объекты производственного назначения в том числе:	18957,5
Газовая промышленность из них	7092,0
в добычу газа	6102,8
в переработку газа	989,1
Газопроводы, включая ПХГ	6528,9
Машиностроение	41,7
Нефтедобывающая промышленность	583,3
Черная металлургия	72.7
Торговля и общественное питание	199,3
Прочие отрасли	4439,6

Источник: Отчет РАО «Газпром» за 1996 год.

Таблица 4. Классификация региональных инвестиций.

№	'Гни классификации	Виды инвестиций
1 2 3 4 5	По характеру инвестиционных ресурсов По принципу пакета По стране происхождения По форме собственности По источникам финансирования:	реальные финансовые интеллектуальные прямые портфельные отечественные иностранные государственные частные смешанные собственные (амортизация и прибыль предприятия) Привлеченные (внебюджетные - регионального и общегосударственного уровня) бюджетные (общегосударственного и регионального уровня) региональные (собственные, привлеченные и бюджетные ) общегосударственные (бюджетные и внебюджетные)

'Габлица 5.  Группировка регионов РФ по качеству инвестиционного потенциала и степени риска

№	группы и число регионов	Наименование регионов
1	"Высокий потенциал, незначительный риск" 17	Москва, С-Петербург, Московская, Свердловская, Самарская, Белгородская, Новосибирская, Владимирская, Воронежская, Нижегородская, Пермская, Тверская, Калининградская, Ярославская области, Краснодарский край, Татарстан, Башкортостан,
2	Высокий потенциал, умеренный риск 7	Ростовская, Челябинская, Саратовская, Волгоградская, Ленинградская области, Алтайский, Красноярский край
3	Высокий потенциал, высокий риск 6	Тульская, Кемеровская, Рязанская, Тюменская, Иркутская области. Хабаровский край
4	Средний потенциал, незначительный риск 8	Курская, Мурманская, Липецкая, Ставропольский, Томская, Астраханская, Ивановская, Вологодская области
5	Средний потенциал, умеренный риск 11	Калужская, Архангельская, Ульяновская, , Пензенская, Омская, , Орловская, Камчатская области, республики Карелия, Удмуртская, Чувашская, С, Осстия-Алання
6	Средний потенциал, высокий риск 11	Приморский край, Оренбургская, Брянская, Смоленская, Сахалинская, М.пиданская области, республики Коми, Саха(Якутия), Бурятия, Мордовская,, Ханты-Мансийский аптоиомный округ
7	Низкий потенциал, незначительный риск 4	Новгородская область, республики Кабардино-Балкарская, Марий-Эл, Ненецкий автономный округ
8	Низкий потенциал, умеренный риск 11	Псковская, Костромская, Кировская, области, Алтай край, республики Адыгея, Хакасия, Ингушетия, Еврейская, Тыва, Карачаево-Черкесия, Ямало-Ненецкий автономный округ
9	Низкий потенциал, высокий риск 14	Тамбовская, Амурская, Читинская, Курганская области, республики Дагестан, Чеченская, национальные автономные округа Чукотский, Таймырский, Корякский, Усть-Ордынский Бурятский, Коми-Пермяцкий, Эвенкийский, Агинский-Бурятский, Хальмг Тангч

Таблица 6.

Рейтинг  субъектов Федерации по инвестиционному потенциалу

без ресурсной составляющей

Субъект Федерации	Рейтинг без ресурсоной сост.	Рейтинг по составляющим потенциала в 1998 1997 гг.
	1996-1997	1996-1995	изм. рейт.	произволе	инфрастр.	инстигуц.	потребит.	инновацион.	интеллект.
Сахалинская обл.	61	63	2	60	47	58	66	71	18
Камчатская обл.	67	66	-1	70	66	65	72	66	3
Магаданская обл.	73	69	-4	75	74	69	81	70	11.5
Чукотский авт. округ	80	81	1	71	69	80	74	78	83
Республика Тыва	81	80	-1	78	79	77	76	76	75
Корякский авт. округ	83	82	-1	87	63	83.5	87	89	85
Таймырский авт. окр.	87	87	0	84	83	89	83	89	88
Эвенкийский авт. окр.	89	89	0	88	88	89	88	89	89

Таблица 7.

