Zahraniční investice do ropného a plynárenského komplexu Ruska. Investiční aktivity ruských a zahraničních ropných a plynárenských společností

Člověk by si neměl myslet, že v západních metropolích každý jen sní o tom, jak naštvat Rusko oslabením jeho ekonomického potenciálu. Onehdy mi volali z velvyslanectví jedné z evropských zemí a byli požádáni, aby mi pomohli připravit pracovní plán na příštích pět let, který by nastínil hlavní směry budoucí účasti společností z této země na ruské ropě a plynárenské projekty. Sankce jsou sankce a zahraniční investory pronásleduje gigantický trh pro rozvoj nejdůležitějšího ruského průmyslu, kde se dají dobře vydělat na dodávkách technologií, vybavení a zkušeností, o výhodném půjčování nemluvě.

Velvyslanectví potřebovalo pomoc, protože v Rusku je stále obtížnější najít objekty pro spolupráci a důvody tohoto zúžení možností nespočívají v nezájmu ze strany západních investorů.

Diskriminace zahraničních společností v ruském ropném a plynárenském průmyslu nabyla oficiální podoby v roce 2008, kdy se vedení země rozhodlo legálně zpřísnit pravidla pro jejich přístup k průmyslovým zdrojům. Outsideři zakázáni ze současnosti partnerská účast v projektech na kontinentálním šelfu, takže jim zůstává něco jako servisní smlouvy, které nezajišťují vlastnictví části rezerv a produktů. Cizinci byli navíc v zákoně o podloží varováni, že pokud bude na pevnině objeveno pole se zásobami více než 70 milionů tun ropy nebo 50 miliard metrů krychlových plynu, může jim tuzemský státní podnik odebrat těžební licenci.

„Vlastenecká“ verze legislativy zasadila silnou ránu vyhlídkám na rozvoj ruských zdrojů ropy a plynu. Licence na polici byly rozděleny mezi Gazprom a Rosněfť, cizincům nezůstalo nic (a soukromým společnostem uvnitř země zůstaly jen drobky). Nemotorní obři nemohli splnit své licenční povinnosti pro získané oblasti a vládě byly zaslány žádosti o odložení programů seismického výzkumu a vrtů. Rozvoj uhlovodíkových zdrojů na ruském šelfu se zpomalil a s poklesem cen ropy na konci roku 2014 se téměř zastavil.

Druhou ranou pro vyhlídky na spolupráci s cizinci se staly nízké ceny ropných a plynových produktů. Vysoké výrobní náklady na arktickém šelfu, dosahující podle některých odhadů až 150 dolarů za barel, vyřadily takové projekty ze seznamu komerčně životaschopných. A na souši se ukázalo, že téměř 70 % ruských zásob ropy je klasifikováno jako těžko vytěžitelné, s výrobními náklady 70–80 USD za barel. Objev nových ložisek (a nových ložisek ve starých ložiscích), kterých se na mapě Ruska objeví více než 50 ročně, je nyní maličkost. Velké rezervy nelze najít.

Za takových podmínek začaly společnosti působící v Rusku snižovat investice do průzkumu nových zásob a intenzivně těžit stávající naleziště, intenzifikovat jejich těžbu, vyčerpávat levné zásoby a přibližovat konec starých projektů. Investiční programy domácích operátorů dokonce vzrostly v rublech. Loni to bylo 13 % více investic než v roce 2015, podle Fitch.

Část mezinárodních sankcí uvalených na průmysl v souvislosti se zabavením Krymu a vojenskými operacemi na Donbasu ztratila smysl. Zákazy práce západních společností na arktickém šelfu a voj těžko obnovitelné rezervy vybledla tváří v tvář nízkým cenám ropy, což zde mělo mnohem větší negativní dopad.

Specialisté z státní komise Mineral Reserves pod podmínkou anonymity tvrdí, že vládou oznámené plány na udržení produkce ropy na více než 525 milionech tun ročně do roku 2035 nejsou založeny na skutečném stavu věcí v tomto odvětví. Podle jejich názoru začne po roce 2020 ruská produkce ropy rychle klesat – až o 10 % ročně. Co se týče zemního plynu, potenciál zásob v Rusku je téměř nevyčerpatelný, ale omezené trhy vytvářejí nepřekonatelné překážky výraznému zvýšení produkce a po roce 2030 povede k rychlému poklesu poptávky.

Případné zdražení ropy a zdokonalování technologií pro její těžbu z útrob jen oddálí dobu vyčerpání výnosných zásob. V dlouhodobém horizontu by ropa a plyn měly ztratit svou vedoucí roli při plnění státní rozpočet Rusko, a bude velmi, velmi obtížné, ne-li nemožné, nahradit surový zdroj příjmů jinými konkurenceschopnými exportními produkty. Nezávislý tým autorů nedávno zveřejněné Prognózy vývoje energetiky ve světě a Rusku do roku 2040 každopádně takovou alternativu nenašel, ať se snažil sebevíc.

Naděje západních ambasád, že pomůžou svým investorům najít v Rusku velká a spolehlivá zařízení, aby vynaložili úsilí a zisk v procesu spolupráce, nejsou podporovány náladami zahraničních firem, které již v zemi působí.

Podle průmyslového průzkumu, který provedla společnost Deloitte, se pouze 18 % respondentů domnívá, že příliv kapitálu do ruské ropy a plynu se v příštích pěti letech zvýší. V roce 2015 bylo takových optimistů 48 %. Dalších 36 % se domnívá, že peněz bude méně než nyní, a 37 % se domnívá, že kapitálové investice zůstanou na současné úrovni.

Global Data Upstream Analytics zveřejnila údaje ukazující prudký pokles plánovaných zahraničních investic do ruského ropného a plynárenského průmyslu. Jestliže v letech 2010–2016 čtyři největší investoři – anglo-americký BP, německý BASF, mezinárodní Shell a italská Eni – investovali více než 9,3 miliardy dolarů, pak pro období 2017–2020 plánují nové kapitálové investice pouze BASF a Shell, a i tehdy méně než půl miliardy. Obě společnosti musí udržet výrobu u dlouhodobých projektů.

Americký ExxonMobil, přestože odmítá deklarovat ztracené finanční prostředky investované do společného projektu s Rosněftem na hledání rezerv v Karském moři, tam kvůli sankcím pozastavil investice a ponechal plány na možnou výstavbu závodu na zkapalňování plynu jako součást starý projekt Sachalin-1. Investice na další čtyři roky plánují i ​​partneři Novateku v projektu Yamal LNG, tedy Francouzi z Totalu a Číňané. Tady je ale motivace jasná. Rozhodnutím ruského vedení, které si přálo vidět zemi mezi hlavními dodavateli zkapalněného plynu na světový trh, byly zásoby plynu pro tento projekt jednoduše „darovány“ konsorciu, aby byla zaručena alespoň minimální ziskovost pro investory. : Rusko zde nedostane ani korunu ve formě daní a cel a kromě toho uhradí náklady na výstavbu přístavu, letiště a jaderných ledoborců pro tento projekt. Některé investice byly zahrnuty do plánů indického ONGC, japonského JOGMEC a španělského Repsolu, ale částky nejsou srovnatelné s tím, co tyto společnosti investovaly v Rusku v letech 2010-2016.

Obecně lze usuzovat, že ruští operátoři zesilují těžbu zásob, ve spěchu vytěžit zisk ze zdevastovaných ziskových polí před začátkem poklesu těžby v zemi, zatímco jejich zahraniční protějšky omezily investiční programy pro období do roku 2020. Vyhlídky na nové zahraniční investoři za takových podmínek nevypadají moc růžově.

Investiční činnost Ruské a zahraniční ropné a plynárenské společnosti

Investiční činnost ruských a zahraničních ropných a plynárenských společností

Lazareva Anna Igorevna

Lazareva Anna Igorevna

postgraduální student katedry ekonomiky a managementu

v ropném a plynárenském průmyslu,

"Ufa State Oil Technical University"

[e-mail chráněný]

Anotace.Tento článek prezentuje výsledky analýzy investičních aktivit ruských ropných a plynárenských společností jako napřRosněfť, Lukoil, Gazpromněfť, Tatněfť, Surgutněftegaz ve srovnání se zahraniční společností"celkový". Během studie lze dojít k závěru, že

Abstraktní.Tento článek představuje výsledky analýzy investičních aktivit ruských ropných a plynárenských společností, jako jsou "Rosněfť", "Lukoil", "Gazpromněft", "Tatneft" a "Surgutneftegaz" ve srovnání se zahraniční společností "Total". V průběhu studie lze dojít k závěru, že navzdory aktivní investiční politice ruských ropných společností je lídr ruského trhu PJSC "NK Rosněfť" nižší než zahraniční společnost "Total" v celkových investicích o 2-3 časy.

Klíčová slova:investiční činnost, ropná a plynárenská společnost,Rosněfť, Lukoil, Gazpromněfť, Tatněfť, Surgutněftegaz,"celkový".

klíčová slova:investiční činnosti, ropná a plynárenská společnost, Rosněfť, Lukoil, Gazpromněfť, Tatněfť, Surgutněftegaz, Celk.

Úvod

Vliv energetických faktorů na vývoj světa a národních ekonomik, systém mezinárodních ekonomických a geopolitických vztahů neustále roste s tím, jak roste světový HDP a roste spotřeba energie. Potřeby světové ekonomiky po energetických zdrojích mohou podle prognóz v příštích 30 letech vzrůst o téměř 60 % oproti počátku 21. století, což vyžaduje další rozvoj ropného a plynárenského průmyslu, a to jak ve světě, tak v r. Rusko. .

Rozvojové řízení ropných a plynárenských společností je soubor činností, metod a prostředků souvisejících s cílevědomou regulací pohybu peněžních, majetkových a duševních hodnot investovaných do podniku za účelem dosažení zvolených cílů.

