Опыт освоения нефтегазовых ресурсов Норвегии является успешным примером для других стран, где имеются серьезные запасы углеводородов: качественное развитие нефтегазового комплекса произошло за очень короткий промежуток времени и стало играть решающую роль в экономике страны. Значительных успехов в отрасли удалось добиться благодаря эффективной политике государственного регулирования. В этой связи данная статья посвящена рассмотрению основных составляющих системы государственного регулирования разработки нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе Норвегии и их базовых принципов. Речь, в частности, идет о прямом участии государства в геологоразведке, добыче и транспортировке углеводородов через Прямой государственный финансовый интерес, политике налогообложения и лицензирования нефтегазовой деятельности в Норвегии.
До обнаружения нефтегазовых ресурсов Норвегия представляла собой страну, где были развиты рыболовство и рыбная промышленность, цветная металлургия, а также судостроение [6]. С начала 1960-х гг. возрастающее значение в экономике Норвегии начинают иметь нефтегазовые ресурсы, обнаруженные на континентальном шельфе Северного моря. Поиск и эксплуатация углеводородов начинают сопровождаться повышенным интересом со стороны таких зарубежных компаний, как «Шелл», «Тоталь», «Эксон Мобил». В 1962 г. американская компания «Филлипс Петролеум» подаёт первую заявку на проведение разведывательных работ на норвежском континентальном шельфе, а в 1969 г. открывает первое нефтяное месторождение в Северном море – «Экофиск», которое становится началом новой «нефтяной» эры в Норвегии [1].
В 1970-х гг. государство провозглашает принцип, в соответствии с которым все ресурсы на шельфе «принадлежат норвежскому народу и должны быть использованы во благо нынешнего и будущих поколений» [2]. «Функционирование нефтегазового комплекса призвано обеспечивать страну доходами и способствовать повышению благосостояния её граждан, общей занятости населения, осуществлению эффективной экономической политики, а также стимулировать индустриальное развитие Норвегии, учитывая при этом интересы регионов» [2].
Сегодня развитие нефтегазового комплекса в Норвегии отвечает всем вышеобозначенным задачам. В 2020 г. на долю нефтегазового сектора приходится 10 % ВВП, 10 % всех доходов государства, а также 20 % всех экспортных поступлений [20].
Динамика доли доходов от нефтегазовой деятельности с 1971 по
2019 гг. в ВВП, доходах государственного бюджета и экспортных поступлениях представлена на Рисунке 1 [16].
РИС. 1 Доля НГК в ВВП, экспортных поступлениях и доходах государственного бюджета Норвегии в 1971 – 2019 гг. [16]
Именно благодаря доходам от нефтегазовой деятельности Норвегия сегодня является высокоразвитой страной, характеризующейся открытой экономикой, ориентированной на экспорт. В 2018 г. она заняла первое место
в рейтинге стран с самым высоким уровнем индекса человеческого развития [19], при расчете которого учитываются уровень образования, средняя продолжительность жизни, объем валового национального продукта на душу населения. В целом показатели благосостояния Норвегии очень высоки
в сравнении с другими странами.
В 1990 г. для аккумулирования доходов от нефтегазовой деятельности был учреждён Государственный пенсионный фонд (далее – ГПФ) Норвегии (ранее именовавшийся как Нефтяной фонд). Его основными целями являются сглаживание краткосрочных колебаний валютных поступлений от экспорта нефти и газа, а также обеспечение и постоянное повышение общественного благосостояния, выраженное в финансировании растущих расходов на выплаты пенсий по старости и инвалидности и затрат на медицинские услуги.
По состоянию на середину 2020 г. стоимость активов фонда составляет свыше 10, 68 млрд норвежских крон [10] и более, чем вдвое превосходит ВВП страны. В настоящее время это крупнейший суверенный фонд в мире [11]: он пополняется за счёт налогов от нефтегазовой деятельности, доходов от ПГФИ, дивидендов компании «Эквинор», а также доходов от инвестиций фонда [12].
В отношении использования средств фонда действуют очень строгие правила: их нельзя инвестировать в национальную экономику, так как в этом случае фонд превратится в дополнительный источник государственных расходов. Правительство может тратить на внутренние нужды до 4 % от стоимости фонда ежегодно. Как следствие, государственные финансы становятся менее зависимы от колебаний цен на нефть, чем в других богатых углеводородами странах.
Значительных успехов в развитии нефтегазовой отрасли Норвегии удалось добиться благодаря эффективной политике государственного регулирования, основанной на строгом административном лицензировании нефтегазовой деятельности, постоянном государственном контроле за освоением ресурсов, а также гибкой системе налогообложения.