Рейтинг 8 субъектов Федерации по инвестиционному риску

Субъект Федерации	Интегральный рейтинг риска	Рейтинги по составляющим риска в 1996 –1997. гг.
	1996-1997	1995-1996	Изм. рейт.	эконом.	полит.	социал.	эколог.	кримин.
Сахалинская обл.	78	74	-4	47	72	82	42	71
Камчатская обл.	40	32	-8	60	17	68	24	32
Магаданская обл.	86	81	-5	76	42	64	66	79
Чукотский авт. округ	25	79	54	82	6	81	78	48
Республика Тыва	69	50	-19	75	10	4	40	89
Корякский авт. округ	88	85	-3	85	12	84	70	73
Таймырский авт. окр.	74	69	-5	59	9	56	77	81
Эвенкийский авт. окр.	87	80	-7	80	29	28	79	74

Рис. 1. Структурная схема инвестиционной деятельности в Ямало-Ненецком авт окр.

Рис.2

Схема организационно-экономического механизма привлечения и эффективного использования инвестиций в регионах.

Инвестиции
В 1996 г. -19938,9 млрд. руб. или 86% к уровню 1995 г. (удельный вес непроизводственной сферы составил 10,9%). Структура инвестиций - 2,2% (федеральный бюджет), 7,8% (бюджет субъектов Федерации и местный бюджет), 85,7% (собственные средства предприятий и организаций).
		1985	1990		1995			1996	1997
Инвестиции в основной капитал (в фактически действовавших ценах), млрд. руб.		6,7	8,7		13048,0			21898,3	24050,7
Удельный вес инвестиций в основной капитал, финансируемых за счет бюджетных средств, в общем объеме инвестиций, процентов					5,9			9,6	13,3
в том числе за счет федерального бюджета					1,3			2,1	2,1
Снижение цен на нефть на мировом рынке сильно отразилось на инвестиционной привлекательности Тюменской области и автономных округах в 1998 г. Многие проекты дальнейшего освоения сырьевых ресурсов были заморожены. Августовский кризис первоначально также отрицательно сказался на финансировании нефтегазовой отрасли. Однако, несмотря на сложную экономическую ситуацию, объемы инвестиций снизились лишь на 13%. Ямало-Ненецкий округ несколько уступает по объему инвестиций Ханты-Мансийскому округу. Таблица7 Использование инвестиций в Тюменской области и округах в январе-ноябре 1998 г.
	Инвестировано в январе-ноябре 1998 г., млн. руб.			В % к итогу			В % к январю-ноябрю 1997 г.
Тюменская область, в том числе:	37889			100			87
Юг области	2810			7,4			89
Ханты-Мансийский округ	20500			54,1			87
Ямало-Ненецкий округ	14579			38,5			84