Základem rozvoje podniku jsou investice. Aby uspokojili rostoucí poptávku po uhlovodících, musí hlavní aktéři ropného a plynárenského průmyslu – mezinárodní a národní ropné a plynárenské společnosti – vyvinout jasnou, perspektivní investiční strategii, která zahrnuje přilákání rozsáhlých kapitálových investic do průzkumu a těžby. , přepravě a zpracování uhlovodíků, a také zaměřené na zvýšení návratnosti těchto investic. Volba tohoto výzkumného objektu je diktována rolí ropných a plynárenských společností na světovém trhu nosičů energie a ropných produktů, významem jejich aktivit při udržování globální a domácí palivové bilance as tím související potřebou regulovat investiční proces a zlepšit efektivitu investičních programů v moderních podmínkách.

Analýza investiční aktivity předních ropných a plynárenských společností odpovídá současné potřebě hloubkového studia výše uvedeného procesu, zejména v kontextu cenové nestability na světových trzích uhlovodíků a zohlednění politické nestability v regionech jejich produkce, ovlivňující jak rozvoj odvětví, tak proces rozhodování o investicích. Potřeba důkladného studia této problematiky je spojena také s neustálým zvyšováním role ropného a plynárenského průmyslu v energetickém sektoru světové ekonomiky, pokračováním procesu transnacionalizace v tomto odvětví, trvalým růstem jeho vliv na konkurenceschopnost národních ekonomik, jejich energetickou a ekonomickou bezpečnost.

Účelem článku je analyzovat investiční aktivity ruských a zahraničních ropných a plynárenských společností jako napřRosněfť, Lukoil, Gazpromněfť, Tatněfť, Surgutněftegaz a"celkový".

Hlavní sekce

Investiční proces je definován jako sled etap, úkonů a operací pro realizaci investičních aktivit. Konečným cílem investiční činnosti je zisk, tvorba přidané hodnoty a růst Tržní hodnota podnikání a společnost. Ve vztahu k sektoru ropy a zemního plynu jsou úkoly investiční činnosti růst prokázaných zásob ropy a plynu, zvýšení objemu prodeje (produkce) uhlovodíků, optimalizace těžebních ukazatelů (zvýšení faktoru výtěžnosti ropy a koeficient výtěžnosti nebo regenerace zásob), udržení a rozšíření mezery na trhu, snížení jednotkových nákladů na těžbu a přepravu surovin. K tomu je třeba dodat, že význam investičních aktivit ropných a plynárenských společností je dán potřebou zajistit nepřetržité dodávky energie spotřebitelům.

Ropné a plynárenské podniky jsou víceúčelové systémy, které kombinují výrobní, finanční, ekonomické, sociální a marketingové vyšší a další cíle související s řešením problémů, které vedou k strategicky důležité změna jámy . Pro realizaci efektivní investiční činnosti je nutné vyřešit problém volby prioritní oblasti investic, těch. submultiple stvo investiční projekty mít dostatečný investiční potenciál a zajištění dosažení cílů strategického rozvoje a realizovat volba investičního designu údaje pro realizaci opcí.

Na počátku XXI v. pro ropu a plyn Průmysl spolu s ostatními těžebními průmysly tvoří největší podíl přímých zahraničních i domácích investic. Částečně se odráží obnovený zájem o ropný a plynárenský průmysl strukturální posun který se vyskytuje téměř v každém světě z komoditních trhů. Je charakterizována rostoucí poptávkou po nerostných surovinách z asijských trhů, spojená se silnou poptávkou v rozvinuté země což vede k vyšším cenám nerostných surovin. V této souvislosti stojí za zmínku, že globální Trhy nerostných surovin se vyznačují nerovnoměrností geografické rozšíření zásoby, výroba a spotřeba. Některé rozvojové země jsou například země s tranzitivní ekonomikou (Indonésie, Alžírsko, Malajsie, Nigérie, Rusko, Kazachové tan atd.), jsou čistými vývozci uhlovodíků, zatímco ostatní rozvojové země (Čína, Indie, Turecko, Ukrajina atd.), jakož i vyspělé země (Německo, Francie, Itálie atd.) jsou čistými dovozci . Takové nerovnováhy způsobují obavy ohledně bezpečnosti dodávek na straně dovozců a ohledně přístupu na trhy - na straně vývozců. A to je přirozené, vzhledem k důležitosti dodávek uhlovodíkových surovin pro udržitelnost vývoj ekonomiky zemí. V takovém sítu Aplikace ropných a plynárenských společností mohou být přínosné jak pro hostitelskou zemi, tak pro domovskou zemi. Pro země, které nemají potřebnou kapacitu k plné transformaci přírodní zdroje do obchodních společností, ropných a plynárenských společností a může fungovat jako zdroj potřebného kapitálu, znalostí a vstupu na trhy a pro domácí země – jakýsi „most“ pro zajištění přístupu k zahraničním dodávkám. Zde je také třeba zdůraznit, že politika ropných a plynárenských společností a státu TV vzniká v kontextu volatility na komoditních trzích s tendencí ke zvyšování cen, což podporuje růst nákladů na těžbu nových ložisek uhlovodíků.

V ropném a plynárenském průmyslu zůstávají největšími mezinárodní ropné a plynárenské společnosti největší korporace z hlediska zahraničních aktiv. Zároveň z hlediska rozsahu produkce začínají od roku 2005 národní ropné a plynárenské společnosti rozvojových zemí a zemí s tranzitivní ekonomikou předstihovat mezinárodní. K takovým korporacím jámy patří Saudi Aramco ( Saudská arábie), Gazprom (Rusko), NIOC (Írán) a další. A přestože se v posledních letech rozvoj národních ropných a plynárenských společností vyznačoval výraznou dynamikou, spojenou s kontrolou většiny osvědčených zásob zemního plynu rya a její produkce, stupeň internacionalizace ve srovnání s mezinárodními ropnými a plynárenskými společnostmi zůstává poměrně nízký. Mezitím některé společnosti rozvojové země a země s transformační ekonomika rozšířit své zahraniční zájmy a by se rychle stávají globálními hráči. Mezi tyto společnosti patří: CNPC, Sinopec (Čína), Lukoil (Rusko), ONGC (Indie), Petrobras (Brazílie), Petronas (Malajsie) atd. CNPC (Čína) a Petronas (Malajsie) se zabývají těžbou ropy a plynu v více než 10 cizí země Ach.

V posledním desetiletí byl pozorován nárůst investičních toků v globálním ropném a plynárenském průmyslu – po období minimálních investic v 90. letech. Jak je uvedeno výše, aktivní proces zvyšování objemu investic s ze strany národních ropných a plynárenských společností začala v roce 2005 a vynesla je na vedoucí pozici z hlediska produkce.

Zvažte investiční aktivity vertikálně integrovaných společností, jako je Rosněfť [6], Lukoil [5], Gazpromněfť [ 2],"Tatneft" [7], Surgutneftegaz [ 4].

1. PJSC NK Rosněfť je lídrem ruského ropného průmyslu a jednou z největších veřejných ropných a plynárenských společností na světě. Investiční program PJSC NK Rosněfť byl vytvořen v konzervativních parametrech scénáře. V roce 2016 činila celková investice 10 966 milionů USD (tabulka 1).

Tabulka 1 - Objem investic PJSC "NK Rosneft" v letech 2014-2016, miliony dolarů

název	2014	2015	2016	Změna 2015/2014		Změna 2016/2015
Proti proudu	10 146	7 957	9 266	2 189		1 309
Po proudu	4 476	2 026	1 316	2 450
jiný
CELKOVÝ:	14 921	10 362	10 966	4 559

Oproti roku 2015 se objem investic zvýšil o 6 %, především díky sektoru Upstream. Tento růstz důvodu naplnění strategických cílů pro růst těžby uhlovodíků zvýšením tempa rozvoje vrtů a rozvoje polí a také zahájení aktivní fáze rozvoje nových a velkých projektů těžby ropy a plynu.Investice v sektoru Downstream v roce 2016 přitom poklesly o 35 %.

Podle strukturyinvestice PJSC NK Rosněfť za rok 2016hlavní podíl 85 % zaujímá sektor „Upstream“.

2. Gazprom Neft PJSC a její dceřiné společnosti jsou vertikálně integrovanou ropnou společností (VIOC), jejíž hlavní činností je průzkum, vývoj, těžba a prodej ropy a zemního plynu, jakož i výroba a marketing ropných produktů.

V roce 2016 činila celková investice 5 973 mil. USD, oproti roku 2015 se celková investice snížila o 2 %. Jak je vidět, hlavním posunem v roce 2016 směrem ke zpracovatelskému bloku byl nárůst o 15 % (tabulka 2).

Tabulka 2 - Objem investic PJSC Gazprom Neft v letech 2014-2016, miliony dolarů

název	2014	2015	2016	Změna 2015/2014		Změna 2016/2015
Proti proudu	5 819	4 530	3 863	1 289
Po proudu	1265
jiný	2 022		1 218	1 231
CELKOVÝ:	9 106	6 079	5 973	3 027

Investice v segmentu Upstream se snížily o 667 milionů USD, neboli 17 %. V roce 2016 zaujímal sektor hlavní podíl na celkovém objemu investic – 65 %.

Je třeba poznamenat, že kkapitálové výdaje na vyspělé obory zůstaly na úrovni minulý rok a dosáhly výše 1 753 mil. USD Náklady na nové projekty se snížily o 5 % a dosáhly výše 1 887 mil. USD, což je způsobeno poklesem aktivity v zahraničních projektech. Náklady na rafinaci vzrostly o 41 % díky pokračující realizaci modernizačních projektů v rafinériích v Omsku a Moskvě.

3. OAO Surgutneftegaz– jeden z největších podniků v ruském ropném průmyslu. Tvoří asi 13 % produkce ropy v zemi a 25 % plynu produkovaného ruskými ropnými společnostmi.V roce 2016 činila celková investice 3 384 mil. USD, oproti roku 2015 se celková investice snížila o 7 %. Jak je vidět, hlavním posunem v roce 2016 směrem k procesorové jednotce byl nárůst o 10 % (tabulka 3).

Tabulka 3 - Objem investic OJSC „Surgutneftegas“ v letech 2014-2016, miliony dolarů

název	2014	2015	2016	Změna 2015/2014		Změna 2016/2015
Proti proudu	4 926	3 397	3 106	1 529
Po proudu
jiný
CELKOVÝ:	5 172	3 653	3 384	1 518

Podle strukturyinvestice OJSC „Surgutneftegas“, investiceSegment Upstream ročně tvoří více než 90 % celkových investic.V roce 2016 se však objem investic do sektoru těžby ropy a plynu snížil o 9 % a dosáhl 3 106 mil. USD. Východní Sibiř a 0,4 % nebo 12 milionů dolarů – pro ropnou a plynárenskou provincii Timano-Pechora.