Крупнейшей энергетической компанией Норвегии, ведущей добычу нефти, газа, а также активно развивающей проекты в области ВИЭ, является «Эквинор» (до 16 марта 2018 г. – «Статойл»). Государственная доля
в акционерном капитале компании достигает 67 %. Число занятых составляет более 21 тыс. человек [7]. «Эквинор» обеспечивает около 70% шельфовой добычи углеводородов в стране [8]. Добыча ведётся на месторождениях «Глитне», «Гуллфакс», «Хейдрун», «Хюлдра», «Кристин», «Квитебьерн», «Миккель», «Норн», «Ормен Ланге», «Усеберг», «Слейпнер», «Снурре», «Снёвит», «Статфьорд», «Сигна», «Тордис», «Тролль», «Веслефрикк», «Вигдис», «Висунд», «Вольве» и «Асгард», «Ааста Ханстен».
Кроме владения значительной долей в акционерном капитале «Эквинора», государство напрямую участвует в геологоразведке, производстве и транспортировке нефтегазовых ресурсов на норвежском континентальном шельфе через Прямой государственный финансовый интерес (далее – ПГФИ).
С экономической точки зрения ПГФИ означает возможность непосредственного участия государства в процессах управления нефтегазовыми проектами: государство инвестирует средства и получает от каждого проекта соответствующую часть валового дохода, которая направляется в государственный бюджет [9] . На доходы от ПГФИ приходится порядка 40% всех нефтегазовых доходов государства (См. Рис 2) [21].
Управлением ПГФИ занимается компания «Петоро». «Петоро» не является в классическом понимании нефтегазовой компанией, поскольку не ведет никакой операционной деятельности, она лишь выступает доверительным управляющим долями ПГФИ в лицензиях на норвежском континентальном шельфе. Государство несёт ответственность за все обязательства «Петоро» по заключенным договорам и по иным обязательствам. Реализация на рынке доли нефти и газа, принадлежащей
в соответствии с лицензионным соглашением «Петоро», осуществляется компанией «Эквинор».
В распоряжении «Петоро» находится практически одна треть всех нефтегазовых запасов Норвегии. «Петоро» участвует в 202 лицензиях,
35 разрабатываемых месторождениях и 18 совместных предприятиях (СП), которые владеют трубопроводами и объектами по переработке нефти и газа
в Норвегии [18]. В 2018 г. чистая прибыль «Петоро» составила 120 млрд норвежских крон, в 2019 г. – 96 млрд норвежских крон, а в первой половине 2020 г. – 34 млрд норвежских крон.
РИС. 2 Доходы Норвегии от нефтегазовой деятельности в период
с 1975 г. по 2020 г. [21]
Основным принципом налогообложения нефтегазовой деятельности
в Норвегии является взимание налога с прибыли, а не с выручки – как это происходит в России (см. Табл. 1). Такой подход способствует разработке как новых месторождений, где еще не создано никакой инфраструктуры для добычи, так и значительно выработанных месторождений, где требуются сложные дорогостоящие технологии для поддержания добычи на текущем уровне.
Налог на прибыль (22%) взимается с прибыли от продажи углеводородов, которая образуется после вычета из выручки затрат на геологоразведку и научно-исследовательские работы, а также амортизации, платы за выбросы CO2, лицензионного сбора и операционных расходов.
Специальный налог на нефтяную деятельность (56%) взимается с той же расчетной базы, что и налог на прибыль, только из прибыли вычитается еще и аплифт – дополнительная амортизация на оборудование для добычи углеводородов на шельфе, а также трубопроводы, по которым нефть и газ поступают на берег. Ставка аплифта составляет 20,8 % от капитальных вложений в шельфовую инфраструктуру и учитывается в течение четырех лет‚ начиная с первого года амортизации операционных активов (то есть 5,2% ежегодно) [17] .
Через аплифт государство дает возможность инвестору осуществлять ускоренный возврат инвестиций посредством предоставления ему права на учет в составе расходов суммы большей, чем фактически понесенные компанией расходы.
ТАБЛ. 1 Расчет налогооблагаемой базы нефтегазовой деятельности Норвегии
Источник: составлено автором на основе данных [17]
С самого начала развития нефтегазовой отрасли Норвегия отдает предпочтение конкурсному способу выдачи лицензий, основанному на принципе состязательности и позволяющему решать правительству, какие компании и на каких условиях будут работать на шельфе Норвегии. Такая система получила название административное лицензирование.
Выбор компании-недропользователя в рамках лицензионных раундов основывается на оценке финансовых, трудовых, технических характеристик недропользователя и его готовности внести вклад в социально-экономическое развитие регионов, а не на принципе «кто больше заплатит».
В Норвегии существуют два типа лицензионных раундов [13]:
- «номерные» лицензионные раунды, в рамках которых выставляются участки в наименее изученных и освоенных, но в то же время наиболее перспективных с точки зрения обнаружения крупных запасов районах шельфа. «Номерные» лицензионные раунды проводятся раз в два года и включают пограничные части норвежского шельфа [14].
- лицензионные раунды, в рамках которых предлагаются блоки
в наиболее изученных районах, прилегающих к уже существующей или планирующейся инфраструктуре норвежского континентального шельфа – APA (awards in predefined areas) – в «предварительно определенных районах» [14]. Они проводятся ежегодно.
По итогам лицензионного раунда в «предварительно определенных районах», объявленного Министерством нефти и энергетики 9 мая 2018 г.
(далее – APA 2018), 83 лицензии были распределены между 33 компаниями (37 – в Северном море, 32 – в Норвежском, 14 – в Баренцевом) [14]. В ходе APA 2018 площадь предлагаемых блоков была расширена на 47 в Норвежском море и 56 – в Баренцевом по сравнению с APA 2017 г. [14]
29 мая 2019 г. Министерство нефти и энергетики объявило очередной лицензионный раунд в «предварительно определенных районах» (далее –APA 2019) [15]. Лицензионная площадь была расширена на 5 новых блоков
в Северном море, 37 новых блоков в Норвежском море и 48 новых блоков
в Баренцевом море. Российская нефтяная компания – ПАО «Лукойл» – провела технико-экономическое обоснование выявленных новых перспективных объектов в Баренцевом море и 27 августа 2019 г. подала заявку на участие в лицензионном раунде APA 2019, однако по итогам лицензионного раунда компания не получила лицензию. Всего подали заявки 33 компании [15].
В июне 2020 г. был объявлен новый лицензионный раунд APA 2020,
в ходе которого компаниям необходимо подать заявки в срок до 22 сентября 2020 г. После этого должна производится оценка заявок, а окончательное решение будет принято в 2021 г.
21 июня 2017 г. Министерство нефти и энергетики объявило о 24-ом «номерном» лицензионном раунде, в ходе которого было выставлено 102 блока: 9 – в Норвежском и 93 – в Баренцевом море [13]. По результатам лицензионного раунда всего было выдано 12 лицензий, 3 из которых – на добычу в Норвежском море и 9 – в Баренцевом море.
Стоит отметить, что система административного лицензирования сыграла решающую роль в формировании нефтесервисной отрасли
в Норвегии. Так, до вступления Норвегии в Единое экономическое пространство в 1994 г. Министерство нефти и энергетики в рамках лицензионных раундов обязывало все нефтегазовые компании, работающие на норвежском континентальном шельфе, в обязательном порядке привлекать к исполнению лицензионных соглашений норвежские вспомогательные предприятия, что позволило создать в Норвегии конкурентоспособную на мировом рынке нефтесервисную отрасль.
Доля норвежских компаний в поставках оборудования для национальных нефтегазовых проектов начала неуклонно расти: в 1975 г. она составляла 28 %, в 1982 г. – 55 %, в начале 1990-х гг. – 75 %., в 2017 – 85% (См. Рис. 3).
РИС. 3 Доля норвежских предприятий в поставках оборудования для нефтегазовых проектов на территории Норвегии [3]
На сегодняшний день доля норвежского участия по разработке месторождений может достигать 90%.
Благодаря политике протекционизма в отношении норвежских подрядчиков в течение 20 лет Норвегия превратилась в крупного мирового экспортёра оборудования, технологий и услуг для разведки и разработки шельфовых месторождений нефти и газа, расположенных в районах с суровыми климатическими условиями [5]. Поставщиками оборудования и услуг для нефтегазового комплекса Норвегии являются такие известные нефтесервисные предприятия, как норвежская инжиниринговая компания «Акер Солюшенс», «Сидрилл», «Одфьель Дриллинг» [4].
Именно эффективная стратегия государственного регулирования позволила и до сих пор позволяет Норвегии добиваться столь высоких показателей развития нефтегазового комплекса, а также нефтесервисной индустрии. Действующая система налогообложения в сочетании с обязательным участием «Петоро» в разработке месторождений на норвежском континентальном шельфе обеспечивает бюджету значительные поступления доходов от нефтегазовой деятельности, делая при этом разработку шельфа привлекательной для компаний-недропользователей, даже несмотря на высокую совокупную ставку налогообложения в 78%. Государство берет на себя риски в отношении возможных убытков при геологоразведке и превышении затрат при разработке новых месторождений, а также позволяет нефтегазовым компаниям осуществлять ускоренный возврат инвестиций через аплифт.
Конкурсный порядок допуска компаний к разработке континентального шельфа Норвегии позволяет добиться государству сбалансированного исследования шельфа, начиная от мелких и средних, коммерчески непривлекательных запасов до крупных и прибыльных участков, обеспечивая наиболее эффективный способ разработки месторождений, максимальный уровень извлечения ресурсов, а также наибольший вклад в социально-экономическое развитие страны в целом и добывающих регионов в частности.
Именно поэтому рассмотрение системы государственного регулирования нефтегазового комплекса Норвегии является весьма актуальным для России, где нефтегазовый комплекс также, как и в Норвегии, является фундаментом российской экономики и основой бюджетной системы страны, однако в функционировании которого имеется ряд существенных недостатков, которые мешают ему достичь максимальных показателей эффективности.
Литература:
1. Белякова М. Ю. Роль политики выдачи лицензий в нефтегазовом комплексе в формировании конкурентоспособной нефтесервисной отрасли в Норвегии [Электронный ресурс] //. – Режим доступа: http://tavr.science/stat/2016/02/Belyakova.pdf
2. Белякова М. Ю., Швец Н. Н. Основные принципы функционирования системы административного лицензирования в нефтегазовом комплексе Норвегии [Электронный ресурс] //. – Режим доступа: http://www.vestnik.mgimo.ru/sites/default/files/pdf/011_ekonomika_shvecnn_belyakovamyu.pdf
3. Воробьева Т. А. Роль государства в обеспечении рационального освоения национальных природных энергоресурсов: опыт Норвегии [Электронный ресурс] //.
4. Обзор состояния экономики и основных направлений внешнеэкономической деятельности Норвегии за 2014 г. [Электронный ресурс] // Торговое представительство Российской Федерации в Королевстве Норвегии. – Осло. – 2015. – Режим доступа: http://www.rusnorge.com
5. Рогинский С. В. История развития нефтяной промышленности Норвегии 1962–2000: дис. ... канд. ист. наук: 07.00.03. − Москва, 2001. − С.194.
6. Рогинский С. В. Формирование модели государственного регулирования топливно-энергетического комплекса (На примере ТЭК Норвегии): дис. … канд. экон. наук: 08.00.05. − Москва, 2001.
7. Equinor [Electronic resorce] //. – Mode of access: https://www.equinor.com/en/about-us.html#equinor-in-brief
8. Equinor [Electronic resorce] //. – Mode of access: https://www.equinor.com/en/what-we-do/fields-and-platforms.html
9. Noreng 0. The oil industry and government strategy in the North Sea. – London. Groom Helm. 1980. P. 170
10. Norges Bank Investment Management [Electronic resource] //. – Mode of access: https://www.nbim.no/en/
11. Norges Bank Investment Management [Electronic resource] //. – Mode of access: https://www.nbim.no/en/the-fund/
12. Norges Bank Investment Management [Electronic resource] //. – Mode of access://www.nbim.no/en/investments/
13. Norwegian Petroleum Directorate [Electronic resource] //. – Mode of access: https://www.npd.no/en/facts/production-licences/licensing-rounds/
14. Norwegian Petroleum Directorate [Electronic resource] //. – Mode of access: https://www.regjeringen.no/en/aktuelt/record-number-of-awards-in-predefined-areas-2018/id2625506/
15. Norwegian Petroleum Directorate [Electronic resource] //. – Mode of access: https://www.npd.no/en/facts/news/general-news/2019/announcement-of-awards-in-predefined-areas-apa-2019/
16. Norwegian Petroleum: Norway’s petroleum history [Electronic resource] //. – Mode of access: http://www.norskpetroleum.no/en/framework/norways-petroleum-history/
17. Norwegian Petroleum. The Petroleum tax system [Electronic resource] //. − Mode of access: http://www.norskpetroleum.no/en/economy/petroleum-tax/
18. Petoro, SDFI facts [Electronic resource] //. – Mode of access: https://www.petoro.no/about-petoro/sdfi-facts
19. Statistical Update 2018: Human Development Indices and Indicators [Electronic resource] //. – Mode of access: http://www.hdr.undp.org/en/2018-update
20. The Government's revenues [Electronic resource] //. – Mode of access: http://www.norskpetroleum.no/en/economy/governments-revenues/
21. The Norwegian Petroleum Sector. Facts 2014 //. – Mode of access: https://www.regjeringen.no/globalassets/upload/oed/pdf_filer_2/faktaheftet/fakta2014og/facts_2014_nett_.pdf