Использованная литература

1.  Абалкин Л.И. Конечные народно-хозяйственные результаты: сущность, показатели, пути повышения. -,М.: Мысль, 1972 г.
2.  Абгорян К.А. Эффективность воспроизводства основных  производственных фондов. - Ереван.: 1983 г.
3.  Аветиков И. Законы, банки, инвестиции: условия меняются, проблемы остаются. М., «Рынок ценных бумаг», 1996 г., № 11.
4.  Аганбегян А.Г.,Шпинер Р.Н. Региональные комплексные программы (на примере Сибири). Программно-целевое управление социалистическим   производством. - М.: Экономика, 1980 г. 
5.  Автоматизированная система -плановых расчетов топливно-энергетического комплекса. - М.: ВНИИКТЭП, 1983 г.
6.  Албегов М.М. Проблемы оптимизации территориального планирования. Экономика и математические методы. - т. II, вып. 1, 1975 г., с. 147.
7.  Андреев   А.Ф., Зубарева В.Д.,   Кудинов Ю.С., Артемьев Б.М. Разработка методологической базы формирования   схем финансового обеспечения тематических инвестиционных проектов. - М.: Институт микроэкономики, 1996 г.
8.  Ансофф И., Стратегическое управление: Перевод с англ. М., Экономика, 1989 г.
9.  Александров Г.А., Павлов А. С. Обновление основных производственных фондов: интенсификация, эффективность, стимулы. - М.: Экономика, 1984 г.
10.   Анализ и прогноз формирования и использование производственных фондов и мощностей. - М.: ЦЭМИ, 1983 г.
11.  Астахов А.С. Экономика разведки, добычи и переработки полезных ископаемых. М., Недра, 1981 г.
12.  Атаян Н.Х. Управление эффективностью освоения нефтегазовых ресурсов в условиях ФПГ. М., Недра, 1995 г.
13.  Баринов Э.А., Пятненко В.М. Банки капиталистических стран и их операции. - М.: Б.и,1981 г., с. 100.
14.  Баканов М.К., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа. - М.: "Финансы и статистика", 1981 г.
15.   Брагинский. 300 нефтегазовых компаний США + 100 в мире. Нефть и бизнес, № 1, 1996 г.
16.   Баумоль У. Экономические теории и исследование операций. - М.: "Прогресс", 1985 г.
17.  Беляев Л.С. Решение сложных   оптимизационных задач    в условиях неопределенности. - Новосибирск, "Наука", 1978 г.
18.  Берроуз Компани Инк. Основные реформы деловых взаимоотношений в мировой нефтедобывающей промышленности. Нью-Йорк, 1990 г.
19.  Беренс В., Хавранек П.М. Руководство по оценке эффективности инвестиций. - М.: Интерэксперт, ИНФРА-М, 1995 г., с. 528, ил.
20.  Биргер Е., Уринсон Я„ Чарный В. Опыт построения динамической межотраслевой модели. - Экономика и математические методы, 1973 г., № 3.
21.  Благодарев И.М., Дьяков И.Н. Управление эффективностью использования производственных факторов. - М.: 1983 г.
22.  Богачев В.Н. Прибыль. О рыночной экономике эффективности капитала. М., Финансы и статистика, 1993 г. - 287 с.
23.  Болотин Б.М. Эффективность капиталистической экономики. Некоторые проблемы анализа и измерения. - М.: "Наука", 1992 г., с. 127.
24.  Буторов В. Психология принятия инвестиционного решения на основе прогноза фондового рынка. М., «Рынок ценных бумаг», 1996 г. № II.
25.  Бренц А.Д., Гендкин В.Я., Уринсон Г.С. Экономика   газодобывающей промышленности. -М.: "Недра", 1975 г., с. 248.
26.  Будовей В.Ю. Измерение производственных мощностей промышленности в США. - Вестник статистики, 1965 г., № 2.
27.  Будерина О.В. Испания: стратегия экономического подъема. - М.: "Наука", 1994г., с. 154.
28.  Бухгалтерский, валютный и инвестиционный аспекты лизинга. - М.: Ист-сервис, 1994 г., с. 86.
29.  Бушуев В., Савин В., Кутовой Г. Экономические весы энергобаланса. - М.: "Экономика и жизнь", 1991 г.,№ 10.
30.  Вальтух К.К. Инвестиционный комплекс и интенсификация производства. -Экономика и организация промышленного производства, 1983 г., № 3.
31.  Врублевский В. Перспективы инвестиций в государственные облигации на рынке. М.: «Рынок ценных бумаг», 1996 г., № 1.
32.  Виханский О.С., Наумов А.И. Менеджмент: человек, стратегия, организация. процесс. М.: изд-во МГУ, 1995 г.
33.  Вишнев С.М. Экономические  параметры. Введение в теорию показателей экономических систем и моделей. -М.:ЦЭМИ,1968 г.
34.  Виницкий М.М„ Валов В.М., Грайфер В.И., Джавадян А.Я. Научно-техническая политика развития нефтедобычи и механизм ее реализации. - М.: ВНИИОЭНГ, 1992 г.
35.  Вяхирев Р.И. РАО Газпром и экономика России. М.: Газовая промышленность, 1996 г., № 1-2.
36.  Газеев М.Х., Смирнов А.П., Хрычев А.Н. Показатели эффективности инвестиций в условиях рынка. М.: ВНИИОЭНГ, 1993 г.