4. PJSC "Lukoil" - jedna z největších mezinárodních vertikálně integrovaných společností, která zajišťuje 2,2 % světové produkce ropy. PJSC Lukoil realizuje projekty průzkumu a těžby ropy a zemního plynu ve 12 zemích po celém světě.V roce 2016 činila celková investice 7 601 mil. USD (tabulka 4).

Tabulka 4 - Objem investic PJSC "Lukoil" v letech 2014-2016, miliony dolarů

název	2014	2015	2016	Změna 2015/2014		Změna 2016/2015
Proti proudu	12 185	8 041	6 582	4 144		1 459
Po proudu	3 071	1 524		1 547
jiný
CELKOVÝ:	16 082	10 003	7 601	6 078		2 403

Oproti roku 2015 se celkový objem investic snížil o 24 %. Tato zkratkakapitálových výdajů je způsobeno dokončením hlavního programu modernizace rafinérie a snížením investic do mezinárodních projektů.

Přibližně 80 % ročních kapitálových investic jde do těžby a pouze 10 % do rafinace. Vysvětluje to skutečnost, že Lukoil prakticky dokončil program modernizace rafinérie a je potřeba udržet úroveň těžby ropy, protože ta od roku 2009 každoročně klesá kvůli vyčerpání polí na západní Sibiři.

V segmentu Downstream dosáhly kapitálové výdaje v ruských rafinériích Skupiny v roce 2016 416 milionů USD, což je o 49 % méně než v roce 2015. Pokles je způsoben koncem hlavní investičního cyklu na modernizaci kapacit na rafinaci ropy.

5. PJSC TATNEFT - jeden z největších tuzemských ropné společnosti fungující jako vertikálně integrovaná skupina. Společnost tvoří asi 8 % ropy vyrobené v Ruské federaci a více než 80 % ropyběžné na území Tatarstánu.

V roce 2016 činila celková investice 1 445 milionů $ (tabulka 5).

Tabulka 5 - Objem investic PJSC TATNEFT v letech 2014-2016, miliony dolarů

název	2014	2015	2016	Změna 2015/2014		Změna 2016/2015
Proti proudu
Po proudu
jiný
CELKOVÝ:	1 815	1 601	1 445

Jak je vidět, hlavním posunem v roce 2016 směrem k rafinérskému bloku byl nárůst o 12 %. Nicméně s významný podíl investičních prostředků směřoval do průzkumu a těžby ropy a zemního plynu - asi 805 milionů dolarů, stejně jako do výstavby Komplexu ropných rafinérií a petrochemických závodů (více než 536 milionů dolarů). Zároveň aInvestice v segmentu Upstream ročně tvoří zhruba polovinu celkových investic.

Nutno podotknout, že investice PJSC TATNEFT v roce 2016 probíhala v souladu se strategickými plány rozvoje a aktuálními prioritami při řešení výrobních problémů. Do průzkumu a těžby v Republice Tatarstán tak bylo investováno 440 milionů USD a do rozvoje extraviskózních ropných polí 304 milionů USD. Zbývající prostředky, asi 61 milionů USD, směřovaly na průzkum a těžbu v Ruské federaci, i zahraniční projekty.

Je třeba poznamenat, že ropný a plynárenský průmysl v Rusku je extrémně kapitálově náročný, takže doba návratnosti investovaného kapitálu je delší než v mnoha jiných odvětvích. Je to způsobeno řadou důvodů, jmenovitě:

- značný čas a peníze vynaložené na jednání s vlastníkem potenciálních ložisek uhlovodíků o vyhledávání a průzkumu a podmínkách budoucí těžby;

- přímé průzkumné práce mohou být obtížné z důvodu nepříznivých klimatických, geologických, technologických, sociálně-politických a jiných podmínek;

- hledat vysoce kvalifikovanou pracovní sílu pro zajištění všech článků hodnotového řetězce – od průzkumu ložisek uhlovodíků až po fázi prodeje zpracovaných produktů konečnému spotřebiteli;

- značné časové a finanční náklady v počáteční fázi výroby spojené s obtížemi při přepravě výrobních zařízení (vrtací plošiny, vrtací kolony atd.), poměrně dlouhé práce při uvádění do provozu (vždy je zde možnost možné dílčí změny konstrukcí nebo jejich úprava v souladu s moderní podmínky v místě těžby);

- řešení problémů efektivní přepravy z místa výroby do místa zpracování a z místa zpracování do místa prodeje (výstavba nebo modernizace flotily tankerů a flotily přepravců plynu; výstavba nebo využití stávajících terminálů pro plnění ropy a terminály pro přepravu zkapalněného plynu, výstavba plynovodů a ropovodů, čerpacích stanic a nezbytné infrastruktury);

- výstavba nebo modernizace kapacit pro skladování a zpracování uhlovodíkových surovin;

- vytvoření velkoobchodní, malé velkoobchodní a maloobchodní a spotřebitelské sítě pro prodej zpracovaných produktů;

- vysoká míra rizik typická pro ropný a plynárenský průmysl jako celek.

Srovnejme investiční aktivity ruských ropných společností se zahraničními společnostmi. Pro srovnání si vezměme jednoho z lídrů v distribuci paliva západní Evropa a v Africe TNC "Total". Tato společnost byla vybrána pro srovnání, protožeje čtvrtým největším na světě po Royal Dutch Shell, BP a ExxonMobil.

Ano, s a v roce 2016 činila celková investice 20 530 milionů dolarů (tabulka 6).

Tabulka 6 - Objem investic "Celkem" 2014-2016, miliony dolarů

název	2014	2015	2016	Změna 2015/2014		Změna 2016/2015
Proti proudu	26 520	24 270	16 035	2 250		8 235
Po proudu	3 840	3 684	4 355
jiný
CELKOVÝ:	30 509	28 033	20 530	2 476		7 503

Pokles investic o 27 % ve srovnání s rokem 2015 znamená dokončení a spuštění devíti velkých růstových projektů v roce 2015 a pěti v roce 2016. Snížení bylo také výsledkem úspěšného programu kapitálové efektivity v reakci na pokles cen ropy Brent.

Investice do segmentu Upstream ročně, stejně jako investice ruských společností, tvoří více než 80 % celkových investic.

Dále uvádíme ukazatel (objem investic) ve srovnatelných podmínkách, protože všechny podniky se liší jak z hlediska výroby, tak i finanční ukazatele. Pro srovnání si vezměme objem produkce ropného ekvivalentu (tabulka 7).

Tabulka 7 – Výše ​​investic na 1 tunu vyrobené ropy pro roky 2014-2016, USD/t

Z tabulky 7 můžeme usoudit, že v roce 2016 byly lídry mezi uvažovanými ropnými společnostmi Gazprom Neft PJSC a Lukoil PJSC, jejichž investice činily 100 a 92 USD na 1 tunu vyrobené ropy. Pouze Rosněfť však tento ukazatel v roce 2016 zvýšila o 6 %, zatímco ostatní společnosti vykázaly pokles tohoto ukazatele. Na základě dříve získaných údajů převažující podíl (více než 50 %) zaujímá každoročně sektor Upstream. Přestože objem investic v sektoru Downstream roste, podíl zůstává malý, ne více než 20 %.

V sektoru "Po proudu". Dynamika produkce ropných produktů napříč všemi společnostmi se v roce 2016 změnila nevýznamně (procentuální změna nebyla větší než 3 %). Současně s ohledem na strukturu ropných produktů můžeme konstatovat, že podíl automobilového benzinu v uvažovaných ruských společnostech je 20%, motorové nafty - 32%, topného oleje a vakuového plynového oleje - 29%. Zatímco v " Celkový

Ukazuje se tedy, že ropné rafinérie (rafinérie)vyrábět více těžkých destilátů, které jsou na spodní hranici cenového rozpětí, je to dáno tím, že vyspělé země provozují složité rafinerie, které produkují především benzín (katalytické krakování) a střední destiláty (tepelné zpracování a hydrokrakování). V ruských rafinériích je proces vakuové destilace topného oleje obvykle doplněn katalytickým reformováním pro výrobu benzinu a základní hydrogenační rafinací pro výrobu motorové nafty.

Závěr

Po analýze investičních aktivit ropných společností v Rusku a v zahraničí můžeme vyvodit následující závěry:

Velikost ročních investic ruských společností na 1 tunu vyprodukované ropy odpovídá úrovni zahraniční společnosti. Celkem »- 59 $/tuna v roce 2016. Ve vykazovaném roce však Gazprom Neft PJSC a Lukoil PJSC investovaly 100 a 92 USD za 1 tunu produkce ropy. Přitom pouze PJSC NK Rosneft zvýšila tento ukazatel v roce 2016 o 6 %, zatímco zbytek společností vykázal pokles.

Převážný podíl (více než 50 %) ročně zaujímá sektor „ Proti proudu ". I když výše investic do sektoru " Po proudu » se zvyšuje, ale podíl zůstává malý, ne více než 20 %.

Struktura produkce ropných produktů za poslední 3 roky byla následující: podíl automobilového benzinu v uvažovaných ruských společnostech je 20%, motorová nafta - 32%, topný olej a vakuový plynový olej - 29%. Zatímco v " Celkový » tato čísla byla: 28 %, 45 % a méně než 5 %.

Průměrná hloubka zpracování v ohlašovací rok pro ruské společnosti činil 77 %, “ Celkem »- 97 %. Produkce lehkých ropných produktů je 66 % a 83 %.

Kapitálové investice v segmentu Rafinace ropy a petrochemie se vyznačují následujícími rysy: v Rusku je většina projektů zaměřena nasnížení obsahu sirných sloučenin v komerčních ropných produktech nebo získání složky vysokooktanového benzínu, lehkého plynového oleje apod.