37.  Газеев М.Х.   Теоретические и методологические проблемы формирования рыночной экономики в отраслях топливно-энергетического комплекса. - М.: ВНИИОЭНГ, часть II, 1990 г.
38.  Газеев М.Х., Кравцова Л.Ф. Эффективность топливно-энергетических систем. - М.: ВНИИКТЭП,1989г.
39.  Герикафт М. Система рынков и рыночное взаимодействие. М.: Российский экономический журнал, 1992 г., № 6, с. 136-143.
40.  Герасимчук Н.С. и др. Оборот капитальных вложений   и эффективность воспроизводства основных фондов. - Киев, "Наукова думна", 1980 г.
41.  Герчикова И.И. Маркетинг и международное коммерческое дело. - М.: МО, 1992 г., с. 410.
42.  Грачева М.В. Инновационная деятельность в промышленности. Теория и практика в странах рыночной экономики. - М.: ИМЭиМО, 1994 г., с. 56.
43.  Гельман М. ТЭК - неплатежи как зеркало ценового беспредела. М.: Деловой мир, 1994 г., 17 июня-с. 7.
44.  Глазьев С.К)., Львов Д.С., Фетисов Г.Г. Эволюция технико-экономических систем: возможности и границы централизованного регулирования. М.: Наука, 1992 г. - 208 с.
45.  Гужновский Л.П., Казаков С.Е. Планирование добычи нефти и подготовка запасов. - М.: "Недра", 1989 г.
46.  Гриценко А.И. Газовая промышленность России. Стратегия развития и научные проблемы. М.: РАО «Газпром» ВНИИГАЗ, 1993 г.
47.  Глобальные нефтегазовые стратегии XXI века и их значение для стран бывшего СССР. Круглый стол CERA. М., 1997 г.
48.  Дадаян B.C. Макроэкономические модели.-М.: "Наука", 1983 г.
49.  Дьячкова Е.А. «Формы собственности... Зарубежный опыт» В кн. Иностранные инвестиции в России: проблемы и перспективы» (Аналитический доклад независимых  экспертов) М., 1993 г.
50.  Денисов Е.Ф. Инновационный процесс в условиях рыночной экономики. - Спб.; Изд-во СПбу экономики и финансов, 1993 г., с. 58.
51.  Динкевич А. К осмыслению   опыта   экономического развития Японии. //Российский экономический журнал, 1992 г.,№ 10, с. 86-92.
52.  Дрисколл, Давид Д. Что такое Международный валютный фонд? - Вашингтон: МВФ, 1992 г., с. 42.
53.  Динамика торговли и инвестиций в Северной Америке, Канаде, Мексике, США. -Ред. К.У. Рейнольдс - М.: ИНИОН, 1992 г., с. 19.
54.  Добровинский Б.Н. Японская экономика 1970-1983 гг. Анализ эффективности. - М.: "Наука", 1986 г., с. 204.
55.  Долан Э.Г. Государственное регулирование цен: уроки американского опыта. М.: Экономика и организация промышленного производства, 1991 г., №7.
56.  Дунаев В.Ф. Капитальные вложения и начальные инвестиции. // Экономика и математические методы. Том XXVI, вып. 6, 1990 г.
57.  Егоров В.К. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности. - М.: "Недра", 1980 г.
58.  Евенко Л.И. Организационные структуры управления промышленными корпорациями США. М.: Наука, 1983 г.
59.  Ергин Д., Густавсон Т. Россия: Двадцать лет спустя. Четыре сценария: Перевод с англ. М.: Международные отношения, 1995 г.
60.  Ерминов А.Н. Макроэкономическое прогнозирование в США. - Новосибирск, "Наука", Сиб. отд., 1987 г., с. 256.
61.  Енюков И.С. Методы и алгоритмы многомерного статистического анализа. - М.: "Финансы и статистика", 1986 г.
62.  Ермошенко Н.Н., Барсученко Э.И. Основные тенденции предпринимательства в странах с развитой рыночной экономикой. - Киев.: Укр ИНТЭИ, 1992 г., с. 54.
63.  Журавский Ф.М. Семенов Е.К. Капиталистический рынок оборудования: проблема конкурентоспособности. - М.: "Наука", 1991 г., с. 157.
64.  Зудилин А.П. Анализ хозяйственной деятельности предприятий развитых капиталистических стран. - Екатеринбург: Камен. пояс, 1992 г., с. 222.
65.  Инвестиционная политика и развитие   машиностроительного комплекса капиталистических стран. // Отв. ред. и сост. Силаев В.П.-М.: ИНИОН, 1991 г., с. 142.
66.  Информационные материалы Правительства РФ, Минэкономики РФ, Минтопэнерго РФ. РАО ЕЭС РФ, РАО "Газпром", ОАО "ЛукОйл"
67.  Иванова М.А. Государственное регулирование рыночной экономики. М.: Нефтепереработка и нефтехимия, 1993 г., № II.
68.  Иохансен Л. Очерки макроэкономического моделирования. - М.: "Прогресс", 1992 г.
69.  Калашников Б.В. Методы обоснования капитальных вложений в действующее производство (вопросы методологии перспективного планирования). - Киев: Виша школа, 1988 г.
70.  Канторович А.В. Экономический расчет наилучшего использования ресурсов. - М.: Изд. АН СССР, 1959 г.
71.  Капитальные вложения и изменения в структуре хозяйства развитых капиталистических стран, /отв. ред. С.М. Никитин, Л.П. Ночевкина/ - М.: ИНИОН, 1991 г., с. 142.
72.  Кейнс Дж.М. Общая теория занятости, процента и денег. - М.: "Экономика и статистика", 1978 г.
73.  Коуз P. Фирма, рынок, право. М.: Репринт, 1993 г.
74.  Киссельников Л.А. Моделирование структуры и процесса реализации комплексных региональных программ. - Новосибирск: "Наука", 1984 г.
75.  Кирин А ...Иностранные инвестиции в России: решают ли новые меры старые проблемы? - М.: "Экономика и жизнь", 1995 г., № 9.
76.  Клещев В.А., Ятров С.Н. и др. Топливно-энергетический комплекс - база развития народного хозяйства СССР. - М.: "Знание", 1980 г.
77.  Клочко B.C. Технический прогресс и воспроизводство основных фондов промышленности.-Харьков: "Мысль", 1982 г.
78.  Котлер Ф. Основы маркетинга. Пер. с англ. - М.: 1988 г.
79.  Клочников И.К., Торкановский B.C. Коммерческие банки США в системе ГМК. -Л.: Изд-во ЛГУ, 1982 г., с. 192.
80.  Корнаи Я. Путь к свободе в экономике (страстное слово в защиту экономических преобразований) Перевод с англ. Ред. Н.Я. Петракова. М.: Экономика, 1990 г.
81.  Красовский В.П. и др. Фактор времени в плановой экономике: инвестиционный аспект. - М.: "Экономика", 1978 г.
82.  Красовский В.П. Инвестиционная политика и реконструкция. - М.: "Экономика и организация промышленного производства", 1979 г., № 4.
83.  Кудинов Ю.С. Экономические проблемы развития топливно-энергетического комплекса Российской Федерации. Изд. НУМЦ Минприроды России. М., 1996.
84.  Кудинов Ю.С., Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф. и др. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. Изд. НУМЦ Минприроды России. М., 1997.
85.  Кудинов .Ю.С. Топливно-энергетический комплекс Дальнего Востока. - М.: "Правила игры", 1996 г., № 2, с. 63-74.
86.  Коноплянник А.А. Комплексный подход к привлечению иностранных инвестиций в Российскую энергетику. Научи, док. на соискание ученой степени д.э.н. - М.:, 1995 г.
87.  Кузнецова О.А., Лившиц В.Н. Структура капитала. Анализ методов ее учета при оценке инвестиционных проектов. - М.: "Экономика и математические методы", том XXXI, вып. 4, 1995 г., с. 12-31.
88.  Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях. М.: ИНЭИ РАН, 1992 г.
89.  Ларуш Л. Вы на самом деле хотели бы знать все об экономике. - Лондон. Шиллеровский институт, 1992 г., с. 208.
90.  Левицкий Е.М, Меньшиков С.М., Чижов Ю.А. Моделирование американской экономики. - Новосибирск. "Наука", 1975 г., с. 228.
91.  Лукойл - лидер инвестиционного портфеля МС. Securitiees Limited. Отчет Стивена 0'Салливана, Сектор: Нефть и газ. 1995 г.
92.  Макаров А.А„ Вигдорчик А.Г. Топливно-энергетический комплекс. - М.: "Наука", 1979 г.
93.  Максимова Л.Л. Экономика Тайваня: Итоги и перспективы развития. - М.: "Наука", 1991 г., с. 198.
94.  Макаров O.K., Кудинов Ю.С., Газеев М.Х. и др. Формирование программы развития нефтегазового комплекса Российской Федерации. - М.: "Экономика топливно-энергетического комплекса России", 1993 г., вып . 2, с. 4-18.
95.  Максимов Н.И. Проблемы прогнозирования развития отраслевых систем. В книге: Моделирование стохастических процессов развития отраслевых систем. -Новосибирск. "Наука", 1980 г.
96.  Массе П. Критерии и методы оптимального определения капитальных вложений. -М.: "Наука", 1977 г.
97.  Малекво Э. Лекции по микроэкономическому анализу. - М.: "Наука", 1985 г.
98.  Международные банковские операции: Сб. документов. С.-Петербург, техн. университет. Сост. Диденко Н.И. и др. - Спб„ 1992 г.
99.  Меркин P.M. Экономические проблемы сокращения продолжительности строительства. - М.: "Экономика", 1978 г.
100.  Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: Теринвест, 1994 г.
101.  Методические рекомендации по планированию и анализу эффективности инвестиций. Анн-инвест. М., 1994 г.
102.  Материалы Международной конференции «Евразийский рынок энергоресурсов: новые стимулы и приоритеты развития» 23-24 ноября 1994 г. М.: МТЭА, 1995 г.
103.  Материалы 19-го международного газового конгресса. Милан, июнь. 1994 г.
104.  Методические положения оптимизации развития топливно-энергетического комплекса. АН СССР - М.: "Наука", 1975 г.
105.  Менеджмент организации. Румянцева З.П., Соломатин Н.А., Акбердин Р.З. и др. -М.: ИНФРА-М, 1995 г., с. 432, ил.
106.  Методические рекомендации по оценке инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. - М.: Теринвест, 1994 г., с. 80.