V roce 2016 ruské rafinérie dokončily výstavbu a zprovoznění jednotek katalytického krakování, odloženého koksování, hydrorafinace atd. Pouze OJSC „Surgutneftegas“ v roce 2016 poprvé v Rusku zavedl systém automatického řízení procesů. Na druhé straně společnost Celkový » sleduje další cíle, které ji výrazně odlišují od aktivit ruských firem, a to: využití výhod různých druhů surovin - společnost plánuje spustit nové programy vývoje různých technologií pro výrobu kapalných paliv, monomerů a meziproduktů z r. plyn; maximalizace hodnoty aktiv. Společnost " Celkový » rozvíjí zkušenosti a technologie ke zvýšení hodnoty aktiv. Úsilí je zaměřeno především na programy zaměřené na flexibilitu a dostupnost zařízení. Pokročilé modelování vstupních materiálů a procesů pomáhá oddělením překonat omezení zpracování a práci a zároveň tato omezení využít v reálném čase. A zkoumají se nové příležitosti, které nabízí digitální technologie, aby připravily cestu pro „továrnu budoucnosti“, která poskytne ještě bezpečnější pracovní prostředí a zvýšenou produktivitu při nižší spotřebě energie a snížení odpadu;

Investice zahraničních a ruských ropných společností jsou tedy odlišné. Možná příčina nízké efektivity využití investic spočívá v tom, že investiční politika ruských ropných společností je zaměřena na těžbu stávajících polí a modernizaci stávajících fondů. Preferovány jsou ty investiční projekty, které mají krátkou dobu návratnosti. Neusilují o vývoj inovativních produktů nebo obnovitelných zdrojů energie. Tyto okolnosti naznačují, že v podnicích tuzemského ropného komplexu není věnována náležitá pozornost zdůvodnění investiční strategie, hodnocení efektivnosti investičních projektů, zvyšování úrovně investiční atraktivita pro realizaci inovativních projektů .

Na základě získaných výsledků lze usoudit, že v současné realitě je pro ropné společnosti výhodnější investovat do rafinace ropy a petrochemie.Je třeba také poznamenat,Navzdory aktivní investiční politice ruských ropných společností, lídrem z hlediska celkových investic ruský trh PJSC "NK Rosneft" je 2-3krát nižší než zahraniční společnost "Total".

Bibliografický seznam

1. Světový trh se zemním plynem: nejnovější trendy / Ruk. vyd. hrabě S. V. Žukov. - M.: IMEMO RAN, 2009. - 107 s.

2.5.8. Saifullina L.D. Řízení rozvoje podniku založené na modelování investiční činnosti: kandidátská disertační práce ekonomické vědy: 08.00.05 / L. D. Saifullina. - Ufa, 2006. - 168 s.

9. Cherepovitsyn A. E. Koncepční přístupy k rozvoji inovačně orientované strategie rozvoje ropného a plynárenského komplexu: monografie / A. E. Cherepovitsyn. - Petrohrad: SPGGI, 2008. - 212 s.

Rusko je největším producentem uhlovodíků na světě. Vysoké ceny ropy a plynu přispívají k akumulaci významných investičních zdrojů ruských ropných a plynárenských společností. V tomto ohledu se účast zahraničních společností v ropném a plynárenském podnikání jako zdroj významných kapitálových investic stává méně relevantní ve srovnání s možností přilákat technologie, které umožňují ruským společnostem zvýšit efektivitu jejich vlastního podnikání v drsných klimatických a geografických podmínkách. podmínky (severní moře). Kromě toho mají ruské společnosti exportem většiny svých produktů zájem získat přístup k ropným a plynovým aktivům ve spotřebitelských zemích. K dnešnímu dni Rusko vyvinulo několik účinných a osvědčených schémat pro činnost zahraničních společností.

Nákup balíku akcií velkého ruského VIOC . V rámci tohoto schématu působí zejména britská společnost BP (v roce 2003 získala BP 50 % OAO TNK od ruské finanční a průmyslové skupiny Alfa Group a rusko-amerického holdingu Access / Renova za 6,57 miliardy USD; v lednu 2004 BP a Access/Renova uzavřela dohodu o začlenění 50% podílu BP ve Slavněfti do OAO TNK-BP) a americká společnost ConocoPhillips (akvizice v roce 2004 7,59% podílu ve společnosti OAO NK LUKOIL, která byla ve federálním vlastnictví, za 1,988 miliardy dolarů; následně byl navýšen podíl zahraničního investora na 11,3% a očekává se další expanze až na 20% ).

V roce 2006 podíl zahraniční investoři ve struktuře základní kapitál OJSC "Gazprom" představoval 7,4 %, z toho 4,4 % bylo v oběhu ve formě ADR a 3 % ve formě kmenových akcií patřilo společnosti (tabulka 9). Zároveň pro Minulý rok tento ukazatel se snížil o 4,1 %. Část akcií společnosti registrovaných v zahraničí byla přeregistrována na ruské právnické osoby.

Vytváření společných podniků a konsorcií s ruskými společnostmi. Příklady jsou Polar Lights JV (po 50 % od Rosneft Oil Company a ConocoPhillips s objemem výroby 0,7 milionu tun), Vanyeganneft JV LLC (po 50 % ze Západního Ruska a OAO „TNK-BP“); JV Naryanmarneftegaz (JSC NK LUKOIL a ConocoPhillips); stejně jako JV založený OAO NK Rosneft a čínským Sinopecem (JV pro správu výrobní činnosti JSC "Udmurtneft", ve kterém ruská strana bude vlastnit podíl 51%, čínská - 49%); JV pro geologický průzkum a studium oblasti Veninsky v rámci projektu Sachalin-3. Patří sem také JV Vostok Energy (OJSC NK Rosněfť a CNPC s 51 a 49 % akcií).

Tabulka 9. Struktura vlastního kapitálu Gazpromu v letech 1996-2006

akcionáři	Podíly vlastního kapitálu podle let, %
Ruská Federace
Ruské právnické osoby
ruští jednotlivci
Zahraniční investoři

Je třeba také zmínit společný podnik Nord Stream AG (JSC Gazprom, BASF a E.ON - 51,0 %; 24,5 % a 24,5 %) pro výstavbu severoevropského plynovodu (NEGP). Celková investice nutná pro realizaci projektu NEGP ve dvoulinkové verzi přesáhne 4 miliardy eur.

Dalším příkladem je společný podnik založený společnostmi Gazprom a Wintershal za účelem rozvoje oblasti Južno-Russkoje. Plánuje se, že OAO Gazprom zvýší svůj podíl v rusko-německé JV Wingas na 50 % (minus 1 akcie) a získá podíl na kapitálu společnosti skupiny Wintershal. Wintershal zase získá 25 % (minus 1 akcie) a blok akcií bez hlasovacího práva ve společnosti OAO Severneftegazprom, která vlastní licenci na pole Južno-Russkoje. Další společný podnik, LLC Achimgaz, byl založen společnostmi OAO Gazprom a Wintershal za paritních podmínek za účelem rozvoje první pilotní oblasti ložisek Achimov na poli plynového a ropného kondenzátu Urengoy.

A konečně, Salym Petroleum Development (JV mezi Royal Dutch/Shell a Evikhon, ovládaný společností Sibir Energy) rozvíjí tři oblasti ve skupině Salym.

Vytvoření společného podniku pro rozvoj pole Shtokman je i nadále nejasné.

Účast na projektech za podmínek PSA. V současné době se v Rusku za podmínek PSA realizují tři projekty – rozvoj pole Kharyaginskoye společností Total, projekty Sachalin-1 a Sachalin-2.

Projekt Sachalin-1 zahrnuje tři pobřežní pole: Chayvo, Odoptu a Arkutun-Dagi. Účastníci projektu - ExxonMobil (30 %, operátor), japonské konsorcium SODECO (30 %); Indický ONGC Videsh (20 %), OAO NK Rosněft (20 %).

Projekt Sachalin-2 byl „napaden“ ministerstvem přírodních zdrojů Ruska a v současné době je ve fázi reforem, kde kontrolní podíl investoři (Shell, Mitsui a Mitsubishi) prohráli s Gazpromem za 7,45 miliardy dolarů.

Objasněn byl osud projektu Kharyaga, jehož účastníky jsou francouzský Total (50 %, provozovatel), norský Hydro (40 %) resp. Ruská JSC Nenets Oil Company (10 %) V současné době byly všechny vzájemné nároky staženy.

Účast na nákupu malých ropných společností. Zahraniční investoři aktivně získávají malé ruské společnosti, které nejsou konsolidovány do velkých VIOC, a také registrují právnické osoby v Rusku za účelem účasti na projektech rozvoje malých nalezišť ropy a zemního plynu. Příklady jsou Eastern Transnational Company, OJSC Pechoraneftegaz, CJSC Tatekh, OJSC Samara-Nafta atd. Ve východní Sibiři drží licenci na průzkum a rozvoj pole Dulisma společnost NK Dulisma LLC, vlastněná společností Ural Energy Holdings Ltd. (Velká Británie ), pole Tambeyskoye ovládají OAO Tambeyneftegaz a Repsol (Španělsko).

Účast na smluvních pracích a uzavírání smluv o poskytování služeb. Velké zahraniční a nadnárodní servisní, stavební a ropné a plynárenské společnosti se podílejí na projektech ruského ropného a plynárenského komplexu účastí na smluvních pracích a poskytováním služeb. Za většinou servisních společností působících v Rusku – Euroasian Drilling Company, skupiny Integra a Ruské pododdělení globální servisní společnosti Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes aj. Začátkem roku 2005 byl dokončen prodej LUKOIL-Drilling servisní skupině - Eurasia Drilling Company Ltd. V červenci 2005 byl na Schlumberger převeden kontrolní podíl v ruské servisní společnosti Petroalliance. Americká společnost Baker Hughes vytvořila velké servisní středisko v Jamalsko-něneckém autonomním okruhu.

Činnosti zahraničních firem jako dodavatelů se soustřeďují především v sektorech, kde jsou ruské technologie horší než západní:

· Průzkum a těžba uhlovodíků na šelfu;

· návrh konstrukce vrtu, telemetrie při vrtání, vyhodnocování formace pro optimalizaci účinnosti vrtání a umístění odchylných vrtů; hodnocení kolektorů;

· „vrtné“ služby pro stimulaci výroby (včetně hydraulického štěpení, úpravy kyselinou atd.);

testování vrtů, odběr vzorků na povrchu a ze zóny dna, použití měřicích přístrojů a čerpadel MultiPhase, monitorování vrtů, měření teploty a tlaku pomocí optických metod, standardní a „inteligentní“ metody kompletace vrtů atd.

Kvazi-zahraniční investice. Toto schéma představuje registraci společností ruskými podnikateli v zahraničí, především v offshore zónách nebo v zemích s liberálním daňovým režimem. V 90. letech 20. století registrováno mnoho ruských ropných a plynárenských společností správcovská společnost v offshore zóna za účelem minimalizace zdanění se proto zpočátku stahovaly z Ruska do zahraničí finanční zdroje následně vráceny ve formuláři zahraniční investice. V posledních letech se v důsledku zpřísňování finanční disciplíny v zemi formovalo nové Organizační struktura ropný a plynárenský průmysl, změna vlastnické struktury, posílení státních společností (OJSC NK Rosněfť, OJSC Gazprom), téměř všechny řídící a výrobní struktury ruských VIOC přešly pod jurisdikci Ruské federace.

Zároveň zde zůstává poměrně velký počet malých společností ovládaných ruským byznysem, ale formálně registrovaných v jiných zemích (Sibir Energy, Yeniseineftegaz atd.).

Poslat kamarádovi

Příběh

Romantika devadesátých let

Rusko

Láska v chladném počasí

Oprava chyb

Hornictví

daňová slepá ulička

arktické šílenství

Mohou, když chtějí

Strategie a riziko

Příběh
Rozvoj sovětského ropného průmyslu dostal silný impuls po ropné krizi v letech 1973-1974. Výrazně vzrostly tržby z vývozu ropy a zvýšily se i investice do ropného průmyslu. Sovětské vedení se snažilo maximalizovat produkci ropy a tento úkol byl splněn: produkce dosáhla vrcholu v roce 1988, kdy produkce dosáhla 11,8 milionu barelů denně.

Koncem 70. a začátkem 80. let však v ruském ropném průmyslu vznikla vážná nerovnováha. Sledování plánu vedlo ke zvýšení výrobních nákladů: rok co rok vyžadovala každá nová tuna ropy vše velká investice. V letech 1970-1973 činil podíl ropného sektoru na kapitálových investicích celého průmyslu asi 9 procent a v roce 1986 se více než zdvojnásobil na 19,5 procenta. Mnoho ložisek bylo využíváno iracionálně, což vedlo k jejich předčasnému vyčerpání a poškození životní prostředí. Přes veškerou snahu začala koncem 80. let těžba ropy klesat. V té době už byl SSSR pevně na ropné jehle: podíl výnosů z prodeje paliv a energetických zdrojů na sovětských devizových příjmech dosáhl nejvyšší úrovně v roce 1984 a činil 55 procent. Jak víte, následný pokles světových cen ropy měl katastrofální důsledky pro Sovětská ekonomika.

Romantika devadesátých let
Na počátku 90. let s zahraniční kapitál byly naděje na obnovu ropného a plynárenského průmyslu. Slavný dekret č. 1403, podepsaný Borisem Jelcinem v listopadu 1992, který zahájil vznik a privatizaci společností Rosněfť, Lukoil, Jukos a Surgutněftegaz, počítal s prodejem až 15 procent. akcií těchto společností zahraničním investorům.

Stát navíc přestal financovat ropný a plynárenský průmysl a aby přilákal externí investice, poskytl společným podnikům (JV) významné výhody, především právo 100 procent exportovat. veškerou vyrobenou ropu. Na začátku 90. let 20. století došlo ke skutečnému boomu JV v ruském ropném průmyslu. Do konce 90. let, kdy byly exportní preference zrušeny, produkovaly JV více než 20 milionů tun ropy ročně.

V rané fázi byly společné podniky vytvářeny převážně malými zahraniční společnosti, ale na začátku 90. let přišli giganti světového byznysu s ropou a plynem i do Ruska. V letech 1994-1995 podepsala ruská vláda tři dohody o sdílení výroby (PSA). Dva se týkaly projektů na Sachalinském šelfu: Sachalin-1 s Exxon a Sodeco a Sachalin-2 se Shell, Mitsubishi a Mitsui. Třetí dohoda o rozvoji pole Kharyaginskoye v Něneckém autonomním okruhu byla podepsána s francouzským Totalem.

Právě ve třech PSA se promítl měnící se postoj státu k západním ropným společnostem. Historie těchto projektů je odlišná. Jednání o Sachalin-1 tedy začala již v 70. letech, kdy se sovětská vláda rozhodla zapojit do vývoje projektu japonské společnosti. Exxon vstoupil do projektu na začátku 90. let. Historie Sachalin-2 začala v roce 1991, kdy sovětská vláda vyhlásila výběrové řízení na zpracování studie proveditelnosti rozvoje polí Piltun-Astokhskoye a Lunskoye. Soutěž vyhrálo konsorcium západních firem, ke kterému se později přidaly Shell a Mitsubishi. A konečně v roce 1999 začal vývoj pole Kharyaginskoye. Total se zabýval rozvojem dvou ze šesti výrobních zařízení na poli. Všechny tři dohody byly podepsány ruskou vládou několik měsíců před přijetím zákona PSA v prosinci 1995.

Zejména tři PSA poskytovaly právní ochranu před případnými následnými legislativními omezeními, která by mohla zhoršit postavení zahraničních investorů. Dohody byly podepsány za podmínek, které je stavěly mimo ruskou jurisdikci. V polovině 90. let takový „extrateritoriální“ status projektů vládě nevadil Rusko. V zemi klesala těžba ropy a katastrofálně chyběly investice do nových projektů. S průměrnou cenou ropy v roce 1995 18 dolarů. za barel a nedokonalost daňová legislativa, které se mohly každou chvíli nepředvídatelným způsobem změnit, se dohody staly jediným způsobem, jak přilákat mnohamiliardové investice ze západních společností. Po přijetí zákona o PSA vláda vybrala více než 20 projektů pro jejich rozvoj, nyní v souladu s normami PSA, které vstoupily v platnost.

Láska v chladném počasí
Další provádění režimu PSA se však zastavilo. Vláda se nedokázala dohodnout ani interně, ani se zúčastněnými stranami na právním a regulačním rámci nezbytném k realizaci projektů v souladu se spravedlivým podle zákona. A na počátku 21. století se změnila i obecná situace v tomto odvětví: ceny ropy začaly růst, což zvýšilo ziskovost investic do těžařských projektů a snížilo atraktivitu PSA pro zahraniční investory. Majitelé rostoucích ruských společností také neměli zájem lákat zahraniční společnosti na podmínky sdílení výroby. První takový obchod byl nákup BP v roce 1997, 10 procent. akcie společnosti "SIDANCO" ze struktur Vladimíra Potanina. V roce 2003 BP sloučila svá ruská aktiva s TNK a fakticky získala zhruba polovinu akcií TNK od konsorcia Alfa-Access-Renova. V roce 2004 získala ConocoPhillips 7,6% podíl od státu. akcie LUKOIL a později koupil další akcie od Vagita Alekperova a dalších ruských akcionářů společnosti. Sám Chodorkovskij byl v letech 2002-2003 blízko prodeji velkého podílu v Jukosu společnosti ExxonMobil, ale k obchodu z pochopitelných důvodů nedošlo.

Stojí za zmínku, že na počátku 2000 byly některé západní společnosti připraveny přímo investovat do ropných a plynárenských projektů v Rusku bez PSA, tedy ve standardním daňovém režimu, a dokonce bez velkých ruských partnerů. Takže v polovině 90. let Shell očekával rozvoj pole Salym v Chanty-Mansijském autonomním okruhu za podmínek PSA, ale později souhlasil, že začne pracovat v běžném daňovém režimu a své první investice provedl v roce 2004. V roce 2003 začala na západní Sibiři působit americká společnost Marathon, kterou získala Chanty-Mansi ropná korporace.

Oprava chyb
Jak ceny ropy stoupaly a západní společnosti se začaly více zajímat o investice do ruského ropného sektoru, rostla ve vládě nespokojenost s ohledem na tři PSA podepsané v první polovině 90. let. Hlavní výtky se týkaly toho, že projekty byly stále dražší. Shell, největší akcionář Sachalin-2, nejvíce trpěl státním tlakem na provozovatele PSA. V letech 2005 a 2006 byl projekt doslova bombardován různými kontrolami, které odhalily nejen nadhodnocení nákladů, ale i porušení ekologické legislativy. Tehdejší šéf Rosprirodnadzoru Oleg Mitvol odhadl ekologické škody způsobené aktivitami Shellu na Sachalinu na 50 miliard dolarů, což je částka srovnatelná se škodami způsobenými hurikánem Katrina. Na konci roku 2006 prodali akcionáři Sachalin-2 50 procent. plus jeden podíl ve společnosti provozovatele projektu pro Gazprom, poté byly odstraněny všechny ekologické nároky.

Rozvoj pole Kharyaginskoye Totalem byl také doprovázen neustálým konfliktem s vládní agentury. Na počátku 21. století daňové úřady zpochybňovaly náklady společnosti Total každý rok a odmítly schválit odhady nákladů na projekt. Francouzská společnost v roce 2003 dokonce podala žalobu na ruskou vládu ve Stockholmské arbitráži a požadovala náhradu jí vzniklých nákladů. Konflikt pokračoval, dokud se Total a další zahraniční účastník projektu, Statoil, v roce 2009 nedohodli na převodu 20 procent. v projektu státu "Zarubezhneft".

Aby mohl ExxonMobil prodávat plyn koncovým spotřebitelům v Rusku, musí jim dodávat plyn prostřednictvím plynovodů kontrolovaných Gazpromem. Přístup k těmto potrubím je také nezbytný pro americkou společnost, pokud chce prodávat svůj plyn mimo Rusko, do Číny nebo Koreje. Během několika posledních let se společnosti ExxonMobil a Gazprom nedokázaly dohodnout na ceně plynu ze Sachalin-1. Přesto se ExxonMobilu podařilo hlavní zachování kontroly nad projektem. Lze jen hádat, jaké argumenty přesvědčily ruské vedení, aby upustilo od pokusů použít sílu na ExxonMobil, podobně jako to bylo provedeno proti Sachalin-2.

Tak či onak se vývoj PSA v Rusku zastavil. K dnešnímu dni tvoří podíl operátorů PSA pouze 3,2 procenta. celkové produkce ropy a 3,6 procenta. z celkové produkce plynu v Rusku. Tento objem výroby je srovnatelný s objemem průměrné ruské společnosti, jako je Bashneft nebo RussNeft. Projekty PSA v Rusku hrají mnohem skromnější roli než v zemích SNS bohatých na zdroje, jako je Kazachstán a většina zemí mimo SNS, kde se uplatňuje sdílení výroby.

Produkce ropy a plynu z projektů Sachalin poroste, ale přetrvávající alergie na PSA mezi politickým vedením Ruska je příliš silně spojena se ztrátou státní kontrola v „překvapivých devadesátých letech“. V roce 2008, když mluvil o PSA, Vladimir Putin prohlásil, že Rusko nedovolí „koloniální využívání svých zdrojů“. Zahraniční společnosti jsou zvány k práci v Rusku v rámci standardního daňového režimu. Potíž je v tom, že rozvoj ropného a plynárenského průmyslu v tomto režimu nemá perspektivu.

daňová slepá ulička
Výrobci v Rusku platí stejné daně jako jiné společnosti z přidané hodnoty, zisků, majetku a sociálních příspěvků. Ropné společnosti navíc platí daň z těžby nerostů (MET) a v případě vývozu ropy i vývozní clo. MET se vypočítává podle vzorce schváleného v roce 2002: výše daně závisí na aktuální ceně ropy a směnném kurzu rubl/dolar. Za cenu značky Ural 100 dolarů. za barel a sazbou 29 rublů za dolar musí výrobce zaplatit státu asi 18 dolarů. z každého vyrobeného barelu ropy. Tato daň však není pro ropné společnosti tak hrozná jako vývozní clo, které se počítá v progresivním měřítku: čím vyšší cena ropy, tím vyšší celní sazba. Od srpna 2004 platí sazba vývozního cla pro ceny ropy nad 25 USD. za barel je 65 procent.

Pokud se tedy vezmou v úvahu další daně, při vysokých cenách ropy daňové zatížení exportérů přesahuje 90 procent. Proud daňový systém vznikla v polovině roku 2000, kdy úkolem bylo vybrat přebytečné zisky ropným společnostem a naplnit Stabilizační fond. Vysoké daňové zatížení ropné společnosti nezruinovalo, ale investice do nových nalezišť byly nerentabilní. Je příznačné, že velké ruské společnosti jako LUKOIL a TNK-BP od počátku 21. století zintenzivnily hledání projektů mimo Rusko, především kvůli nepříznivému daňovému klimatu.

V posledních letech se vláda snažila regulovat daňový režim, například nastavením zvýhodněných sazeb MET pro staré vyčerpané vklady. Od října 2011 se snížila mezní sazba vývozního cla na ropu z 65 na 60 procent, zároveň se však výrazně zvýšila vývozní cla na ropné produkty. Navzdory těmto kosmetickým požitkům zůstává vývoj velkých nových projektů v rámci současného daňového režimu nerentabilní. Navíc důležité ropné projekty, které se v Rusku v posledních letech realizovaly, se staly možnými pouze díky politickému vlivu společností, které si pro sebe zajistily zvláštní daňové úlevy. Mezi tyto projekty patří pole Filanovský v severním Kaspickém moři, které vyvíjí společnost LUKOIL, a pole Vankor, největší projekt Rosněftu na východní Sibiři; obě společnosti dostaly od státu zvláštními vládními nařízeními zajištěné právo neplatit vývozní cla na ropu z těchto projektů v počáteční fázi jejich rozvoje. Je třeba poznamenat, že výhody Rosněfti pro pole Vankor vypršely v květnu 2011 a nebyly prodlouženy.

arktické šílenství
V posledních letech začal stát na pozadí zpřísňování daňového režimu projevovat rostoucí zájem o rozvoj nových perspektivních ropných a plynárenských oblastí, především na arktickém šelfu. Rozvoj arktických projektů je možný pouze za účasti zahraničních společností; jediný takový projekt realizovaný Gazpromem, rozvoj pole Prirazlomnoje na šelfu Pečorského moře, v praxi ukázal, že ruské společnosti nemohou přesunout arktické projekty bez cizinců. Trpělivý projekt se protáhl na 16 let. Platforma pro rozvoj oboru byla vybudována v obranných podnicích na severu Ruska, především v závodě Sevmash. Současně bylo schéma rozvoje terénu několikrát revidováno a náklady na projekt neustále rostly. V důsledku toho mnohonásobně překonal původní výpočty a dosáhl téměř 4 miliard dolarů, což zpochybňuje návratnost projektu. Je charakteristické, že Gazprom Neft Shelf, divize Gazpromu, která vyvíjí Prirazlomnoye, stále obhajuje použití režimu PSA pro projekt.

Rozvoj arktického šelfu je tedy možný pouze ve spolupráci se zahraničními, především západními společnostmi, které mají potřebné technologické a finanční zdroje. Na konci „nultých“ let se ruské vedení rozhodlo zahájit plnohodnotný rozvoj Arktidy. Bylo zvoleno následující schéma: vláda vydává licence státním společnostem Gazprom a Rosněfť, které pak přitahují zahraniční partnery k rozvoji polí a převádějí na ně menšinové podíly. Vydávání licencí se ukázalo jako jednoduchá záležitost. Již v roce 2010 vydala licenční agentura Rosnedra pod ministerstvem přírodních zdrojů a ekologie šest licencí na rozvoj pobřežních polí pro Rosněfť a dvě pro Gazprom. V aktuální rok Rosnedra plánuje vydat dalších asi 15 licencí a celkem jich bude vydáno několik desítek. Těžší úkol, vypracování jasné strategie rozvoje regálu a daňového režimu, se přitom utápí v byrokracii.

Vláda to zatím neschválila státní program police vývoj. Rozdělení rolí mezi státní společnosti zůstává nejasné: zpočátku se předpokládalo, že Gazprom a Rosněfť vytvoří společnou společnost jako provozovatel offshore projektů, poté budou samostatně rozvíjet pole: ropa Rosněfť, plyn Gazprom. K rozdělení „sfér vlivu“ mezi státní podniky ale nedošlo. Za prvé, mnoho licenčních oblastí je neprozkoumaných, takže je nelze definitivně rozdělit na ropu a plyn. Zadruhé, při absenci jasných politických pokynů začaly Rosněfť a Gazprom soutěžit o nové licence pro pobřežní moře, zatímco Rosněfť si činí nárok na oblasti s ložisky plynu v Barentsově moři.

Partnerství s mnoha neznámými
Výsledkem je paradoxní situace. Poprvé od poloviny 90. let má stát zájem přilákat zahraniční ropné a plynárenské společnosti do projektů v Rusku. Protože však neexistuje jasná strategie a daňový režim, jsou cizinci zváni nejen k jednání s konkurenčními státními firmami, ale také ke vstupu do projektů, jejichž ziskovost nelze spočítat. Státní podniky přitom raději neinvestují vlastní prostředky průzkum licencovaných oblastí, nabízející zahraničním partnerům, aby si zaplatili za potěšení z práce na ruském poli. Jinými slovy, zahraničním firmám se nabízí tato nabídka: převezmete technologická a finanční rizika projektu a pokud budete mít štěstí a najdete ropu nebo plyn, pak se dohodneme na daňovém režimu. A pokud to nenajdou, znamená to, že měli smůlu a finanční prostředky byly promarněny.

Některé zahraniční firmy se zdají být připraveny začít pracovat i za takových podmínek. Za poslední rok Rosněfť podepsala několik dohod o rozvoji offshore: s Chevron a ExxonMobil pro oblasti v Černém moři, s BP pro oblasti v Karském moři a s ExxonMobil pro tytéž oblasti. Podepsané dohody však neznamenají, že západní společnosti hodlají vážně investovat do offshore projektů. Spíše se snaží „vytyčit“ svou účast na těchto projektech a s vynaložením minima peněz se dohodnout na podmínkách další práce. Kromě toho dvě ze tří dohod podepsaných společností Rosněfť již pozbyly platnosti: Chevron opustil projekt, aby studoval šachtu Shatsky v Černém moři s odvoláním na nepříznivé geologické faktory, a dohoda Rosněft s BP byla torpédována ruskými partnery Britů. společnost.

Dohoda s ExxonMobil, oznámená na konci srpna 2011, zahrnuje seismický průzkum a vrtání průzkumných vrtů v Karském moři. Daňový režim pro další rozvoj oboru však bude určen v budoucnu a do té doby americká společnost pravděpodobně nebude investovat do projektu částky blízké těm, které oznámili zástupci Rosněftu a ruská vláda. Rosněfť nyní aktivně hledá další partneři pro offshore průzkum a rozvoj a pravděpodobně je najdou, ale nedostatek jasného daňového režimu značně zkomplikuje realizaci těchto projektů.

Jasným příkladem těchto potíží je projekt rozvoje pole Shtokman v Barentsově moři. Toto obří pole, které se nachází 600 kilometrů od pobřeží, bylo objeveno v roce 1988. V 90. letech 20. století ji ovládala společné podniky"Gazprom" a "Rosněfť"; v roce 2004 Rosněfť postoupila svůj podíl na projektu Gazpromu. Od počátku 90. let pokračují pomalá jednání s potenciálními zahraničními partnery se zájmem o vývoj Shtokmanu. V polovině roku 2000 Gazprom zintenzivnil proces vyjednávání se západními společnostmi, ale ruský plynárenský monopol byl při výběru partnerů velmi selektivní a požadoval pro sebe co nejvýhodnější podmínky. V roce 2006 Gazprom uvedl, že návrhy obdržené od západních společností ho neuspokojily. Bylo rozhodnuto ponechat kontrolu nad polem v rukou Gazpromu a přilákat západní společnosti výhradně jako dodavatele.

V důsledku dlouhého obchodu, který probíhal za účasti nejvyšších představitelů státu, podepsal Gazprom v roce 2007 smlouvy se dvěma dodavateli, Statoil a Total, které získaly 24 %. a 25 procent. u operátora projektu. Rozvoj ložiska však ještě nezačal. V roce 2008 vypukla světová finanční krize, která vedla k prudkému poklesu poptávky po plynu v Evropě. Mezitím ve Spojených státech, dalším potenciálním spotřebiteli plynu ze Shtokmanu, produkce břidlicového plynu prudce vzrostla a nákupy plynu ze zahraničí se snížily. Plyn z naleziště Shtokman, nevyhnutelně drahý, se tedy ukázal jako nekonkurenceschopný ještě předtím, než se začal vyrábět.

Po několika letech vyjednávání se západními společnostmi se vláda v létě 2011 konečně rozhodla poskytnout provozovateli pole úlevy na dani z nemovitosti, ale toto opožděné rozhodnutí samo o sobě nemůže udělat projekt Shtokman ziskovým. Leda dodatečné a větší měřítko daňové pobídky, investiční rozhodnutí o poli pravděpodobně nepadne. Nepříznivý daňový režim tak zůstává jedním z hlavních faktorů, které brání nastartování rozvoje oboru.

Gazprom ani jeho západní partneři si přitom nemohou dovolit oficiálně opustit projekt: na dosažení stávajících dohod bylo vynaloženo příliš mnoho úsilí a zejména pro Gazprom je udržení Shtokmana nad vodou otázkou prestiže. Společnosti místo toho pravidelně prohlašují, že jsou stále odhodlány k projektu, ale investiční rozhodnutí a tím i zahájení výroby se pravidelně o rok nebo dva zpožďují.

Mohou, když chtějí
Přestože byl projekt Shtokman odložen, francouzský Total nedávno získal 20procentní podíl v jiném velkém projektu v oblasti plynu. Projekt rozvoje pole Južno-Tambeyskoje a vybudování závodu na výrobu zkapalněného zemního plynu je známý jako Yamal LNG. Tento projekt ukazuje, že za určitých okolností je vláda schopna poskytnout ropným a plynárenským společnostem v krátké době nejvýhodnější zacházení, včetně daňové záležitosti.

Pole Južno-Tambejskoje se nachází na severu Jamalsko-něneckého autonomního okruhu. Na konci roku 2000 byl Yamal LNG, který vlastní licenci na toto pole, několikrát prodán a v roce 2009 se dostal pod kontrolu NOVATEK, největší ruské soukromé plynárenské společnosti.

Navzdory skutečnosti, že v oficiální strategii Gazpromu byl rozvoj oblasti Yuzhno-Tambeyskoye plánován na 2020, Novatek se rozhodl projekt urychlit. Spuštění první etapy LNG závodu s kapacitou 5,5 milionu tun ročně je plánováno na rok 2016 a další dvě etapy na roky 2017 a 2018. Reakce státu na projekt soukromé firmy se přitom výrazně lišila od běžné byrokratické byrokratické zátěže. Za poslední rok získal projekt Yamal LNG bezprecedentní vládní podporu. Vláda slíbila soukromé firmě Novatek 12 let daňové prázdniny podle NDPI. V nedávných výběrových řízeních pořádaných společností Rosnedra získala Novatek licence pro několik velkých polí v Yamalu, čímž se zvýšila zdrojová základna projektu. Novatek navíc může získat státní dotace na nákup LNG tankerů pro rozvoj těchto polí. Korunou štědrosti bylo poskytnutí exportního kanálu Novateku, který ve skutečnosti obcházel Gazprom.

Státní podpora Novateku se chronologicky shodovala s tím, jak se mezi jejími akcionáři objevil Gennadij Timčenko, spolumajitel obchodníka s ropou Gunvor a známý Vladimira Putina. Sám Timčenko popírá jakýkoli osobní důvod svého úspěchu v ruském komoditním byznysu. Po Timčenkově nákupu podílu ve společnosti Novatek v roce 2009 však podle zpráv z tisku nyní Timčenko a předseda představenstva společnosti Leonid Mikhelson vlastní balík jejích akcií blízko kontrolní 10, cena akcií se několikrát zvýšila. . Doposud nebývalá vládní podpora soukromého výrobce plynu se evidentně promítla do rychlého růstu hodnoty firmy.

Strategie a riziko
Zahraniční společnosti v Rusku zažili dvacet let státní lásku i státní hněv. Vzestup oligarchů v 90. letech sice ukončil režim PSA, ale otevřel cestu západním společnostem, které chtěly investovat do kapitálu ruských ropných a plynárenských struktur. Vzestup státního kapitalismu v Putinově éře donutil zahraniční společnosti hledat partnerství s Rosněftí a Gazpromem. Dosažení tohoto cíle se však ukázalo jako obtížné nejen kvůli ambicím ruských státních společností, ale také kvůli nadměrnému daňovému tlaku na ropný průmysl. Na konci roku 2000 přešel politický cyklus v sektoru ropy a zemního plynu do druhého kola. Stejně jako v 90. letech jsou na tom nejlépe ty soukromé společnosti, jejichž majitelé získali podporu státních představitelů.

Za těchto podmínek existují pro zahraniční společnosti dvě možnosti. Prvním je rozvoj spolupráce s Gazpromem a Rosněftí. Tyto dvě státní firmy budou moci v dohledné době spolupracovat s cizinci na megaprojektech, jako je například rozvoj arktického šelfu. Výměnou za to budou státní společnosti požadovat investice, technologie a aktiva mimo Rusko. Kromě toho se očekává, že zahraniční společnosti, především Gazprom, pomohou při realizaci jeho projektů plynovodů v Evropě. Například se zdá pravděpodobné, že německá Wintershall a italská Eni vstoupily do projektu Gazpromu South Stream z velké části proto, aby jim usnadnil přístup na pole v Rusku.

Druhou příležitostí pro zahraniční firmy je spolupráce se soukromými ruskými firmami. Jak ukazuje nedávná praxe, jsou to právě společnosti jako Novatek, které mohou dosáhnout daňových zvýhodnění pro své projekty rychleji a efektivněji než zdánlivě všemocný Gazprom. Total se připojil ke dvěma významným plynárenským projektům, Shtokman v partnerství s Gazpromem a Yamal LNG ve spolupráci s Novatek. Je pravděpodobné, že Yamal LNG se bude prodávat rychleji než Shtokman, každopádně za poslední rok dostal Novatek bezprecedentní státní podpora a Shtokman zůstal stát.

Druhou stranou mince ve spolupráci se soukromými společnostmi je závislost na jejich majitelích, respektive na jejich politických konexích, které jim umožňují namlouvat si stát. V historii ruského ropného a plynárenského sektoru došlo za posledních 20 let k mnoha vzestupům a pádům. Jukos, největší soukromá ropná a plynárenská společnost v zemi, byla zlikvidována během pouhých dvou let. Struktury, které v 90. letech úzce spolupracovaly s Gazpromem a získaly aktiva od plynárenského monopolu za výhodných podmínek, například Itera a Stroytransgaz, ztratily v roce 2000 podporu a byly nuceny vrátit většinu aktiv Gazpromu. Nedávno byl stíhán Michail Gutseriev, který od nuly vytvořil jednu z největších ropných společností, RussNeft, a v roce 2007 emigroval do Londýna a prodal RussNeft strukturám Olega Děripasky. Ale v polovině roku 2010 byla všechna obvinění proti Gutserievovi stažena, dorazil do Ruska a jako by se nic nestalo, vrátil se do vedení RussNeft.

Stejně jako před 10-15 lety jsou zahraniční firmy nuceny spoléhat na politický vliv svých partnerů. Spolupráce se státními podniky je sice politicky bezpečnější a otevírá přístup k významným projektům, ale realizace těchto projektů se může odkládat na roky. Sázka na soukromé společnosti, jejichž majitelé mohou využít jejich blízkosti k nejvyššímu politickému vedení, slibuje momentální přízeň státu, ale nezaručuje dlouhodobou podporu projektů, zejména v případě změny politického vedení nebo odchodu. svých ruských akcionářů z projektů.

Domů > Průvodce

Rozšíření přístupu zahraničních společností k účasti na projektech v sektoru ropy a zemního plynu

Doc. T.L. Weinbender, prdel. A.B. Fokina, Tsogu

Finanční krize donutil ruské vedení a firmy k střízlivějšímu posouzení možností domácí ekonomika včetně ropného sektoru. Pokud byl dřívější přístup zahraničních společností k ropným a plynovým polím všemi možnými způsoby omezen nebo minimalizován jejich účast na ruských projektech, nyní se naopak navrhuje rozšířit, a to i částečně finanční investice. Tento názor vyjádřil šéf Rosněftu Sergey Bogdanchikov. Rusko potřebuje změnit principy spolupráce se zahraničními firmami, domnívá se šéf Rosněfti. Za prvé, zahraniční společnosti účastnící se ruského projektu musí převzít projektové financování celého projektu, nikoli pouze svého podílu. Zadruhé musí zajistit, aby ruské společnosti vstoupily na trh své země. Zahraniční společnosti by se navíc měly podílet na vytváření servisní infrastruktury v Rusku. V současné době je v Rusku až 70 milionů tun ropy ročně (z celkového objemu 490 milionů tun ročně) produkováno zahraničními společnostmi prostřednictvím různé formyúčast. Podle odhadů Rosněfti je nedostatek investic do ruského ropného průmyslu asi 300 miliard dolarů.Bez dostatečných investic do tohoto odvětví je možné v příštích letech předpovídat pokles produkce na zhruba 450 milionů tun ropy ročně. Přitom při nutných investicích, včetně rozvoje nových nalezišť, lze v příštích letech predikovat nárůst produkce na 511 mil. t. Rozvoj ropného průmyslu, zvýšení produkce a rozvoj nových polí je nutné především rozvíjet offshore pole. Jedná se však o velmi nákladné projekty s vysokými náklady. Vyžadují proto přijetí zvláštního daňového systému. Daňové zatížení v odvětví ropy a zemního plynu je poměrně vysoká. V průměru je to 30-38 % z objemu prodeje a u některých oborů tato čísla překračuje. V srpnu 2009 finanční úřady lákaly federální rozpočet 254 miliard rublů To je pouze 17 miliard rublů. více, než průměrně inkasovali za měsíc v lednu až červenci letošního roku - 237 miliard rublů. Veškerý tento nárůst poplatků byl přitom zaúčtován výhradně daní z těžby nerostů (MET), která nyní zajišťuje 30 % výnosů do federální pokladny (druhý ukazatel po DPH). Pokud v průměru v lednu až červenci sbírka MET v ropné části činila 61 miliard rublů. za měsíc, pak v srpnu - 86 miliard rublů. Zjevným důvodem tohoto nárůstu je růst světových cen ropy, který nemá nic společného s protikrizovými programy ruských úřadů. Hlavním určujícím daňovým režimem pro zahraniční investory je daň z těžby nerostů a daň z příjmu. Je také nutné vzít v úvahu vývozní cla, která ve skutečnosti také jsou platba daně. Ostatní daně nemají zásadní vliv na finanční situaci společnosti. Sazba daně z těžby nerostů je určena vzorcem, který zohledňuje objem těžby, směnný kurz a cena uralské ropy v Evropě. V souladu s tím se s růstem cen ropy tato daň zvyšuje. Sazba byla stanovena tak, aby se vyloučil dopad možného prudkého kolísání cen vývozu na příjmy rozpočtu a ropných společností. ruská ropa a je aplikován s koeficientem charakterizujícím dynamiku světových cen ropy. V čem Sazba daně by měla být čtvrtletně upravována koeficientem charakterizujícím dynamiku světových cen ropy Ural. Hodnota vydobytých nerostů, ze kterých se vypočítává daň, se vypočítává zvlášť pro každý vytěžený nerost, nikoli pro celý druh, jak bylo dosud stanoveno.

Daň z těžby nerostů se vypočítává způsobem stanoveným v kapitole 26 „Daň z těžby nerostů“ daňového řádu Ruské federace. V postupu při výpočtu této daně však dochází k některým změnám. Ano, v souladu s federální zákon ze dne 18.08.2004 N 102-FZ od 1. ledna 2005 je uplatněna základní sazba daně z ropy ve výši 419 rublů. za tunu (místo předchozí sazby 347 rublů). Stanovená sazba daně je přitom násobena koeficientem charakterizujícím dynamiku světových cen ropy (Kc) a koeficientem charakterizujícím stupeň vyčerpání konkrétní oblasti podloží (Cb).

Koeficient charakterizující dynamiku světových cen ropy se vypočítá pomocí vzorce 1:

kde C je průměrná cenová hladina uralské ropy za zdaňovací období v amerických dolarech za 1 barel;

P - stanovená průměrná hodnota za zdaňovací období amerického dolaru vůči ruskému rublu centrální banka Rusko;

15 - minimální cena za 1 barel ropy použitá ve vzorci pro výpočet sazby poplatku (konstantní hodnota), USD;

29,0 - směnný kurz amerického dolaru vůči ruskému rublu (konstantní hodnota použitá ve jmenovateli vzorce), rub.

Koeficient Kc se při výpočtu postupem uvedeným v tomto odstavci zaokrouhluje na 4. číslici nahoru podle aktuálního postupu zaokrouhlování. Pokud je stupeň vyčerpání zásob určité oblasti podloží větší nebo roven 0,8 a menší nebo roven 1, Kv koeficient se vypočítá podle vzorce 2:

Kv = 3,8–3,5 x (N/V)

kde N je množství kumulované těžby ropy v konkrétní oblasti podloží (včetně produkčních ztrát) podle státní bilance zásob nerostů schválené v roce předcházejícím zdaňovací období; V - počáteční vytěžitelné zásoby ropy schválené v v pravý čas se zohledněním přírůstku a odpisu zásob ropy (kromě odpisu zásob vyrobené ropy a produkčních ztrát) a stanovena jako součet zásob kategorií A, B, C1 a C2 pro konkrétní parcelu podloží v r. v souladu s údaji státní bilance zásob nerostných surovin k 1. 1. 2006 . V případě, že stupeň vyčerpání zásob konkrétní parcely podloží přesáhne 1, použije se koeficient Kv rovný 0,3. V ostatních případech se koeficient Kv považuje za rovný 1. Míru vyčerpání zásob konkrétního podloží (Dv) vypočítá poplatník samostatně na základě údajů schválené státní bilance zásob nerostů (vzorec 3):

St = N/V

Přitom počáteční vytěžitelné zásoby ropy schválené předepsaným způsobem s přihlédnutím k navýšení a odpisu zásob ropy (s výjimkou odpisu vyrobených zásob ropy a ztrát z výroby) se stanoví jako součet zásob kategorií A, B, C1 a C2 pro konkrétní parcelu podloží podle údajů státní bilance zásob nerostných surovin k 1.1.2006. Přispěl daňové změny odrážejí naléhavé potřeby ropného a plynárenského komplexu, ale tyto změny nejsou systémové povahy. V důsledku toho je podle Sergeje Šmatka, šéfa ministerstva energetiky, kvůli stávající fiskální zátěži nerentabilní rozvíjet 36 % prozkoumaných zásob a 93 % nových ložisek. Problém vyhýbání sedvojí zdanění.Je upraveno především na základě bilaterálních mezinárodních smluv mezi Ruskem a cizími státy o vyhýbání se dvojí zdanění a předcházení daňovým únikům z příjmů a majetku. V předpisy daňový úřad konkrétně stanoví, že v případě rozporu mezi ustanoveními vnitrostátních právních předpisů a předpisů mezinárodní smlouva budou aplikovány normy mezinárodní smlouvy, která odpovídá Ústavě Ruské federace. V případech, kdy se místo bydliště právnické osoby a místo odvozování příjmů liší, může nastat situace, kdy oba státy mají daňovou jurisdikci pro stejný příjem stejné právnické osoby (tj. situace dvojího zdanění) . Aby se tomu zabránilo, umožňuje stát na základě dvoustranné smlouvy zahraničním právnickým osobám podnikat ekonomická aktivita na svém území prostřednictvím stálé provozovny použít jako zápočet proti daním ze zisků a příjmů stejnou daň zaplacenou druhému smluvnímu státu toho druhého právnická osoba. Postup při vynětí z dvojího zdanění je upraven příslušným návodem. Postavení zahraničních investic v ruském ropném a plynárenském komplexu je značně rozporuplné. Na jedné straně může člověk nabýt dojmu, že v ropném a plynárenském komplexu Ruské federace byly vytvořeny neúnosné podmínky pro nerezidenty. Odebírají se licence a vklady, vytlačuje se byznys. Cizinci byli nabízeni jako menu: směna aktiv, role menšinových akcionářů v kapitálu hlavních společností, funkce dodavatelů ruských společností v velké projekty, nutnost vzít v úvahu nevyhnutelnost dominance ruských státních společností a jejich touhu zvlášť nerozdělovat příjmy. Příslušná legislativa - o tzv. strategických sektorech ao podložích federálního významu - byla ve své konečné podobě přijata na jaře 2008, kdy ceny ropy ještě rostly. Na druhé straně pokračují aktivní investice do ropných a plynárenských projektů na ruském území a probíhají jednání o spolupráci. Například indická ropná a plynárenská společnost Oil and Natural Gas Corp. jedná s Gazpromem a Rosněftí o koupi podílů v ropných a plynových projektech v Rusku. ONGC je největší ropnou společností v Indii a dlouhodobě projevuje zájem o „účast“ na rozvoji projektu Sachalin-3 a polí v povodí Timan-Pechora. Indické straně se nebrání podílet se na rozvoji největších zásob plynu v Jamalu. Stát je také připraven zavést pobídky pro daň z těžby nerostů a vývozní clo za účelem uzavření nových smluv se zahraničními investory na rozvoj zásob plynu v Jamalu. Není vyloučena možnost vynulování sazby daně z těžby nerostů. Dokonalostsystémyzdanění jako nástroj k přilákání zahraničních investorů do ropného a plynárenského komplexu Ruské federace by mělo být zaměřeno na řešení následujících úkolů:

přitahování investic do vyhledávání a rozvoje nových ložisek; zajištění udržitelných daňových příjmů; zachování a racionální využívání rezerv rozvinutých polí; stažení přebytečných zisků a regulace podílu na zisku zbývajících ropným a plynárenským společnostem.

Daňový systém je třeba překonfigurovat tak, aby stimuloval rozvoj výroby z malých, vyčerpaných polí a využívání nevyužitých vrtů. V současné době dochází ke změnám z hlediska preferencí rozvoje nových nalezišť plynu na Dálný východ, ve východní Sibiři, podél nového potrubního systému. A pro „malé a sirotky“ se téměř nic neudělalo. Pro plnění funkce technologické a finanční lokomotivy ekonomiky jsou pro ropný a plynárenský komplex důležitá nejen daňová, ale i politická a ekonomická opatření. Je také nutné schvalovat a propagovat vlastní značky služeb a přes ně objednávat zařízení, dávat jim zakázky. Spojenectví s high-tech západními partnery jsou možné a nezbytné. Literární prameny 1. V. Visloguzov. Daně leží na dně krize // noviny Kommersant č. 173 (4228) ze dne 18.09.2009 2. Materiály stránky časopisu "Oil and gas vertical",www. ngv. en 3. Materiály webových stránek časopisu "World Energy",www. světová energie. en 4. Materiály webu "Daň kodexu Ruské federace», /

1. Návrh ze dne 11. listopadu 2008

   abstraktní

   Návrh dlouhodobé prognózy vědeckotechnického rozvoje Ruské federace (do roku 2025) byl jeho zpracovateli předložen na jednání koordinační skupiny a v současné době je v souladu s připomínkami dokončován.

2. Návrh strategie sociálně-ekonomického rozvoje Kaliningradské oblasti pro střednědobý a dlouhodobý obsah

   Dokument

   Kapitola 3. Komplexní socioekonomický rozvoj Kaliningradská oblast v rámci implementace základního scénáře: prioritní oblasti („motory růstu“) a modernizace dalších oblastí života (odvětví)

3. Program rozvoje ropného a plynárenského sektoru v Republice Kazachstán na rok 2010 2014 Astana, 2010

   Program

   3.4. analýza současné politiky státní regulace rozvoje odvětví včetně popisu stávající regulace právní rámec, současná praxe a výsledky realizace opatření k zajištění voj