107.  Минц Л.Е. Статистические балансы и экономико-математические модели в планировании. - М.: "Наука", 1976 г.
108.  Мир в цифрах. Статистический сборник. - М.: Фин. инжиниринг, 1992 г., с. 455.
109.  Миловидов К.Н. Определение экономической эффективности капиталовложений в нефтяной и газовой промышленности. - С., 1985 г.
110.  Миронов С.Д. Как работают американские нефтяные компании./Нефтяное хозяйство, 1991 г., №5.
111.  Мэнкью Н. Микроэкономика: Перевод с англ. - М.: Изд-во МГУ, 1994 г. - 736 с.
112.  Научно-технический прогресс и интенсификация производства./ Под ред. проф. Б.М. Купрятова, проф. В.Я. Гффинкеля. - М.: ВЗФЭН, 1991 г., с. 1 14.
113.  Научно-технический прогресс в газовой промышленности и рынок. Смирнов В.А., Бокеерман Ю.И., Седых А.Д., Вольский Э.Л. РАО «Газпром», ИНЭИ РАН, МТЭА, Энергоцентр, 1993 т.
114.  Научно-техническое развитие в условиях перестройки хозяйственного механизма. / Отв. ред. проф. Е,А. Олейников - М.: 1991 г., с. 172.
115.  Немкович Е.Г. Проблемы НТП в период перехода к рыночной экономике. Препр, докл./РАН, Карел, научи, центр. - Петрозаводск, 1991 г., с. 20.
116.  Назаров В.И. Экономические проблемы освоения ресурсов нефти и газа. М.: Недра, 1995 г.
117.  Новая энергетическая стратегия России. М.: «Атомиздат», 1995 г.
118.  Обзор экономики России. Основные тенденции развития. Ежеквартальный доклад. - М.: Прогресс-академия, 1994 г., 1995 г.
119.  Организационно-экономические проблемы научно-технического прогресса. Учебник по ред. B.C. Бялковской, Е.М. Купрякова. - М.: Высш. шк., 1990 г., с. 302.
120.  Основные проблемы нефтяного комплекса (Материалы II съезда Союза нефтепромышленников). Москва, март 1993 г.
121.  Офф-Шор компания и мировая практика снижения налогов. / Вып. 1 - М.: "Экономика и Бизнес", 1992 г., с. 38.
122.  Патров В.В„ Ковалев В.В. Как читать баланс. - М.: "Финансы и статистика", 1993 г., с. 256, ил.
123.  Паламарчук А.С. Эффективность реконструкции предприятий. - М.: "Экономика", 1978 г.
124.  Паппе Я.Ш. Малоразмерные макроэкономические модели экономического роста и научно-технического прогресса. - М.: "Наука", 1992 г., с. 194.
125.  Переход к рынку. Концепция и программа. - М.: Министерство печати и информации РСФСР, 1990 г.
126.  Периодические издания за 1994-1997 гг. Проблемы прогнозирования, Экономист, Энергетическая политика, Нефть и капитал,  Нефтегаз, Нефтяное хозяйство, Газовая промышленность,   Энергетическое строительство. Мировая   энергетика, Финансовые известия.
127.  Пире А. Теория спроса, рента и суверенитет потребителя. - М.: 1979 г.
128.  Показатели эффективности инвестиций в условиях рынка./ Газеев М.Х. и др. - М.: Ин-т экономики, 1993 г., с. 19.
129.  Питерс Т., Уотермен В.В. В поисках эффективного управления. М.: Прогресс, 1986 г.
130.  Принципы инвестирования - М.: СП, Crocus intern., 1991 г., с. 126.
131.  Проблемы научно-технического развития в условиях экономической реформы. /Под научи, ред. Б.Н. Рудзинского. - М.: ин-т экономики, 1992 г., с. 166.
132.  Проблемы повышения НТП в условиях рыночной экономики. Сб. науч. тр. / Ред. B.C. Тарасович - Киев, НИЭИ, 1991 г., с. 166.
133.  Пригожин А.И. Перестройка: переходные процессы и механизмы. - М.: "Наука", 1990 г.
134.  Первозванский А.А., Первозванская Т.Н. Финансовый рынок: расчеты и риск. М.: Перспектива, 1994 г.-192 с.
135.  Пяткин А.М. Узловые вопросы энергосбережения. - М.: "Плановое хозяйство", 1987 г., №3.
136.  Ремизов В.В. Совместные инвестиционные проекты. М.: Газовая промышленность, 1994 г., №4.
137.  Рид Э. Коттер Р. и др. Коммерческие банки / Пер. с англ. - М.: Прогресс, 1983 г., с. 501.
138.  Робинсон  Дж. Экономическая теория несовершенной конкуренции. - М.: Прогресс, 1986 г.
139.  Романов А.И., Максимцев М.М. и др. Маркетинг ЮНИТИ, М., 1995 г.
140.  Романихин А.В. Проблемы инвестиций нефтегазового комплекса. «Экономика топливно-энергетического комплекса России». М.: ВНИИОЭНГ, № 8, 1995 г.
141.  Роде Э. Банки, биржи, валюты современного капитализма. - М.: Финансы и статистика, 1986 г., с. 340.
142.  Роль малого бизнеса в экономике промышленно развитых стран. Обзор инф. - М.: ИНИОН.1992 г., с. 78.
143.  Рубин Ю.Б. Особенности монополизма в советской экономике. Препр. докл. / -М.: РАН ин-т экономики, 1992 г., с. 535.
144.  Руководство по проектному анализу. / Итститут экономического развития Всемирного банка. 1994 г., с. 119.
145.  Салунский   Ю.А.. Организация  технико-экономического   исследованиям инвестиционного проекта. /Экономика строительства, 1993 г., № 3.
146.  Симонова 11.Ф. Проблемы совершенствования регулирования нефтяного комплекса России в условиях рынка, М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1995 г.
147.  Степанов Ю.В. Проблемы совершенствования системы макроэкономического анализа в переходный период. - М.: Вопросы экономики, 1993 г., № 10.
148.  Сакс Дж. Рыночная экономика в России. Перевод с англ. М.: Экономика, 1994 г. -268 с.
149.  Стерлин А.Р., Тулин И.В. Стратегическое планирование в промышленных корпорациях США. М.: Наука, 1990 г.
150.  Стратегия развития газовой промышленности. М.: Атомиздат, 1997 г.
151.  Старреле Джон М. Поддержка реформ в Центральной и Восточной Европе. -Вашингтон, Международный валютный фонд, 1992 г., с. 21.
152.  Телегина Е.А. Инвестиционная деятельность корпорации в нефтегазовом комплексе. М.: ГАНГ им. Губкина, 1996 г.
153.  Тищенко А.С. Как управлять предприятием нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1989 г.
154.  Управление нефтяными ресурсами. Материалы международной конференции. Москва, ноябрь, 1992 г.
155.  Уланов В.Л., Виниченко В.Ю. Проблемы разработки бизнес-планов и анализа эффективности инвестиционных проектов. М.: Минеральные ресурсы, 1996 г., № 7.
156.  Финансовое управление компанией. Смит Дж. В., Кузнецова Е.В., Курочкин С.К„ Уолтерс -К. Дж. / Под ред. Е.В. Кузнецовой- М.: Фонд "Правовая культура", 1995г., с. 384, ил.
157.  Финансовые и инвестиционные показатели деятельности американской фирмы. -М.: "Бизнес", 1991 г.
158.  Философов Л.В. «Как оценить стоимость акций нефтедобывающей компании». М.: «Нефть России», 1995 г., № 5.
159.  Харрис Л. Денежная теория. Пер. с англ. - М.: Прогресс, 1990 г.
160.  Храковский Ю.И., Ковалев А.Г. Капитальные вложения в расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий. - М.: Стройиздат, 1984 г.
161.  Хруцкий В.Е., Корнеева И.В, Автухова Е.З. Современный маркетинг. Под ред. В.Е. Хруцкого. М.: Финансы и статистика, 1991 г. - 256 с.
162.  Холт P.И., Баренс С.Б. Планирование инвестиций. - М.: "Дело Лтд", 1994 г., с. 87.
163.  Хойср, Вольфганг. Как делать бизнес в Европе. - М.: Прогресс, 1990 г., с. 254.
164.  Хрычев А.Н. Перспективы воспроизводства производственных мощностей нефтяной промышленности. - М.: ВНИИКТЭП, 1989 г.
165.  Ценообразование и рынок: Перевод с англ.-М.: Прогресс, 1992 г.-320 с.
166.  Циренщиков B.C. Научно-техническая интеграция Западной Европы. - М.: Наука, 1992 г., с. 148.
167.  Черняк И.И. Системный анализ в управлении экономикой. - М.: Экономика. 1975 г.
168.  Четыркин Е.М. Васильева Н.Е. Финансово-экономические расчеты. Справочное пособие. - М.: Финансы и статистика, 1990 г., с. 304.
169.  Шагиев Р.Р. Интегрированные нефтегазовые компании. М.: Наука, 1996 г.
170.  Шаблыкин B.C. Конъюнктура рынка ценных бумаг акционерных обществ нефтяного комплекса. М.: Экономика топливно-энергетического комплекса России, 1995 г., №1, с. 26-32.
171.  Швембергер Ю.Н. Система налогообложения в нефтегазовом комплексе России и проблемы привлечения иностранных инвестиций. - М.: Госинформарк, 1994 г.
172.  Швембергер Ю.Н. Проблемы привлечения иностранных инвестиций. - М.: Энергетическая политика, 1996 г., № 1.
173.  Шенаев В.Н. Особенности экономического развития Западной Европы. - М.: Наука, 1993 г., с. 93.
174.  Brigham E.F., Gapenski L.C. lmtermediate Financial Management. - Chicago, Dryden, 1990.-923 p.
175.  Duvigneau J.C., Prasad R.N. Guidlines for Economic Rates of DFC Prodects. World Bank Technical Paper, 33,
176.  Gittinger J.P. Economic analysis of agricultural Projects. - Baltimor: EDI, 1982.
177.  Hansen J.R. Guide To Practical Project Appraisel. - New York, UN, 1978.
178.  Jean W.H. Capital Budgeting. - Scranton: International Textbook, 1969.- 93 p.
179.  Manual for the Preparation of Industrial Feasbility Studies. - New UN, 1978.
180.  Merrett A.J„ Sykes A. Capital budgeting and company finance. - London: Logmans. 1966.-184 p.
181.  Teichroew D., Robochek A., Montablano M. An analysis of criteria for investment and financing decision under certainty/ Management Science. - Vol. 12, №3, P. 151-179, 1965
182.  Ward W.A. The Economics of Project Analysis. - Washington: EDI, 1993. -318 p.

1 Журнал "Российский нефтяной бюллетень", № 88, ноябрь-декабрь 1997 года, (выдержки из "Технико-экономического исследования эффективности и условий финансовой осуществимости реконструкции промысловых объектов Самотлорского месторождения").

1. Лабораторна робота 11 ПРОЕКТУВАННЯ І ДОСЛІДЖЕННЯ МНОЖНИХ ПРИСТРОЇВ Ціль р
2. Бестрансформаторный усилитель мощности звуковой частоты (расчёт)
3. О семиотическом механизме культуры
4. Религия раннеклассового общества ~ политеизм
5. Психологическая безопасность образовательной среды
6. Sch~tzen Sie die Erholungsktivit~ten ein ktivit~ten
7. ДОВЕРИТЕЛЬНОЕ УПРАВЛЕНИЕ ГОСУДАРСТВЕННЫМ ИМУЩЕСТВОМ Еще один сложный комплекс отношений собственности
8. Искусство древнего Рима как продолжение древнегреческого Глава 2.html
9. КСН ~ коэффициент согласия наблюдателей.html
10. Взаимодействие нового полиамфолита на основе этил 3-аминокротоната и акриловой кислоты с ионами стронция
11. Химический анализ катионов
12. Реферат- Конституции зарубежных государств
13. Немощного в вере принимайте без споров о мнениях
14. . Географічне розташування.
15. варианты Фамилия И
16. политическая мысль Беларуси
17. ТЕМА 1 ИНТЕРНЕТЭКОНОМИКА- ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ИЭ 1
18. Межбюджетные отношения
19. КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТАпо предмету - безопасность жизнедеятельностиВыполнил студент- Резинкина О
20. Корпорация капиталыны~ ~за~ мерзімді активіне салын~ан б~лігін ~алай атайды айналым капиталы нег

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе