Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 12
|
СОДЕРЖАНИЕ
1.1. Отраслевые промышленные комплексы как экономическое явление
8
1.2. Правовая организация отраслевых промышленных комплексов как юридическая категория
.. 10
ТЕМА 2. ОСОБЕННОСТИ РЕФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
.. 36
В СВЯЗИ С ПЕРЕХОДОМ К РЫНОЧНОЙ ЭКОНОМИКЕ.
36
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
.. 36
2.1. Особенности приватизации государственных предприятий нефтегазодобывающего комплекса
.. 36
2.2. Тенденции развития нефтегазодобывающего комплекса на современном этапе
.. 43
2.3. Оценка результатов трансформации нефтегазодобывающего комплекса
46
ТЕМА 3. ХОЗЯЙСТВУЮЩИЕ СУБЪЕКТЫ
.. 51
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА
. 51
ТЕМА 4. ПРАВОВОЙ РЕЖИМ ИМУЩЕСТВА ХОЗЯЙСТВУЮЩИХ СУБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА
. 67
4.1. Понимание имущества и правового режима имущества как юридических категорий
.. 67
4.2. Правовой режим имущественного комплекса
.. 69
ТЕМА 5. ГОСУДАРСТВО И ХОЗЯЙСТВУЮЩИЕ СУБЪЕКТЫ
.. 116
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА
. 116
Проведение экологической экспертизы
.. 127
Определение зон экологического риска
. 127
Безопасное ведение работ
. 127
ТЕМА 6. ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ В ПОЛЬЗОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
150
1. Основные правовые режимы предоставления недр в пользование
.. 150
2. Проблемы развития лицензионной системы недропользования в России
156
3. Предоставления прав пользования недрами по Проекту федерального закона «О недрах»
.. 164
ТЕМА 7. ПРАВОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ПОИСКОВ, РАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
. 172
1. Геологоразведочные работы
... 173
2. Государственная экспертиза запасов полезных ископаемых.
178
3. Промышленная разработка нефтяных и газовых месторождений.
182
4. Экологические требования при разработке месторождений нефти и газа.
187
5. Консервация и ликвидация скважин.
194
ТЕМА 8. ПРАВОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ И ГАЗА
202
1. Общая характеристика системы трубопроводного транспорта России
202
2. Нормативно-правовая база транспортировки нефти и газа
.. 210
3. Доступ к системам магистральных трубопроводов
.. 214
4. Договор транспортировки нефти по магистральному нефтепроводу
.. 219
ТЕМА 9. НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
.. 233
1. Теоретические аспекты формирования эффективной системы налогообложения нефтегазодобычи.
233
2. Специальные налоги в нефтегазодобывающей отрасли.
240
3. Налог на добычу полезных ископаемых.
247
3.2. Объекты налогообложения.
249
Современные тенденции развития России выдвигают новые требования к организации отечественной промышленности, диктуют необходимость ее своевременного реформирования и модернизации с целью достижения максимального экономического эффекта. Роль права в этом процессе далеко не последняя, можно даже сказать, одна из ведущих. Поэтому приоритетные направления развития современной юридической науки, на наш взгляд, должны включать исследования в области как правовой организации промышленности в целом, так и ее отраслевых комплексов. Отраслевые промышленные комплексы входят в социально-экономическую систему большинства стран, в том числе и России. Интерес авторов настоящей работы именно к нефтегазодобывающему промышленному комплексу вызван несколькими причинами. Во-первых, экономика нашего государства, несмотря на более чем десятилетнюю историю экономических и структурных преобразований, формируется преимущественно за счет сырьевых ресурсов. Основу его благосостояния и процветания, положение в мире и геополитические возможности определяют природные богатства, их добыча и переработка. Важнейшими из ресурсов, которыми наделена Россия, является нефть и газ. Ее перспективные и прогнозные запасы оцениваются в 62,7 млрд. т, что составляет 13% всех имеющихся на земле запасов. Во-вторых, в российской экономике нефтегазодобывающей промышленности принадлежит одна из ведущих ролей. Если на долю всего топливно-энергетического комплекса приходится 20% ВВП, то нефтегазовой промышленности (добыча и переработка) принадлежит половина – около 10% ВВП. Исключительная роль нефтегазодобывающего промышленного комплекса заключается еще и в том, что он выполняет функцию энергоснабжения системы производства и обращения продукции и услуг, системы жизнеобеспечения населения и системы государственных институтов; обеспечивает доходную часть бюджета средствами, необходимыми для финансирования государственных расходов, в том числе – на погашение и обслуживание государственного долга; обеспечивает страну валютными ресурсами. В-третьих, деятельность хозяйствующих субъектов нефтегазодобывающего промышленного комплекса связана с использованием природных ресурсов, принадлежащих всему российскому народу, а, следовательно, как никакая другая, должна быть направлена на обеспечение его блага. Это объясняет повышенные требования к государственным органам власти в области правового регулирования отношений, возникающих в связи с пользованием недрами, добычей и реализацией природных ресурсов, а также создания системы государственного управления нефтегазодобывающим промышленным комплексом, включая правовые средства. В-четвертых, нефтегазодобывающий промышленный комплекс всегда был лидером отечественных преобразований, о чем свидетельствует исторический опыт его развития. На протяжении многих лет государство пытается найти оптимальный вариант правовой организации нефтегазодобывающего промышленного комплекса. В нашей стране этот процесс не является завершенным. Целями настоящего учебного пособия являются: - повышение уровня правовой культуры и информированности будущих специалистов о правовой организации нефтегазодобывающего промышленного комплекса; - содействие формированию более совершенных специальных знаний о нефтегазодобывающем промышленном комплексе, его экономической и правовой организации. Для достижения обозначенных целей авторами раскрыто содержание основных нормативных правовых актов, составляющих правовую основу обеспечения надлежащего развития и функционирования нефтегазодобывающего промышленного комплекса; показаны политико-экономическое и общесоциальное значение нефтегазодобывающего промышленного комплекса, последствия приватизации предприятий нефтегазодобывающего промышленного комплекса, освещены основные требования законодательства к деятельности нефтегазодобывающих хозяйствующих субъектов на этапах поисков, разведки, добычи, транспортировки нефти и газа, современные проблемы правового регулирования отношений недропользования, а также необходимость объемного, добротного, системного регулирования общественных отношений, возникающих в нефтегазодобывающем промышленном комплексе (переход от текущего регулирования отдельных сторон деятельности хозяйствующих субъектов нефтегазодобывающего промышленного комплекса к единой, и в достаточной мере унифицированной системе правового регулирования). Принципиально важным является рассмотрение в учебном пособии нефтегазового законодательства не в качестве узковедомственных нормативных актов, а как комплексного межотраслевого правового массива, признанного обеспечить правовое регулирование общественных отношений в нефтегазодобывающем промышленном комплексе. 1. Нефтегазодобывающий промышленный комплекс (далее – НГДПК) относится к отраслевым промышленным комплексам, объективно сложившимся и функционирующим в экономике нашей страны. Главной особенностью отраслевых промышленных комплексов является то, что они, в отличие от других типов промышленных комплексов, образуются из хозяйствующих субъектов одной отрасли промышленности[1]
, т.е. осуществляющих в качестве основной какой-то однородный вид деятельности (изготовление однородной продукции или выполнение определенной части процесса формирования конечных изделий различных видов и различного назначения), например, добыча нефти, тем самым обладающих общностью производимой продукции, технологий и обеспечивающих (удовлетворяющих) одинаковые потребности народного хозяйства. 2. В отношении природы отраслевых промышленных комплексов в экономической науке сделан ряд существенных выводов. Во-первых, возникновение отраслевых промышленных комплексов, как и появление отраслей промышленности, связано с существующим в экономике общественным разделением труда, которое позволило «специализировать труд на изготовлении одного изделия, детали, ее части, выполнении технологических операций или функций»[2]
, дало возможность повысить производительность труда и рост объемов выпуска определенной продукции. Во-вторых, источником формирования отраслевых промышленных комплексов служат исторически сложившиеся группировки предприятий, либо вновь складывающаяся группа предприятий, осуществляющих однородный вид деятельности. При этом необходимо учитывать, что не всякая совокупность родственных специализированных предприятий способна образовать отраслевой промышленный комплекс. Нужно, чтобы осуществляемая ими деятельность принципиально отличалась от характера деятельности, осуществляемой другими хозяйствующими субъектами, и обладала крупными масштабами производства с точки зрения потребностей народного хозяйства и населения. В-третьих, состав того или иного отраслевого промышленного комплекса обладает определенной степенью условности, т.к. наличие выделенных в экономической науке признаков отрасли промышленности, по убеждению многих авторов, «не позволяет выделить отрасли и входящие в них предприятия однозначным образом»[3]
. В-четвертых, отраслевые промышленные комплексы являются сложными экономическими системами, и им, как любым системам, свойственно изменяться в пространстве и во времени. Изменение состава, содержания, территориальной принадлежности отраслевых промышленных комплексов связано с характерным для современной промышленности развитием общественного разделения труда и научно-технического прогресса, в результате которых происходит интенсивное формирование, выделение и обособление новых отраслей и производств. В-пятых, отраслевые промышленные комплексы являются частью экономики страны в целом, «задействованными в материальном производстве ее единого народнохозяйственного комплекса»[4]
. Они, в свою очередь, могут являться элементами более крупных промышленных образований. 3. Существующие в экономике России отраслевые промышленные комплексы исключительно многообразны. Они отличаются: экономическими и природными условиями формирования; транспортно-географическим положением относительно источников сырья, топливно-энергетических ресурсов и мест потребления готовой продукции; масштабами, специализацией и структурой производства; уровнем развития, степенью зрелости; особенностями организации производства и др. признаками. 1. Термин «правовая организация» достаточно распространен в современной юридической литературе, о чем свидетельствуют названия многих работ[5]
. При этом в самих работах, как правило, отсутствует толкование, разъяснение того, что авторы понимают под данной категорией, каково, на их взгляд, ее содержание и границы. Мы предлагаем подойти к категории «правовая организация» с позиций существующей в науке теории организации. 2. Обращение к специальной литературе сразу дает понять, что «применение термина “организация”[6]
в науке и практике настолько же обыденно, насколько и многообразно»[7]
. Он используется в оборотах, отражающих и раскрывающих самые разнообразные области жизни. Между тем в понимании категории «организация» присутствует некая общность, позволяющая определить спектр общепринятых представлений и применений, в основе которого лежит накопленный, систематизированный и хранимый людьми организационный опыт, оформленный в научные концепции организации. В частности, большинство исследователей склоняются к признанию триединства сущности категории «организация», определяя ее как: 1) внутреннюю упорядоченность, согласованность, взаимодействие более или менее дифференцированных и автономных частей целого, обусловленную ее строением; 2) совокупность процессов и действий, ведущих к образованию и совершенствованию взаимосвязи между частями целого; 3) объединение людей, совместно реализующих некоторую программу или цель и действующих на основе определенных процедур и правил. Первые два определения взаимодополняют друг друга и характеризуют организацию как всеприродное явление, отражая некоторое состояние и процесс. Последнее имеет более узкое, социальное приложение применительно к человеческим организациям. 3. Любая человеческая деятельность «объективно является организующей или дезорганизующей. Это значит: всякую человеческую деятельность – техническую, общественную, познавательную, художественную – можно рассматривать как некоторый материал организационного опыта и исследовать с организационной точки зрения»[8]
. Право объективно существует в жизни человека, окружает его, напрямую связано с человеческой деятельностью и является ее результатом, потому может рассматриваться с позиций теории организации. Термин «правовая организация» указывает на использование в отношении права организационного подхода, т.е. рассмотрение его как: а) состояние; б) процесс и в) воздействие. 4. Характеризуя право с организационной точки зрения, категория «правовая организация» выступает в качестве самостоятельного института и объекта юридической науки. Ее содержанием охватываются: 1) Правовые нормы, установленные и охраняемые государством, создающие, закрепляющие или прекращающие, упорядочивающие, поддерживающие, охраняющие и т.п. некие состояния и процессы; 2) Совокупность мероприятий (деятельность), направленных на создание, закрепление, изменение, упорядочение и т.п. правовых норм, а также обеспечивающих взаимосвязь между правовыми нормами в процессе их существования; 3) Воздействие правовых норм на некие состояния и процессы с целью их создания, закрепления, упорядочивания, взаимодействия, развития, согласованности, совершенствования, охраны и т.п. 5. Категория «правовая организация» может выступать не только в качестве самостоятельного института и объекта изучения, она может быть составляющим элементом организации другого объекта. В частности, это касается нашей темы, объектом изучения которой является НГДПК России, а предметом – одна из характеристик его организации – правовая организация. 6. Помимо того, что категория «правовая организация» обозначает предмет исследования, она указывает на юридическую сущность работы. Последнее естественным образом налагает специфику на используемый организационный подход, обусловленный особенностями права как явления и его теоретической конструкцией, разработанной юридической наукой. Право существует, чтобы регулировать жизнедеятельность общества, оно не только внутренне организовано, но и само выступает элементом организации. Как организующий фактор, право воздействует на происходящие в общественной жизни состояния и процессы, облекая их в правовую форму. Оформленные правом состояния и процессы изучаются юридической наукой. Отраслевые промышленные комплексы как единство образующих их хозяйствующих субъектов не обладают правовой формой, а, следовательно, не могут быть структурной составляющей «центрального звена механизма правового регулирования, главного канала реализации права»[9]
правовых отношений. Поэтому с юридической точки зрения под правовой организацией отраслевых промышленных комплексов нами понимается правовая организация группы хозяйствующих субъектов, осуществляющих в качестве основной какой-то однородный вид деятельности. Хозяйствующие субъекты (независимо от вида осуществляемой деятельности) являются участниками социально-экономических отношений, представляющих собой «связь, складывающуюся между людьми (общностями людей) из их взаимообусловленного поведения в процессе воздействия друг на друга»[10]
, образующих «организованную форму поведения субъектов по реализации их экономических возможностей»[11]
. Право, воздействуя на социально-экономические отношения, придает им форму правовых отношений, посредством которой они существуют, преобразовываются, двигаются, конкретизируются, закрепляются[12]
. Выполняя эту роль, право закрепляет правовые позиции участников правоотношений, что формирует их статус как субъектов права. Это значит, что правовая организация хозяйствующих субъектов, осуществляющих в качестве основной какой-то однородный вид промышленной деятельности, так или иначе будет связана с признанием за ними способности (возможности) быть субъектами права (носителями прав и обязанностей), т.е. отражать их правовой статус, правовое положение. И еще один важный момент. В связи с тем, что хозяйствующие субъекты отраслевых промышленных комплексов осуществляют промышленную деятельность, их правовая организация не может быть не направлена на ее упорядочение или, другими словами, приведение в заданное состояние, что собственно и соответствует предназначению права. Таким образом, правовая организация отраслевых промышленных комплексов – это, с одной стороны, совокупность правовых норм, взятых в системе, воздействующих на хозяйствующих субъектов, осуществляющих однородный вид деятельности, путем закрепления их правовых позиций как участников правоотношений, что формирует статус хозяйствующих субъектов как субъектов права и упорядочивает осуществляемую ими деятельность, а, с другой – деятельность, направленная на создание и упорядочение обозначенной совокупности правовых норм, а также обеспечивающая взаимосвязь между правовыми нормами в процессе их существования. 7. В связи с тем, что хозяйствующие субъекты отраслевых промышленных комплексов в первую очередь являются участниками экономических отношений, что обуславливается осуществляемой ими производственной деятельностью, носящей к тому же предпринимательский характер, комплексное, системное и всестороннее рассмотрение их правовой организации видится нам как составляющая предмета науки предпринимательского права. Отсюда границы познания правовой организации НГДПК очерчиваются предметом науки предпринимательского права, т.е. правовой организацией экономических отношений, возникающих в процессе осуществления хозяйствующими субъектами предпринимательской деятельности, или другими словами, правовой организацией предпринимательских отношений. В настоящей работе внимание будет обращено на такие аспекты правовой организации НГДПК, как: правовое обеспечение реформирования НГДПК в условиях перехода к рыночной системе хозяйствования; понятие, признаки и правовая классификация хозяйствующих субъектов НГДПК как субъектов права и современных предпринимательских отношений; правовой режим имущества хозяйствующих субъектов НГДПК, связанного со спецификой их производственной деятельности; роль государства в формировании правового статуса хозяйствующих субъектов НГДПК, правовые средства, используемые государством в регулировании их предпринимательской деятельности; предоставление в пользование месторождений нефти и газа; правовое регулирование геологического изучения, разведки и добычи нефти и газа; правовое регулирование транспортировки нефти и газа; налогообложение нефтегазодобычи. 1. Правовая организация НГДПК формируется под воздействием многих факторов. Первостепенными, на наш взгляд, выступают: специфика производственной деятельности его хозяйствующих субъектов; условия функционирования НГДПК; государственная экономическая политика в отношении НГДПК. 2. Хозяйствующие субъекты НГДПК осуществляют производственную деятельность[13]
по добыче нефти и газа – это интегрированный комплекс процессов, включающий в себя поиск месторождений нефти и газа, разведку, обустройство и разработку открытых месторождений, собственно добычу нефти и газа, также реализацию добытой продукции, тем самым обеспечивая потребности народного хозяйства в указанном сырье. Производственная деятельность служит основанием для возникновения производственных[14]
или, другими словами, экономических отношений, которые находят свое закрепление в соответствующих правовых формах[15]
. Следовательно, специфика производственной деятельности может рассматриваться в качестве одного из главных факторов, влияющих на особенности правовой организации того или иного отраслевого промышленного комплекса. Производственная деятельность хозяйствующих субъектов НГДПК, как и хозяйствующих субъектов других отраслевых промышленных комплексов, в первую очередь обусловлена свойствами создаваемого ими экономического продукта. 3. Нефть и газ[16]
относятся к естественным природным углеводородным минерально-сырьевым ресурсам, расположенным в недрах – части земной коры, расположенной ниже почвенного слоя, а при его отсутствии – ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения. Запасы нефти, как и всех других природных ресурсов, являются невосполнимыми в связи с отсутствием процесса их воспроизводства. Следовательно, добыча нефти ведет к постоянному снижению ее разведанных запасов – выработке месторождений, применительно к которым нефтяной пласт приходит либо к истощению, либо добыча остатков нефти требует таких затрат, что они становятся сопоставимыми с эффектом, получаемым от ее использования. Выработка разрабатываемых месторождений нефти требует проведения работ, связанных с поиском новых месторождений данного вида природного ресурса, что сопряжено с риском наличия непроизводительных затрат или их увеличения сверх запланированных. В свою очередь, эксплуатация каждого вновь открытого месторождения требует предварительного бурения скважин, что также связано со значительными затратами. Бурение скважин осуществляется и при проведении геологоразведочных работ при поиске новых месторождений. 4. Нефть добывают из месторождений, которые «могут отличаться друг от друга глубиной залегания нефти, ее запасами и конфигурацией нефтяного пласта». От глубины залегания нефти и конфигурации нефтяного пласта зависят условия ее добычи. Если нефть, после того как скважина пробурена, фонтанирует при ее выходе на поверхность, то работа хозяйствующих субъектов заключается в том, чтобы вовремя и без потерь собрать фонтанирующую нефть в резервуары. Чаще для добывания нефти необходимо использовать насосы, с помощью которых она доставляется на поверхность земли. Существует ситуация, когда в силу недостаточной мощности насосов и большой глубины залегания нефти, ее подача на поверхность земли из разрабатываемого месторождения затруднена или невозможна. В этом случае используют технологию выдавливания нефти закачиваемой водой. Технология, связанная с закачкой воды насосами в месторождение нефти, ведет к увеличению затрат хозяйствующих субъектов, т.к. требует большого количества электроэнергии и специальной первичной обработки добытых природных ресурсов от воды, увеличивает износ используемых насосов. Кроме того, такая технология может привести к обводнению месторождения нефти, что делает ее добычу практически невозможной. Добыча нефти требует осуществления деятельности по обустройству ее месторождений, а именно: строительства дорог, подъездных путей, отсыпки или гидронамыва строительной площадки; монтажа бурового оборудования на площадке (сооружение фундаментов и оснований, доставка, расположение и пуск оборудования); строительства коммуникаций (нефтепровода и водоемов в границах куста скважин, линий электропередач); бурения скважин (механическое углубление и крепление скважин); обвязки скважин (зачистка скважин от бурового оборудования; бурового раствора, подготовка колонных головок, колонных флянцев и фонтанной арматуры, оборудование скважин устьевой арматурой); монтажа оборудования и станков-качалок, установки площадок обслуживания и осветительных мачт; освоения скважин; ввода скважин в эксплуатацию; заключительных работ на кусте после освоения скважин (зачистка территорий и подъездных путей от металлолома и мусора, техническая рекультивация кустовой площадки и шламовых амбаров, благоустройство территории)[17]
. Добыча нефти может осуществляться на морских (шельфовых) месторождениях, что естественным образом придает специфику проведению работ по разведке и разработке нефтяных ресурсов, буровым работам, созданию искусственных сооружений (островов, установок, сооружений), прокладке подводных кабелей и трубопроводов, и ряду других. Деятельность по добыче нефти требует не только обустройства месторождений нефти, но и ликвидации и консервации скважин и других объектов нефтедобычи по истечении срока пользования недрами или прекращения пользования недрами, а также в случае полной отработки полезных ископаемых. 5. Добытая сырая нефть должна доставляться к месту ее назначения. В том случае, если она не экспортируется за границу, то идет в переработку на нефтеперерабатывающие предприятия, где с помощью соответствующих технологий осуществляется выделение из сырой нефти различных компонентов или составляющих. Основным видом транспорта, используемым для транспортировки нефти, является трубопроводный вид транспорта. Кроме того, нефть может перевозиться автомобильным и железнодорожным транспортом с помощью специальных емкостей в виде цистерн. Транспортировка нефти с помощью трубопроводного транспорта требует использования насосов для ее перекачки, а также, учитывая возможность разрыва трубопровода, системы, определяющей место повреждения по всей его линии вентилей, с помощью которых прекращается движение нефти на том или ином участке трубопровода. Нефть является взрывоопасным видом природных ресурсов. При ее добыче и при ее транспортировке хозяйствующие субъекты НГДПК должны соблюдать все меры противопожарной безопасности. Это предъявляет повышенные требования и к техническому состоянию насосов, используемых при откачке нефти из разрабатываемого месторождения, и к техническому состоянию насосов, применяемых в системе трубопроводного транспорта, а также к цистернам, с помощью которых осуществляется перевозка нефти автомобильным и железнодорожным транспортом, в части их герметизации. Производственная деятельность по добыче нефти воздействует на окружающую природную среду. Неудовлетворительная организация работ, в том числе использование неисправного оборудования, в районах, примыкающих к нефтяным промыслам, а также аварии на трубопроводах, приводят к значительному загрязнению почвы. Это в свою очередь может стать причиной экологических катастроф, отражающихся на флоре и фауне тех или иных территорий, ликвидация которых требует значительных затрат и времени. 6. Характеристика специфики производственной деятельности хозяйствующих субъектов НГДПК дает основания определиться с видами тех экономических отношений, которые возникают в связи с ее осуществлением. В первую очередь, это отношения по недропользованию, которые согласимся с В.А. Крюковым и Ю.К. Шафраником, отличаются многоплановостью и разнообразием[18]
. В их состав в самом общем виде входят: отношения собственности на недра, полезные ископаемые, находящиеся в недрах и обнаруженные в процессе поиска и разведки, полезные ископаемые, добытые и прошедшие первичную обработку (минеральное сырье), информацию о недрах (геологическую информацию), имущество, создаваемое в процессе пользования недрами[19]
; отношения по геологическому изучению недр, в том числе включающие поиск и оценку месторождений полезных ископаемых (по геологоэкономической и стоимостной оценки полезных ископаемых, находящихся в недрах); отношения по предоставлению участков недр в пользование; отношения по владению и пользованию участками недр; отношения по разведке и добыче полезных ископаемых, застройке площадей залегания полезных ископаемых, т.е. по промышленной эксплуатации участков недр; отношения по эксплуатации нефтедобывающих производств, в том числе по ликвидации и консервации скважин и других объектов нефтедобычи; отношения по представлению и использованию земельных участков для недропользования; отношения по пользованию объектами общей инфраструктуры и коммуникациями в процессе недропользования; отношения по государственному регулированию недропользования, в том числе по рациональному и безопасному использованию и охране недр; отношения по платежам за пользование недрами; отношения по возмещению вреда, причиненного в результате пользования недрами. Хозяйствующие субъекты НГДПК в силу осуществляемой ими деятельности становятся участниками обозначенных отношений, что обуславливает наличие в их правовой организации соответствующей системы правовых норм. К основным источниками правового регулирования отношений по недропользованию относятся: Конституция РФ[20]
, Гражданский кодекс РФ[21]
, Закон РФ от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 «О недрах»[22]
, Федеральный закон от 30 ноября 1995 г. № 187-ФЗ «О континентальном шельфе»[23]
. Правовые нормы, регулирующие отношения по недропользованию, содержатся в многочисленных подзаконных нормативных актах. Например, в их число входят: Положение о рассмотрении заявок на получение права пользования недрами при установлении факта открытия месторождения полезных ископаемых пользователем недр, проводившим работы по геологическому изучению участков недр внутренних морских вод, территориального моря и континентального шельфа РФ за счет собственных (в том числе привлеченных) средств, для целей разведки и добычи полезных ископаемых такого месторождения, утвержденное Постановлением Правительства РФ от 18 января 2005 г. № 27[24]
; Инструкция о порядке установления факта открытия месторождений полезных ископаемых, утвержденная Приказом Министерства природных ресурсов РФ от 11 ноября 2004 г. № 689[25]
; Приказ Министерства природных ресурсов РФ от 15 марта 2005 г. № 62 «Об утверждении Порядка рассмотрения заявок на получении права пользования недрами для целей геологического изучения участков недр внутренних морских вод, территориального моря и континентального шельфа РФ»[26]
; Инструкция о порядке представления горных отводов для разработки газовых и нефтяных месторождений, утвержденная Постановлением Госгортехнадзора от 11 сентября 1996 г. № 35[27]
; Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденная Постановлением Госгортехнадзора от 22 мая 2002 г. № 22[28]
, и др. 7. В качестве самостоятельных отношений, возникающих в связи с осуществлением хозяйствующими субъектами НГДПК своей производственной деятельности, выступают отношения по транспортировке нефти, пожарной безопасности, промышленной безопасности опасных производственных объектов, охране окружающей среды, хранению и реализации нефти, включая внешнеторговую деятельность. Следовательно, в правовую организацию хозяйствующих субъектов НГДПК комплекса входят правовые нормы, содержащиеся в таких нормативных актах, как Федеральный закон от 21 декабря 1994 г. № 69-ФЗ «О пожарной безопасности»[29]
, Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»[30]
, Федеральный закон от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»[31]
, Федеральный закон от 4 мая 1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»[32]
, Федеральный закон от 23 ноября 1995 г. № 174-ФЗ «Об экологической экспертизе»[33]
, Федеральный закон от 8 декабря 2003 г. № 164-ФЗ «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности»[34]
, Федеральный закон от 13 декабря 1994 г. № 60-ФЗ «О поставках продукции для федеральных государственных нужд»[35]
, Постановление Правительства РФ от 21 августа 2000 г. № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов»[36]
, Постановление Правительства РФ от 15 апреля 2002 г. № 240 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ»[37]
, Постановление Правительства РСФСР от 15 ноября 1991 г. № 7 «О регулировании поставок нефти и продуктов ее переработки за пределы РСФСР»[38]
, Приказ Министерства РФ по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий от 28 декабря 2004 г. № 621 «Об утверждении Правил разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ»[39]
и др. 8. Специфика производственной деятельности хозяйствующих субъектов НГДПК формирует условия их функционирования, которые также отнесены нами к факторам, влияющим на правовую организацию. Условия функционирования хозяйствующих субъектов НГДПК в первую очередь определяются нефтяными запасами нашей страны, а именно, их наличием, расположением и состоянием. Россия обладает значительной долей мировых прогнозных запасов нефти (от 4,8 до 13%)[40]
, основная часть из которых (более 60%) приходится на Уральский и Сибирский федеральные округа. Главной нефтеносной провинцией страны является Западная Сибирь. Помимо нее традиционными нефтедобывающими районами выступают Поволжье и Северный Кавказ. К новым нефтяным провинциям относятся Европейский Север (Тимано-Печорский район), Восточная Сибирь, Дальний Восток и юг России (Северо-Каспийская провинция). Несмотря на то, что ресурсы нефти расположены в основном на суше (примерно ¾), особо перспективными районами являются континентальные шельфы на Европейском Севере и Дальнем Востоке. Широкая география нефтяных запасов обуславливает огромные территориальные масштабы НГДПК. Это значит, что в состав их правовой организации входят нормы регионального законодательства, регулирующие в пределах компетенции субъектов РФ, отношения, возникающие в связи с осуществлением производственной деятельности по добычи нефти. Надо сказать, что в рассматриваемой сфере особенно развито до недавнего времени было законодательство в таких регионах, как Республика Татарстан (Закон Республики Татарстан от 25 декабря 1992 г. № 1722-ХII «О недрах»[41]
, Закон Республики Татарстан 19 июня 1997 г. № 1211 «О нефти и газе»[42]
), Тюменская область (Закон Тюменской области «О нефти и газе» от 22 марта 1999 № 90[43]
, Закон Тюменской области от 6 декабря 1999 г. № 149 «О перечне участков недр, расположенных в Тюменской области, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции»[44]
, Закон Тюменской области от 28 декабря 2004 г. № 302 «Об охране окружающей среды в Тюменской области»[45]
), Ханты-Мансийский автономный округ-Югра (далее – ХМАО-Югра) (Закон ХМАО от 18 апреля 1996 г. № 15-оз «О недропользовании»[46]
, Закон ХМАО от 26 июня 1998 г. № 57-оз «О разработке месторождений углеводородного сырья на территории автономного округа»[47]
, Закон ХМАО от 9 апреля 1999 г. № 23-оз «О стимулировании ускоренного ввода в разработку нефтегазовых месторождений в пределах лицензионного участка недр на территории ХМАО»[48]
) и Ямало-Ненецкий автономный округ (далее – ЯНАО) (Закон ЯНАО от 1 июля 2002 г. № 42-ЗАО «О геологической информации и информатизации недропользования на территории ЯНАО»[49]
, Закон ЯНАО от 10 февраля 1997 г. № 5 «О недрах и недропользовании в ЯНАО»[50]
). Это объясняется объективной необходимостью законодательного обеспечения процессов добычи углеводородного сырья на их территории. В настоящее время большинство региональных нормативных актов утратили свою силу в связи с существенным сокращением полномочий субъектов РФ в сфере недропользования (Федеральный закон № 122-ФЗ). 9. При значительной ресурсно-сырьевой базе, которой располагает НГДПК, специалисты отмечают ряд неблагоприятных факторов, отражающихся на условиях функционирования хозяйствующих субъектов[51]
: – геологические: снижение разведанных запасов нефти, вызванных в первую очередь, сокращением объемов геологоразведочных работ; снижение экономической эффективности освоения сырьевой базы в связи с ухудшением ее качественных характеристик, а именно, высокой долей трудноизвлекаемых запасов, усложнением горно-геологических условий их залеганий (19% запасов нефти находится в подгазовых зонах, 14% относятся к тяжелым и высоковязким сортам); значительное число мелких месторождений[52]
(около 80% месторождений, стоящих на государственном балансе), с извлекаемыми запасами до 10 млн. тонн нефти; высокая степень выработанности (примерно на 48%) эксплуатируемых запасов нефти, в том числе наиболее крупных и высоко продуктивных месторождений; снижение продуктивности действующих нефтяных скважин; снижение качества добываемой нефти (рост обводненности до 82%), что обуславливает высокий процент (до 30%) простаивающего фонда скважин (из-за низкой рентабельности), ведущий к разбалансированию систем разработки месторождений и потерям (порядка 7%) извлекаемых запасов нефти в пластах; – технологические: недостаточные темпы ввода новых месторождений; высокий износ основных фондов, несовершенство применяемых технологий (по оценкам специалистов, основная часть технических средств имеет износ более 50%, только 14% машин и оборудования соответствует мировым стандартам), а также неразвитость внутреннего рынка нефтяного оборудования; – экономические[53]
: отсутствие эффективного механизма, стимулирующего массовое применение новых методов повышения нефтеотдачи пластов и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов; расположение разведанных нефтяных запасов (80%) в удаленных и северных районах страны, а также на шельфах морей, что сильно усложняет добычу, приводит к колоссальным масштабам ее дальних перевозок, увеличивает стоимость транспортировки сырья к перерабатывающим предприятиям и конечным потребителям; отсутствие источников инвестиций; высокий уровень монополизации нефтяного комплекса в целом. 10. Современные условия функционирования хозяйствующих субъектов НГДПК для достижения экономической эффективности производственной деятельности по добыче нефти требуют от них значительных предварительных капиталовложений. Это обуславливает наличие в данной сфере инвестиционных отношений, которые регулируются правовыми нормами, содержащимися как в общих нормативных актах, так и специальных, в частности, в Федеральном законе от 30 декабря 1995 г. № 225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции»[54]
, Федеральном законе от 21 июля 1997 г. № 112-ФЗ «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции»[55]
. 11. Капиталоемкость производственной деятельности по добыче нефти не исключает ее высокой прибыльности. И то, и другое является причинами высокой степени монополизации нефтяной промышленности и вхождения хозяйствующих субъектов НГДПК в состав крупных интегрированных корпоративных структур (холдингов, финансово-промышленных групп), которые были образованы в результате приватизации и составляют сегодня ¾ от всего числа хозяйствующих субъектов, осуществляющих добычу нефти. Доля независимых хозяйствующих субъектов в НГДПК невелика. Субъекты малого предпринимательства занимаются эксплуатацией мелких месторождений, часто с низким дебитом и невысоким качеством нефти. Организационная структура НГДПК дает основание включить в состав его правовой организации нормы, регулирующие: отношения, возникающие в связи с защитой конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках (Федеральный закон от 26 июля 2006 г. № 135-ФЗ «О защите конкуренции»[56]
, Закон РФ от 22 марта 1991 г. № 948-1 «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках»[57]
); приватизацию государственного имущества предприятий НГДПК (Указ Президента РФ от 17 ноября 1992 г. № 1403 «Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения»[58]
); отношения между основными, дочерними и зависимыми хозяйствующими субъектами, а также между участниками финансово-промышленных групп (Гражданский кодекс РФ, Федеральный закон от 26 декабря 1995 г. № 208-ФЗ «Об акционерных обществах»[59]
, Федеральный закон от 8 февраля 1998 г. № 14-ФЗ «Об обществах с ограниченной ответственностью»[60]
, Федеральный закон от 30 ноября 1995 г. № 190-ФЗ «О финансово-промышленных группах»[61]
, Временное положение о холдинговых компаниях, создаваемых при преобразовании государственных предприятий в акционерные общества, утвержденное Указом Президента РФ от 16 ноября 1992 г. № 1392 «О мерах по реализации промышленной политики при приватизации государственных предприятий»[62]
); отношения с участием субъектов малого предпринимательства (Федеральный закон от 14 июня 1995 г. № 88-ФЗ «О государственной поддержке малого предпринимательства в РФ»[63]
, Федеральный закон от 24 июля 2007 года № 209-ФЗ «О развитии малого и среднего предпринимательства в Российской Федерации»[64]
). 12. К факторам, влияющим на особенности правовой организации отраслевых промышленных комплексов, нами отнесена государственная экономическая политика. Экономическая политика[65]
– основа функционирования любого государства, в том числе и России. На государственной экономической политике, согласимся с Е.П. Губиным, базируется государственное регулирование экономики, потому что любой деятельности, в том числе и такой сложной, как государственное регулирование, не может не предшествовать формулирование определенных целей, задач, направлений, средств реализации[66]
. В нашей стране складывается определенная практика выражения и закрепления государственной экономической политики в официальных документах, таких как ежегодные послания Президента РФ Федеральному собранию РФ, государственные программы, концепции, стратегии, утверждаемые Президентом РФ и Правительством РФ. В частности, применительно к настоящему времени государственная экономическая политика России отражена в: Послании Президента РФ Федеральному собранию РФ на 2007 г.[67]
, Программе социально-экономического развития РФ на среднесрочную перспективу (2006-2008 годы), утвержденной распоряжением Правительства РФ от 19 января 2006 г. № 38-р[68]
, Концепции национальной безопасности РФ, утвержденной Указом Президента РФ от 10 января 2000 г. № 24[69]
, Концепции управления государственным имуществом и приватизации в РФ, утвержденной постановлением Правительства РФ от 9 сентября 1999 г. № 1024[70]
, Концепции государственной поддержки экономического и социального развития районов Севера, утвержденной Постановлением Правительства РФ от 7 марта 2000 г. № 198[71]
и др. Выраженная и закрепленная в обозначенных правовых формах государственная экономическая политика становится частью правовой организации отраслевых промышленных комплексов. 13. Структурной составляющей государственной экономической политики выступает промышленная политика страны, которая призвана конкретизировать движение государства в области промышленного производства материальных благ, в том числе в отношении отдельных отраслевых промышленных комплексов. Принципиальные положения промышленной политики государства в отношении НГДПК закреплены в Энергетической стратегии РФ на период до 2020 г[72]
. и Программе социально-экономического развития РФ на среднесрочную перспективу (2006-2008 годы). В соответствии с указанными документами ее стратегической целью является поддержание перспективного объема добычи нефти в пределах 490 млн. т. в 2010 г. и увеличение добычи до 520 млн. т. к 2020 г. Стратегические задачи промышленной политики: обеспечение необходимой структуры запасов (в том числе территориальной), плавное и постепенное наращивание добычи со стабилизацией ее уровня на долгосрочную перспективу, которые должны быть решены путем: осуществления и развития добычи нефти в традиционных нефтедобывающих районах, таких как Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, так и в новых нефтегазовых провинциях: на Европейском Севере (Тимано-Печорский район), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на юге России (Северо-Каспийская провинция)[73]
; формирования новых центров нефтяной промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин, в Баренцевом море, российском секторе Каспийского моря; интенсивного проведения геологоразведочных работ; использования в отрасли научно-технического прогресса в отношении совершенствования методов бурения, воздействия на пласт, увеличении глубины извлечения запасов и внедрении других прогрессивных технологий добычи нефти, которые позволят сделать экономически оправданным использование трудноизвлекаемых запасов нефти. Учитывая обозначенную нами специфику производственной деятельности хозяйствующих субъектов НГДПК, а также условия их функционирования, включая существующие на сегодня неблагоприятные факторы, Энергетическая стратегия РФ до 2020 г констатирует, что отрасли необходимы: – значительная интенсификация геологоразведочных работ, чтобы обеспечить необходимый прирост добычи из неоткрытых пока месторождений. Государственная программа лицензирования недр должна с учетом вероятных рисков обеспечить достижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровней геологоразведочных работ и объемов инвестиций в них[74]
; – повышение коэффициентов нефтеотдачи в целях более полного извлечения углеводородов и увеличения уровней текущей добычи разрабатываемых месторождений; – инновационная программа, обеспечивающая условия для максимального использования достижений научно-технического прогресса в отрасли. Для того чтобы достичь поставленной цели, решить сформулированные задачи и актуальные проблемы, государство берет на себя обязательство осуществлять долгосрочную политику в сфере добычи нефти, направленную на создание стабильных условий, обеспечивающих устойчивое развитие нефтедобывающего комплекса, которая предусматривает: – совершенствование системы недропользования в целях повышения заинтересованности недропользователя вкладывать собственные средства в воспроизводство минерально-сырьевой базы; – ограничение минимального и максимального уровня добычи нефти на каждом участке недр; – ужесточение требований и условий выдачи лицензий и обеспечение действенного контроля за эффективной разработкой месторождений; – совершенствование системы налогообложения всего нефтяного комплекса. Положения Энергетической стратегии РФ до 2020 г. как долгосрочного документа конкретизируются и уточняются в среднесрочных и краткосрочных актах. Например, Программа социально-экономического развития РФ на среднесрочную перспективу (2006-2008 годы) в разделе «Стратегия развития топливно-энергетического комплекса на период до 2010-2015 г.г.» определяет, что государству в обозначенный период времени необходимо решить такие задачи, как: развитие сырьевой базы нефтегазового комплекса, т.к. прирост разведанных запасов нефти не восполняет текущий уровень добычи, геологоразведочные работы в новых регионах и на шельфах морей проводятся в недостаточном объеме; формирование внутрироссийского рынка нефти, т.к. его отсутствие приводит к зависимости российского экспорта от европейского рынка, на долю которого приходится порядка 96 процентов экспорта нефти; развитие конкуренции в энергетическом и нефтегазовом комплексах Российской Федерации, т.к. непрозрачность формирования цен на энергоносители приводит к их неконтролируемому росту и, как следствие, на товары и услуги, что способствует росту инфляции; увеличение объемов эксплуатационного и разведочного бурения, уменьшение фонда неработающих скважин, снижение потерь при добыче, транспортировке, переработке нефти, и при их использовании; производство нефтепродуктов, соответствующих европейским и мировым стандартам. В связи с существующими задачами государство берет на себя определенные обязательства: – реализовать перспективные проекты строительства трубопроводов, в частности: завершить проект по расширению трубопроводных мощностей Балтийской трубопроводной системы до 60 млн. т. в 2006 г.; начать первый этап проекта трубопровода «Восточная Сибирь – Тихий океан»; – стимулировать инвестиции в разработку месторождений и развитие транспортной инфраструктуры; – формировать и развивать новые крупные центры добычи нефти на востоке страны (Восточная Сибирь, Республика Саха (Якутия)); – создавать условия для развития конкуренции путем совершенствования тарифного, налогового и таможенного регулирования; – формировать внутрироссийский энергетический рынок, в том числе нефти, нефтепродуктов и газа; – совершенствовать механизмы государственного контроля за функционированием энергетических рынков; – модернизировать нефтеперерабатывающие заводы, развивать производство сжиженного природного газа, увеличить объемы его экспорта и производства продукции нефтехимической промышленности. Рекомендуемая литература
1. Богданов А.А. Всеобщая организационная наука. Тектология. – СПб., 1912. – Т. 1. 2. Бунакова Т.М., Родионова И.А. Экономическая география: учеб.-справ. пособие. – М., 2003. 3. Губин Е.П. Правовые проблемы государственного регулирования рыночной экономики и предпринимательства: дис. ... док. юрид. наук. – Москва, 2005. 4. Кистанов В.В., Копылов Н.В. Региональная экономика России: учебник. – М., 2004. 5. Кобрина И.А. Экономическое положение в экспортных отраслях: топливный комплекс //Предпринимательское право. – 1999. – № 5-6. – С. 54-59. 6. Копылов В.А. География промышленности России и стран СНГ: учебное пособие. – М., 2001. 7. Крюков В.А., Шафраник Ю.К. Нефтегазовые ресурсы в круге проблем. О формировании комплексной системы недропользования при вовлечении в оборот ресурсов углеводородного сырья в условиях переходного периода. – М., 1997. 8. Курс экономики: учебник / под ред. Б.А. Райзберга. – 3-е изд., доп. – М., 2001. 9. Орлов В.П. Ресурсы недр в экономике федеральных округов //Использование и охрана природных ресурсов в России. – 2000. – № 6. – С. 27-28. 10. Петухов Л.Ю. Нефтегазовое недропользование и социально-экономические проблемы добывающих регионов: дис. … канд. экон. наук. – Новосибирск, 2003. 11. Путин В.В. Минерально-сырьевые ресурсы в стратегии развития российской экономики //Природно-ресурсные ведомости. – 2000. – апрель – № 7. 12. Розанова Н.М., Ряскова М.В. Российская нефтяная отрасль в мировом контексте: проблемы и перспективы //Экономический вестник Ростовского госуд. ун-та. – 2003. – Т. 1. – № 2. –С. 45-69. 13. Экономика социалистической промышленности / под ред. Г.А. Егиазаряна, А.Г. Омаровского. – М., 1988. 1. Реформирование отношений в нефтегазодобывающей промышленности стало возможным в связи с созданием соответствующей законодательной базы, в рамках которой были определены: вопросы собственности в РФ; полномочия государственных органов власти РФ, органов государственной власти субъектов РФ и органов местного самоуправления; общий порядок и условия приватизации промышленных объектов, а также особенности приватизации нефтегазодобывающих предприятий; правовой статус созданных в процессе приватизации предприятий и порядок осуществления ими предпринимательской деятельности, связанной с добычей нефти (принципы и правила ведения производственной деятельности по нефтедобыче, правила и нормы налогообложения и ценообразования, принципы и формы учета изменчивости условий освоения и разработки, как отдельных месторождений, так и их групп, правила привлечения в отрасль инвестиций и т.д.). Правовой базой приватизации государственных предприятий НГДПК стали Закон РФ «О приватизации государственных и муниципальных предприятий в Российской Федерации» и Государственные программы приватизации государственных и муниципальных предприятий в РФ, утвержденные Постановлением Верховного Совета РФ от 11 июня 1992 г. № 2980-1[75]
; Указами Президента РФ от 24 декабря 1993 г. № 2284[76]
, от 22 июля 1994 г. № 1535[77]
, а также принятые на их основе Указ Президента РФ от 17 ноября 1992 г. № 1403 «Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения»[78]
(далее – Указ Президента РФ № 1403), Указ Президента РФ от 16 ноября 1992 г. № 1392 «О мерах по реализации промышленной политики при приватизации государственных предприятий»[79]
, утвердивший Временное положение о холдинговых компаниях, создаваемых при преобразовании государственных предприятий в акционерные общества (далее – Временное положение о холдинговых компаниях) и ряд др. нормативных правовых актов. 2. Главными принципами преобразований НГДПК были провозглашены: 1) Создание крупных хозяйствующих субъектов на рынке нефти и нефтепродуктов в виде вертикально-интегрированных нефтяных компаний (далее – ВИНК), объединяющих предприятия по освоению месторождений, добыче, переработке нефти и сбыту нефтепродуктов на основе сохранения сложившихся единых производственных связей; 2) Аккумуляция финансовых средств в ВИНК для возможности перераспределения капитала между отдельными структурами внутри компании, а также решения производственно-технических задач и развития инфраструктуры; 3) Обеспечение потребности российского рынка в нефти и нефтепродуктах, повышение экспортного потенциала; 4) Обеспечение взаимосвязи экономических интересов России в целом и территориальных органов управления; 5) Создание конкурентной среды для предприятий нефтедобычи, нефтепереработки, нефтепродуктообеспечения, входящих в ВИНК, на региональном, российском и мировом рынках; 6) Обеспечение государственного контроля и управления нефтяным комплексом. 3. В качестве основного способа приватизации государственных нефтегазодобывающих предприятий было выбрано преобразование их в акционерные общества со следующими особенностями: 1) 25 % акций каждого образуемого акционерного общества являлись привилегированными и не подлежали конвертации в обыкновенные акции при их последующей перепродаже; 2) Предприятия, входящие в состав производственных и научно-производственных объединений, становились дочерними акционерными обществами акционерных обществ, создаваемых при преобразовании соответствующих объединений; 3) 38, 45 и 49 % (в соответствии с перечнем предприятий, установленным в приложениях к Указу Президента РФ № 1403) обыкновенных акций от общего количества акций дочерних акционерных обществ закреплялись на три года в федеральной собственности и передавались в уставный капитал акционерных обществ, создаваемых при преобразовании соответствующих объединений; все акции, закрепленные в федеральной собственности, были голосующими; 4) Реорганизация предприятий и объединений, которая предполагала выделение из их состава подразделений, преобразование предприятий и подразделений в самостоятельные акционерные общества, создание акционерных обществ на основе групп предприятий или консолидированных пакетов их акций, осуществлялась Правительством РФ на основании совместного представления Госкомимущества РФ, Министерства топлива и энергетики РФ и Государственного комитета РФ по антимонопольной политике и поддержке новых экономических структур; 5) Обязательный учет мнения трудового коллектива приватизируемого предприятия при преобразовании его в дочернее акционерное общество; 6) Учредительный документ – устав приватизируемого предприятия – должен был соответствовать Типовому уставу акционерного общества, создаваемого на базе самостоятельного государственного предприятия, утвержденному распоряжением Госкомимущества РФ от 24 февраля 1993 г. № 350-р «О приватизации и преобразовании в акционерные общества государственных предприятий нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности»[80]
; 7) Льготы членам трудового коллектива и администрации приватизируемого предприятия по покупке обыкновенных акций предоставлялись без ограничений, предусмотренных Государственной программой приватизации государственных и муниципальных предприятий в РФ на 1992 г. в сумме, кратной гарантированному минимальному размеру месячной заработной платы; 8) Для коммерческого управления закрепленными на 3 года в федеральной собственности пакетами акций акционерных обществ, созданных при преобразовании предприятий и объединений, создавалось государственное предприятие «Роснефть» до формирования из приватизируемых предприятий самостоятельных нефтяных компаний; 9) Созданные ранее государственные концерны «ЛУКойл», «ЮКОС» и «Сургутнефтегаз» преобразовывались в акционерные общества с 38 % обыкновенных акций акционерных обществ, созданных при преобразовании предприятий и объединений (прил. 2 к Указу Президента РФ № 1403), в уставном капитале; 40 % акций этих компаний подлежали продаже в течение двух лет на инвестиционных торгах (при этом около 20 % акций были проданы в 1993 г. по приватизационным чекам); состав руководящих органов акционерных обществ «ЛУКойл», «ЮКОС» и «Сургутнефтегаз» на момент их образования утверждался Правительством Российской Федерации; 10) Состав руководящих органов создаваемых акционерных обществ, более 40 % обыкновенных акций которых закреплялись в федеральной собственности, подлежал формированию с обязательным участием представителей Госкомимущества РФ, Министерства топлива и энергетики РФ и Государственного комитета РФ по антимонопольной политике и поддержке новых экономических структур; генеральные директора (президенты) этих акционерных обществ подлежали назначению Правительством РФ или уполномоченным им органом. 4. Первичным результатом преобразований нефтяной промышленности стало появление ВИНК, охватывающих все стадии технологического цикла[81]
. Сформированные ВИНК получили структуру простого холдинга, причем государство теряло прямой контроль над дочерними предприятиями, сохраняя его над холдингом в целом. В качестве основного способа сохранения государственного присутствия в созданных акционерных обществах предполагался переход к договорной форме доверительного управления пакетами акций, закрепленных в государственной собственности, что, очевидно, вытекало из Указа Президента РФ № 1403. Создание новых ВИНК продолжалось и в дальнейшем. В частности, были образованы: акционерное общество «Сибирско-Дальневосточная нефтяная компания» («Сиданко»), акционерное общество «Оренбургская нефтяная акционерная компания» («ОНАКО»), акционерное общество «Тюменская нефтяная компания» («ТНК») и др. 5. Специфической чертой нефтяных ВИНК стало участие в их управлении банковских структур. В рамках процесса трансформации при переходе от системы централизованного планирования и управления к экономике, основанной на принципах рыночного хозяйства, произошло качественное изменение роли банков – не только в нефтяном секторе, но и в целом в экономике. Формирование акционерных компаний холдингового типа потребовало наличие более крупных банковских учреждений, отвечающих размеру и задачам данных организационных структур; увеличение доли экспорта нефти потребовало укрепление связей с универсальными банками. Либерализация банковской системы привела к появлению в стране крупнейших финансовых учреждений, к которым первоначально акции акционерных обществ нефтяной промышленности перешли в результате их залога государством, с последующей продажей. Экономисты выделяют два вида основных стратегий формирования финансово-промышленных альянсов. В первом случае (это относится к таким компаниям, как «ЛУКойл» и «Сургутнефтегаз») банки не играли определяющей роли в приватизации и решении проблем дальнейшего развития компаний. В рамках данной стратегии ВИНК либо сами создавали необходимые финансовые организации, либо участвовали в альянсах с другими финансовыми организациями на равноправной основе. Во втором случае в рамках одного финансового института сосредотачивались контрольные пакеты акций приватизированных нефтяных предприятий (в частности, это касается таких акционерных обществ, как «Сиданко», «ТНК», «ЮКОС», «Восточная нефтяная компания» и др.) Слияние промышленного и финансового капитала неизбежно привело к еще более крупным образованиям нефтяного комплекса – неформальным финансово-промышленным группам. Неформальными они признаются потому, что у них отсутствует официальная регистрация в качестве таковых, предусмотренная Законом РФ от 30 ноября 1995 г. № 190-ФЗ «О финансово-промышленных группах»[82]
. Вертикально-интегрированные структуры образуют финансово-промышленную группу (далее – ФПГ) уже в силу самого факта функционирования в таком качестве. 6. Процесс приватизации НГДПК позволил сформироваться не только крупным производственно-хозяйственным комплексам, но и предприятиям малого и среднего бизнеса[83]
. Общие положения по малому предпринимательству были закреплены в Федеральных законах от 14 июня 1995 г. «О государственной поддержке малого предпринимательства в РФ»[84]
и от 29 декабря 1995 г. «Об упрощенной системе налогообложения, учета и отчетности для субъектов малого предпринимательства»[85]
, а также в Федеральной программе государственной поддержки малого предпринимательства в РФ на 1996 – 1997 гг., утвержденной постановлением Правительства РФ от 18 декабря 1995 г. № 1256[86]
. В отличие от крупных производственно-хозяйственных комплексов предприятия малого и среднего бизнеса не могут существовать и развиваться без поддержки государства. Причины их незащищенности заключаются в ограниченных размерах материальных ресурсов, отсутствии достаточного количества квалифицированных кадров, сложностью производственного процесса по добыче нефти. Именно поэтому в середине 1990-х гг. были приняты значительные меры по поддержке малого предпринимательства: формирование инфраструктуры поддержки и развития малого предпринимательства, создание льготных условий использования субъектами малого предпринимательства государственных финансовых материально-технических и информационных ресурсов, а также научно-технических разработок и технологий; установление упрощенного порядка регистрации субъектов малого предпринимательства, лицензирования их деятельности, сертификации продукции, представления государственной статистической бухгалтерской отчетности; поддержка внешнеэкономической деятельности и др. На современном этапе в развитии НГДПК наблюдаются следующие тенденции: 1. Со стороны хозяйствующих субъектов НГДПК. ВИНК стремятся к заключению стратегических международных альянсов, являющихся наиболее эффективной и актуальной структурой международного бизнеса. В самом общем виде стратегические международные альянсы можно определить как «продолжительные во времени соглашения двух или более компаний – участников, предусматривающие совместное управление и координацию стратегически важных направлений международной деловой активности для реализации совместных целей»[87]
. Примером может служить стратегический международный альянс ОАО «ЛУКойл» и компании ConocoPhillips[88]
, в результате которого произошло объединение их производственных мощностей по добыче и разведке нефти. Кроме того, обе компании договорились об учреждении совместного предприятии «РусКо» по добыче нефти в северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Безусловно, обе стороны получают значительные преимущества от участия в альянсе: ОАО «ЛУКойл» – опыт стратегического партнерства в управлении международной энергетической компанией; увеличение темпа роста и повышение эффективности производства благодаря внедрению передовой мировой практики и технологий, а также высококвалифицированных кадров; дополнительные ресурсы для ускорения темпов реализации новых проектов, как в России, так и за рубежом; рост чистой прибыли и акционерной стоимости компании путем повышения эффективности деятельности; укрепление статуса одной из ведущих международных нефтяных компаний и глобального участника мирового энергетического рынка; ConocoPhillips – прирост запасов нефти по привлекательной цене, а также увеличение запасов в будущем; опыт экономически эффективного освоения запасов нефтепродуктов в России; повышение стоимости своих акций в связи получением дополнительных доходов. 2. Со стороны государства. Сегодняшний этап огосударствления крупной частной (акционерной) собственности в целом в нефтяной сфере (76,79% акций ОАО «Юганскнефтегаз», 72,7% акций ОАО «Сибнефть» и пр.). Таким образом, формируется хозяйствующий субъект, принадлежащий государству. Обеспечение стратегических интересов государства в НГДПК возложено на ОАО «Нефтяная компания “Роснефть”». Несмотря на то, что функционирование государственных холдингов, по словам П. Кузнецова и А. Муравьева, связано с рядом проблем (например, появление еще одного уровня бюрократии; «слабая» организационная форма государственного холдинга; назначение менеджеров чаще всего по политическим соображением), если по каким-то причинам необходимо сохранение в хозяйствующем субъекте государственной собственности, то управление ими через государственный холдинг предпочтительнее прямого правительственного контроля[89]
. Этот вывод сделан обозначенными авторами на основе эмпирических исследований роли государственных холдингов в России. Серьезность отношения государства к такому инструменту государственного регулирования предпринимательской деятельности, как создание крупного государственного хозяйствующего субъекта, подтверждается тем, что ОАО «Роснефтегаз»[90]
, в уставный капитал которого в соответствии с Указом Президента РФ от 7 декабря 2004 г. № 1502 «О внесении изменений в перечень стратегических предприятий и стратегических акционерных обществ, утвержденный указом Президента от 4 августа 2004 г. № 1009»[91]
внесены находящиеся в федеральной собственности акции ОАО «Нефтяная компания «Роснефть», отнесено к стратегическим акционерным обществам, т.е. обществам, в отношении которых позиция акционера – РФ определяется Правительством РФ (назначение представителя для голосований на общем собрании акционеров, внесения вопросов в повестку дня, выдвижения кандидатов для избрания в органы управления, ревизионную и счетную комиссии, предъявления требования и созыва внеочередного собрания акционеров, голосования по вопросам повестки дня, а также согласования директив представителей РФ в совете директоров)[92]
. Опыт создания крупных государственных хозяйствующих субъектов для осуществления стратегических функций государства не является новым в управлении НГДПК. По словам академика Б.Д. Клюкина, «анализ зарубежного законодательства последних десятилетий показывает, что все чаще многие функции управления передаются специализированным публичным (а иногда и частным) нефтегазовым корпорациям, специально создаваемым для решения множества не только управленческих, но и коммерческих проблем, не свойственных государственному аппарату управления. Примером тому является Канадская федеральная корпорация “Петроканада”, мексиканская государственная нефтяная компания “Пемекс”, в Индонезии “Петрамина”, в Бразилии “Петробраз”. Все они наделяются государством специальной правоспособностью и властными полномочиями в области управления нефтегазовыми отношениями»[93]
. Усиление государственного контроля посредством формирования крупных холдингов связано с целым рядом объективных факторов: потребностью в технологической интеграции, созданием более крупных структур для повышения международной конкурентоспособности и т.д., но главным, на наш взгляд, является сохранение (формирование) в важнейших отраслях не менее одного государственного «центра силы», действующего на основе государственной собственности, в целях защиты публичных интересов всего общества. 1. На сегодняшний день единого мнения по поводу рациональности подходов к реформам, проводимым в 90-х годах XX века, нет. К основным недостаткам их осуществления можно отнести: непоследовательность, стихийность, отсутствие прогнозирования; в отношении приватизации – отсутствие научно обоснованной концепции проведения реформирования; использование варианта «шоковой» терапии внедрения рынка без предварительной подготовки существующей государственной системы, ориентированной на высокомонополизированную экономику; проведение приватизации в крайне сжатые сроки и в обстановке острейшей политической конфронтации; в большинстве случаях отсутствие экономических предпосылок приватизации; недостатки нормативно-правового регулирования (по значимости, на наш взгляд, занимают одно из первых мест): неполнота, пробелы, противоречивость, а в отдельных случаях вообще отсутствие необходимого законодательства, которое выразилось в отсутствии норм и критериев, ограничивающих объемы преобразований одной формы собственности в другую; неразработанность мер постприватизационного контроля и аудита: неопределенность юридической ответственности за нанесение экономического ущерба национальным интересам государства; неурегулированность отношений федеральных органов власти с региональными по управлению государственной собственностью и ее распределению; недостаточная проработанность проведения залоговых аукционов по реализации государственных пакетов акций, приватизированных предприятий и др.; чрезмерная ослабленность государственного регулирования происходящих экономических преобразований, которая в основном была связана с отсутствием четкого представления о соотношении рыночных и государственных механизмов в условиях рынка. 2. Недостатки внедрения рыночных отношений в России не могли не отразиться на НГДПК, реформа которого изначально осуществлялась с серьезными просчетами со стороны государственных органов, что привело к: 1) Возникновению в нем сверхкрупных по размеру капитала и операций предпринимательских структур с общим объемом производства более 90 % всей производимой в России нефти; 2); Активной политики ВИНК по поглощению хозяйствующих субъектов, не вошедших в их структуру, а также стремлению к переделу акционерной собственности, в том числе с помощью инициирования банкротства отдельных предприятий; 3) Практическому отсутствию конкурентной среды на рынке нефти и нефтепродуктов, его приближение к монополистическому или к олигополии; 4) Отсутствию условий и предпосылок для становления и развития новых независимых хозяйствующих субъектов, а также единого методологического подхода к определению субъектов малого и среднего предпринимательства НГДПК комплекса. Сделанный упор на скорейший отказ от государственной собственности и создание частных ВИНК практически оставил без внимания направления, которые наоборот должны были стать приоритетными и могли предотвратить сложившуюся ситуацию. К ним, в частности, относятся: формирование новой регулирующей роли государства; обеспечение учета интересов различных слоев общества, вовлеченных в процесс преобразований; формирование правовых основ новой схемы взаимодействия хозяйствующих субъектов в рамках НГДПК; достижение последовательности, непротиворечивости этапов и стадий преобразований; достижение эффективности проводимых реформ; обеспечение соответствия направлений трансформации с уровнем развития хозяйствующих субъектов НГДПК. 3. Несмотря на недостатки, присутствовавшие в реформе, государство частично выполнило те задачи, которые ставило перед собой на ее начальном этапе: заложены основы рыночной экономики многоукладного типа; устранена монополия государственной собственности; получены доходы от продажи имущественных комплексов; расширена база для налогообложения; заложены основы для привлечения частных капиталов и связанное с данным явлением усиление контроля собственника капитала за эффективностью его использования; качественно изменен состав участников рыночных отношений, ведущее место в которых занял частный предприниматель; совместными усилиями всех ветвей власти разработана правовая база, регламентирующая порядок и механизмы перехода государственной собственности в негосударственную, порядок функционирования рынка, а также правовой статус его субъектов; закреплены основы для формирования и развития отечественного фондового рынка; созданы предпосылки для привлечения иностранных инвесторов и вхождения отечественных хозяйствующих субъектов в систему мировых хозяйственных связей; созданы предпосылки для роста уровня самоуправления, формирования фундамента для развития предпринимательства, творчества и инициативы индивида. Безусловно, огромным положительным моментом в реформировании является выведение предприятий НГДПК из административной опеки государственного аппарата и преобразование их в открытые акционерные общества. При такой организационно-правовой форме хозяйствующие субъекты получают практически полную хозяйственную самостоятельность, самоорганизуются, имея в качестве основной цели извлечение прибыли из своей коммерческой деятельности. 4. Трансформация организационной структуры НГДПК на сегодняшний день не завершена. Ее дальнейшее состояние зависит от конкретных действий государства, которые будут предприняты для достижения целей, заложенных в Энергетической стратегии России на период до 2020 г. – стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты ее переработки; обеспечение стабильно высоких поступлений в доход консолидированного бюджета; обеспечение политических интересов России в мире; формирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской экономики (обрабатывающей промышленности, сферы услуг, транспорта и т.п.). Думается, что выбранный государством путь по формированию крупного государственного хозяйствующего субъекта как инструмента государственного регулирования предпринимательской деятельности в НГДПК для решения стратегических задач является верным и приведет к поставленным целям. Рекомендуемая литература
1. Кимельман С., Андрюшие С. Проблемы нефтегазовой ориентации экономики // Вопросы экономики. – 2006. – № 4. – С. 56. 2. Клюкин Б.Д. Законодательная база горного права РФ: современные проблемы и пути совершенствования // КонсультантПлюс. 3. Кузнецов П., Муравьев А. Государственные холдинги как механизм управления предприятиями государственного сектора // Вопросы экономики. – 2000. – № 9. – С. 34–47. 4. Радыгин А. Россия в 2000-2004 годах: на пути к государственному капитализму? // Вопросы экономики. – 2004. – № 4. 5. Станиславчик Е. Малый и средний бизнес: опыт поддержки, проблемы становления и развития малого и среднего бизнеса // Проблемы теории и практики управления. – 2006. – № 4. – С. 105. 6. Федорцов В. Нефтяные гиганты нефтяной державы: обзор нефтяной отрасли от 24.06.2005 // http: ecsocman.edu.ru/images/RusOilSector1.ru; 7. Чечурина М.Н. Стратегические международные альянсы в нефтяном бизнесе // Современные проблемы экономики, управления и юриспруденции / МГТУ. Электрон. текст дан. (4,7 Мб). – Мурманск: МГТУ, 2006. 1. Категория «хозяйствующий субъект (субъект хозяйствования)» нашла свое отражение в концепции хозяйственного права еще дореформенного периода. Под хозяйствующими субъектами понимались «социалистические организации и их подразделения, осуществляющие хозяйственную деятельность и руководящие ею, имеющие определенное имущество, обладающие хозяйственными правами и обязанностями (хозяйственной компетенцией), несущие ответственность за результаты своей деятельности и имеющие возможность обращаться за защитой принадлежащих им хозяйственных прав»[94]
. Традиционной для концепции хозяйственного права, которая стала формироваться в связи с переходом от плановой к рыночной экономике, стала характеристика хозяйствующего субъекта (субъекта хозяйствования) с определением его основных признаков, данная В.С. Мартемьяновым[95]
: хозяйствующие субъекты (носители хозяйственных прав и обязанностей) – это наделенные компетенцией субъекты, обладающие обособленным имуществом, на базе которого они ведут предпринимательскую деятельность и иную хозяйственную деятельность, зарегистрированные в установленном порядке или легитимированные иным образом, а также осуществляющие руководство такой деятельностью, приобретающие права и обязанности от своего имени и несущие самостоятельную имущественную ответственность. 2. Правовую классификацию хозяйствующих субъектов НГДПК целесообразно проводить по следующим, разработанным в юридической науке, основаниям: – по структурному признаку – индивидуальные хозяйствующие субъекты и коллективные или, другими словами, индивиды и неиндивиды – социальные институты – образования. К индивидуальным субъектам относятся индивидуальные предприниматели, к коллективным – например, предприятия, обладающие статусом юридического лица. Корни существования индивидуальных и коллективных субъектов предпринимательской деятельности сокрыты в сущности собственнических отношений, которые в обобщенном виде можно свести к присвоению и отчуждению материальных благ индивидом (коллективом, обществом). Способ присвоения материальных благ (индивидуальный или коллективный) зависит от характера и уровня развития орудий труда, общественного богатства и субъектов собственности. Если говорить конкретно о НГДПК, то теоретически в нем возможно присутствие индивидуальных предпринимателей, т.е. законодательного запрета на осуществление ими такого рода деятельности нет. Но практически индивидуальные предприниматели в НГДПК отсутствуют в связи с высокими барьерами входа в нефтегазовый бизнес, обусловленными как объективными (например, дорогостоящим оборудованием), так и субъективными (распределением нефтегазового рынка между ВИНК) причинами. – в зависимости от формы собственности, на базе которой действуют хозяйствующие субъекты – частные, государственные, муниципальные, а также хозяйствующие субъекты со смешанной формой собственности. Основная масса хозяйствующих субъектов НГДПК осуществляют свою деятельность на основе частной собственности, к 2000 году доля государственной собственности сохранялась в ОАО «ЛУКойл» (19%), ОАО «Сургутнефтегаз» (1%), что характеризовало их как хозяйствующих субъектов со смешанной формой собственности. К 2006 году 100% государственной собственности присутствовало в ОАО «Роснефть»; на региональном уровне государственная собственность сохраняется в ОАО «Татнефть» и ОАО «Башнефть». – по характеру осуществляемой экономической (хозяйственной) деятельности – хозяйствующие субъекты, непосредственно ведущие предпринимательскую деятельность и хозяйствующие субъекты, осуществляющие регулирование (организацию) хозяйственной деятельности (хозяйственно-организационную деятельность) в связи с возложенной на них экономической функцией. К последним относятся государство, государственные и муниципальные образования, органы государственной власти и местного самоуправления. – по цели осуществляемой деятельности – подавляющая часть хозяйствующих субъектов НГДПК комплекса является коммерческими, т.е. в соответствии с критерием, установленным законодателем в п. 1 ст. 50 ГК РФ, преследует извлечение прибыли в качестве основной цели своей деятельности[96]
. – по организационно-правовым формам коммерческих организаций – хозяйственные товарищества и общества (полные товарищества, товарищества на вере, акционерные общества, общества с ограниченной ответственностью), производственные кооперативы. Анализ организационно-правовых форм хозяйствующих субъектов НГДПК позволяет утверждать, что 90% из них используют организационно-правовую форму в виде открытых акционерных обществ. Эта форма была введена в процессе приватизации субъектов НГДПК в целях распределения государственной собственности между работниками предприятий посредством передачи акций. Сегодня акционерная организационно-правовая форма дает оптимальные возможности по концентрации капитала, инвестированию отрасли, при отсутствии ответственности акционеров по обязательствам хозяйствующих субъектов. Хозяйственные товарищества и общества с ограниченной ответственностью используются хозяйствующими субъектами, относящимися к малому и среднему бизнесу, что обусловлено меньшими производственными объемами и большей вероятностью сохранения самостоятельности, т.к. для этих организационно-правовых форм характерен отличный от акционерных правовой режим отчуждения доли (вклада). Общества с дополнительной ответственностью и производственные кооперативы как организационно-правовые формы коммерческих организаций вообще не получили распространения среди хозяйствующих субъектов НГДПК: первые – в связи с особенностями ответственности их участников, а вторые – в связи с необходимостью личного трудового участия членов кооператива и ограничения использования труда наемных работников. – по составу учредителей – хозяйствующие субъекты НГДПК могут создаваться любыми субъектами права, за отдельными исключениями, предусмотренными законом для конкретных организационно-правовых форм, например, участниками полных товариществ могут быть только индивидуальные предприниматели и (или) коммерческие организации. – по характеру прав участников в отношении имущества хозяйствующего субъекта – участники хозяйствующих субъектов НГДПК имеют обязательственные права на имущество последних. В этом случае имущество, которое передается хозяйствующему субъекту его учредителями (участниками), обезличивается и переходит в его собственность, учредители, утрачивая на него вещные права, приобретают обязательственные – права требования, например, части прибыли, имущества или его стоимость при ликвидации. – по объему вещных прав хозяйствующего субъекта на используемое им имущество – хозяйствующие субъекты НГДПК, непосредственно осуществляющие предпринимательскую деятельность, обладают правом собственности на имущество, используемое ими в предпринимательской деятельности, за исключением имущества, переданного им во временное владение и пользование на основе договоров, и имущества, которое по закону не может принадлежать этим хозяйствующим субъектам по закону, в частности, речь идет о недрах и содержащихся в них полезных ископаемых. – по степени участия или преимущественного участия труда и капитала – хозяйствующие субъекты, для которых первостепенным является объединение лиц, т.е. личное участие членов в хозяйственной деятельности и их солидарная ответственность по обязательствам хозяйствующего субъекта (хозяйственные товарищества); хозяйствующие субъекты, для которых первостепенным является объединение капиталов, т.е. приложения к процессу воспроизводства не личного участия, а капитала, что обуславливает отсутствие ответственности за деятельность хозяйствующего субъекта. Оба вида субъектов являются предпринимательскими корпорациями – «коллективными образованиями, организациями, признанными юридическими лицами, основанными на объединении капиталов (добровольных взносов) и осуществляющими какую-либо социально полезную деятельность»[97]
. – по наличию в уставном капитале иностранных инвестиций – хозяйствующие субъекты, в уставном капитале которых отсутствуют иностранные инвестиции и хозяйствующие субъекты, в уставном капитале которых присутствуют иностранные инвестиции. Иностранные инвестиции наибольшее распространение в нашей стране получили именно в нефтегазодобывающей промышленности, что вполне объяснимо. С одной стороны, иностранный капитал охотнее идет в отрасли с хорошей экспортной перспективой, с другой – вновь созданные хозяйствующие субъекты НГДПК, столкнувшись в начале 90-х годов с сокращением нефтедобычи и дефицитом финансовых средств, остро нуждались в инвестициях. Кроме того, привлекали существовавшие налоговые и внешнеэкономические льготы, льготный режим вывоза нефти. Иностранный капитал в хозяйствующих субъектах, непосредственно занимающихся производственной деятельностью по добыче нефти, присутствует опосредованно (за некоторым исключением – при создании совместных нефтегазодобывающих предприятий) через их основные общества. Например, в ОАО «ТНК-ВР» доля иностранных компаний составляет 50% от уставного капитала, а акции ОАО «Славнефть» на 50% принадлежат ОАО «ТНК-ВР», в ОАО «ЛУКойл» иностранным компаниям принадлежит 0,26% уставного капитала; в ОАО «Газпром», у которого также есть дочерние нефтедобывающие предприятия – 14,03%. 1. В число основных признаков хозяйствующих субъектов НГДПК входят: наличие правового статуса, возникновение правового статуса в установленном законом порядке, ведение предпринимательской деятельности, наличие имущества, приобретение прав и обязанностей от собственного имени, самостоятельная имущественная ответственность. 2. Правовой статус хозяйствующих субъектов. Хозяйствующие субъекты НГДПК комплекса обладают статусом[98]
субъекта права. Быть субъектом права – значит иметь правовой статус, правовое положение. Правовое положение (статус) хозяйствующих субъектов НГДПК в самом общем значении характеризует их юридическую позицию в системе общественного производства. Несмотря на то, что статус субъекта есть «правовая абстракция»[99]
, «категория правопорядка, порождение юридической техники»[100]
, он материален, т.к. заложен в нормах материального права и проявляется в совокупности субъективных прав и обязанностей. В теории права правовое положение (статус) принято подразделять на виды: 1) Общий или конституционный; 2) Специальный или родовой; 3) Индивидуальный; 4) Отраслевой (хозяйственно-правовой, гражданско-правовой, административно-правовой и т.п.); 5) Межотраслевой. Общий правовой статус хозяйствующих субъектов является базовым, исходным для всех остальных. По нему можно судить о характере, социальной природе, степени демократичности регулирования экономических отношений. Общий правовой статус хозяйствующего субъекта – это довольно широкое понятие, включающее единые для всех хозяйствующих субъектов права и обязанности, предусмотренные Конституцией РФ, законодательством, другими нормативно-правовыми актами общего действия. Определяющее значение для характеристики правового положения хозяйствующих субъектов имеет и отраслевой статус, устанавливаемый нормами конкретной отрасли права (административного, гражданского, финансового, экологического, земельного и др.). Если в рамках общего правового статуса объем закрепленных прав и обязанностей одинаков для всех категорий субъектов (государственные и негосударственные хозяйствующие субъекты), то отраслевой статус предполагает различные правовые режимы деятельности хозяйствующих субъектов в зависимости от их организационно-правовых форм и видов. Понятие «правовое положение (статус)» хозяйствующего субъекта включает в себя: правосубъектность (правоспособность, дееспособность, компетенция), реализацию правосубъектности, гарантии правосубъектности, в том числе защиту интересов хозяйствующих субъектов. 3. Наделение хозяйствующих субъектов правовым статусом. Хозяйствующие субъекты НГДПК наделяются правами и обязанностями в установленном законом порядке. Легитимация хозяйствующих субъектов в России осуществляется посредством их государственной регистрации в соответствии с Федеральным Законом от 8 августа 2001 г. № 129-ФЗ «О государственной регистрации юридических лиц и индивидуальных предпринимателей»[101]
. В самом общем виде можно сказать, что суть государственной регистрации заключается в придании субъекту, обладающему определенными нормами права, признаками законного статуса, т.е. она является правоустанавливающим фактом. Помимо этого, государственная регистрация преследует еще ряд других целей, таких как осуществление государственного контроля за ведением хозяйственной деятельности; получение сведений государственного статистического учета для осуществления мер регулирования экономики; представление всем участникам хозяйственного оборота, государственным органам власти и органам местного самоуправления информации о субъектах хозяйственного оборота[102]
. С момента государственной регистрации хозяйствующие субъекты НГДПК официально приобретают свою правоспособность. Известно, что с точки зрения объема правомочий различается общая и специальная правоспособность. Общая правоспособность дает возможность вести любую хозяйственную деятельность, приобретать любые права и принимать на себя любые обязанности, связанные или вытекающие из этой деятельности. Специальная правоспособность дает возможность иметь не любые права, а лишь соответствующие предмету деятельности хозяйствующего субъекта. Как отмечают многие исследователи, в частности В.В. Лаптев, характерной тенденцией развития правоспособности субъектов хозяйствования в нашей стране, равно как и за рубежом, является постепенный переход от специальной к общей правоспособности[103]
, т.к. до недавнего времени юридические лица в России могли обладать лишь специальной правоспособностью, что, несомненно, сдерживало развитие рыночных отношений. Новый Гражданский Кодекс РФ 1994 г. наделил частные коммерческие организации общей правоспособностью[104]
. Объем правоспособности коммерческой организации может быть добровольно сужен ее учредителями (участниками) посредством установления перечня видов деятельности, которыми может заниматься создаваемое ими юридическое лицо, или прямого исключения для него возможности осуществления отдельных видов деятельности, что согласимся с Н.В. Козловой, «не изменяет общего характера правоспособности[105]
» коммерческой организации. Кроме того, объем правоспособности может быть сужен и предписанием закона. Видимо, в связи с существующей проблемой определения объема правоспособности коммерческих организаций, для того, чтобы избежать возможных проблем на практике, учредители хозяйствующих субъектов НГДПК идут по пути наиболее полной конкретизации предметов (видов) их деятельности в учредительных документах, при этом оставляя этот перечень открытым. Помимо основных направлений деятельности – разведки и разработки нефтяных месторождений; бурения параметрических поисковых, разведочных, структурных наблюдательных и эксплутационных скважин на углеводородное сырье, воду; добычи, транспортировки, подготовки и реализации углеводородного сырья, ведения государственного баланса запасов нефти, конденсата попутных компонентов и учета совместно с ними залегающих полезных ископаемых в границах лицензионных участков; обустройства нефтяных месторождений – учредительные документы исследуемых субъектов хозяйствования закрепляют возможность осуществления ими: переработки углеводородного сырья и реализации продуктов его переработки; разведки и разработки газовых месторождений; добычи подземных вод и общераспространенных полезных ископаемых; производства товаров народного потребления, продовольствия, продукции производственно-технического назначения, оказания услуг населению; производства топографо-геодезических и картографических работ в составе маркшейдерских работ; транспортной деятельности, в том числе: перевозки грузов, пассажиров, ремонта и технического обслуживания автотранспортных средств и перевозки опасных грузов; производства, ремонта и проката оборудования на региональном и межрегиональных уровнях; материально-технического обеспечения нефтяного производства; инвестиционной деятельности, включая операции с ценными бумагами; управления всеми принадлежащими хозяйствующим субъектам акциями и иными ценными бумагами; проектных и строительно-монтажных работ, производства строительных материалов, конструкций и изделий; ремонта и содержания внутрипромысловых и межпромысловых автомобильных дорог и дорог общего пользования; ведения аварийных, восстановительных и спасательных работ; выполнения изыскательных, проектных, строительно-монтажных, научно-исследовательских, опытно-конструкторских, технологических, инжиниринговых и других работ; организации выполнения заказов и поставок для государственных нужд и региональных потребителей производимой продукции; изучения конъюнктуры рынка товаров и услуг, проведения исследовательских, социологических и иных работ; организации рекламно-издательской деятельности, проведения выставок, выставок-продаж, аукционов; посреднической, консультационной, маркетинговой деятельности, других видов деятельности; оказания услуг связи; внешнеэкономической деятельности; благотворительной, культурно-просветительской и иной некоммерческой деятельности; защиты государственной тайны в соответствии с Законами Российской Федерации и иными нормативными актами; обеспечения экономической безопасности хозяйствующих субъектов, сохранения их собственности, защиты государственной и коммерческой тайны. 4. Ведение хозяйствующими субъектами предпринимательской деятельности. Хозяйствующие субъекты НГДПК ведут (осуществляют) предпринимательскую деятельность. Экономическая (хозяйственная) деятельность хозяйствующих субъектов НГДПК будет признаваться предпринимательской при соблюдении следующих, установленных в законе, условий: 1. Самостоятельность в осуществлении экономической (хозяйственной) деятельности; 2. Осуществление хозяйствующими субъектами экономической (хозяйственной) деятельности на свой риск; 3. Систематическое получение хозяйствующими субъектами от экономической (хозяйственной) деятельности прибыли. 4. Направленность экономической (хозяйственной) деятельности хозяйствующих субъектов – получение прибыли от пользования имуществом, продажи товаров, выполнения работ или оказания услуг. Отличительным признаком хозяйствующих субъектов НГДПК является получение ими прибыли от деятельности по добыче нефти и ее последующей реализации (напомним, что, как было отмечено ранее, хозяйствующие субъекты НГДПК обладают общей правоспособностью, что определяет их право извлекать прибыль и из иной деятельности, но связанной с использованием имущества, продажей товаров, выполнением работ или оказанием услуг). Такая деятельность включает в себя: а) разведку и разработку нефтяных месторождений; б) бурение, ликвидацию и консервацию других объектов нефтедобычи; в) эксплуатацию нефтедобывающих скважин, в том числе их техническое обслуживание, повышение нефтеотдачи пластов; г) эксплуатацию систем сбора нефти, ее подготовку до товарных кондиций; д) эксплуатацию систем подержания пластового давления и воздействия на платы; е) эксплуатацию производств по вскрытию нефтеносных пластов; ж) транспортировку нефти; з) реализацию нефти. 5. Имущество хозяйствующих субъектов. Хозяйствующие субъекты НГДПК осуществляют предпринимательскую деятельность на основе принадлежащего им имущества. Наличие у субъектов предпринимательской деятельности имущества необходимо для решения важных задач: 1) Обеспечения основы экономической деятельности. Это значит, что имущество создает материальную базу этой деятельности, т.к. «любая практическая деятельность невозможна без соответствующих инструментов: предметов техники, знаний, наконец, просто денежных средств»[106]
; 2) Обеспечения получения прибыли от предпринимательской деятельности, т.к. в соответствии с п. 1 ст. 2 ГК РФ получение прибыли от пользования имуществом является одной из форм ведения предпринимательской деятельности; 3) Обеспечения законного статуса субъекта предпринимательской деятельности, т.к. обладание обособленным имуществом на праве собственности, хозяйственного ведения или оперативного управления является одним из условий приобретения организацией статуса юридического лица; 4) Обеспечения самостоятельности предпринимательской деятельности. От юридического титула, на основе которого имущество принадлежит субъекту предпринимательской деятельности, зависит его организационная самостоятельность, т.е. возможность принятия самостоятельных решений в процессе деятельности; 5) Обеспечения осуществления ответственности субъекта при нарушении им своих хозяйственных обязательств, т.к. это прямо предусмотрено п. 1 ст. 48 ГК РФ для организации. Эта же норма применяется к индивидуальным предпринимателям на основании п. 3 ст. 23 ГК РФ, за исключением изъятий, предусмотренных для них гражданским законодательством. Использование имущества в предпринимательской деятельности подпадает под специальный правовой режим, устанавливающий особые требования, предъявляемые к его приобретению, использованию и отчуждению. 6. Приобретение прав и обязанностей хозяйствующими субъектами от собственного имени. Хозяйствующие субъекты НГДПК приобретают права и несут обязанности от собственного имени. Этот признак хозяйствующих субъектов характеризует их индивидуализацию при реализации правосубъектности. Коммерческая организация для своей индивидуализации обладает фирменным наименованием или фирмой, которое наряду с ее местом нахождения обозначается в учредительных документах. Фирменное наименование подлежит регистрации одновременно с государственной регистрацией коммерческих организаций путем включения данных о фирме в единый государственный реестр юридических лиц. Современное законодательство не содержит легального определения понятия фирменного наименования, в ст. 54 ГК РФ указаны лишь его реквизиты, поэтому на практике до недавнего времени применялось Положение о фирме, утвержденное Постановлением ЦК и СНК СССР от 22 июня 1927 г.[107]
, т.к. оно формально не было признано утратившим силу, в части не противоречащей ГК РФ. В Положении о фирме исключительное право на фирменное наименование определяется как право помещать фирму на товарах и упаковке, на вывесках и в рекламе, в помещениях данной коммерческой организации и т.д. Но в отличие от Положения о фирме ГК РФ признает исключительное право на фирменное наименование только с момента его регистрации. С 1 января 2008 г. вступит в силу ч. 4 ГК РФ, содержащая гл. 76 «Права на средства индивидуализации юридических лиц, товаров, работ, услуг и предприятий». В качестве ее главных положений можно отметить: 1) Фирменное наименование юридического лица должно содержать указание на его организационно-правовую форму и собственно наименование юридического лица, которое не может состоять только из слов, обозначающих род деятельности; 2). Юридическое лицо должно иметь полное и вправе иметь сокращенное фирменное наименование на русском языке; юридическое лицо вправе иметь также полное и (или) сокращенное фирменное наименование на языках народов Российской Федерации и (или) иностранных языках; 3) Исключительное право на использование фирменного наименования в качестве средства индивидуализации любым не противоречащим законом способом принадлежит, в том числе путем его указания на вывесках, бланках, в счетах и иной документации, в объявлениях и рекламе, на товарах или их упаковках, юридическому лицу, на которое оно зарегистрировано; 4) Распоряжение исключительным правом на фирменное наименование (в том числе путем его отчуждения или предоставления другому лицу права использования фирменного наименования) не допускается; 5) Не допускается использование юридическим лицом фирменного наименования, тождественного фирменному наименованию другого юридического лица или сходного с ним до степени смешения, если указанные юридические лица осуществляют аналогичную деятельность и фирменное наименование второго юридического лица было включено в единый государственный реестр юридических лиц ранее, чем фирменное наименование первого юридического лица; и др. 7. Самостоятельная имущественная ответственность хозяйствующих субъектов. Хозяйствующие субъекты НГДПК несут самостоятельную имущественную ответственность за нарушения ими своих обязанностей. Имущественная ответственность хозяйствующих субъектов является разновидностью юридической ответственности и, следовательно, ей присущи все ее общие признаки. Специальные признаки имущественной ответственности хозяйствующих субъектов, ее принципы, виды и основания наступления содержатся на сегодняшний день в ГК РФ. Значение самостоятельной имущественной ответственности хозяйствующих субъектов носит многоаспектный характер: 1) Это правовое средство регулирования экономических отношений, которое в целом обеспечивает создание правового режима предпринимательской деятельности; 2) Это средство стимулирования (побуждения) надлежащего выполнения хозяйствующими субъектами своих обязательств, вытекающих из их предпринимательской деятельности; 3) Это средство обеспечения восстановления нарушенных прав и интересов других субъектов и компенсации убытков, возникших в результате нарушения обязанностей; 4) Это сама возможность привлекать к наказанию; 5) Это средство, при помощи которого можно предотвращать нарушения хозяйствующими субъектами своих обязанностей. Самостоятельность имущественной ответственности означает, что хозяйствующий субъект отвечает сам своим имуществом перед контрагентами и государством. Хозяйствующие субъекты НГДПК несут ответственность имуществом, которое принадлежит им на праве собственности и находит отражение в их балансе (для коммерческих организаций право собственности на имущество индивидуальных предпринимателей подтверждается правоустанавливающими документами). Это значит, что учредители (участники) коммерческих организаций или собственник его имущества не отвечает по ее обязательствам, а коммерческая организация не отвечает по обязательствам учредителя (участника) или собственника. Исключением из принципа самостоятельности имущественной ответственности является установление субсидиарной ответственности для субъектов, которые имеют право давать обязательные указания или иным образом определять решения коммерческих организаций и несостоятельность (банкротство) последней явилось следствием действий этих субъектов. Также исключения могут предусматриваться законом или учредительными документами и в отношении учредителей (участников) или собственников коммерческой организации, в частности, это касается товариществ и обществ с дополнительной ответственностью. Рекомендуемая литература
1. Белых В.С. Субъекты предпринимательской деятельности: понятие и виды. Правовое положение субъектов предпринимательской деятельности / отв. ред. В.С. Белых. – Екатеринбург, 2002. 2. Гражданское право: учеб. пособие в 3 т. / под ред. А.Н. Сергеева, Ю.К. Толстого. – М., 2003. – Т. 1. 3. Кашанина Т.В. Корпоративное право (Право хозяйственных товариществ и обществ): учебник для вузов. – М., 1999. 4. Козлова Н.В. Правосубъектность юридического лица по российскому гражданскому праву: дис. … д-ра юрид. наук. – М., 2004. 5. Лаптев В.В. Субъекты предпринимательского права. – М., 2003. 6. Мартемьянов В.С. Хозяйственное право. Общие положения. Курс лекций. – М., 1994. – Т. 1. 7. Сарбаш С. Комментарий основных положений Федерального закона «О государственной регистрации юридических лиц» // Хозяйство и право. – 2002. – № 1. – С. 21. 8. Суворов Н.С. О юридических лицах по римскому праву. – М., 2000. 9. Хозяйственное право: общие положения / под ред. В.В. Лаптева. – М., 1983. 1. Отечественная и зарубежная юридическая наука как современная, так и прошлых периодов, характеризуется неоднозначностью подходов к категории «имущество». С одной стороны, это объективно связано с приобретением свойств объектов экономического (хозяйственного) оборота явлений, не отвечающих традиционным признаком «вещественности»; с другой стороны, вызвано законодательной интерпретацией данного понятия, в частности, употребление его в нормативных правовых актах в различных смыслах. Кроме того, на формирование представлений об имуществе сказалось влияние существующих в праве концепций об объекте правоотношений. Нами под имуществом понимаются принадлежащие субъектам правоотношений материальные средства, а также связанные с ними и (или) производные от них права, обязанности и другие явления и процессы окружающего мира, обладающие объективной ценностью в экономическом обороте (материальные и нематериальные ценности), т.е. способностью стоить. Такое широкое отношение к понятию «имущество» продиктовано, с одной стороны, самой жизнью – многообразием явлений и процессов окружающего мира, а с другой – сложившейся практикой правового регулирования возникающих в отношении них прав и обязанностей субъектов[108]
. Имущество как юридическая категория важна именно в контексте принадлежности материальных и нематериальных ценностей кому-либо. Например, понятие «вещь» не несет в себе такой нагрузки, другими словами, вещь становится имуществом, если употребляется с точки зрения принадлежности ее конкретному субъекту. Так, если мы говорим об автомобиле как средстве передвижения – это вещь. А автомобиль, принадлежащий хозяйствующему субъекту – имущество. В частном порядке в смысле принадлежности категорией «имущество» может быть обозначена какая-то одна из ценностей, но чаще этот термин используется для определения их совокупности. При этом в предусмотренных в законе случаях принадлежность совокупности ценностей определенным субъектам во временных рамках используется для характеристики их имущественного положения, а также может использоваться и в иных целях, например, для целей налогообложения. Заметим также, что отдельные виды имущества в той или иной совокупности могут применительно к определенным правоотношениям выступать в разных ипостасях (фондами, резервами, прибылью, активами, оборотными средствами, основными средствами, деньгами, ценными бумагами и т.д.), что все равно не меняет их сути как принадлежащих субъектам стоимостных объектов экономического оборота. 2. Категория «правовой режим имущества» может быть представлена как установленный в нормативных правовых актах порядок, содержащий систему правил (прав, обязанностей, требований, предписаний и т.п.) к правоотношениям, объектом которых выступают принадлежащие субъектам этих правоотношений материальные средства, а также связанные с ними и (или) производные от них права, обязанности и другие явления и процессы окружающего мира, обладающие объективной ценностью в экономическом обороте (материальные и нематериальные ценности), т.е. способностью стоить. Понятие «правовой режим имущества» имеет важное значение и для юридической науки, и законодательной практики, и государственных органов власти, органов местного самоуправления, и самих хозяйствующих субъектов. Так, публичные интересы заставляют устанавливать одинаковые правила в целях: создания однотипного решения вопросов налогообложения; формирования единых институтов осуществления предпринимательской деятельности (например, одинакового правового значения уставного капитала, уставного фонда и пр.); ведения организациями учета имущества по единым правилам с тем, чтобы можно было контролировать исполнение обязательств перед государством[109]
. Правовой режим имущества позволяет определить: кому и на каком вещном праве или производном от него принадлежит или может принадлежать имущество, объем правомочий лиц, обладающих определенными материальными и нематериальными ценностями, обладающие объективной ценностью в экономическом обороте (материальные и нематериальные ценности), т.е. способностью стоить. Кроме того, правовой режим является основанием для юридической классификации имущества. 1. Имущество хозяйствующих субъектов НГДПК может быть рассмотрено как единый имущественный комплекс в качестве самостоятельного объекта правоотношений, что следует из ст. 132 ГК РФ[110]
. Причем это не означает, что составляющие имущественный комплекс части (имущество) теряют статус самостоятельных объектов правоотношений. В соответствии с ч. 2 п. 1 ст. 132 ГК РФ имущественный комплекс, используемый для осуществления предпринимательской деятельности, признается недвижимостью. 2. Важнейшим элементом правового режима имущественного комплекса хозяйствующих субъектов является требование законодателя о его обособлении. Данный институт, в первую очередь, обеспечивает отграничение имущества одних участников правоотношений от имущества других участников. Главная форма обособления имущества рассматриваемых субъектов – права собственности. Основными источниками образования имущества, принадлежащего хозяйствующим субъектам НГДПК на праве собственности, служат регулярные или единовременные поступления от учредителей; доходы от реализации товаров (работ, услуг), от использования своего имущества; дивиденды, получаемые по ценным бумагам и вкладам. Наряду с имуществом, принадлежащим хозяйствующим субъектам на праве собственности, круг их правомочий распространяется на имущество, поступившее во временное владение и пользование хозяйствующих субъектов, «вследствие договоров и иных сделок юридического лица, а также иных фактов, предусмотренных ст. 8 ГК РФ»[111]
. 3. Принадлежность имущества хозяйствующим субъектам НГДПК определяется на основании правоустанавливающих документов и должна находить свое отражение в документах бухгалтерского учета[112]
. При этом в соответствии с п. 2 ст. 8 Федерального закона от 21 ноября 1996 г. № 129-ФЗ «О бухгалтерском учете» имущество, являющееся собственностью организации, учитывается обособленно от имущества других юридических лиц, находящегося у данной организации. 4. Для обособления имущества хозяйствующих субъектов НГДПК – коллективных образований – используется бухгалтерский баланс. Порядок составления и виды балансов определяются многочисленными нормативными актами, базовыми из которых являются: Федеральный закон от 21 ноября 1996 г. № 129-ФЗ «О бухгалтерском учете»[113]
, Положение по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности, утвержденное Приказом Министерства финансов РФ от 29 июля 1998 г. № 34н[114]
(далее – Положение о бухгалтерском учете), Концепция бухгалтерского учета в рыночной экономике России, одобренная Методологическим советом по бухгалтерскому учету при Министерстве финансов РФ и Президентским советом Института профессиональных бухгалтеров 29 декабря 1997 г. 5. В соответствии с п. 7.1 Концепции бухгалтерского учета в рыночной экономике России имущество является элементом формируемой в бухгалтерском учете информации о финансовом положении организации, отражающейся в бухгалтерском балансе. К нему относятся хозяйственные средства, контролируемые организацией в результате прошлых событий ее хозяйственной деятельности, и которые должны принести ей экономические выгоды в будущем. При этом материально-вещественная форма объекта и юридические условия его использования не являются единственным критерием определения имущества. Критерием признания имущества в бухгалтерском балансе является вероятность получения организацией экономических выгод в будущем от этого имущества, и когда стоимость его может быть измерена с достаточной степенью надежности. Такое имущество принято называть специально применяемым для целей бухгалтерского учета термином «активы» (за исключением индивидуальных предпринимателей). Все активы хозяйствующих субъектов НГДПК подлежат оценке в соответствии с установленными правилами о бухгалтерском учете и налоговым законодательством. Классификация активов нормативно закрепляется через структуру бухгалтерского баланса. По своему строению он представляет собой двухстороннюю таблицу, левая сторона которой – актив – как раз и отражает состав активов (1 и 2 разделы баланса), а правая сторона – пассив – источники их образования (3-5 разделы баланса). 5. В соответствии с законодательством о бухгалтерском учете все активы хозяйствующих субъектов НГДПК, с одной стороны, делятся на материальные и нематериальные активы, а с другой – на внеоборотные и оборотные активы. Основным критерием разграничения активов на материальные и нематериальные служит отсутствие у последних материально-вещественной (физической) структуры, т.е. их неосязаемость. К нематериальным активам, например, относятся: исключительное право патентообладателя на изобретение, промышленный образец, полезную модель; исключительное авторское право на программы для ЭВМ, базы данных; имущественное право автора или иного правообладателя на топологии интегральных микросхем; исключительное право владельца на товарный знак и знак обслуживания, наименование места происхождения товара; деловая репутация организации и др. В целом, помимо отсутствия материально-вещественной (физической) структуры, нематериальные ценности для отнесения их к таковым для целей бухгалтерского учета должны: обладать способностью к идентификации (выделению, отделению) организацией от другого имущества; использоваться организацией в производстве продукции, при выполнении работ или оказании услуг либо для ее управленческих нужд в течение длительного времени (срок полезного использования свыше 12 месяцев); обладать способностью, приносить организации экономические выгоды (доход) в будущем; быть надлежащим образом оформлены. Кроме того, организация не должна предполагать последующую перепродажу имущества, отнесенного ей к нематериальным активам[115]
. Все остальное имущество хозяйствующих субъектов нефтедобывающего комплекса, не относящееся к нематериальным активам, является их материальными активами. Смысл разграничения принадлежащего хозяйствующим субъектам имущества на материальные и нематериальные активы состоит в различных режимах их документального подтверждения, оценки, амортизации, списании и учета операций, связанных с предоставлением права на использование нематериальных активов. В основу разграничения активов на внеоборотные и оборотные положена длительность использования имущества в производственном процессе, из которой вытекает особенность перенесения его стоимости на стоимость выпускаемой продукции: первые – используются в хозяйственной деятельности длительное время, не изменяя своего вида, их стоимость переносится на создаваемую продукцию постепенно путем начисления амортизации; вторые – свою стоимость на изготовленную продукцию переносят сразу. В состав внеоборотных активов входят: нематериальные активы, основные средства, незавершенное строительство, доходные вложения в материальные ценности, долгосрочные финансовые вложения, отложенные налоговые активы, прочие внеоборотные активы, т.е. непопадающие под перечисленные виды, но по критериям относящиеся к внеоборотным активам. К оборотным активам относятся: запасы, в том числе сырье, материалы и другие ценности; затраты в незавершенном производстве, готовая продукция и товары для перепродажи, отгруженные товары, расходы будущих периодов; налог на добавленную стоимость по приобретенным ценностям, дебиторская задолженность, краткосрочные вложения, денежные средства; прочие оборотные активы. 6. Основой любого промышленного производства, в том числе и НГДПК, безусловно, являются основные средства. Во-первых, без них эта деятельность неосуществима, а, во-вторых, основные средства – это главный производственный потенциал хозяйствующих субъектов, осуществляющих предпринимательскую деятельность. К основным средствам, представляющим собой именно материально-вещественные ценности, используемым в производственном процессе в качестве средств труда, например, относятся здания, сооружения, рабочие и силовые машины и оборудование, измерительные и регулирующие приборы и устройства, вычислительная техника, транспортные средства, инструмент, производственный и хозяйственный инвентарь и принадлежности, и др. В составе основных средств учитываются также: капитальные вложения в арендованные объекты основных средств; земельные участки, объекты природопользования (вода, недра и другие природные ресурсы) и др.[116]
. В этой связи не совсем понятно правило, закрепленное в ч. 4 п. 46 Положения о бухгалтерском учете, предусматривающее, что в составе основных средств, в том числе, учитываются находящиеся в собственности организаций недра, хотя данный вид природных объектов, вместе с содержащимися в недрах полезными ископаемыми, энергетическими и иными ресурсами, может находиться только в государственной собственности (ст. 1.2. Закона РФ «О недрах»). Согласимся с И.И. Кожедубовой, что хозяйствующие субъекты, занятые добычей природных ресурсов, отличаются от других своей фондоемкостью[117]
. Так, важнейшими видами основных средств хозяйствующих субъектов НГДПК являются скважины (разведочные, нефтяные эксплуатационные), нефтегазосборные сети, сооружения, нефтепромысловое и геологоразведочное буровое оборудование, буровые установки (для эксплуатационного и глубоко разведочного бурения), оборудование для спуско-подъемных работ в эксплуатационных скважинах, оборудование для сбора, учета, первичной обработки и транспортировки нефти на промыслах и др.[118]
. Возникновение на балансе предприятий основных средств является результатом прежде всего долгосрочных инвестиций, т.е. с точки зрения бухгалтерского учета, затрат на создание, увеличение размеров, а также приобретение внеоборотных активов длительного пользования (свыше одного года), изначально не предназначенных для продажи, за исключением долгосрочных финансовых вложений в ценные бумаги и уставные капиталы других предприятий. Оборотные активы тоже играют большую роль в деятельности хозяйствующих субъектов, осуществляющих предпринимательскую деятельность, т.к. их основную часть составляют необходимые для производственной и финансовой деятельности предприятия материально-производственные запасы. Среди оборотных активов хозяйствующих субъектов НГДПК главное место, безусловно, занимает нефть, которая по правовому режиму, установленному в бухгалтерском учете, является сырьем и таким образом входит в число материально-производственных запасов[119]
хозяйствующих субъектов, и денежные ресурсы. 7. Вся совокупность имущества хозяйствующих субъектов НГДПК, за исключением обязательств, образует их капитал. Другими словами, капитал – это все, что вложено в производство и приносит доход. Величина капитала (совокупность вложений учредителей хозяйствующих субъектов НГДПК и накопленная ими прибыль) рассчитывается как разница между активами и обязательствами организации[120]
. Отметим, что одним из важнейших показателей, характеризующих состояние капитала хозяйствующих субъектов, является величина чистых активов, стоимость которых представляет собой расчетную величину, определяемую путем вычитания из суммы активов, принимаемых к расчету, суммы пассивов, принимаемых к расчету[121]
. Информация о стоимости чистых активов раскрывается в промежуточной и годовой бухгалтерской отчетности. 1. Специфика производственной деятельности хозяйствующих субъектов НГДПК обуславливает наличие в составе их имущественного комплекса различного рода имущества. Остановимся на характеристике правовых режимов: права пользования участками недр, запасов полезных ископаемых, содержащихся в недрах, нефти как добытого полезного ископаемого и горного имущества. 2. Правовой режим права пользования участками недр производен от правового режима недр и участков недр. Последний объясняется тем, что участки недр, как и недра в целом, относятся к природным ресурсам, т.е. являются «главным фактором жизнеобеспечения человечества» [122]
. Основу правового режима участков недр составляют нормы, содержащиеся в Законе РФ «О недрах» и ГК РФ. В первую очередь это, безусловно, закрепление государственной собственности на недра. Как следствие, правило: участки недр не могут быть предметом купли, продажи, дарения, наследования, вклада, залога или отчуждаться в иной форме. Кроме того, по правилам ст. 130 ГК РФ участки недр относятся к недвижимому имуществу, что предполагает распространение на них установленного в законе специального режима недвижимости. Хозяйствующим субъектам НГДПК для добычи полезных ископаемых[123]
участки недр предоставляются в пользование в виде горных отводов – геометризованного блока недр[124]
, предварительные границы которых устанавливаются при предоставлении лицензии на пользование недрами. После разработки технического проекта, получения на него положительного заключения государственной экспертизы, согласования указанного проекта с органами государственного горного надзора и государственными органами охраны окружающей природной среды, документы, определяющие уточненные границы горного отвода, включаются в лицензию в качестве неотъемлемой составной части. Хозяйствующие субъекты НГДПК, получившие горный отвод, имеют исключительное право осуществлять в его границах пользование недрами в соответствии с предоставленной лицензией; любая деятельность, связанная с пользованием недрами в границах горного отвода, может осуществляться только с их согласия. Ограничение пользование недрами возможно только по основаниям, закрепленным в ст. 8 Закона РФ «О недрах». Права пользования недрами могут отчуждаться или переходить от одного лица к другому в той мере, в какой их оборот допускается федеральными законами (ч.ч. 1, 2 Закона РФ «О недрах»). Закон РФ «О недрах» регламентирует основные правила пользования участками недр, а именно: требования, предъявляемые государством к субъектам права пользования участками недр; основания возникновения права пользования; сроки пользования; порядок предоставления, оформления, переход права пользования; основания для прекращения права пользования, включая порядок досрочного прекращения права пользования; основные права и обязанности пользователя недр; основные требования к рациональному использованию недр и др.[125]
. Перейдя от государства к хозяйствующему субъекту, право пользования участком недр в соответствии со ст. 128 ГК РФ становится самостоятельным имущественным объектом. Как уже было отмечено ранее, права пользования участками недр, полученные на основе лицензии, могут отчуждаться и переходить от одного субъекта к другому в той мере, в какой их оборот допускается федеральными законами. Случаи, при которых возможен такой переход, закреплены в ст. 17.1 Закона РФ «О недрах». Внесенные в указанную статью последние изменения свидетельствуют о целенаправленном движении государства к упрощению передачи прав недропользования (например, такое право теперь предоставлено пользователям недр, являющимся по отношению друг к другу основным и дочерним обществами, а также новым юридическим лицам, образованным в процессе реорганизации правообладателя). Стремление государства включить право пользования недрами в гражданский оборот явно выражено в проекте нового Федерального закона «О недрах», притом, что законопроект по-прежнему запрещает любую форму оборота участков недр, он допускает в рамках особых правил отчуждение и передачу в залог прав пользования участками недр. Правовой режим права пользования участками недр зависит от правового режима участков недр как объектов недвижимости. Последнее обусловлено их природными свойствами[126]
. Относительно института государственной регистрации права пользования участками недр существует проблема несостыковки норм ГК РФ, Закона РФ «О недрах»[127]
, а также Закона от 21 июля 1997 года № 122-ФЗ «О государственной регистрации прав на недвижимое имущество и сделок с ним». Первый содержит прямое указание на государственную регистрацию прав на недвижимость и сделок с ней (а значит, это касается и участков недр), даже если параллельно осуществляется специальная регистрация или учет отдельных видов недвижимого имущества. Второй закрепляет требование о государственной регистрации лицензии на пользование участками недр (ст. 16 Закона РФ «О недрах»), которую осуществляет Федеральное агентство по недропользованию, и правила о специальном учете и регистрации участков недр, предоставленных для добычи полезных ископаемых (ст. 28 Закона РФ «О недрах») уполномоченными федеральными органами управления государственным фондом недр, т.е. тем же Федеральным агентством по недропользованию, и ничего не говорит о регистрации, установленной ГК РФ. Третий в ст. 1, расшифровывая понятие недвижимого имущества, права на которое подлежат государственной регистрации, включает участки недр, но фактически упоминает их только в ст. 26 относительно государственной регистрации аренды участка недр или его части. Не до конца проработанный вопрос о государственной регистрации участков недр в том смысле, в котором она предусмотрена в ГК РФ, связана с существующей в РФ системой оформления пользования участками недр в виде лицензии. Представители науки и практики высказывают разные мнения относительно того, каким должен быть институт государственной регистрации участков недр, точнее права пользования ими. Одни утверждают, что целесообразно привести законодательство о недрах в соответствии с ГК РФ[128]
, другие высказывают противоположное мнение – поднимать вопрос о новом порядке государственной регистрации лицензий на пользование недрами нецелесообразно, т.к. это негативно отразится на государственной системе предоставления права пользования участками недр[129]
. Права пользования участками недр в рамках уже не раз обозначенного нами законопроекта «О недрах» должно регистрироваться в порядке, установленном для государственной регистрации прав на недвижимое имущество и сделок с ним. Думается, что какой бы вариант законодатель не выбрал в дальнейшем, он должен избежать двойной государственной регистрации, т.к. это приведет к неоправданному усложнению института пользования недрами, его бюрократии и негативно скажется на хозяйствующих субъектах – пользователях недр. 3. Правовой режим содержащихся в недрах полезных ископаемых. В литературе высказано мнение, что содержащиеся в недрах полезные ископаемые, которые обнаружены в процессе поиска и разведки и на основе проведенной государственной экспертизы в установленном порядке поставлены на учет, являются объектом недвижимости[130]
. В частности, Л.В. Каланда пишет: «Согласно ст. 130 ГК РФ, в условиях естественного состояния запасы нефти представляют собой недвижимое имущество»[131]
. Об отнесении к недвижимости «минералов, металлов и других ископаемых, пока они находятся в прочной связи с почвой», указывал в свое время Г.Ф. Шершеневич[132]
. Такая позиция, на наш взгляд, представляется обоснованной, но только с одним уточнением – содержащиеся в недрах полезные ископаемые не образуют самостоятельного объекта недвижимости, т.е. не могут рассматриваться как недвижимость в отрыве от участков недр, в которых они расположены, и вот почему. Во-первых, ст.130 ГК РФ ничего не говорит о содержащихся в недрах полезных ископаемых как самостоятельных объектах недвижимости. Во-вторых, они также не подпадают под рамки конструкции «все, что прочно связано с землей», т.к. здесь имеются в виду объекты, перемещение которых без несоразмерного ущерба их назначению невозможно. Добытые полезные ископаемые не теряют своих потребительских свойств. В-третьих, государственный учет и государственная регистрация запасов полезных ископаемых и проявлений полезных ископаемых (в соответствии с их установленной классификацией), предусмотренные ст.ст. 28-32 Закона РФ «О недрах», производится по участкам недр[133]
. Действующая в нашей стране система государственной экспертизы запасов полезных ископаемых также неразрывно связана с участками недр, а вернее с предоставлением участков недр, содержащих полезные ископаемые, в пользование. В частности, в соответствии с ч. 2 ст. 29 Закона РФ «О недрах» предоставление недр в пользование для добычи полезных ископаемых разрешается только после проведения государственной экспертизы их запасов. Отсюда объектом государственной экспертизы действительно являются запасы полезных ископаемых (а также геологическая, экономическая и экологическая информация), но применительно к предоставляемым в пользование участкам недр[134]
. Заключения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, утверждаемые Федеральным агентством по недропользованию, являются основанием для постановки (списания) запасов полезных ископаемых на государственный баланс. Интерес в отношении полезных ископаемых, находящихся в недрах, представляет вопрос о том, составляют ли они самостоятельный объект имущества хозяйствующих субъектов, осуществляющих предпринимательскую деятельность, с точки зрения законодательства о бухгалтерском учете и налогового законодательства. В литературе по этому поводу высказаны различные мнения. Например, В.Л. Богданов классифицируя основные производственные активы нефтегазовых предприятий, пишет, что ресурсы нефти и газа – важнейший экономический актив компании и относятся к основным производственным фондам. С точки зрения экономической роли в процессе производства, запасы углеводородного сырья относятся к материальным активам – они реально участвуют в процессе производства и являются объектом приложения усилий различных недропользователей[135]
. Л.В. Каланда, исследуя вопрос о том, можно ли отнести запасы нефти к имуществу (активам) хозяйствующих субъектов, приходит к несколько иным выводам: 1) При решении вопроса о возможности учета запасов в составе имущества хозяйствующих субъектов, необходимо учитывать, что в РФ установлена государственная собственность на недра, а значит ресурсы недр до момента их добычи находятся в государственной собственности; после добычи ресурсы недр могут становиться собственностью различных субъектов; ресурсы недр, в частности нефть, после добычи на стадии реализации приобретают статус средств в обороте (сырья); 2) Само понятие «запасы» неопределенно, а категория «стоимостная оценка запасов» повышает эту неопределенность; в связи с тем, что при оценке запасов (и, в частности, извлекаемых) могут быть допущены серьезные ошибки, проводить бухгалтерский учет стоимости запасов на системных счетах не следует, она может отражаться вне системных счетов; 3) В условиях государственной собственности на недра объектом оценки являются права и экономические выгоды, вытекающие из лицензии на право пользования недрами, которые могут отражаться в нематериальных активах и не должны влиять на финансовые результаты хозяйствующих субъектов, т.е. проходить по статье «Добавочный капитал», как и результаты переоценки имущества[136]
. Для собственных выводов по данному вопросу обратимся к действующему законодательству, позволяющему, по нашему мнению, «пролить» свет на данную проблему. С одной стороны, как уже было отмечено ранее, запасы полезных ископаемых в зависимости от вида учитываются на государственном балансе запасов полезных ископаемых, что соответствует установленной в отношении них государственной формы собственности. Государственный баланс содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, добыче, потерях и об обеспеченности промышленности разведенными запасами полезных ископаемых на основе утвержденной классификации запасов полезных ископаемых. Хозяйствующие субъекты НГДПК, в силу указанного выше правила, обязаны представлять государственную отчетность (на 1 января каждого года) по запасам основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержащихся в них полезных компонентов, выявленным в недрах в процессе оценки, разведки и разработки месторождений, прошедшим государственную экспертизу или получившим геолого-экономическую оценку и поставленным на учет в установленном порядке[137]
. Являясь государственной собственностью, ресурсы нефти, находящиеся в недрах, относятся к активам РФ и подлежат бюджетному учету в соответствии с действующей в настоящее время Инструкцией по бюджетному учету[138]
как нефинансовые нематериальные непроизведенные активы. С другой стороны, правила по ведению бухгалтерского учета и отчетности юридическими лицами содержат ряд правил, не позволяющих однозначно сказать, могут ли хозяйствующие субъекты относится к запасам, находящимся в недрах, как к своим активам: ч. 4 п. 46 Положения по бухгалтерскому учету и бухгалтерской отчетности в РФ закрепляет, что в составе основных средств учитываются находящиеся в собственности организации земельные участки, объекты природопользования (вода, недра и другие природные ресурсы), хотя недра не могут находиться ни в чьей собственности, кроме как государственной; ч. 2 п. 5 Положения по бухгалтерскому учету «Учет основных средств» ПБУ 6/01 содержит такое же правило, но без указания того, что перечисленные объекты находятся в собственности организации. При этом в Общероссийском классификаторе основных фондов[139]
и в Классификации основных средств, включаемых в амортизационную группу[140]
, речь о запасах, находящихся в недрах, не идет. Представляется, что с юридической точки зрения, основываясь на правовых нормах, закрепляющих порядок государственного учета запасов полезных ископаемых, хозяйствующие субъекты, осуществляющие предпринимательскую деятельность, в том числе НГДПК, не могут относиться к ним как к своим активам. Хотя их рыночная стоимость напрямую зависит от оцененных полезных ископаемых, содержащихся в участках недр, права пользования на которые они имеют. Активами хозяйствующих субъектов НГДПК являются права пользования участками недр, удостоверенные лицензионным соглашением (лицензией), причем их бухгалтерский учет будет отличен от учета для целей налогообложения. В бухгалтерском учете расходы, связанные с получением лицензии (например, сбор за участие в конкурсе, сбор за выдачу лицензии), признаются расходами по обычным видам деятельности, т.е. по добыче природных ресурсов (п.5 ПБУ «Расходы организации»[141]
), предварительно отражаются на счете 97 «Расходы будущих периодов» (Инструкция по применению Плана счетов бухгалтерского учета финансово-хозяйственной деятельности организаций[142]
) и списываются на текущие расходы в течение всего периода пользования недрами (срока действия лицензии)[143]
. Для целей взыскания налога на прибыль организаций, предусмотренного гл. 25 НК РФ, рассматриваемые расходы формируют стоимость внеоборотного нематериального актива – имущественного права пользования участками недр, что прямо предусмотрено ст. 325 НК РФ, закрепляющей: расходы, осуществленные налогоплательщиком по получению лицензионного соглашения (лицензии), а именно расходы, связанные с предварительной оценкой месторождения, проведением аудита запасов месторождения, расходы на разработку технико-экономического обоснования (иных аналогичных проектов), проекта освоения месторождения, на приобретение геологической и иной информации, расходы на оплату участия в конкурсе, учитываются им в составе нематериальных активов (амортизация данного нематериального актива начисляется в порядке, установленном ст.ст. 256-259 НК РФ). С другой стороны, права пользования участками недр подпадают под условия, установленные для принятия к бухгалтерскому учету активов в качестве нематериальных (п. 3 Положения по бухгалтерскому учету «Учет нематериальных активов» ПБУ 14/2000). Большинство отечественных специалистов, чьи работы посвящены учету расходов, связанных с освоением природных ресурсов, указывают на необходимость принятия концептуального нормативного документа, который бы устанавливал принципы и порядок учета предприятиями обозначенных расходов[144]
. 4. Правовой режим добытых полезных ископаемых. На сегодняшний день в законодательстве отсутствует определение понятия «добытое полезное ископаемое». Исключение составляет только налоговое законодательство, в соответствии с которым добытыми полезными ископаемыми признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого – стандарту (техническим условиям) организации (предприятия) (п. 1 ст. 337 НК РФ). Согласимся с А.И. Перчиком, его (понятие) правомерно распространять только на налоговые правоотношения[145]
. Основным видом полезного ископаемого, добываемого интересующими нас хозяйствующими субъектами, является нефть, единое понятие которой как углеводородного сырья также в законодательстве отсутствует. Это привело к применению в федеральных нормативных правовых актах термина «нефть» в разных значениях (см. таб. 1). Таб. 1. Термин
Пояснение
Источник
Нефть Сырая нефть марки «Юралс» Бюджетный кодекс РФ (п. 2 ст. 96.1) Нефть в любом виде, в том числе сырая нефть, топливная нефть, нефтяной отстой, нефтяные отходы и очищенные нефтепродукты Правила разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ (утверждены Приказом МЧС РФ от 28.12.2004 г. № 621) Цена нефти – цена реализации нефти, которая указана сторонами в сделке, но не ниже среднего за отчетный период уровня цен нефти сырой марки «Юралс» Налоговый кодекс РФ (ст. 346.34) Как вид добытого полезного ископаемого – продукция горнодобывающей промышленности – обезвоженная, обессоленная и стабилизированная Налоговый кодекс РФ (ст. 337) Включая газовый конденсат Постановление Правительства РФ от 31 декабря 1994 г. № 1446 «О вывозе нефти и нефтепродуктов за пределы таможенной территории РФ с 1 января 1995 г. (с последними изменениями на 24.08.2004 г. Нефть сырая Раздел "Топливно-энергетические полезные ископаемые" в Общероссийском классификаторе полезных ископаемых и подземных вод ОК 032-2002 (утв. Постановлением Госстандарта России от 25.12.2002 N 503-с) Нефть сырая обезвоженная, обессоленная и стабилизированная (1111210 – 1111320) Раздел "Продукция и услуги горнодобывающей промышленности и разработки карьеров" в Общероссийском классификаторе видов экономической деятельности, продукции и услуг ОК 004-93 (утв. Постановлением Госстандарта России от 06.08.1993 N 17) - нефть, обезвоженная и обессоленная на газоперерабатывающих заводах; - нефть, стабилизированная на нефтепромыслах и газоперерабатывающих заводах; - нефть, стабилизированная на нефтепромыслах; - нефть, стабилизированная на газоперерабатывающих заводах. Общероссийский классификатор продукции ОК 005-93 (утв. Постановлением Госстандарта России от 30.12.1993 N 301) В основе правового режима добытых хозяйствующими субъектами НГДПК полезных ископаемых, в частности, нефти, лежит несколько важных моментов: во-первых, отношение их как объектов гражданских прав к группе движимого имущества, во-вторых, то, что добытые из недр полезные ископаемые и иные ресурсы по условиям лицензии могут находиться в федеральной государственной собственности, собственности субъектов РФ, муниципальной, частной и в иных формах собственности (ч. 3 ст. 1.2. Закона РФ «О недрах»), и, в-третьих, добытые полезные ископаемые становятся продукцией. В настоящее время существует два режима возникновения права собственности у хозяйствующих субъектов НГДПК на нефть как добытое полезное ископаемое. В условиях лицензионного соглашения, регулируемого Законом РФ «О недрах», добытая продукция переходит к хозяйствующим субъектам НГДПК в момент ее извлечения. Здесь сразу обозначим проблему, что на законодательном уровне не урегулирован вопрос о том, с какого момента полезные ископаемые могут считаться добытыми. На практике считается, что, как только недропользователь, владеющий лицензией на право добычи полезных ископаемых, применяя те или иные способы добычи и системы разработки, переводит полезные ископаемые в подвижное состояние и доставляет их в определенное место, он становится собственником добытых полезных ископаемых (для нефти – это момент ее доставки к устью скважины в соответствии с проектами разработки месторождения и обустройства промысла) [146]
. В условиях соглашения о разделе продукции вся добытая продукция до ее раздела между государством и хозяйствующим субъектом – инвестором является государственной собственностью. Право собственности к хозяйствующим субъектам на часть добытого полезного ископаемого переходит в пункте раздела (или его еще называют точкой раздела), которым признается место коммерческого учета продукции. Местом коммерческого учета добытой нефти в соответствии со ст. 346.34 НК РФ считается, в случае ее транспортировки трубопроводным транспортом, место, в которое нефть по трубопроводу поступает на контрольно-измерительную станцию и в котором осуществляется измерение ее количества и качества, подсчет в качестве произведенной продукции и передача в систему магистрального трубопровода. В случае транспортировки нефти иным транспортом, чем трубопроводный, место коммерческого учета продукции определяется соглашением как место, в которое нефть поступает на контрольно-измерительную станцию и в котором осуществляется измерение ее количества и определение качества. Практически и в том, и в другом случае место раздела – это точка выхода нефти с промысла или входа в магистральный трубопровод. Принципиальным в отношениях по разделу продукции между государством и инвестором является вопрос о составе части произведенной хозяйствующим субъектом НГДПК продукции, являющейся по условиям соглашения долей последнего и переходящей впоследствии в его собственность. В соответствии со ст. 8 Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции» доля инвестора включает в себя компенсационную продукцию (часть произведенной продукции, покрывающей затраты на выполнение работ по соглашению), а также часть прибыльной продукции, выделяемой инвестору по условиям соглашения[147]
. В целом необходимо отметить, что независимо от того, пользуются хозяйствующие субъекты участками недр на основе лицензионного соглашения или на основе соглашения о разделе продукции, сведения о праве собственности на добытое минеральное сырье должны содержаться в лицензии на право пользования участком недр вместе с согласованным их уровнем добычи. Характеризуя право собственности хозяйствующих субъектов НГДПК на добытое полезное ископаемое, необходимо помнить два важных момента: с одной стороны, в соответствии со ст. 209 ГК РФ хозяйствующие субъекты НГДПК владеют, пользуются и распоряжаются добытыми полезными ископаемыми, принадлежащими им на праве собственности по своему усмотрению, т.е. могут совершать в их отношении любые действия, не противоречащие закону и иным правовым актам и не нарушающие права и охраняемые законом интересы других лиц, в том числе отчуждать добытое полезное ископаемое в собственность другим лицам, в том числе, отдавать его в залог и обременять другими способами, а также распоряжаться ими иным образом; с другой стороны, в соответствии со ст. 22 Закона РФ «О недрах» пользователь недр ограничен в своих правах, в том числе на добытое минеральное сырье, условиями лицензии или соглашения о разделе продукции, а также действующим законодательством. Например, п. 2 ст. 9 Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции», затрагивая одно из правомочий инвестора как собственника произведенной продукции, а именно право распоряжения ею, прямо предусматривает, что в процессе распоряжения продукцией инвестор может вывезти ее за пределы таможенной территории РФ на условиях и в порядке, которые определены соглашением о разделе продукции, без количественных ограничений экспорта, за исключением случаев, предусмотренных Федеральным законом от 8 декабря 2003 г. № 164-ФЗ «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности»[148]
. В круг правомочий хозяйствующих субъектов НГДПК как собственников добытого полезного ископаемого входит право экспорта нефти, т.е. ее вывоза с таможенной территории РФ без обязательства об обратном ввозе. В этом случае нефть как товар становится предметом внешнеторговой деятельности, а хозяйствующие субъекты НГДПК – участниками внешнеторговых отношений. Характеристика правового режима нефти будет неполной, если не затронуть основные правила ее бухгалтерского учета. Добытое полезное ископаемое – нефть – на стадии реализации становится оборотным активом хозяйствующих субъектов НГДПК и учитывается как запасы по статье «готовая (подлежащая реализации) продукция»[149]
. Списание со счета «Готовая продукция» осуществляется по мере ее отгрузки в систему магистрального нефтепровода или другим потребителям. Сдача продукции в систему магистрального трубопровода отражается по счету «Товары отгруженные», поскольку в момент передачи продукции предприятиям, осуществляющим транспортировку, не происходит перехода права собственности. Нефть, отгруженная конечному покупателю, учитывается как реализованная продукция. В соответствии с Положением по ведению бухгалтерского учета и отчетности в РФ и Положением по бухгалтерскому учету «Учет материально-производственных запасов» ПБУ 5/01[150]
, материально производственные запасы принимаются к бухгалтерскому учету по фактической себестоимости. Фактическая себестоимость добытой нефти «представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе ее добычи природных ресурсов, реагентов, материалов, топлива, энергии, амортизации основных средств, трудовых ресурсов и прочих затрат»[151]
и рассчитывается в соответствии с утвержденной учетной политикой хозяйствующих субъектов НГДПК. Также им стоит руководствоваться Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа, утвержденной Минтопэнерго России 17 ноября 1998 г.[152]
и устанавливающей особенности состава затрат в нефтяной промышленности, связанных с технологическим процессом добычи, выпуском только готовой продукции и отсутствием незавершенного производства и полуфабрикатов, последовательным осуществлением основных производственных процессов: поддержание пластового давления, извлечение продукции из скважин, сбор и транспортировка нефти, комплексная подготовка нефти и т.д., осуществление основных технологических процессов в автоматизированном режиме, ухудшение горно-геологических условий по мере эксплуатации месторождения и связанным с ним снижением дебита скважин и ростом себестоимости добычи нефти. Бухгалтерский учет добытого полезного ископаемого на условиях соглашения о разделе продукции имеет ряд особенностей, установленных в ст. 14 Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции», гл. 26.4 НК РФ, Приказом Министерства финансов РФ от 11 августа 1999 г. № 53н и рядом других нормативных правовых актов. В числе основных можно отметить следующие: – учет добытого полезного ископаемого, как и всей финансово-хозяйственной деятельности инвестора, осуществляется по каждому отдельному соглашению, а также обособленно от учета по иной деятельности, не связанной с соглашением; – возможность учета добытого ископаемого в иностранной валюте, если последнее определено в соглашении применительно к иностранному инвестору; – добытое полезное ископаемое учитывается на счете готовой продукции, к которому открываются два субсчета – компенсационной продукции и прибыльной продукции, при этом компенсационная продукция учитывается на субсчете в сумме фактически возмещаемых затрат, определяемых согласно механизму возмещения затрат, установленного в ст. 346. 38 НК РФ; доля прибыльной продукции принимается к учету на соответствующий субсчет после процедуры раздела прибыльной продукции между государством и инвестором. Важной составляющей правового режима добытого полезного ископаемого является его оценка для целей налогообложения. При этом нефть как основной вид полезного ископаемого, добываемого хозяйствующими субъектами НГДПК, признается добытым полезным ископаемым с точки зрения налогового законодательства, только обезвоженная, обессоленная и стабилизированная. Принципиальными положениями в осуществлении оценки добытого полезного ископаемого хозяйствующими субъектами НГДПК, на наш взгляд, являются: 1) Оценка стоимости добытой нефти определяется указанными субъектами предпринимательской деятельности самостоятельно одним из способов, предусмотренных п. 1 ст. 340 НК РФ, а именно: исходя из сложившихся у хозяйствующего субъекта (налогоплательщика) за соответствующий налоговый период цен реализации без учета государственных субвенций, или исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации добытого полезного ископаемого, или исходя из расчетной стоимости добытого полезного ископаемого; 2) Налоговая база нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, в отличие от других видов добытых полезных ископаемых из всех видов месторождений углеводородного сырья, определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении; 3) Количество добытой нефти в единицах массы определяется хозяйствующими субъектами самостоятельно одним из двух предусмотренных ст. 339 НК РФ методами: прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр минеральном сырье); при этом применение прямого метода носит преимущественный характер, косвенный же применяется при невозможности использования прямого метода; в прямом методе количество добытой нефти определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого, под которыми понимается разница между расчетным количеством полезного ископаемого и количеством фактически добытого полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, определяемым по завершению полного технологического цикла его добычи[153]
; 4) На оценку стоимости добытого полезного ископаемого также влияют расходы по его доставке (транспортировке) и расчетная стоимость добытого полезного ископаемого (при оценке стоимости добытого полезного ископаемого исходя из его расчетной стоимости) [154]
. Институт оценки добытых полезных ископаемых, безусловно, играет важную роль в отношениях недропользования, т.к. напрямую связан с исчислением размера налога, уплачиваемого хозяйствующими субъектами НГДПК с добычи полезных ископаемых. Его правовое регулирование не лишено отдельных недостатков, о чем свидетельствует судебная практика. В качестве примера можно привести расхождения в ряде положений, содержащихся в Правилах утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой, и технологий разработки месторождения (далее – Правила) и НК РФ. Так, в п. 4 Правил закреплено: при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь, все фактические потери полезных ископаемых относятся к сверхнормативным до утверждения нормативов потерь. В связи с этим в одном из судебных Постановлений[155]
, суд, сославшись на данный пункт Правил, решил, что организация неправомерно применила нулевую ставку налога, предусмотренную пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ, не имея норматива потерь. В действительности же налоговая льгота, сформулированная в НК РФ, имеет большую юридическую силу и может быть использована добросовестным налогоплательщиком. В июле 2006 г. положение о том, что потери полезных ископаемых могут облагаться по нулевой ставке, даже если соответствующие государственные органы не утвердили налогоплательщику нормативы на очередной календарный год, было прямо внесено в пп. 1 п. 1 ст. 342 НК. Таким образом, очевиден вывод: подзаконные нормативные правовые акты вступают в противоречие с законами и должны быть приведены в соответствие с последними. В противном случае, хозяйствующие субъекты НГДПК лишний раз вынуждены отстаивать свою добросовестность в судебном порядке[156]
. 5. Правовой режим горного имущества. Термин «горное имущество», несмотря на всю его важность для недропользования, на сегодняшний день присутствует только в науке. Под ним, в самом общем виде, принято понимать приобретаемое и создаваемое недропользователями в границах горного и земельного отводов движимое и недвижимое имущество, необходимое для проведения всего цикла работ по разведке, разработке и добыче полезных ископаемых и обеспечения их безопасности в соответствии с условиями лицензионного соглашения[157]
или соглашения о разделе продукции. Таким образом, горное имущество – это то имущество, без которого не может осуществляться эксплуатация месторождений полезных ископаемых и их нельзя признать освоенным. Перечень такого имущества непосредственно зависит от особенностей месторождений, условий добычи нефти, размеров предприятия и его финансового состояния. В большинстве стран с развитой добывающей промышленностью горное имущество имеет особый правовой режим, включая учет. Как правило, оно признается неотделимой принадлежностью участка недр и во многом разделяет «юридическую судьбу» последнего. Действующий сегодня Закон РФ «О недрах» практически никак не регулирует правовой режим горного имущества, в том числе и вопросы права собственности. Исключение составляют: ст. 17.1. указанного закона, предусматривающая, что, в зависимости от случая перехода права пользования участками недр, одним из условий передачи такого права является передача правопреемнику имущества, необходимого для осуществления деятельности, указанной в лицензии на пользование недрами, в том числе из состава имущества объектов обустройства в границах лицензионного участка; ст. 21.1, содержащая норму о возможности заключения договора о передачи имущества, необходимого для обеспечения пользования недрами, на возмездных основаниях между пользователем недр, право пользования которого досрочно прекращено, и временным оператором; ст. 21, в которой, в том числе, идет речь об обязанности недропользователя обеспечивать сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях, а также ликвидацию горных выработок и буровых скважин, не подлежащих использованию; ст. 26, регулирующая вопросы ликвидации и консервации, причем речь идет о ликвидации и консервации предприятий по добыче полезных ископаемых, а не горного имущества. Несколько больше ясности в отношении права собственности на имущество, используемое при реализации соглашений о разделе продукции. В частности, ст. 11 Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции» закрепляет ряд принципиальных положений: 1) Имущество, вновь созданное или приобретенное инвестором и используемое им для выполнения работ по соглашению, является собственностью инвестора, если иное не предусмотрено соглашением; 2) Право собственности на указанное имущество может перейти от инвестора к государству со дня, когда стоимость указанного имущества полностью возмещена, или со дня прекращения соглашения, или с иного согласованного сторонами дня на условиях и в порядке, которые предусмотрены соглашением; 3) В течение срока действия соглашения инвестору предоставляется исключительное право на пользование таким имуществом на безвозмездной основе для проведения работ по соглашению, и инвестор несет бремя содержания находящегося в его пользовании имущества и риск его случайной гибели или случайного повреждения; 4) В случае перехода к государству права собственности на имущество, созданное или приобретенное инвестором для выполнения работ по соглашению о разделе продукции, оно становится федеральной собственностью. Отсутствие специальных норм в Законе РФ «О недрах», а также правила, закрепленные в законодательстве о соглашениях о разделе продукции, позволяют согласиться с выводами, сделанными в отношении права собственности недропользователей А.И. Перчиком: имущество и активы недропользователя, которыми он владел до начала работ на лицензионном участке, являются его собственностью, и в отношении их действуют общие правила; в отношении имущества, приобретенного или созданного недропользователем, следует придерживаться принципа: имущество является собственностью того, кто оплатил его создание или приобретение[158]
. Исключения могут быть при пользовании участками недр на основании соглашений о разделе продукции, что прямо закреплено в п. 1 ст. 11 Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции». Определение формы собственности отдельного объекта горного имущества имеет важное значение, т.к. предопределяет распространение на него либо режима государственной собственности (федеральной или субъекта федерации), либо муниципальной, либо частной. Помимо формы собственности, правовой режим отдельных объектов горного имущества зависит еще от двух, значимых с точки зрения действующего законодательства, моментов: 1) Отношение объекта горного имущества к группе активов – основных фондов в соответствии с Общероссийским классификатором основных фондов ОК 013-94[159]
и 2) Движимым или недвижимым имуществом является конкретный объект горного имущества. Основными видами[160]
горного имущества выступают: здания (например, станция насосная кустовая в блочно-модульном исполнении, станция насосная кустовая в традиционном исполнении, база бурения промысловая, база обустройства месторождений, база обсадочных труб, база бурильных труб, база насосно-компрессорных труб); сооружения (например, сооружения обустройства нефтяного месторождения, сооружения для поддержания пластового давления, скважина нефтяная эксплуатационная, скважина разведочная, нефтепромысел морской, пункт центрального сбора и подготовки нефти, газа и воды); машины и оборудование (оборудование для бурения эксплуатационных и глубоких разведочных скважин (установки буровые, комплексы оборудования для установок; вышки основания, укрытия и привышечные сооружения), установки буровые для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения, комплекс оборудования для приготовления, обработки, очистки промывочного раствора и регенерации утяжелителей на буровых установках, резервуары, системы обогрева буровых установок, вышки буровые, насосы буровые, машины для транспортировки бурового оборудования, оборудование для эксплуатации нефтяных скважин, оборудование для освоения и ремонта нефтяных скважин, интенсификации добычи и цементирования скважин, оборудование для сбора, учета, первичной обработки и транспортировки нефти на промыслах)[161]
. Известно, что здания и сооружения в соответствии с гражданским законодательством признаются недвижимым имуществом. Все остальное горное имущество (машины и оборудование) попадают под правовой режим движимого имущества. Думается, стоит согласится с мнением ученых о том, что правовой режим движимого имущества, используемого при добыче полезных ископаемых, достаточно полно регулируется нормами гражданского законодательства, а вот с правовым режимом недвижимого имущества, необходимого для проведения всего цикла разведочных, подготовительных и добычных работ, а также обеспечения их безопасности, на практике возникают существенные проблемы[162]
. Среди основных проблем, в первую очередь, хотелось бы выделить проблему определения видов горного имущества в качестве самостоятельных недвижимых объектов. Например, Л.В. Каланда, к числу самостоятельных объектов относит нефтяные скважины и кустовые площадки (при этом считает, что учет последних вводить нецелесообразно, достаточно установить четкий учет нефтяных скважин как объектов недвижимости). Она пишет: «Нефтяные скважины и кустовые площадки невозможно переместить без несоразмерного ущерба их назначению, т.к., во-первых, указанные объекты являются капитальными сооружениями и жестко привязаны к конкретному месту на земной поверхности; во-вторых, схема расположения скважин на месторождениях определяется строго в соответствии с проектами их разработки; в-третьих, профиль, глубина и достаточно часто конструкция, а также диаметр скважин в границах одного месторождения различны, т.е. индивидуальны для каждой скважины»[163]
. Отметим, что на практике свидетельство о государственной регистрации выдается на куст скважин. Д.Н. Шмелева, напротив, применительно к рассматриваемому случаю, считает, что кустовые площадки не являются самостоятельными объектами недвижимого имущества. В качестве таковых выступают сооружения обустройства месторождения нефти и газа, представляющие собой технологические комплексы, т.е. комплекс имущества, включающий в себя скважины, установленное на них оборудование, кустовые насосные и дожимные насосные станции, внутренние трубопроводы, соответствующую аппаратуру и иное имущество, непосредственно обеспечивающее процесс добычи нефти и газа, технически и технологически связанное между собой, как единая неделимая вещь, которая не является в тоже время сложной вещью и предприятием, а в целом признается объектом недвижимости. Они (сооружения) самостоятельны по отношению к недрам и не являются ни частью недр, ни улучшениями земельного участка. Скважины же глубокого бурения, по мнению Д.Н. Шмелевой, будут самостоятельными объектами недвижимости лишь в отдельных случаях, тогда, когда они не обвязаны комплексом оборудования и сооружений, которые не отделимы от недр без наступления неблагоприятных последствий[164]
. Возникает на практике и сложность в определении состава самостоятельного объекта недвижимого горного имущества. Как верно отмечает в права собственности производится в основном на объекты, поименованные своем диссертационном исследовании Д.Н. Шмелева, государственная регистрация в Общероссийским классификатором основных фондов ОК 013-94, а в нем не всегда учитывается эксплуатационный момент, т.е. за пределами государственной регистрации остается часть оборудования, без которой конкретный объект не может эксплуатироваться или без которого эксплуатация будет иметь неблагоприятные для этого объекта последствия. Таким образом, для него остается режим движимого имущества[165]
. Большинство авторов, занимающихся исследованием правового режима недвижимого горного имущества, разделяют мнение о необходимости закрепления в законодательстве понятий несвязанного и связанного горного имущества. Последнее предлагается понимать как комплекс, состоящий из недвижимого и части движимого имущества, которое не может быть отделено от недр без нанесения им несоразмерного ущерба. Перечень связанного горного имущества должен определяться по каждому объекту недропользования в зависимости от горно-геологических свойств недр, вида полезного ископаемого, технологии ведения добычных работ[166]
. Очевидно, что такое предложение не совсем стыкуется со сформулированным в ст. 130 ГК РФ критерием недвижимого имущества как объекта, прочно связанного с землей, т.е. перемещение которого невозможно без несоразмерного причинения ему ущерба. Заметим, ему, а не тому, с чем он связан. Тем не менее, специфика объектов горного имущества, классифицируемого как недвижимость, в большинстве случаях именно в том и заключается, что они неразрывно связаны с недрами и не могут быть отделены от последних без причинения им несоразмерного ущерба. Отсюда вывод: существующая на сегодняшний день дискуссия по поводу указанного критерия отнесения объектов имущества к недвижимости[167]
нуждается в уточнении, т.к. не охватывает всех возможных вариантов. Согласимся с Е.М. Тужиловой-Орданской, что признак прочной связи с землей является определяющим для недвижимого имущества в российской правовой системе, но довольно спорным (в свое время было замечено и Г.Ф. Шершеневичем). Она пишет: «Можно, конечно, предположить, что данный признак заимствован русской цивилистикой из зарубежного законодательства. Статья 525 Кодекса Наполеона в состав недвижимого имущества включает движимые вещи, прикрепленные к земле собственника. Именно в отношении таких вещей устанавливается признак “не могут быть отделены без повреждения или ухудшения части имения, к которой они прикреплены”. В этом случае движимая вещь прикрепляется к земле так, что она не может быть отделена без ущерба, причем не для себя, а для имения (недвижимого имущества)»[168]
. Этот принцип, на наш взгляд, в числе других, должен быть положен законодателем в определение понятия, критериев и видов объектов недвижимого имущества как в целом, так и в отношении горного в частности. Стоит добавить, что в отношении недвижимого горного имущества, обладающего, помимо прочной связи с недрами, еще и рядом других существенных особенностей (например, спецификой конструкции, временным характером, связью с лицензионным соглашением, особенностями строительства и ввода в эксплуатацию), целесообразно разработать и принять нормативный правовой акт, содержащий перечень объектов недвижимого горного имущества с указанием его состава, учитывая их (объектов) экономические, технические, эксплуатационные и иные характеристики. Горное имущество, являясь активом хозяйствующих субъектов НГДПК, как и все другие имущественные объекты, подлежит учету для бухгалтерских целей и для целей налогообложения. Объекты горного имущества – главная составляющая основных производственных материальных фондов хозяйствующих субъектов в сфере добычи нефти. Они, при соблюдении закрепленных в законе условий для принятия активов к бухгалтерскому учету, учитываются как основные средства (за исключением случаев, когда нормы бухгалтерского учета допускают отнесение их стоимости к другой группе активов, например, ч. 4 п. 5 Положения по бухгалтерскому учету «Учет основных средств» ПБУ 6/01 разрешает отражать в составе материально-производственных запасов (оборотных активов) основные активы стоимостью в пределах лимита, соответствующей учетной политике организации, но не более 20 000 рублей за единицу) по общим, установленным для такого учета правилам. Специфика объектов горного имущества, включая их технические характеристики, порядок использования и другие факторы, не могут не отражаться на осуществлении в отношении таких объектов бухгалтерского учета и налогообложения. В этой связи существуют особенности, например, в области начисления амортизации и отчислении амортизационных платежей по законсервированным и ликвидированным скважинам и оборудованию их устьев и стволов, а также исчислению налога на добавленную стоимость, налога на прибыль[169]
, учета скважин в зависимости от вида и степени участия в производственном процессе[170]
и др. Содержание правового режима горного имущества находится в зависимости не только от таких институтов как права собственности, юридическая классификация имущества на движимое и недвижимое, бухгалтерский учет активов хозяйствующих субъектов, осуществляющих предпринимательскую деятельность, но определяется и другими характеристиками объектов горного имущества, например, их безопасностью и ее обеспечением. Так, если объект горного имущества подпадает под категорию опасного производственного объекта, то на него распространяются установленные в законодательстве требования промышленной безопасности[171]
. В настоящее время в соответствии с Законом РФ «О недрах» и Федеральным законом от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» разработано достаточно большое количество подзаконных нормативных актов, регулирующих вопросы безопасности в нефтяной промышленности и ее обеспечения. К числу основных следует отнести: Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности[172]
, закрепляющие наряду с организационно-техническими требованиями и положениями относительно нефтегазодобывающей деятельности требования к буровым установкам, нефтепромысловым объектам, скважинам (включая их строительство, бурение), обустройству сооружений нефтяных месторождений, резервуарам, промысловым трубопроводам, объектам сбора, подготовки, хранения и транспорта нефти и др.; Инструкцию о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами[173]
, устанавливающую порядок ведения работ по технической ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами, и требования по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды, а при консервации – также требования, обеспечивающие сохранность месторождений и горных выработок на время консервации; Инструкцию о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов[174]
; Постановление Государственного комитета РФ по стандартизации и метрологии от 10 ноября 1998 г. № 73 «О сертификации оборудования для нефтегазового комплекса»[175]
; Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе[176]
; Единые правила безопасности при разработке месторождений полезных ископаемых открытым способом[177]
и др. В зависимости от вида правоотношений, объектом которых выступает горное имущество, в его правовой режим входят также нормы налогового, административного, уголовного, экологического и др. законодательства. Рекомендуемая литература
1. Абрамова М.В. К вопросу о понятии недвижимого имущества // КонсультантПлюс. 2. Агафонов В.Б. Право собственности на геологическую информацию: автореф. дис. … канд. юрид. наук. – М., 2006. 3. Артеменков С.В. Право на имущество юридических лиц: дис. … канд. юрид. наук. – М., 2000. 4. Богданов В.Л. Система управления активами нефтегазовых компаний в современных российских экономических условиях. – М., 2002. 5. Бухгалтерский учет: учебник / А.С. Бакаев, П.С. Безруких, Н.Д. Врублевский и др.; под ред. П.С. Безруких. – М., 2004. 6. Власова М. Право на недра // Бухгалтерское приложение к газете «Экономика и жизнь». – 2006. – № 29 // КонсультантПлюс. 7. Волков Н.Г. Учет результатов деятельности нефтедобывающих организаций // Бухгалтерский учет. – 1999. – № 10, 11 // КонсультантПлюс. 8. Выскребенцев И.К. Ответ на вопрос // Финансы. – 2000. – № 7 // КонсультантПлюс. 9. Габбасов Р.А. Качество закона и вопросы правового регулирования оборота недвижимости // КонсультантПлюс. 10. Грей Форест. Добыча нефти / пер. с англ. – М., 2001. 11. Гришаев С. Понятие и виды недвижимого имущества // Хозяйство и право. – 2006. – № 12. 12. Гришаев С.П. Понятие и виды недвижимого имущества: эволюция правового регулирования // КонсультантПлюс. 13. Дианов Д.В. Особенности исчисления показателей и оценки невоспроизводимых активов в системе национальных счетов // КонсультантПлюс. 14. Дикусар В.М. Государственная регистрация прав на природные объекты // КонсультантПлюс. 15. Довлатова Е.В. Некоторые аспекты правового регулирования оборота недвижимого имущества // Предпринимательское право в рыночной экономике. – М., 2004. 16. Дубовик И.А. Анализ эффективности использования основных производственных фондов предприятий нефтяного сектора региона // http://net.ncstu.ru/Science/articles/vak/4/supplement/econ/02.pdf/file_download 17. Дудиков М.В. К вопросу о государственной регистрации прав на участки недр // Минеральные ресурсы России. – 2001. – №1. 18. Дудиков М.В. Правовое регулирование прекращения права пользования недрами по вине недропользователя (требования законодательства о принудительном прекращении права пользования при наличии вины пользователя недр) // КонсультантПлюс. 19. Егоров Н.Д. Проблемы общего учения о праве собственности: автореф. дис. … д-ра юрид. наук. – Свердловск, 1979. 20. Емелькина И.А. К вопросу о понятии и признаках недвижимого имущества // КонсультантПлюс. 21. Ершова И.В. Правовой режим государственного имущества в хозяйственном обороте: теоретические основы и пути совершенствования: дис. ... док. юрид. наук. – М., 2001. 22. Ильин Д.И. Законодательство о недвижимости: проблемы содержания употребляемых понятий // КонсультантПлюс. 23. Каланда Л.В. Проблемы правового регулирования хозяйственной (предпринимательской) деятельности в нефтяной отрасли. – М., 2004. 24. Кожедубова И.И. Налог на добычу полезных ископаемых. Статья 340. Порядок оценки стоимости добытых полезных ископаемых при определении налоговой базы // КонсультантПлюс. 25. Кожедубова И.И. Учет имущества и обязательств организации добывающей промышленности: основные средства // КонсультантПлюс. 26. Козьменко О. Простая вещь, сложная вещь, имущественный комплекс: понятие и вопросы законодательной техники // Хозяйство и право. – 2006. – № 11. – С. 36 – 44. 27. Курский А.Н., Даниленко М.А. О некоторых особенностях горного недвижимого имущества // Нефть, газ и право. – 2000. – № 3. 28. Лахно П.Г. Энергия, энергетика и право // КонсультантПлюс. 29. Ляпина О.А., Колоколов А.В., Кощеев С.А., Свечникова И.В. Комментарий к Федеральному закону от 30 декабря 1995 г. № 225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции» // КонсультантПлюс. 30. Мармышева И.И. Ликвидация основных средств: бухгалтерский учет и налогообложение // Строительство: бухгалтерский учет и налогообложение. – 2006. – № 7 // КонсультантПлюс. 31. Мартемьянов В.С. Хозяйственное право. Общие положения. Курс лекций. – М., 1994. – Том 1. 32. Певзнер М.Е. Право собственности в недропользовании // Государство и право. – 2002. – № 3. – С. 27-32. 33. Перчик А.И. Горное право: учебник. – М., 2002. 34. Перчик А.И. Налогообложение нефтегазодобычи. Право. Экономика. – М., 2004. 35. Правовой режим минеральных ресурсов. Словарь / под ред. А.А. Арбатова, В.Ж. Аренса, А.Н. Вылегжанина, Л.А. Тропко. – М., 2002. 36. Райзберг Б.А. Основы экономики: учебное пособие. – М., 2001. 37. Русакова Е.А. Учет основных средств с применением нового плана счетов и ПБУ 6/01 // Библиотека журнала «Бухгалтерский учет». – 2001 // КонсультантПлюс. 38. Салиева Р.Н. Правовое обеспечение развития предпринимательства в нефтегазовом секторе экономики. – Новосибирск, 2001. 39. Тужилова-Орданская Е.М. Понятие и особенности недвижимости как объекта прав по Гражданскому кодексу РФ // КонсультантПлюс. 40. Тютюнникова Е.С. Учет затрат на поиск и оценку полезных ископаемых в соответствии с МСФО // Финансовые и бухгалтерские консультации. – 2006. – № 10 // КонсультантПлюс. 41. Финогенов В.К., Григорьева Н.А. Особенности бухгалтерского и налогового учета на предприятиях нефтедобывающей промышленности. – М., 1999. 42. Хаустов Д.В. Обзор нового законодательства // КонсультантПлюс. 43. Хаустов Д.В. Проблемы правового регулирования прекращения права пользования недрами // КонсультантПлюс. 44. Шершеневич Г.Ф. Гражданское право. Учебное пособие. – М., 1995. 45. Шмелева Д.Н. Правовой режим сооружений обустройства месторождений нефти и газа: дис. … канд. юрид. наук. – Тюмень, 2004. 1. Правовой статус хозяйствующих субъектов в предпринимательской сфере – одна из важнейших юридических категорий, неразрывно связанных с социальной структурой общества, уровнем демократии в нем, состоянием законности и характером отношения государства к частному бизнесу (предпринимательской деятельности). Стоит согласиться с Ю.А. Тихомировым, что «каждая страна пытается определить свой курс в отношении экономики. Пассивное наблюдение, контроль, огосударствление, содействие и поддержка – вот спектр используемых средств»[178]
. О том, что определенное вмешательство в экономику – норма жизни каждого государства – говорилось множество раз. А. Рих писал: «… имеет смысл лишь та экономика, которая отвечает как своему фундаментальному назначению, так и своей гуманной цели. Она должна не только создавать и предлагать достаточное количество товаров и услуг, необходимых для достойного существования, но и обеспечивать их соответствующее качество. Ей следует делать это так, чтобы, не превращая часть работников в простые орудия производства, обеспечить каждому желающему возможность получить статус со-участника общего процесса производства, личности, со-определяющей его ход и несущей за него свою долю ответственности. Однако это не все. Хозяйственная система может отвечать требованиям, но порождать социальный дисбаланс, когда и у одного народа, и у всех наций, с одной стороны, налицо ненужное перепроизводство, а с другой – недостаток жизненно необходимого, что делает эту систему абсурдной в глазах не только ущемленных и обездоленных. Таким образом, вопрос справедливого распределения решающим образом связан с проблемой внутреннего смысла экономики»[179]
. 2. Экономические функции современного государства сложились в процессе длительной эволюции, в ходе которой условия, формы и методы его воздействия на экономику постоянно менялись. Исключительную роль в формировании инструментария государственного вмешательства и регулирования сыграл мировой экономический кризис 1929 – 1933 гг. В условиях, когда объем производства упал почти вдвое, замерла международная торговля, миллионы людей оказались безработными, государства были вынуждены взять на себя широкие экономические полномочия в борьбе с кризисом. Иначе говоря, пришло понимание того, что рыночный механизм развития необходимо дополнять мерами государственного регулирования[180]
. 3. Необходимость, а точнее, неизбежность, неотвратимость государственного воздействия на экономическую (хозяйственную) деятельность любых субъектов, ее осуществляющих, путем закрепления их правового статуса, заложена в самой сути общественных отношений (любая предметная деятельность в обществе воспроизводит общественные отношения, связанные с этой деятельностью[181]
), которые «появляются и развиваются как определенные связи между субъектами по поводу различных видов человеческой деятельности и их результатов в историческом процессе разделения и кооперации труда. Возникновение и развитие общественного разделения труда и, как следствие, необходимость взаимного обмена деятельностью является причиной возникновения и существования общественных отношений. В условиях, когда каждый отдельный человек не может удовлетворить свои потребности без использования труда других людей, когда общество “заставляет” его работать на других, а других на него, общественные отношения необходимо формируются на основе и в связи с человеческой жизнедеятельностью как ее общественная форма»[182]
. 4. Предпринимательская деятельность как разновидность экономической (хозяйственной) деятельности воспроизводит соответствующие отношения, в рамках которых она протекает и которые как общественная форма придают особые социальные качества хозяйствующему субъекту, самой деятельности и ее продукту. В основу возникающих отношений, с одной стороны, положены общественные потребности и общественные интересы индивидов, с другой – интересы субъектов, осуществляющих предпринимательскую деятельность[183]
. Отсюда возникает проблема взаимодействия субъектов предпринимательской деятельности и общества в лице конкретных индивидов, на удовлетворение потребностей которых, в сущности, направлена предпринимательская деятельность. Объективная необходимость государственного воздействия на экономические, а точнее, на рыночные отношения основывается на ограниченности рыночной экономики в удовлетворении публичных интересов, заключающихся в «обеспечении государственных и общественных нужд, приоритетов в экономическом и социальном развитии; защите окружающей природной среды и рационального использования природных ресурсов; обеспечении занятости населения; обеспечении безопасности и обороны страны; реализации свободы предпринимательства и конкуренции, защите от монополизма; соблюдении правопорядка во внешнеэкономической деятельности и деятельности иностранного инвестирования»[184]
; необходимости эффективного управления государственной собственностью; обеспечении качества и безопасности товаров, работ, услуг; внедрении экономики России в мировую экономику[185]
. Частные интересы хозяйствующих субъектов сводятся в самом общем виде к максимализации прибыли и уменьшению затрат на производство товаров, работ и услуг. Достичь баланса публичных и частных интересов – одна из основных задач государства. В настоящее время государства, где основой экономики стали рынок, частная собственность и частное предпринимательство, играют довольно значительную роль в регулировании предпринимательской деятельности, в том числе в нефтяной промышленности. Классический пример страны, в которой государство имеет исключительное значение в развитии национальной экономики, является Норвегия. 5. Вопрос о роли государства в экономике, степени и пределах его воздействия на экономические отношения важен для характеристики непосредственно содержания правового статуса хозяйствующих субъектов. По большому счету государственное регулирование представляет собой установление рамочных условий, в которых действуют экономические субъекты. Государство обладает практически неограниченными возможностями расширять или сужать поле действия рыночных отношений в соответствии со своими целевыми установками, которые, в свою очередь, могут быть различными в силу разного рода причин как экономического, так и политического характера. Иными словами, государство устанавливает так называемые правила экономической игры[186]
, определяющей правила поведения субъектов экономической (хозяйственной) деятельности. 6. Правовой статус хозяйствующих субъектов, как в целом, так и НГДПК, юридически определяется нормами права. Государство, признавая хозяйствующих субъектов субъектами права, с помощью норм этого права закрепляет их правовое положение. Последнее напрямую зависит от того, насколько совершенно законодательство о правах и обязанностях хозяйствующих субъектов, гарантиях осуществления ими предпринимательской деятельности, защите нарушенных прав и свобод. 1. Значимость правовых средств, используемых государством, обусловлена тем, что именно они «связывают идеальное (цель) с реальным (результат)»[187]
, с помощью них достигаются цели правового регулирования и определяется его эффективность – «разумно избранные и проверенные на практике средства – залог высокой продуктивности права»[188]
, а значит оптимального решения социальных задач. 2. Особая роль природных ресурсов для нашей страны, сохранение государственной собственности на недра и содержащиеся в недрах полезные ископаемые, повышенная опасность производственной деятельности хозяйствующих субъектов НГДПК, а также ряд других причин, обуславливают использование государством в отношении НГДПК большого количества различного рода публично-правовых средств. Специфика публично-правовых средств определяется спецификой самого публичного права[189]
. Во-первых, публично-правовые средства являются закрепленными в законодательстве инструментами управления предпринимательской деятельностью посредством наделения властными полномочиями органов публичной власти в отношениях с участием субъектов предпринимательской деятельности. Во-вторых, основная цель, на достижение которой направлено использование средств публичного права состоит в правовом обеспечении публичного интереса[190]
, как «признанного государством и обеспеченного правом интереса социальной общности, удовлетворение которого служит условием и гарантией ее существования и развития»[191]
. В-третьих, необходимость правового обеспечения публичного интереса определяет особенность субъектов, использующих публично-правовые средства. Субъектный состав публичных правоотношений подразумевает наличие двух категорий субъектов – управляемых и управляющих. Управляющими субъектами выступают государственные органы власти и управления, наделенные по отношению к управляемым субъектам властными полномочиями. Как отмечает Ю.А. Тихомиров, «своего рода “новой публичностью” является самоуправление и такая его разновидность, как местное самоуправление». Именно государственные органы власти и управления, а также органы муниципального управления наделены обязанностью по использованию публично-правовых средств. Стоит согласиться с мнением Н.Е. Карягина, А.В. Михайлова и М.Ю. Челышева, что «закрепление в законодательстве для органов публичной власти властной компетенции в сфере отношений с участием предпринимателей, а также обеспечение реализации этой компетенции мерами юридической ответственности служит важным средством государственного регулирования предпринимательской деятельности»[192]
. В-четвертых, публично-правовые средства являются императивными средствами, т.к. устанавливаются в нормах права субъектами, наделенными властными полномочиями в одностороннем порядке. В основном это установление целей, принципов, обязываний, льгот, поощрений, заданий, прямых запретов, санкций. Однако нельзя не согласиться с мнением отдельных авторов, что некоторые современные публично-правовые средства не являются чисто императивными, а сочетают в себе и диспозитивное начало, например, публично-правовой договор. В-пятых, публично-правовые средства могут иметь на предпринимательскую деятельность как стимулирующее, так и ограничивающее воздействие. Стимулирующие публично-правовые средства направлены на побуждение отдельных видов субъектов предпринимательства к осуществлению определенного рода деятельности (например, соглашение о разделе продукции является стимулирующим средством для инвестиционной деятельности хозяйствующих субъектов НГДПК в области недропользования). Суть ограничивающего воздействия на предпринимательскую деятельность заключается в наложении на предпринимателей субъективных обязанностей, в том числе в установлении прямых запретов (например, обязанность безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами (ст. 24 Закона РФ «О недрах»), запрет осуществления действий либо бездействия хозяйствующего субъекта (группы лиц), занимающего доминирующее положение, которые имеют либо могут иметь своим результатом недопущение, ограничение, устранение конкуренции и (или) ущемление интересов других хозяйствующих субъектов, в том числе такие действия (бездействия), как: изъятие товаров из обращения, целью и результатом которого является создание и поддержание дефицита на рынке либо повышение цен; создание препятствий доступа на рынок (выходу с рынка) другим хозяйствующим субъектам и др. (ст. 5 Закона РСФСР «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на рынке»)). В-шестых, публично-правовые средства находят свое закрепление в источниках публичного права, среди которых большое место занимают подзаконные нормативные акты. В-седьмых, публично-правовые средства могут устанавливаться на различных нормативных уровнях – международном, федеральном и региональном. На федеральном уровне в соответствии со ст. 71 Конституции РФ устанавливаются основы основ – федеральная политика и федеральные программы в области экономического развития РФ, правовые основы единого рынка, финансовое, валютное, кредитное, таможенное регулирование, денежная эмиссия, основы ценовой политики и др. Нормативное установление публично-правовых средств на региональном уровне носит ограниченный характер и должно соответствовать Конституции РФ, федеральным законодательным и другим нормативно-правовым актам. В-восьмых, с помощью публично-правовых средств устанавливается механизм и процедуры юридической защиты всех субъектов предпринимательской деятельности. В-девятых, публично-правовые средства воздействуют на предпринимательские отношения в комплексе. 3. Отправной точкой для создания всей системы публично-правовых средств в целях осуществления государственного воздействия на предпринимательскую деятельность хозяйствующих субъектов НГДПК служит закрепление целей, задач и приоритетов государственной политики. Для достижения целей и решения поставленных задач государство вынуждено создавать определенный механизм управления, в самом общем виде представляющий собой совокупность управленческих средств, посредством которых осуществляется принятие решений и достигается эффективность их реализации. Элементами механизма государственного управления являются государственные органы, действующие как «единичные структуры власти, формально созданные государством для осуществления закрепленных за ними их целей и задач»[193]
. Административная реформа, которая на сегодняшний день до конца не закончена, тем не менее, привела к перераспределению властных полномочий между органами государственной власти и созданию новых государственных органов. В частности, на уровне федеральных министерств, которые в соответствии с Указом Президента РФ от 9 марта 2004 г. № 314 «О системе и структуре федеральных органов исполнительной власти»[194]
являются федеральными органами исполнительной власти, осуществляющими функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в установленной актами Президента РФ и Правительства РФ сфере деятельности, специальными полномочиями в отношении хозяйствующих субъектов НГДПК наделены Министерство промышленности и энергетики РФ и Министерство природных ресурсов РФ. Министерство промышленности и энергетики РФ в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 7 апреля 2004 г. № 179 «Вопросы Министерства промышленности и энергетики»[195]
и Положением о Министерстве промышленности и энергетики, утвержденным Постановлением Правительства РФ от 16 июня 2004 г. № 284[196]
, осуществляет функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере всего топливно-энергетического комплекса, в том числе в сфере освоения месторождений полезных ископаемых на основе соглашений о разделе продукции, а также функций федерального органа и уполномоченного органа по соглашениям о разделе продукции в отношении участков недр и месторождений всех видов полезных ископаемых. Министерству промышленности и энергетики РФ подведомственны Федеральное агентство по энергетике, являющееся федеральным органом исполнительной власти и осуществляющее функции по оказанию государственных услуг, управлению государственным имуществом и использованию топливно-энергетических ресурсов в сфере производства и использования топливно-энергетических ресурсов[197]
; Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии, являющееся федеральным органом исполнительной власти и осуществляющее функции по оказанию услуг, управлению государственным имуществом в сфере технического регулирования и метрологии. Министерство природных ресурсов РФ в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 22 июля 2004 г. № 370 «Об утверждении Положения о Министерстве природных ресурсов РФ»[198]
и Постановлением Правительства РФ от 6 апреля 2004 г. № 160 «Вопросы Министерства природных ресурсов РФ»[199]
является федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере природопользования, охраны окружающей природной среды и обеспечения экологической безопасности, в полномочия которого входят и вопросы, связанные с недрами, например, разрабатывать и представлять в Правительство РФ проекты федеральных конституционных законов и актов Президента и Правительства РФ по геологическому и рациональному использованию и охране недр, самостоятельно принимать нормативно-правовые акты по: установлению порядков государственного учета и ведения государственного реестра работ по геологическому изучению недр, участков недр, предоставленных для добычи полезных ископаемых, постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса, переоформления лицензий на пользование участками недр; классификации запасов и прогнозных ресурсов полезных ископаемых по видам полезных ископаемых; методикам геолого-экономической и стоимостной оценок месторождений полезных ископаемых и участков недр по видам полезных ископаемых; формам бланка лицензий на пользование недрами; порядку и условиям использования геологической информации о недрах, являющимися государственной собственностью и др. В целях выполнения возложенных на Министерство природных ресурсов РФ полномочий, в его структуре созданы Федеральное агентство по недропользованию[200]
, непосредственно осуществляющее функции по оказанию государственных услуг и управлению государственным имуществом в сфере недропользования (например, организацию государственного геологического изучения недр, экспертизы проектов геологического изучения недр; осуществление выдачи, оформления и регистрации лицензий на пользование недрами) и Федеральная служба по надзору в сфере природопользования[201]
, на которую возложены функции по контролю и надзору в сфере природопользования, в частности, осуществлять контроль и надзор за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр. Сегодня в России институт государственного управления нефтедобывающем комплексом «распылен» между министерствами и ведомствами, что, с одной стороны, мешает построению четкой государственной концепции, а с другой препятствует нормальному функционированию хозяйствующих субъектов, вынужденных «разрываться» между государственными структурами для легитимации своей деятельности (рис.1). Отсюда автор работы не совсем согласен с выводами ряда представителей юридической науки и практики о том, что «результатом проведения административной реформы в сфере организации и деятельности федеральных органов исполнительной власти стало создание системы… построенной на основе четкого определения закрепленных за ними функций»[202]
. Показатели
Задачи
Участники процесса
Запасы нефти Государственная экспертиза запасов полезных ископаемых МПР РФ, Роснедра, ГКЗ Ведение государственного баланса, постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс Роснедра Сведения о приросте запасов полезных ископаемых МПР РФ Списание запасов полезных ископаемых с государственного баланса Роснедра, Ростехнадзор Контроль за списанием запасов полезных ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых Органы МПР РФ, Ростехнадзора Технологические потери углеводородного сырья Разработка и утверждение нормативов потерь углеводородного сырья Минпромэнерго РФ, Ростехнадзор, МПР РФ Экологическая безопасность Возникновение чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера Охрана окружающей среды при строительстве МПР РФ, Росприроднадзор, Росстрой, Министерство ГО и ЧС, Ростехнадзор, Минпромэнерго РФ Рис. 1. Государственное управление НГДПК Как верно отмечают в своих работах представители административно-правовой науки, например, Н.М. Конин: «В действующем законодательстве и современной практике государственной организации рыночной экономики России первостепенное значение в системе административно-правового регулирования придается государственному межотраслевому управлению»[203]
. Поэтому в пределах своих полномочий, помимо Министерства природных ресурсов РФ и Министерства промышленности и энергетики РФ, значительную роль в системе государственных органов управления НГДПК играют: – Министерство экономического развития и торговли РФ[204]
, которое осуществляет функции по выработке в целом государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития, развития предпринимательской деятельности, в том числе среднего и малого бизнеса, внешнеэкономической деятельности, таможенного дела, торговли, имущественных отношений, несостоятельности (банкротства) и финансового оздоровления организаций, экономического развития субъектов РФ и муниципальных образований, инвестиционной деятельности, формирования межгосударственных и федеральных целевых программ, мобилизационной подготовки экономики РФ, управления государственным материальным резервом, формирования государственного оборонного заказа, закупок товаров и услуг для государственных и муниципальных нужд[205]
. Именно этому Министерству в соответствии с Указом Президента РФ от 20 мая 2004 г. № 649 «Вопросы структуры федеральных органов исполнительной власти»[206]
и Положением о Министерстве экономического развития и торговли РФ подведомственны Федеральная таможенная служба[207]
, Федеральное агентство по государственным резервам[208]
, Федеральное агентство кадастра объектов недвижимости[209]
, Федеральное агентство по управлению федеральным имуществом[210]
и др. – Министерство финансов РФ[211]
, призванное в числе других функций осуществлять функции по выработке единой государственной финансовой, кредитной, денежной политики и нормативно-правовому регулированию в финансовой сфере, включая налоговую, страховую, валютную сферы, сферу государственного долга, в области аудиторской деятельности, бухгалтерского учета и отчетности, таможенных платежей, включая определение таможенной стоимости товаров и транспортных средств[212]
. Министерству финансов РФ в числе других структур подведомственны Федеральная налоговая служба[213]
и Федеральная служба страхового надзора[214]
. – Министерство регионального развития РФ[215]
, в полномочия которого входит осуществление функций по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере социально-экономического развития субъектов РФ и муниципальных образований, в том числе районов Крайнего Севера, административно-территориального устройства РФ, разграничение полномочий по предметам совместного ведения между федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов РФ и органами местного самоуправления[216]
. 4. Следующим публично-правовым средством в регулировании предпринимательской деятельности в НГДПК является управление государственной собственностью. Государственная собственность, как составляющая государственного сектора экономики, в нефтегазодобывающей промышленности используется для осуществления государственного предпринимательства. На сегодняшний день из существующих возможных направлений государственное предпринимательство в НГДПК осуществляется через участие в управлении приватизированным государственным имуществом, а именно путем управления принадлежащими Российской Федерации, субъектам РФ пакетами акций хозяйствующих субъектов НГДПК. В соответствии с Положением о Федеральном агентстве по управлению федеральным имуществом[217]
, уполномоченным федеральным органом власти, осуществляющим функции в области приватизации, и полномочия собственника, в том числе права акционера, в сфере управления имуществом РФ, является Федеральное агентство по управлению федеральным имуществом (за исключением случаев, когда указанные полномочия в соответствии с законодательством РФ осуществляют иные федеральные органы исполнительной власти). Для этого в его компетенцию включены такие полномочия, как: осуществление полномочий собственника в отношении акций акционерных обществ, находящихся в государственной собственности; учет федерального имущества, ведение реестра федерального имущества и выдача выписок из указанного реестра; организация оценки имущества в целях осуществления имущественных и иных прав и законных интересов РФ, определение условий договоров о проведении оценки федерального имущества; организация обучения и профессиональной подготовки представителей РФ в органах управления и ревизионных комиссиях акционерных обществ, акции которых находятся в федеральной собственности; осуществление от имени РФ в соответствии с законодательством РФ права акционера организаций, акции которых находятся в федеральной собственности; дача в установленном порядке и в случаях, предусмотренных законодательством РФ, письменных директив представителям государства в органах управления акционерных обществ, акции которых находятся в федеральной собственности и в отношении которых используется специальное право («золотая акция»), по вопросам компетенции органов управления этих акционерных обществ; принятие мер для обеспечения поступления в федеральный бюджет дивидендов по находящимся в федеральной собственности акциям акционерных обществ; организация и обеспечение деятельности представителей РФ в органах управления и ревизионных комиссиях акционерных обществ, акции которых находятся в федеральной собственности, а также осуществление контроля за их деятельностью и др. Исключения из общих правил закреплены в Положении об управлении находящимися в федеральной собственности акциями ОАО. Они касаются акционерных обществ, все голосующие акции которых находятся в федеральной собственности, включенных в специальный перечень, утверждаемый Правительством РФ, и акционерных обществ, входящих в перечень стратегических акционерных обществ, утверждаемый Президентом РФ. Позиция акционера в акционерных обществах, включенных в специальный перечень, определяется решением Правительства РФ, Председателем Правительства РФ или по его поручению Заместителем Председателя Правительства РФ, а права акционера – РФ осуществляются Федеральным агентством по управлению федеральным имуществом по согласованию с федеральным министерством либо федеральным органом исполнительной власти, наделенным полномочиями по управлению государственным имуществом, руководство деятельностью второго осуществляет Президент РФ или Правительство РФ. Относительно НГДПК таким акционерным обществом является ОАО «Роснефтегаз», включенное в специальный перечень распоряжением Правительства РФ от 5 сентября 2005 г. № 1353-р[218]
. Следовательно, права акционера – РФ в ОАО «Роснефтегаз» осуществляются Федеральным агентством по управлению федеральным имуществом по согласованию с Федеральным агентством по энергетике. Права акционера – РФ в акционерных обществах, входящих в перечень стратегических акционерных обществ, за исключением акционерных обществ, входящих в специальный перечень, осуществляются Федеральным агентством по управлению федеральным имуществом на основании предложений федерального агентства, находящегося в ведении Президента РФ, Правительства РФ либо федерального министерства. Одним из основных элементов института управления находящимися в государственной собственности акциями открытых акционерных обществ является инструменты (средства), с помощью которых осуществляется собственно управление акциями. К таким инструментам (средствам) относятся следующие организационные и юридические институты: правовое положение открытых акционерных обществ, акции которых находятся в государственной собственности; принятие решений об управлении и распоряжении находящимися в государственной собственности акциями; передача субъектам РФ находящихся в федеральной собственности акций акционерных обществ, образованных в процессе приватизации; классификация акционерных обществ в зависимости от степени участия государства в их уставных капиталах, а также по количественному и качественному показателям; акционерные общества, включенные в специальный перечень; стратегические акционерные общества; представители государства в органах управления и ревизионных комиссиях акционерных обществ; специальное право («золотая акция») на участие РФ и субъектов РФ в управлении открытыми акционерными обществами; доверительное управление закрепленных в федеральной собственности акциями акционерных обществ, созданных в процессе приватизации; залог акций, находящихся в государственной собственности, их передача в уставные капиталы других акционерных обществ, продажа и др. 5. Следующим, входящим в число наиболее первостепенных, публично-правовым средством, используемым государством при регулировании предпринимательской деятельности в НГДПК, является институт предоставления участков недр в пользование. Институт предоставления участков недр в пользование, как верно отмечает А.И. Перчик, является элементом системы пользования недрами[219]
, который призван регулировать отношения, возникающие между государством-собственником недр и потенциальными потребителями их полезных свойств, т.е. потенциальными пользователями недр. Эти отношения, пишет А.И. Перчик, строятся на принципах демократии и рыночных отношениях. В рамках данного института соответствующие государственные органы определяют программу освоения недр, конкретные зоны изучения и участки недр, которые предполагается предоставить в пользование. После этого в соответствии с действующим порядком производится выбор конкретного недропользователя и юридическое оформление предоставления ему правопользования недрами на определенных условиях. Обозначенный институт в законодательстве о недрах получил название – государственная система лицензирования пользования недрами[220]
. Правовые основы государственной системы лицензирования пользования недрами заложены в Законе РФ «О недрах»: ст. 10.1 закрепляет исчерпывающий перечень оснований возникновения права пользования участками недр[221]
; ст. 11 устанавливает, что предоставление недр в пользование оформляется специальным государственным разрешением в виде лицензии, которая является документом, удостоверяющим право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах, в соответствии с указанной в ней целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий. 6. Действующее на сегодняшний день отечественное законодательство, предусматривает одну договорную форму недропользования – соглашения о разделе продукции (далее – СРП). Этот вид соглашений является самостоятельным публично-правовым средством, внедряемым государством в сферу недропользования для решения одной из главных для него задач – привлечение инвестиций в разработку участков недр, право пользования которыми не может быть передано на основе лицензий. В России СРП как правовой институт впервые закрепился в Указе Президента РФ от 24 декабря 1993 г. № 2285 «Вопросы соглашений о разделе продукции при пользовании недрами»[222]
, в дальнейшем нашел свое распространение в Федеральном законе «О соглашениях о разделе продукции» (далее – Федеральный закон «О СРП»). Характерными чертами института СРП в России можно отнести: – ограниченный круг субъектов, которые могут выступать в качестве инвесторов (не могут быть инвесторами по СРП граждане, государства, международные организации), при этом отсутствие какого-либо преимущественного права для российских инвесторов; – ограничение права инвестора передавать полностью или частично свои права и обязанности по СРП другим хозяйствующим субъектам; передача прав и обязанностей допускается только с согласия государства при условии, что хозяйствующие субъекты располагают достаточными финансовыми и техническими ресурсами и опытом управленческой деятельности, необходимыми для выполнения работ по соглашению; – предоставление инвестору в числе других таких важных прав, как: право собственности на часть произведенной продукции; право вывоза минерального сырья, поступившего в собственность инвестора за пределы таможенной территории РФ на условиях и в порядке, определенным соглашением, без количественных ограничений; право свободного доступа на договорной основе к объектам трубопроводного транспорта, а также право на свободное использование этих и иных видов транспорта, объектов по хранению и переработке минерального сырья без каких-либо дискриминационных условий; право собственности на вновь созданное или приобретенное инвестором имущество, используемое им для выполнения работ по соглашению, если иное не установлено СРП; – сохранение условий СРП в течение всего срока его действия; изменение условий допускается только по соглашению сторон или же требованию одной из сторон в случае существенного изменения обстоятельств в соответствии с ГК РФ; в случае, если в течение срока действия СРП законодательством РФ, субъектов РФ и правовыми актами органов местного самоуправления будут установлены нормы, ухудшающие коммерческий результат деятельности инвестора, в соглашение вносятся изменения, обеспечивающие инвестору коммерческие результаты, которые могли быть им получены при применении действовавших на момент заключения СРП правовых норм; – установление гарантии защиты имущественных и иных прав, приобретенных и осуществляемых инвестором в соответствии с СРП, в том числе путем закрепления правила о нераспространении действий нормативных правовых актов федеральных органов исполнительной власти, а также законов и иных нормативных правовых актов субъектов РФ и правовых актов органов местного самоуправления, если они ограничивают права инвестора, приобретенные и осуществляемые им по СРП, за исключением случаев, если законодательством РФ вносятся изменения в стандарты (нормы, правила) по безопасному ведению работ, охране недр, окружающей природной среды и здоровья населения, в том числе в целях приведения их в соответствие с аналогичными стандартами (нормами, правилами), принятыми и общепризнанными в международной практике, а так же предписаний органов надзора; – наличие специального налогового режима, предусматривающего специфический механизм учета и возмещения затрат, а также раздела прибыли между государством и хозяйствующим субъектом, заменяющий традиционный режим налогообложения предпринимательской деятельности последнего. Помимо обозначенных особенностей законодательство об СРП содержит также специальные правила о включении участков недр в перечень участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях СРП; порядке заключения СРП; об условиях выполнения работ; порядке раздела продукции и ряд др. правил[223]
. Реализация института СРП в России происходит достаточно сложно. В числе основных причин, препятствующих его развитию, согласимся с мнением большинства исследователей данной проблемы, нестабильность положений закона, в который неоднократно вносились изменения, затрагивающие порой самые существенные аспекты[224]
и сохранение системы лицензирования в отношении прав на участки недр, переданных по СРП. 7. Важнейшим публично-правовым средством воздействия государства на предпринимательскую деятельность хозяйствующих субъектов, задействованных в производственной сфере экономики, в том числе и в нефтегазодобыче, является техническое регулирование. Современная реформа технического регулирования относится к наиболее значимым и сложным преобразованиям, призванным существенно повысить качество продукции и стимулировать внедрение новых технологий в практику производственной деятельности хозяйствующих субъектов путем установления обязательных требований к продукции, процессам производства, эксплуатации, хранению, перевозке, реализации, утилизации, выполнению работ и оказанию услуг, а также оценке и подтверждению соответствия. Введенный в действие 27 декабря 2003 года Федеральный закон №184-ФЗ «О техническом регулировании» выстраивает новую систему взаимоотношений между государством и хозяйствующими субъектами, осуществляющими предпринимательскую деятельность. При этом роль и ответственность бизнеса неизмеримо повышается. Бизнес должен стать соавтором нового технического законодательства и главной заинтересованной стороной создания современной системы стандартизации мирового уровня для своих производств[225]
. Без решения этого вопроса усилия по подготовке и вступлению России в ВТО не будут подкреплены готовностью российского рынка и предприятий успешно реагировать на конкурентные вызовы со стороны зарубежных предприятий. Поэтому необходима трансформация всей нормативно-правовой базы с учетом накопленного российского научно-технического потенциала и мировых стандартов. В целях защиты жизни и здоровья граждан, имущества физических или юридических лиц, государственного и муниципального имущества; охраны окружающей среды, жизни и здоровья животных и растений; предупреждения действий, вводящих в заблуждение приобретателя, Федеральный закон «О техническом регулировании» предусматривает разработку и принятие общих и специальных технических регламентов, а также подкрепляющих их национальных стандартов и стандартов предприятий. Общие технические регламенты устанавливают базовые требования для всех объектов технического регулирования. В них регламентируются требования, не зависящие от специфики того или иного вида процесса или продукции. Специальные технические регламенты предназначены для отдельных видов продукции и устанавливают требования, которые не предусмотрены общими техническими регламентами. В связи с тем, что одними из главных показателей качества продукции являются ее безопасность и экологичность, оба вида технических регламентов направлены на установление минимально необходимых требований, обеспечивающих различные виды безопасности продукции и процессов, т.е. такого состояния, «при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных и растений» (ст. 2 Федерального закона «О техническом регулировании»). Содержащиеся в технических регламентах обязательные требования к продукции и процессам являются исчерпывающими, имеют прямое действие на всей территории РФ и могут быть изменены только путем внесения изменений и дополнений в соответствующий технический регламент. Концепция подготовки нормативных правовых документов, регулирующих вопросы разработки и обустройства месторождений углеводородного сырья (УВС), должна обеспечивать создание системы государственных нормативных правовых документов, регламентирующих основные технологические процессы разработки и обустройства месторождений УВС, основные виды работ, выполняемых для обеспечения эффективной разработки и проведения их государственного контроля и мониторинга Структура разработки нормативных правовых документов имеет трехуровневый характер и должна соответствовать структуре и статусу документов технического регулирования в соответствии с ФЗ №184 «О техническом регулировании» (рис. 2): I уровень – специальный технический регламент о разработке месторождений УВС; II уровень – система взаимоувязанных национальных стандартов, разделенных на следующие группы: - стандарты по обеспечению эффективной разработки и обустройства месторождений; - стандарты по обеспечению эффективного ведения работ для разработки месторождений; - стандарты по обеспечению государственного контроля и мониторинга разработки месторождений, учета добываемых нефти и газа.
Рис. 2. Структура правовых документов в области
разработки нефтяных и газовых месторождений
III уровень – система двух групп документов: Методические и технологические руководства по отдельным видам работ при разработке месторождений. Часть из них может получить статус национальных стандартов (рис. 3).
Рис. 3.
Примерный перечень национальных стандартов,
предлагаемых к разработке совместно с нефтяными компаниями
Здесь уместно отметить, что большая часть стандартов должна разрабатываться на местном уровне, проходить необходимую практическую адаптацию на совместимость с партнерами – участниками процесса и после проверки трансформироваться в национальные стандарты либо дополнять их. Ведомственные положения и инструкции МПР РФ, определяющие задачи и порядок работы в данной области Федерального агентства по недропользованию и Федеральной службы по надзору в сфере природопользования, их территориальных органов и структур, а также положения и инструкции Роснедра и Росприроднадзора. Эти нормативные правовые документы имеют организационный характер, не являются документами технического регулирования и необходимы для функционирования всех нормативных правовых актов. Законопроект специального технического регламента «О безопасности производственных процессов добычи, транспортировки и хранения нефти и газа» (далее – СТР) уже разработан и находится в стадии доработки с учетом полученных замечаний[226]
. Он направлен на реализацию Федерального закона «О техническом регулировании» и имеет сферы пересечения с федеральными законами, устанавливающими организационные требования, такие как организация работ, квалификация персонала, соблюдение производственной дисциплины, организация и осуществление производственного контроля, обеспечение персонала средствами индивидуальной защиты и ряд других требований. К таким законам относятся: Трудовой кодекс РФ, Градостроительный кодекс РФ, Федеральные законы "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", "Об основах охраны труда в Российской Федерации", "О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера", "О пожарной безопасности". Основной целью СТР, как составной части законодательства в сфере технического регулирования, промышленной и экологической безопасности, является обеспечение жизни, здоровья физических лиц, имущества физических и юридических лиц, государственного и муниципального имущества, а также охраны окружающей среды путем установления обязательных требований к обеспечению безопасности при производственных процессах добычи, транспортировки и хранения нефти и газа. СТР основан на требованиях федерального законодательства в области технического регулирования, промышленной и экологической безопасности, действующих нормативных документов в области нефтяной и газовой промышленности (ПБ 03-517-12, ПБ 08-624-03, РД 08-303-99, РД 08-204-98, Правил технической эксплуатации ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Газпром» и других компаний, СНиП 2.05.06.-85*, СниП III-42-80, СП 34-116-97, РД 152-39.4-056-00, стандарты ISO 13623, CAN3-Z183-M86 и др.), а также на положениях проекта специального технического регламента «О безопасности магистрального трубопроводного транспорта, внутрипромысловых и местных распределительных трубопроводов». СТР в первую очередь основан на специфике продукции и производственных процессов нефтедобывающего производства. Так, например, продукцией буровых работ в конечном счете являются вновь созданные нефтедобывающие мощности (эксплуатационное бурение), приращенные запасы (ресурсы) и геологическая информация (разведочное бурение). Основой получения указанной продукции выступает скважина. Поэтому почти все проблемы повышения качества продукции в бурении связаны с успешностью строительства скважин соответствующего назначения[227]
. Требования СТР не распространяется на: процессы добычи, транспортировки, хранения нефти и газа на континентальном шельфе; процессы эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта, предназначенных и (или) используемых для транспортировки нефти и газа; процессы транспортировки нефти и газа другими видами транспорта (кроме трубопроводного); процессы, осуществляемые на складах, нефтебазах, хранилищах, автозаправочных станциях и иных объектах нефтепродуктообеспечения; процессы транспортировки и хранения газа системы газоснабжения (газораспределения), включая процессы газопереработки, производства, перевозки и хранения сжиженного газа, транспортирования и хранения газа системы газоснабжения, требования безопасности к которым устанавливаются в других соответствующих технических регламентах. Положения СТР
будут распространяться на хозяйствующих субъектов независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющих деятельность в области добычи, транспортировки и хранения нефти и газа при освоении нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.
8. Важной особенностью проведения производственных процессов и выпускаемой хозяйствующими субъектами НГДПК продукции является их значительное негативное влияние на окружающую природную среду, причем вред наносится всем элементам окружающей среды – объектам охраны в соответствии со ст. 4 Федерального закона «Об охране окружающей среды». Поэтому, говоря о публично-правовых средствах воздействия государства на данный вид предпринимательской деятельности, нельзя не затронуть те, которые используются в целях охраны окружающей природной среды, включая рациональное использование недр. Недра – главный объект охраны окружающей природной среды при эксплуатации месторождений нефти. Потребность в охране недр обусловлена тем, что их ценность как природного объекта снижается вследствие выборочного и неполного извлечения основных и совместно залегающих полезных ископаемых, проникновения воды в пласт нефти и, наоборот, минерализованных флюидов в горизонты питьевой воды, пожаров, нарушения стабильности геологических процессов и иных вредных факторов. Особо значительное влияние на недра оказывают работы, проводимые при освоении нефтяных месторождений, а именно: промысловое обустройство; разбуривание месторождений; эксплуатация нефтегазовых залежей; повышение нефтегазоотдачи пластов; утилизация попутного газа и т.д. Например, при обустройстве промысла происходит разрушение ландшафтов, сокращение земельных, лесных и растительных ресурсов; при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых залежей – загрязнение почвы, поверхностных пластов, подземных вод; при интенсификации нефтеотдачи пластов – нарушение кислородного режима водоемов, подтопление, заболачивание территории. Кроме того, вся деятельность, так или иначе, отрицательно сказывается на животном мире и рыбных ресурсах. В целях сохранения природной ценности недр, обеспечения их рационального использования, воспроизводства минерально-сырьевой базы, предотвращения негативного воздействия на недра, поддержания стабильности геологических процессов, государством создан определенный институт охраны недр. Его правовой основой на сегодняшний день выступают: федеральные правовые акты – Федеральный закон «Об охране окружающей среды», Закон РФ «О недрах», Федеральный закон «О техническом регулировании», Федеральный закон «Об экологической экспертизе»[228]
, Федеральный закон «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения»[229]
, Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» и др.; региональные правовые акты – Закон ЯНАО «Об охране окружающей среды в ЯНАО»[230]
, Закон Тюменской области «Об охране окружающей природной среды в Тюменской области» и др.; а также подзаконные федеральные и региональные нормативные правовые акты, принятые компетентными органами исполнительной власти. Институт охраны недр включает в себя целую систему публично-правовых средств, в основе которых лежат установленные в законе требования по рациональному использованию и охране недр, а именно: 1) соблюдение установленного законодательством порядка предоставления недр в пользование и недопущение самовольного пользования недрами; 2) обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр; 3) проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр, предоставленного в пользование в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых; 4) проведение государственной экспертизы и государственный учет запасов полезных ископаемых, а также участков недр, используемых в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых; 5) обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов; 6) достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых; 7) охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку; 8) предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод; 9) соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предприятий по добыче полезных ископаемых и подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых; 10) предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях; 11) предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого или промышленного водоснабжения (ст. 23 Закона РФ «О недрах»). 9. Еще одно важное, и как показывает мировой опыт, одно из наиболее эффективных публично-правовых средств, используемых государством в целях воздействия на предпринимательскую деятельность хозяйствующих субъектов НГДПК – налоговое регулирование. Налоговое регулирование – инструмент комплексный. Среди специальных средств, оформленных в рамках налогового права и составляющих его систему, центральное место, безусловно, занимает сам налог – обязательный, индивидуально безвозмездный платеж, взимаемый с хозяйствующих субъектов в форме отчуждения принадлежащих на праве собственности, хозяйственного ведения или оперативного управления денежных средств в целях финансового обеспечения деятельности государства и (или) муниципальных образований. Известно, что формирование доходной части государственного и муниципальных бюджетов не единственное значение налогов. Их особая роль проявляется в регулировании экономического развития как отдельной сферы, так и страны в целом. «Налоговый механизм регулирования, – согласимся с Л.К. Линником, – заключает в себе многие возможности для экономического воздействия на общественное воспроизводство, его динамику, структуру, на развитие научно-технического прогресса. Маневрируя налоговыми ставками, льготами, скидками, изменяя условия налогообложения, государство создает условия для ускоренного развития тех или иных отраслей и производств, способствует решению актуальных для общества проблем»[231]
. Выстраивание такой системы налогообложения хозяйствующих субъектов НГДПК, которая бы полностью отвечала национальным интересам – одна из самых актуальных и, как показывает практика, одна из самых трудных в настоящее время задач для государства. В настоящее время государству необходимо: – создать стабильный, предсказуемый налоговый режим для предприятий нефтедобывающего комплекса; – определить оптимальную налоговую нагрузку, которая должна учитывать различия в горно-геологических условиях недропользования и местонахождения участков недр, а также состояние экономической конъюнктуры; – установить прозрачный режим финансовой деятельности нефтегазодобывающих хозяйствующих субъектов и обеспечить получение государством горной ренты при добыче углеводородного сырья; – перейти от фискально-ориентированной системы к налогообложению, стимулирующему рост объемов производства, развитие и эффективное использование сырьевой базы в нефтедобывающем комплексе, отражающему баланс интересов государства и производителей (инвестиционно-ориентированная система налогообложения). Обозначенная в настоящем параграфе значимость перечисленных публично-правовых средств воздействия государства на предпринимательскую деятельность хозяйствующих субъектов НГДПК не предполагает отказ от признания важности исследования и других средств регулирования, также далеко не исчерпывает их многообразие. К числу последних можно отнести, например, экспортные и импортные пошлины на нефть; амортизационная политика; участие государства в финансировании отдельных проектов; регулирование производственных издержек; регулирование отдельных монополизированных секторов нефтяного комплекса; ценообразование, тарифы, различные материальные стимулы, экономические нормативы, размеры налогов и сборов, процентную ставку рефинансирования по кредитам Центрального банка РФ, субсидии, инвестиции и т.д. Отдельное значение в государственном регулировании экономики имеет государственный контроль и установление запретов. Каждый из названных, и иные инструменты, заслуживают самостоятельного глубокого исследования. Рекомендуемая
литератур
а
1. Атаманчук Г.В. Государственное управление (организационно-функциональные вопросы): учебное пособие. – М., 2000. 2. Бондаренко Г.И. Совершенствование общественных отношений и социальное управление. – Л., 1989. 3. Винниченко В.Ю. Инструменты государственного регулирования нефтяного комплекса Российской Федерации: дис. … канд. экон. наук. – М., 1999. 4. Губин Е.П. Правовые проблемы государственного регулирования рыночной экономики и предпринимательства: дис. ... док. юрид. наук. – Москва, 2005. 5. Дойников И.В. Правовое регулирование государственного предпринимательства: учебно-методическое пособие. – М., 2001. 6. Ершова И.В. Инвестиционная деятельность в форме соглашений о разделе продукции // Закон. – 2006. – № 3. – С. 28-34. 7. Жилинский С.Э. Предпринимательское право (правовая основа предпринимательской деятельности): учебник для вузов. – М., 2004. 8. Карягин Н.Е., Михайлов А.В., Челышев М.Ю. Комментарий к законодательству о государственном регулировании предпринимательской деятельности. Научно-практический. – СПб., 2003. 9. Кашанина Т.В. Корпоративное право: Право хозяйственных товариществ и обществ: учеб. для вузов. – М., 1999. 10. Конин Н.М. Административное право России. Общая и Особенная части: курс лекций. – М., 2004. 11. Лафитский В.И. Техническое регулирование в зарубежных странах // Журнал российского права. – 2006. – № 9. 12. Линник Л.К. Налоговое регулирование при пользовании недрами в России и зарубежных странах. – М., 2002. 13. Мартемьянов В.С. Хозяйственное право. Общие положения. Курс лекций. – М., 1994. – Т. 1. 14. Марченко М.Н. Проблемы теории государства и права: учебное пособие. – М., 2001. 15. Перечень замечаний к проекту Федерального закона «О специальном техническом регламенте ««О безопасности производственных процессов добычи, транспортировки и хранения нефти и газа»» // http://www.oil-gas.ru/articles/view/?9448 16. Перчик А.И. Горное право: учебник. – М., 2002. 17. Платонова Н.Л. Научно-практический комментарий к Федеральному закону «О соглашениях о разделе продукции». – М., 2002. 18. Попондопуло В.Ф. Коммерческое (предпринимательское) право: учебник. – М., 2004. 19. Приданова Л.И. Система и структура федеральных органов исполнительной власти в формате административной реформы // Закон и право. – 2006. – № 7. 20. Рахмилович В.А. Экономические основы государства. Комментарий к статье 8 Конституции РФ // КонсультантПлюс. 21. Рих А. Хозяйственная этика. – М.: Посев, 1996. 22. Теплов О.М. Основания возникновения права пользования участками недр // КонсультантПлюс. 23. Тихомиров Ю.А. Курс административного права и процесса. – М., 1998. 24. Тихомиров Ю.А. Публичное право: учебник. – М., 1995. 1. Предоставление прав пользования месторождениями нефти и газа осуществляется в общем порядке, предусмотренных федеральным законодательством о недрах. Россия является одной из немногих нефтегазодобывающих стран, в которой отсутствует специальное законодательство о нефти и газе. Попытка разработать и принять Федеральный закон «О нефти и газе» в 1994-1995 г.г. была пресечена на завершающем этапе, когда на одобренный обеими палатами Федерального собрания РФ Закон «О нефти и газе» было наложено вето президента. Основным аргументом противников принятия закона было то, что для специального закона, регулирующего поиски, разведку и добычу углеводородов, нет самостоятельного предмета регулирования. Возобладало мнение о том, что все отношения, возникающие при осуществлении нефтяных операций, могут регулироваться в рамках Закона РФ «О недрах», Положения о порядке лицензирования пользования недрами, экологического, налогового, таможенного законодательства и Гражданского кодекса РФ. В то же время другие нефтедобывающие государства СНГ (Азербайджан, Казахстан, Туркмения) уже принятии специальные нефтяные законы[232]
. 2. В соответствии с действующим законодательством о недрах права пользования участком недр могут возникать: 1) на основании лицензии на право пользования недрами, выданной в порядке, установленном Законом РФ «О недрах» и Положением о порядке лицензирования пользования недрами[233]
; 2) на основании соглашения о разделе продукции, заключенного в порядке, установленном Федеральным законом «О соглашениях о разделе продукции». 3. На сегодняшний день государство наиболее активно применяет лицензионную систему отношений с недропользователями, характеризующуюся административно-правовым порядком предоставления недр в пользование. В соответствии со ст. 15 Закона РФ «О недрах» государственная система лицензирования – это единый порядок предоставления лицензий, включающий информационную, научно-аналитическую, экономическую и юридическую подготовку материалов и их оформление. Данное определение представляется неудачным, поскольку, во-первых, в нем отражается только один аспект лицензирования – подчеркивается, что это порядок, т.е. процедура – система последовательно совершаемых действий, а во-вторых, лицензированием охватывается только выдача лицензий, что не соответствует действительности. Как функция государственного управления фондом недр, лицензирование недропользования представляет собой деятельность специально уполномоченных государственных органов по оформлению, регистрации и выдаче лицензий на право пользования недрами по результатам конкурса или аукциона либо на основании решений государственных органов, контролю за выполнением их условий, внесению изменений, переоформлению, приостановлению и прекращению их действия. Данная деятельность осуществляется в определенной последовательности, особом процессуальном порядке, который в литературе именуется разрешительным (лицензионным) производством[234]
. Лицензирующим органом в области предоставления участков, содержащих месторождения нефти и газа, является Федеральное агентство по недропользованию. Посредством лицензирования государственные органы осуществляют контроль за деятельностью хозяйствующих субъектов. При выдаче лицензии осуществляется предварительный контроль, в ходе которого проверяется квалификация соискателя на получение лицензии и определяются условия недропользования. После выдачи лицензии органы государственной власти осуществляют текущий контроль, связанный с оперативным наблюдением за выполнением лицензионных условий и реагированием на их нарушения. Свое внешнее выражение лицензирование получает в выдаче разрешительных документов – лицензий. Согласно ч. 3 ст. 11. Закона РФ «О недрах» лицензия
представляет собой документ, удостоверяющий право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной в ней целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий. Право пользования недрами возникает с момента государственной регистрации лицензии (ч. 5 ст. 9). Иными словами, лицензия рассматривается как своего рода титульный документ, подтверждающий наличие у субъекта предпринимательской деятельности права недропользования. Лицензия включает в себя установленной формы бланк с Государственным гербом Российской Федерации, а также текстовые, графические и иные приложения, являющиеся неотъемлемой составной частью лицензии и определяющие основные условия пользования недрами. Право пользования участком недр, возникшее на основе лицензии, могут отчуждаться или переходить от одного лица к другому в той мере, в какой их оборот допускается федеральными законами. Исчерпывающий перечень оснований такого перехода определяется ст. 17-1 Закона РФ "О недрах". При переходе права пользования участками недр от владельца лицензии к другому субъекту предпринимательской деятельности осуществляется переоформление лицензии. При этом условия пользования участком недр, установленные прежней лицензией, пересмотру не подлежат. При осуществлении недропользования может возникнуть необходимость внесения изменений в условия недропользования (например, при сокращении площади участка недр, измени геологических условий, получения в ходе геологического изучения новой информации о запасах полезных ископаемых). Изменения условий пользования недрами допускается только при согласии пользователя недр и органов, предоставивших лицензию, либо в случаях, установленных законодательством (ч. 5 ст. 12 Закона «О недрах»). Кроме того, закон допускает, что в случае значительного изменения объема потребления произведенной продукции по обстоятельствам, независящим от пользователя недр, сроки ввода в эксплуатацию объектов, определенные лицензионным соглашением, могут быть пересмотрены органами, выдавшими лицензию на пользование участками недр, на основании обращения пользователя недр. Закон «О недрах» допускает досрочное прекращение права пользования участком недр в одностороннем порядке. Недропользователь вправе отказаться от своего права в любое время, не мотивируя свой отказ . Законодательство не предусматривает никаких ограничений этого права. Отказ от права пользования недрами должен быть заявлен владельцем лицензии письменным уведомлением органов, предоставивших лицензию, не позднее чем за шесть месяцев до заявленного срока. Владелец лицензии на пользование недрами должен выполнить все обязательства, определенные в лицензии на случай досрочного отказа от прав, до установленного срока прекращения права пользования недрами. При невыполнении владельцем лицензии указанных обязательств органы, предоставившие лицензию, имеют право взыскать сумму ущерба от их невыполнения в судебном порядке. Государственный орган, выдавший лицензию вправе аннулировать ее в административном порядке в случаях, предусмотренных законодательством. Перечень таких оснований является исчерпывающим (ст. 20 Закона «О недрах»). 4. В соответствии с Федеральным законом «О соглашениях о разделе продукции» соглашение о разделе продукции
– это договор, в соответствии с которым Российская Федерация предоставляет субъекту предпринимательской деятельности (инвестору) на возмездной основе и на определенный срок исключительные права на поиски, разведку, добычу минерального сырья на участке недр, указанном в соглашении, и на ведение связанных с этим работ, а инвестор обязуется осуществить проведение указанных работ за свой счет и на свой риск. Применение СРП не получило в нашей стране широкого распространения. Первое соглашение по нефтегазовому проекту «Сахалин-1» было подписано в июне 1994 г. Ровно через год было заключено соглашение по проекту «Сахалин-2». К концу 1995 года было подписано соглашение по разработке Харьягинского месторождения (Ненецкий автономный округ). Указанные соглашения были заключены еще до принятия Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции», на основе Указа Президента РФ В 1999 г., уже после принятия Закона о СРП, было подписано Самотлорское соглашение с ОАО «Самотлорнефтегаз». Но в процессе реализации данного соглашения обнаружился ряд проблем законодательного характера, не позволяющих реализовать соглашение, вследствие чего его реализация была приостановлена. Таким образом, фактически в настоящее время СРП осуществляются только по проектам «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Харьягинское месторождение». При этом положения Закона о СРП 1995 года применяются к указанным соглашениям в той мере, в какой его применение не противоречит условиям таких соглашений и не ограничивает права, приобретенные и осуществляемые инвесторами в соответствии с этими соглашениями. То есть в данном случае положения упомянутых договоров оказались как бы выше положений Закона о СРП. Это обстоятельство объясняется отсутствием в тот период четко сформулированных законодательных норм о СРП. В результате такого положения инвесторы по первым СРП получили определенные односторонние выгоды, что не могло не произвести негативного впечатления на общественное мнение о СРП в России. Введение норм о СРП в российское законодательство рассматривалось как альтернатива действующему лицензионному порядку недропользования. Идея заключалась в формировании двух параллельных и равноправных режимов недропользования (лицензионного и СРП), конкурирующих между собой за инвестора, что создавало бы дополнительные стимулы к совершенствованию каждого из режимов и должно было привести к росту инвестиционной привлекательности российского минерально-сырьевого комплекса в целом, и, в конечном счете, к повышению эффективности использования природных ресурсов страны. Однако использование правового режима СРП ограничено законодательно. Согласно п. 4 ст. Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции» основанием для включения в перечни участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции, является отсутствие возможности геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых на иных предусмотренных законодательством Российской Федерации условиях пользования недрами, отличных от условий раздела продукции. Подтверждением отсутствия такой возможности является проведение аукциона на предоставление права пользования участком недр в порядке, предусмотренном Законом "О недрах", и признание аукциона несостоявшимся в связи с отсутствием участников. Закон устанавливает и иные ограничения использования режима СРП. В связи с этим вряд ли можно говорить о равноправии этих двух правовых режимов. 1. В определенной степени современная система недропользования явилась преемницей советской административно-правовой системы. Для правового опосредования отношений между государством-собственником недр и хозяйствующими субъектами (государственными предприятиями) в советский период применялся особый юридический титул - право пользования. Отношения, возникающие в рамках модели “государство – пользователь”, оформлялись посредством административных актов. В области использования недр и их ресурсов таким актом служил горноотводный акт. Механизм предоставления горного отвода не был детально разработан. В равной степени не регламентировались и полномочия органов государственного управления недрами. Согласно Основам законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах, ответственность за организацию пользования недрами возлагалась на Совет Министров СССР и Советы народных депутатов. В качестве государственного органа, осуществлявшего выдачу разрешений на пользование недрами в виде горноотводных актов, был определен Госгортехнадзор СССР. Это обстоятельство ставило его в исключительное положение и давало ему право по существу монопольного распоряжения недрами от имени государства. По оценке Ю.К. Шафраника и В. А. Крюкова, «процедуры предоставления недр в пользование носили по существу раздаточный характер: разрешение на ведение работ выдавалось, но контроль не носил регулярного характера, а осуществлялся по мере возникновения явных отклонений от общепринятых норм и условий»[235]
. Вопросы, выходящие за пределы регулирования доступа к недрам, решались на уровне министерств-недропользователей (применительно к ресурсам углеводородного сырья – Миннефтепром СССР и Мингазпром СССР). Отношения между государством и добывающими государственными предприятиями регулировались в рамках процесса согласования плановых заданий по добыче углеводородов и последующего контроля за ходом их выполнения. Система характеризовалась чрезвычайно высокой степенью огосударствления – плановое задание доводилось до соответствующего министерства, которое в дальнейшем его детализировало и доводило до конкретных нефте- и газодобывающих предприятий[236]
. 2. В отличие от советской лицензионная система недропользования, введенная Законом РФ «О недрах»: - обеспечивала необходимую экономическую и юридическую самостоятельность недропользователей; - базировалась на принципе состязательности при получении прав недропользования, реализация которого должна была осуществляться путем проведения конкурсов и аукционов на право пользования недрами; - придавала «необходимую определенность горным отношения, возникающим в процессе изучения, использования и охраны недр»[237]
, позволяющей осуществлять государственный контроль за деятельностью недропользователей. Для начала 90-х годов, лицензионная система недропользования стала, безусловно, прогрессивным явлением, и получила высокую оценку со стороны специалистов. Однако практика лицензирования недропользования достаточно быстро выявила недостатки введенной системы. В период перехода на лицензионную систему в 1992-1993 годах все действующие горнодобывающие и иные предприятия, пользующиеся недрами, получили лицензии в заявительном порядке (без проведения конкурсов и аукционов). В соответствии с п. 19 Положения о порядке лицензирования пользования недрами всем недропользователям предписывалось в месячный срок подать заявку с целью подтверждения своего права на пользование недрами. В течение трех месяцев органы государственной власти уточняли условия и сроки пользования недрами в соответствии с Законом РФ "О недрах" и выдавали лицензии. Выданные в указанном порядке лицензии в большинстве своем не в полной мере соответствовали требованиям законодательства, в них отсутствовали такие важные условия как сроки начала работ, сроки предоставления информации на государственную экспертизу, выхода на проектную мощность, уровень добычи углеводородов, требования по рекультивации земель, ликвидации и консервации горных выработок. Выданные в первые три месяца действия Закона «О недрах» лицензии составляют почти четвертую часть (23%) от общего количества полученных лицензий. Несмотря на то, что с той поры прошло более 15 лет, последствия раннего периода лицензионной истории российского недропользования не преодолены и поныне. Причиной такого положения вещей являлась не столько выдача лицензий с нарушением принципа состязательности, сколько предельно общее описание в законе условий лицензии, а также игнорирование существующей практики заключения договоров в области недропользования. 3. Согласно ст. 12 Закона РФ «О недрах» содержание лицензии должно включать следующие условия: данные о пользователе недр, получившем лицензию, и органах, предоставившем лицензию, а также основание предоставление лицензии; данные о целевом назначении работ, связанных с пользованием недрами; указание пространственных границ участка недр, предоставляемого в пользование; указание границ земельного отвода или акватории, выделенных для ведения работ, связанных с пользованием недрами; сроки действия лицензии и сроки начала работ (подготовки технического проекта, выхода на проектную мощность, предоставления геологической информации на государственную экспертизу); условия, связанные с платежами, взимаемыми при пользовании недрами, земельными участками, акваториями; согласованный уровень добычи минерального сырья, право собственности на добытое минеральное сырье; соглашение о праве собственности на экологическую информацию, получаемую в процессе пользования недрами; условия выполнения установленных законодательством, стандартами (нормами, правилами) требований по охране недр и окружающей природной среды, безопасному ведению работ; порядок и сроки подготовки проектов ликвидации или консервации горных выработок и рекультивации земель. Перечисленные условия недропользования (условия лицензии) устанавливаются в различном порядке. В связи с этим условия лицензии можно разделить на разрешительные и договорные. Условия, характеризующие участок недр, цели и сроки недропользования определяются государством в одностороннем порядке на стадии разработки программы лицензирования недропользования и уточняются на стадии объявления конкурса (аукциона). Иные условия определяются по соглашению с пользователем либо вырабатываются в ходе состязательных процедур (конкурсов, аукционов). Неравнозначность этих двух групп условий отражается также в документах, в которых они фиксируются. Первая группа условий фиксируется в титульном листе лицензии (в нем указываются данные о пользователе, цели недропользования, срок действия лицензии, место нахождения лицензионного участка, земельного отвода и перечень приложений), вторая – в договоре, заключаемом между пользователем недр и органами, предоставившими лицензию. Возможность заключения такого договора предусмотрена ч. 2 ст. 12 Закона «О недрах». Она гласит, что лицензия на пользование недрами закрепляет перечисленные условия и форму договорных отношений недропользования, в том числе контракта на предоставление услуг (с риском и без риска), а также может дополняться иными условиями, не противоречащими настоящему Закону. Фактически это единственное упоминание о договорах в федеральном законе. На практике такие договоры получили название лицензионных договоров (соглашений) в силу того, что они рассматривались как приложение к лицензии. 4. В своем развитии лицензионные соглашения прошли несколько этапов. В первые годы внедрения системы лицензирования соглашения об условиях выполнения работ, предусмотренных лицензией, представляли собой документ, состоящий из 2-3 страниц и содержащий перечень следующих обязательств владельца лицензии: вести работы в соответствии с требованиями действующего законодательства; довести добычу по годам до определенного уровня; выплачивать установленные платежи за право пользования недрами и другие налоги; привлекать субподрядчиков по согласованию с органом, выдавшим лицензию. Завершался документ тремя подписями представителей соответствующих органов Федерации, субъекта РФ и владельца лицензии. Это был в чистом виде административный акт, который, как правило, сопровождал лицензии по месторождениям, уже находившимся в разработке на момент принятия Закона. Первые же конкурсы, особенно проводимые с участием иностранных инвесторов, выявили полное неприятие такой формы оформления условий пользования недрами[238]
. Позднее текст лицензионного соглашения расширился, в нем более подробно стал описываться участок недр, давался перечень лицензионных объектов и ограничения по глубине, приводились предполагаемые уровни добычи на весь срок или часть срока действия лицензии и основные сроки представления проектных документов и материалов пересчета запасов на экспертизу и утверждение. В соглашении также указывались обязательства недропользователя в отношении представления геологической информации, охраны окружающей среды и уплаты платежей. Следующим шагом стала разработка типовой формы лицензионного соглашения. Так, Научным аналитическим центром регионального недропользования Ханты-Мансийского автономного округа к III и IV конкурсам лицензирования (1994-1995 г.г.) был подготовлен проект модельного лицензионного соглашения, в котором были обобщены все существующие соглашения в округе, проанализирован опыт составления соглашений за рубежом. При выработке формы лицензионного соглашения учитывалось, что необходимо четко разделить решающие и рекомендательные условия, оговариваемые в соглашении, отобразить имущественные права предприятия, учесть компьютерные технологии ведения баз данных[239]
. Из приложения к лицензии в 2-3 страницы соглашение превратилось в солидный, объемистый документ, содержащий до 30 и более статей и несколько приложений[240]
. Многие субъекты РФ, восполняя имеющийся на федеральном уровне пробел, в принимаемых законах о недрах и недропользовании вводили соответствующие нормы о лицензионном соглашении (договоре). Например, законодательством о недрах Республики Татарстан, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов было прямо предусмотрено, что условия пользования недрами оформляются лицензионным соглашением (договором), заключаемым с пользователем недр органами исполнительной государственной власти автономного округа и органом управления государственным фондом недр. Детально прописывались условия и порядок заключения лицензионных соглашений, а также внесения в них изменений и дополнений. В отличие от федерального закона законодательные акты субъектов РФ четко отделяли условия лицензии от условий лицензионных соглашений. Однако и в них роль последних сводилась к конкретизации условий недропользования, подчеркивалось, что подобные договоры являются неотъемлемой частью лицензии на пользование недрами. Возникало явное противоречие: с одной стороны, де-факто лицензионное соглашение представляло собой договор, так как выражало согласованную волю сторон[241]
, с другой стороны, де-юре являлось неотъемлемой частью лицензии на пользование недрами - административного акта, условия которого должны определяться исключительно по усмотрению лицензирующих органов. Неразрывная связь лицензии и лицензионного соглашения порождало ряд проблем: невозможность оперативно изменить или дополнить условия недропользования, привлечь к недропользованию других лиц, использовать судебный порядок защиты нарушенных прав недропользователей. Попытка снять указанное противоречие была предпринята рядом субъектов РФ. В этом плане очень показательны изменения законодательства о недрах Тюменской области и Ханты-Мансийского автономного округа. Если первоначально в Законе Тюменской области «О нефти и газе» от 22 марта 1999 г. содержались нормы, посвященные лицензионным соглашениям (давалось понятие лицензионного соглашения, перечислялись его условия), в 2001 году эти нормы были исключены из Закона. Более позитивна в этом отношении была законодательная практика Ханты-Мансийского автономного округа. В Закон Ханты-Мансийского автономного округа «О недропользовании» от 18 апреля 1996 г. в 2002 году были внесены изменения, меняющие правовой статус лицензионных соглашений. Термин «лицензионные соглашения» был заменен термином «договор об условиях пользования недрами, заключаемый с недропользователем». В соответствии со ст. 47 Закона договорные условия пользования недрами на территории автономного округа могли оформляться в соответствии с законодательством РФ договором, заключаемым с владельцем лицензии на пользование недрами Правительством автономного округа или уполномоченным им органом исполнительной власти автономного округа. 5. В августе 2004 г. в Закон РФ «О недрах» были внесены изменения, в соответствии с которыми произошло перераспределение регулятивных, властно-распорядительных, контрольных и иных функций управления государственным фондом недр в пользу федеральных органов государственной власти. Ранее федеральный орган государственной власти (Правительство РФ или МПР РФ) вправе был принимать решение о предоставлении в пользование только участков недр внутренних морских вод, территориального моря и континентального шельфа Российской Федерации. Участки же недр, расположенные на территории субъектов РФ, предоставлялись совместным (или согласованным) решением органов двух уровней власти – федеральным и региональным. На основе принципа совместного ведения (принципа «двух ключей») субъекты РФ были вправе участвовать в определении условий недропользования, и соответственно, определять содержание лицензионных договоров. Федеральным законом № 122-ФЗ полномочия по нормативно-правовому регулированию вопросов лицензирования недропользования и предоставлению прав пользования недрами, переданы федеральным органам. Следствием централизации государственного управления фондом недр явилась отмена законодательных актов субъектов РФ о недрах, о нефти и газе, либо их кардинальное изменение. Так, утратил силу Закон Тюменской области «О нефти и газе», Закон Ханты-Мансийского автономного округа «О разработке месторождений углеводородов на территории автономного округа, отменены нормы Закона Ханты-Мансийского автономного округа «О недропользовании», регулирующие порядок заключения и условия договоров о пользовании недрами. Сохранившиеся в законодательстве ряда субъектов РФ нормы о лицензионных договорах, в том числе об особенностях лицензирования разработки месторождений нефти и газа, не подлежат применению в силу их противоречия федеральному законодательству. Данный вывод находит свое подтверждение и в судебной практике. Так, судом Ненецкого автономного округа по иску прокурора округа признаны противоречащими федеральному законодательству ст. 38 и 39 Закона Ненецкого автономного округа "О недропользовании" N 416-ОЗ Закона. Данными статьями были установлены обязательные условия недропользования в целях добычи углеводородного сырья, а также пользования недрами для строительства и эксплуатации подземных сооружений для целей, не связанных с добычей полезных ископаемых, для захоронения вредных и токсичных веществ, промышленных отходов и сбросов сточных вод. Верховный Суд РФ, рассмотревший данное дело в кассационном порядке поддержал доводы суда первой инстанции: поскольку углеводородное сырье не входит в перечень полезных ископаемых, относимых к общераспространенным, наделение органов государственной власти округа полномочиями по определению условий недропользования именно в целях добычи углеводородного сырья не соответствует федеральному закону[242]
. 1. Проблемы правового регулирования договоров, определяющих условия пользования недрами, кардинально решается в Проекте федерального закона «О недрах». Главной новацией проекта является замена публично-правового (административного) регулирования пользования недрами гражданско-правовым (договорным) регулированием при взаимоотношениях государства и пользователя недр как равноправных сторон. Ранее выданные лицензии, то есть права пользования участками недр и их прежняя регистрация сохраняются до истечения срока их действия. По договору пользования участком недр одна сторона (Российская Федерация, а по участкам недр местного значения - соответствующий субъект Российской Федерации) обязуется предоставить другой стороне (пользователю недр) участок недр (участки недр) за плату во временное пользование. Договор заключается по результатам аукциона или в соответствии с решением соответствующего органа исполнительной власти, без проведения аукциона. Аукцион проводится при заключении договора пользования участком недр для разведки и добычи полезных ископаемых, а также для совмещенного пользования. Иные виды пользования недрами предоставляются в безаукционном порядке. Условия договора пользования участком недр определяются по соглашению сторон, если соответствующие условия не предписаны федеральным законом и принятыми в соответствии с ним иными нормативными правовыми актами, а также решением о проведении аукциона. Допускается применение примерных форм договора. Договор может заключаться на определенный и неопределенный срок. В последнем случае договор действует до момента выполнения сторонами обязательств по данному договору. Согласно ст. 53 Проекта пользователь недр обязан: - пользоваться участком недр в соответствии с условиями договора пользования участком недр и технической (технологической) проектной документацией, соблюдая требования по рациональному использованию и охране недр и безопасному ведению связанных с пользованием недрами работ, установленные Федеральным законом и иными нормативными правовыми актами; - сообщить другой стороне договора пользования участком недр об обнаружении в процессе проведения поисков и оценки на участке недр полезных ископаемых, не указанных в договоре пользования участком недр; - за счет собственных или привлеченных средств производить работы по консервации и (или) ликвидации горных выработок, скважин и иных подземных сооружений, находящихся в пределах предоставленного в пользование участка недр, в сроки, предусмотренные договором пользования участком недр. Пользователь недр вправе проводить комплекс работ по осуществлению соответствующего вида пользования участком недр, в том числе привлекая для осуществления таких работ юридические и физические лица на основе договоров подряда. Проект предусматривает возможность передачи права пользования участком недр, возникшего на основании договора пользования участком недр, а также залог права (ст. 54, 55). Условиями передачи права недропользования названы: - субъект предпринимательской деятельности должен отвечать требованиям, предъявляемым к пользователям недр федеральными законами и решением о проведении аукциона по данному участку недр: - необходимо получение согласия органа исполнительной власти, заключившего договор пользования участком недр. Изменение и расторжение договора пользования участком недр допускается в случаях, предусмотренных Федеральным законом, по соглашению сторон или по требованию одной из его сторон по решению суда. Договор пользования участком недр может быть изменен или расторгнут судом по требованию одной из сторон при существенном изменении обстоятельств, из которых стороны исходили при заключении договора, в порядке, предусмотренном гражданским законодательством Российской Федерации, с учетом положений Федерального закона. К существенному изменению обстоятельств, из которых стороны исходили при заключении договора пользования участком недр, в целях настоящей статьи относятся: 1) необходимость уменьшения площади участка недр по мере проведения поисковых работ; 2) изменение объема потребления добываемого полезного ископаемого по обстоятельствам, не зависящим от пользователя недр; 3) возникновение непосредственной угрозы жизни и здоровью людей, работающих или проживающих в зоне влияния работ, связанных с пользованием участком недр, и возникновение чрезвычайных ситуаций, стихийных бедствий, военных действий и иных подобных обстоятельств, что делает невозможным осуществление данного вида пользования участком недр; 4) необходимость ограниченного использования участка недр другим пользователем недр; 5) необходимость продления срока пользования участком недр в целях завершения поисков и оценки либо завершения ликвидационных мероприятий при отсутствии нарушений пользователем участка недр условий договора пользования участком. Статьями 81-89 Проекта предусмотрены особенности договоров пользования участком недр в зависимости от видов пользования и участков недр. В договоре пользования участком недр для геологического изучения должны быть определены: 1) плата за пользование участком недр 2) срок пользования участком недр; 3) срок подготовки проекта работ; 4) объем работ по геологическому изучению участка недр, срок их проведения (с разбивкой по годам); 5) виды полезных ископаемых; 6) состав подготавливаемой по результатам работ информации, порядок и срок ее представления в уполномоченный Правительством Российской Федерации федеральный орган исполнительной власти; 7) условия, касающиеся возможности проведения опытно-промышленных работ, включая пробную добычу полезных ископаемых, с целью выявления минерального сырья, разработки технологии его добычи и переработки. Опытно-промышленные работы производятся в порядке, установленном соответствующими техническими регламентами, и ограничиваются указанными в договоре объемом и сроками. При этом срок опытно-промышленных работ не должен превышать три года. В договоре пользования участком недр для разведки и добычи полезных ископаемых должны быть определены: 1) плата за пользование участком недр; 2) объем и виды разведочных работ, срок их проведения, срок подготовки и предоставления материалов по подсчету запасов полезных ископаемых на государственную экспертизу геологической и иной информации о недрах; 3) срок подготовки технической (технологической) проектной документации на разработку месторождения полезных ископаемых; 4) виды полезных ископаемых; 5) срок начала добычи полезных ископаемых; 6) срок выполнения работ по консервации и (или) ликвидации горных выработок, скважин, иных подземных сооружений, а также рекультивации земель. Пользователь недр в течение пятнадцати дней с даты утверждения в установленном порядке технической (технологической) проектной документации на разработку и обустройство месторождений полезных ископаемых направляет другой стороне договора пользования участком недр проект соглашения об изменении на основании указанной документации договора пользования участком недр с целью определения сроков пользования участком недр и ввода месторождений полезных ископаемых в разработку, сроков достижения проектной мощности, уровней годовой добычи полезных ископаемых, условий выполнения работ по консервации и (или) ликвидации горных выработок, скважин, иных подземных сооружений, а также рекультивации земель. 2. Представленный в Государственную Думу законопроект подвергся серьезной критике со стороны специалистов. Так, в заключении Института государства и права РАН содержатся следующие существенные замечания в отношении нового института договора пользования участком недр. 1. В законопроекте из состязательных видов получения права пользования участками недр с целью разведки и добычи полезных ископаемых - остается только один вид – аукцион. Вместе с тем конкурс, по сравнению с аукционом (где во внимание принимается только предельный размер платы), позволяет сделать более эффективный выбор субъектов этого права, способных удовлетворять публичные интересы (развитие территории, обеспечение занятости и т.д.). 2. Недостаточно четко определяются существенные условия договоров, в самом тексте законопроекта эти условия отсутствуют. 3. В законопроекте четко не определены взаимные права и обязанности сторон договора. Если права и обязанности недропользователей в определенной степени содержатся при изложении особенностей тех или иных договоров, то права другой стороны – государства полностью отсутствуют. 4. В самом определении договора недропользования (ст.46) законопроект допускает принципиальную ошибку. Правильно устанавливая, что участок недр не может быть объектом оборота и что объектом оборота является право пользования участком недр, законопроект в то же время формулирует, что по договору государство предоставляет в пользование участок недр. Понятно, что пользователю предоставляется не участок недр, а право пользования им. Нынешняя формулировка законопроекта чревата утратой государством собственности на недра в результате, например, банкротства пользователя, удовлетворения исков кредиторов и т.п. Банкротство предприятий, как способ перераспределения собственности, стал реальным тормозом развития отечественной экономики и проявлением простого казнокрадства. 5. Несмотря на то, что законопроект имеет целью наполнить имущественные отношения сторон договора гражданско-правовым содержанием, он никак не поясняет, к какому типу гражданских прав может быть отнесено право пользования недрами: к вещным или обязательственным (существенная разница между этими правами очевидна), к арендным (которые могут предоставляться с титулом владения или без титула), к правам типа узуфрукта или типа горной концессии. Для недропользователя природа прав, которые предоставляются ему государством, имеет первостепенное значение. От этого зависит их объем, способы защиты, уровень защищенности[243]
. На заседании Научно-экспертного Совета по проблемам гражданского законодательства и смежных с ним отраслей при Председателе Государственной Думы РФ законопроект также получил отрицательное заключение. В частности, среди замечаний указывается, что в большинстве случаев заключению договора пользования участком недр предшествует административная процедура принятия решения органа исполнительной власти. Таким образом, хотя в законопроекте провозглашается договорный порядок предоставления участков недр в пользование, на самом деле сохраняется разрешительный (кроме случая, предусмотренного в ст. 58 проекта)[244]
. Рекомендуемая литература
1. Вознесенская Н., Кормош Ю. Правовой статус лицензии на пользование недрами // Хозяйство и право.- 1998.- № 12. 1. Горетый М.В. Некоторые аспекты правового регулирования перехода прав пользования на участки недр // Правовые проблемы нефтегазового комплекса: Сб. науч. тр.: Вып.3. - Тюмень, 2002. 2. Данилова Н.В. Конкурсы и аукционы на право пользования недрами: проблемы правового регулирования // Экологическое право. -2002. -№ 2. 3. Данилова Н.В. Право недропользования: учебное пособие. – Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2005. - 320 с. 4. Данилова Н.В. Развитие договорных отношений в сфере недропользования // Ученые записки Института государства и права ТГУ. - Тюмень: Издательство ТГУ, 2000. - Вып.1. 5. Дроздов И.А. Договоры на передачу в пользование природных ресурсов: Учебно-методическое пособие. – М.: Проспект, 2001. 6. Жученко А.А. Переоформление лицензий на пользование недрами: актуальные вопросы // Юрист. - 2001. - № 11. 7. Каланда Л.В. Основания изменения условий лицензии и лицензионного соглашения по российскому законодательству // Правовые проблемы нефтегазового комплекса: Сб. науч. тр.: Вып.3. - Тюмень, 2002. 8. Кокин В.Н. Недропользование: теоретико-правовой анализ. – М.: Нестор Академия Паблишерз, 2005. – 224 с. 9. Комментарий к закону Российской Федерации «О недрах». – М.: НОРМА, 2001. 10. Перчик А.И. Горное право: учебник.- Изд. 2–е, перераб. и доп.. – М.: Издательсткий Дом «ФИЛОЛОГИЯ ТРИ», 2002. – 525 с. 11. Скайнер Л., Кокин В. Н. Государство как сторона договора: ограничение регулятивных функций при недропользовании на условиях лицензионных соглашений и СРП // Нефть, газ и право.- 2004.- № 6. 12. Сосна С.А. Концессионные соглашения: теория и практика. – М., 2002. – 256 с. 13. Сосна С.А. Право на исследования недр как разновидность прав недропользования: (По зарубежному и российскому законодательству)/ С.А. Сосна // Государство и право. – 2000. – № 6. 14. Толстых Н. Правовое регулирование организации и проведения конкурсов (аукционов) на право пользования недрами // Право и экономика.- 2000. -№ 3. -С. 63-65; № 5. 15. Трубецкой К.Н., Волков А.М., Титов Л.М. Горное право: учебное пособие. – М.: Издательство «Щит-М», 2005 . – 240 с. 16. Туктаров Ю. Частная сущность права недропользования // эж-ЮРИСТ. – 2005. - № 14 17. Хаустов Д.В. Концептуальные основы природоресурсного лицензирования // Экологическое право. -2004. -№ 3. 18. Хаустов Д.В. Публично-правовые договоры в природопользовании //Экологическое право. -2003. - № 4. Для достижения наибольшей эффективности в изучении и последующем освоении нефтегазовых месторождений необходимо соблюдение стадийности в геологоразведочном процессе, строгое выполнение требований к их полноте и качеству, рациональное использование методов и технических средств поисков и разведки, своевременное проведение постадийной геолого-экономической оценки результатов работ. Геологоразведочные работы по выявлению и оценке запасов месторождений нефти и газа подразделяются на следующие этапы: 1. региональный; 2. поисково-оценочный; 3. разведочный. Региональный этап.
Целью региональных геолого-геофизических работ является изучение основных закономерностей геологического строения слабо исследованных бассейнов и отдельных литолого-стратиграфических комплексов, оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий и определение первоочередных районов и стратиграфических комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ. Поисково-оценочный этап.
Основными целями поисково-оценочного этапа являются обнаружение и оценка месторождений (залежей) нефти и газа на выделенных по результатам региональных работ перспективных площадях, а также выявление новых нефтегазовых залежей на открытых ранее месторождениях. Поисково-оценочный этап разделяется на стадии: - выявления и подготовки объектов; - поиска месторождений (залежей) нефти и газа; - оценки месторождений (залежей). Основной задачей стадии выявления и подготовки объектов является создание фонда перспективных локальных объектов (структур) для выбора и определения очередности их ввода в глубокое поисковое бурение. Объектами проведения работ на стадии являются районы с установленной или возможной нефтегазоносностью. При этом выполняется комплекс детальных исследований (масштаба 1:50000, 1:25000), включающий пространственную сейсморазведку, электроразведку, высокоточную гравиразведку, специализированные работы и исследования по прогнозу геологического разреза и прямым поискам для выявления аномалий типа залежь. В отдельных случаях осуществляется бурение структурных и глубоких параметрических скважин. В результате выполнения работ на данной стадии производится выявление и детализация перспективных ловушек, прогнозирование пространственного положения предполагаемых залежей нефти и газа, выбор мест заложения и очередность ввода в бурение поисковых скважин, количественная оценка ресурсов нефти и газа по категории С3 (Д0). Основной задачей работ на стадии поиска месторождений (залежей) является обнаружение новых месторождений или залежей нефти и газа посредством бурения поисковых скважин, опробования и исследований в них всех возможных нефтегазонасыщенных пластов. Типовой комплекс работ на стадии поиска месторождений (залежей) включает: - бурение, опробование и испытание (включая в открытом стволе) поисковых скважин; - отбор образцов керна из всех перспективных в нефтегазоносном отношении пластов, их лабораторное исследование; - промыслово-геофизические исследования в скважинах, их интерпретация; - геохимические, гидрогеологические, гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессе бурения; - детализационная скважинная сейсморазведка. Работы на стадии поиска месторождений считаются завершенными при следующих условиях: - получены положительные результаты, т.е. получен в процессе испытания скважин промышленный приток нефти или газа; - установлены непромышленные скопления углеводородов, вследствие чего продолжение поисковых работ является экономически нецелесообразным; - однозначно установлена бесперспективность площади (отсутствие ловушек, обводненность или отсутствие коллекторов и т.д.). Стадия оценки месторождений (залежей). Объектами проведения работ являются открытые на предыдущей стадии месторождения (залежи) нефти и газа. Типовой комплекс работ в зависимости от размеров месторождения, количества залежей включает: - бурение, опробование и испытание поисково-оценочных скважин с применением методов интенсификации притока из пласта; - промыслово-геофизические исследования в скважинах, их интерпретация; - геохимические, гидрогеологические, гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессе бурения и испытания; - детализационная скважинная и наземная сейсморазведка; - в отдельных случаях опытно - промышленная эксплуатация (ОПЭ) скважин. По завершении поисково-оценочного этапа работ: - подсчитываются выявленные запасы нефти и газа категорий С1 и С2, устанавливается их соотношение; - открытое месторождение (залежи) нефти и газа включается в государственный кадастр и государственный баланс; - дается геолого-экономическая оценка выполненных работ; - производится выбор объектов и этажей разведки, обоснование необходимости и очередности проведения ОПЭ скважин. Эффективность поисково-оценочных работ определяется следующими показателями: - успешностью открытия месторождений; - количеством поисково-оценочных скважин (включая ликвидированные по геологическим и техническим причинам); - продолжительностью поисково-оценочных работ на площади; - отношением запасов категорий С1 + С2 по открытым месторождениям (залежам) к затратам, которые потребовались на их открытие. Разведочный этап.
Целью разведочных работ на нефть и газ является подготовка месторождений (залежей) с установленной промышленной значимостью к разработке. Комплекс работ на разведочном этапе включает: - бурение, опробование и испытание разведочных, а в ряде случаев и опережающих эксплуатационных скважин с применением методов интенсификации притока, их инструментальная топографическая привязка; - промыслово-геофизические исследования в скважинах; - гидрогеологические, геохимические, гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессе бурения и испытания; - отбор керна, шлама, проб воды, нефти, газа и их лабораторное изучение; - повторная интерпретация геолого-геофизических материалов с учетом ранее пробуренных скважин на поисково-оценочном этапе; - проведение детализационных геолого-геофизических исследований на площади и в скважинах (сейсморазведка, ВСП и др.); - проведение (в необходимых случаях) опытно - промышленной эксплуатации залежи. По результатам работ на данном этапе производится подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата по категориям С1 и частично С2. Месторождение (залежь) считается подготовленным к разработке при оценке запасов по категориям С1 не менее 80%, С2 - до 20%. Разведка месторождений (залежей) газа, ввиду различия его физических свойств от нефти и практически ничтожной вязкости, может осуществляться по более упрощенной методике. После получения промышленного притока в поисковых скважинах на некрупных, чисто газовых, месторождениях последовательность разведочных работ может быть следующая: - ввод залежи (поисковых скважин) в опытно - промышленную эксплуатацию; - подсчет запасов газа по методу падения пластового давления в залежи и получение исходных данных для проектирования разработки; - анализ данных ОПЭ и сейсморазведки с целью решения вопросов о необходимости доразведки залежи разведочными скважинами, которые при получении промышленных притоков газа могли бы стать эксплуатационными, а при получении притока пластовой воды - пьезометрическими. Эффективность работ на разведочном этапе определяется следующими показателями: приростом запасов нефти (газа) категории С1 + С2 на единицу капитальных вложений в поисково-разведочное бурение (т/руб., куб. м/руб.), на 1 метр поисково-разведочного бурения (т/м, куб. м/м), на 1 скважину, законченную строительством (т/скв., куб. м/скв.). Изучение месторождений и залежей продолжается и во время их разработки с целью доразведки разрабатываемых залежей; разведки второстепенных горизонтов, блоков, участков месторождения; перевода запасов в более высокие категории. 1. В целях создания условий для рационального комплексного использования недр, определения платы за пользование недрами, границ участков недр, предоставляемых в пользование, запасы полезных ископаемых разведанных месторождений подлежат государственной экспертизе.
Государственная экспертиза может проводиться на любой стадии геологического изучения месторождения при условии, если представляемые на государственную экспертизу геологические материалы позволяют дать объективную оценку количества и качества запасов полезных ископаемых, их народно-хозяйственного значения, горно-технических, гидрогеологических, экологических и других условий их добычи. Заключение государственной экспертизы является основанием постановки разведанных запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списания. Предоставление недр в пользование для добычи полезных ископаемых разрешается только после проведения государственной экспертизы их запасов. 2. Государственная геологическая экспертиза осуществляется организациями МПР России: Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ), Центральной комиссией по запасам МПР России (ЦКЗ), Территориальными комиссиями по запасам полезных ископаемых (ТКЗ), Научно-редакционными советами по геологической картографии (НРС), Государственным предприятием по экспертизе проектов и результатов геологических работ (ГП "Геолэкспертиза") и другими специализированными организациями, образуемыми Министерством природных ресурсов Российской Федерации. Специализированные экспертные организации действуют на основании положений (уставов), утвержденных МПР России. В состав ГКЗ, ЦКЗ включаются представители министерств и ведомств, регулирующих добычу топливно-энергетических и минерально-сырьевых ресурсов, в состав ТКЗ – представители органов исполнительной власти соответствующих субъектов Российской Федерации. 3. Объектами государственной геологической экспертизы являются: материалы подсчета и переоценки запасов по всем разведанным, оцененным, вовлекаемым в освоение и разрабатываемым месторождениям, в том числе техногенным; технико-экономические обоснования (ТЭО) параметров кондиций для подсчета запасов полезных ископаемых в недрах и коэффициентов извлечения нефти и газового конденсата; материалы, обосновывающие предложения по частичному или полному освобождению недропользователей от платежей за пользование недрами или получения ими отсрочек от уплаты этих платежей; геологические материалы, обосновывающие оценку прогнозных ресурсов участков недр, передаваемых недропользователям для осуществления геологического изучения, поисков и разведки месторождений полезных ископаемых; геологические отчеты и картографические материалы по результатам научно - исследовательских, геолого-съемочных, поисково-оценочных работ, геофизических, гидрогеологических изысканий, осуществляемых в рамках федеральных и региональных программ геологического изучения недр за счет бюджетов различных уровней, а также собственных средств недропользователей; предпроектная документация, связанная с геологическим изучением недр; программы, проекты соглашений о разделе продукции и иные материалы с точки зрения полноты и комплексности извлечения полезных ископаемых, их рационального использования и охраны недр; проекты на проведение геологического изучения недр, финансируемые за счет отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, поступающих в федеральный бюджет, направляемых в бюджеты субъектов Российской Федерации и, в том числе, передаваемых добывающим предприятиям, самостоятельно проводящим работы по геологическому изучению недр, а также за счет собственных средств недропользователей. проекты на добычу полезных ископаемых в части рационального и комплексного использования недр; проекты на переработку минерального сырья в части комплексного использования и охраны недр; геологическая информация об участках недр, намечаемых для строительства и эксплуатации подземных сооружений для хранения нефти и газа, захоронения токсичных веществ и отходов производства, сброса сточных вод и иных нужд, не связанных с разработкой месторождений полезных ископаемых; проекты на специализированные геологические работы, проводимые на шельфе морей и океанов. 4. Представляемые на государственную геологическую экспертизу материалы регистрируются и передаются в экспертное подразделение для проверки полноты и достаточности представленных материалов, составления сметы и договора с недропользователем на оплату экспертизы. Материалы считаются принятыми экспертной организацией с момента обоюдного подписания договора и оплаты недропользователем стоимости работ по проведению государственной геологической экспертизы. После принятия материалов экспертной организацией создается экспертная комиссия. Состав экспертной комиссии формируется приказом экспертного органа из внештатных экспертов и штатных сотрудников экспертной организации. Количество экспертов определяется характером и сложностью рассматриваемых материалов. Приказом назначается руководитель и секретарь экспертной комиссии. Срок проведения государственной геологической экспертизы определяется в зависимости от трудоемкости экспертных работ с учетом объема представленных на экспертизу материалов. Продолжительность проведения государственной геологической экспертизы не должна превышать 3 месяцев. 5. Государственная геологическая экспертиза основывается на принципах: 1) обязательности ее проведения до принятия решений о реализации экспертируемого проекта; 2) достоверности и полноты информации, представляемой на геологическую экспертизу; 3) научной обоснованности и объективности заключений геологической экспертизы; 4) независимости экспертов геологической экспертизы при осуществлении ими своих полномочий. 6. Результаты государственной геологической экспертизы оформляются протоколом (заключением), подписанным членами экспертной комиссии и утвержденным руководителем соответствующей организации, осуществившей экспертизу. Решение экспертной комиссии принимается большинством голосов. Выводы и решения, содержащиеся в протоколах (заключениях), являются окончательными и изменению не подлежат. В случае отрицательного заключения государственной геологической экспертизы недропользователь вправе представить материалы на повторную государственную геологическую экспертизу при условии их переработки с учетом замечаний и предложений, изложенных в этом протоколе (заключении). Протокол (заключение) государственной геологической экспертизы в течение 5 дней со дня его утверждения направляется недропользователю и в Российский федеральный и территориальный геологические фонды. Принятие органами исполнительной власти решений, связанных с пользованием недрами, должно осуществляться с учетом результатов государственной геологической экспертизы. 1. Под промышленной разработкой месторождений понимается технологический процесс извлечения из недр нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов. Ввод месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если: - получена в установленном порядке лицензия на право пользования недрами соответствующего месторождения (залежи); - утверждены запасы нефти, газа и конденсата с правом для промышленного освоения (при наличии совмещенной лицензии с правом пользования недрами одновременно для геологического изучения и добычи, последняя может быть начата до государственной экспертизы геологической информации с последующим утверждением ее государственной экспертизой в сроки, указанные в лицензионном соглашении); - имеются технические проекты на разработку месторождения нефти и газа; - оформлены горный и земельный отводы; - получены лицензии на соответствующие виды деятельности по работам, связанным с повышенной опасностью при пользовании недрами. 2. Технические проекты на разработку месторождения могут состоять из проектов строительства и эксплуатации подземных сооружений, технико-экономических обоснований, технологических схем, проектов разработки (опытно-промышленной разработки, пробной эксплуатации, реконструкции, ликвидации, консервации) и обустройства месторождений полезных ископаемых, проектов и технологических схем переработки минерального сырья, проектов производства маркшейдерских и геологических работ, иной проектной документации на пользование участками недр и соответствующих технических заданий на проектирование (далее - проектная документация). В проектной документации должны быть обоснованы: - выделение эксплуатационных объектов и порядок их ввода в разработку; - выбор способов и агентов воздействия на продуктивные пласты; - система размещения и плотности сетки добывающих и нагнетательных скважин; - способы и режимы эксплуатации скважин; - уровни и динамика добычи нефти, газа из пластов, закачка в них вытесняющих агентов; - выбор устьевого и внутрискважинного оборудования; - мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; - требования к системам сбора и промысловой подготовки нефти и газа; - мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; - комплекс геофизических и гидродинамических исследований в скважинах; - мониторинг, включающий специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды, технике безопасности, пожарной безопасности, промсанитарии; - объемы и виды работ по доразведке месторождения. Проектная документация на разработку месторождений нефти и газа подлежит согласованию с органами Ростехнадзора, а также подлежит экспертизе промышленной безопасности, геолого-экономической и экологической экспертизе. 3. Разработка месторождений нефти и газа осуществляется на основании годовых программ работ, которые составляются на основании проектной документации в соответствии с установленными требованиями в области рационального использования и охраны недр и утверждаются пользователем недр по согласованию с органами горного надзора. Отступления от согласованной годовой программы не допускаются. Годовая программа работ представляет собой документ, составленный пользователем недр и определяющий направления развития горных работ, объемы добычи полезных ископаемых, производства геологоразведочных, рекультивационных, вскрышных, горно-подготовительных или подготовительных работ, обработки (подготовки) и переработки минерального сырья (при наличии перерабатывающих производств), иных работ, предусмотренных условиями лицензий на пользование недрами и проектной документацией, нормативы потерь полезных ископаемых при их добыче и нормативы потерь полезных ископаемых при переработке минерального сырья (при наличии перерабатывающих производств), а также мероприятия по охране недр, рациональному, комплексному использованию минерального сырья, безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами, связанных с пользованием недрами, предотвращению их вредного влияния на окружающую среду, здания и сооружения. В случаях, когда проектной документацией предусматривается разработка месторождения нефти и газа на срок до трех лет, составления годовой программы не требуется. Производство горных работ без согласованного с органами Ростехнадзора годового плана, а также с отступлениями от согласованного годового плана не допускается. Нормативы потерь полезных ископаемых при добыче устанавливаются на основании технико-экономических расчетов для каждой выемочной единицы, вовлекаемой в отработку в планируемом периоде, в соответствии с установленными требованиями. Нормативы потерь попутного (растворенного) газа при добыче нефти устанавливаются не выше уровней потерь, предусмотренных условиями лицензии на пользование недрами. Годовые планы включают обоснования и технические решения, обеспечивающие: - рациональное ведение горных работ, исключающее выборочную отработку более богатых участков и порчу других полезных ископаемых, правильную разработку месторождения полезных ископаемых; - оптимальные показатели нормативов потерь и разубоживания при добыче, установленные по выемочным единицам, и нормативов потерь при переработке минерального сырья (при наличии перерабатывающих производств), а также нормативов потерь попутного (растворенного) газа и нефти при их подготовке; - оптимальную концентрацию горных работ, исключающую их разбросанность и многогоризонтность при разработке месторождений твердых полезных ископаемых; - применение технологий, повышающих извлечение запасов; - восполнение вскрытых, подготовленных и готовых к выемке запасов полезных ископаемых при разработке месторождений твердых полезных ископаемых; - безопасное ведение горных работ, включая меры по охране зданий, сооружений и природных объектов, расположенных на земной поверхности в зоне вредного влияния горных разработок; - систему наблюдений за состоянием горных отводов; - опережающее геологическое изучение недр; - мероприятия по охране недр, рациональному и комплексному использованию минерального сырья; - ликвидацию (консервацию) отработанных горных выработок, скважин, блоков, горизонтов и иных объектов; - установление границ опасных зон и порядка ведения работ вблизи них; - рекультивацию нарушенных горными работами земель; - предотвращение образования сверхнормативных потерь в результате неправильного ведения горных работ, включая случаи подработки или надработки запасов полезных ископаемых; - сохранность попутно добываемых полезных ископаемых, а также горных пород, пригодных для производства строительных материалов. При необходимости осуществляется экспертиза охраны недр. Годовой план подписывается руководителем (главным инженером), главным маркшейдером и главным геологом горнодобывающей организации, подписи скрепляются печатью. 4. Разработка месторождений нефти и газа осуществляется через скважины. Эксплуатационные скважины подразделяются на следующие группы: - эксплуатационный фонд добывающих скважин; - резервный фонд; - контрольные (наблюдательные и пьезометрические); - оценочные; - специальные (водозаборные, поглощающие). Эксплуатационный фонд скважин включает: - действующие (находящиеся в эксплуатации); - находящиеся в обустройстве и освоении после бурения; - находящиеся в капитальном ремонте; - ожидающие капитального ремонта; - находящиеся в консервации. В процессе разработки месторождений (залежей) по каждой эксплуатируемой скважине ведется постоянный оперативный учет извлекаемых из недр нефти, газа и конденсата (с учетом технологических потерь), попутных пластовых вод. 5. С целью систематизации и хранения информации по результатам разработки недропользователем ведется соответствующая документация, отражающая: - технико-экономические показатели разработки; - контроль и анализ разработки; - мероприятия по повышению эффективности систем разработки; - контроль и анализ мероприятий по охране недр и окружающей среды. В процессе промышленной разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений должны быть обеспечены сбор и рациональное использование добываемых вместе с нефтью газа, конденсата, сопутствующих ценных компонентов. Добываемый вместе с нефтью газ не должен выпускаться в атмосферу или сжигаться в факелах, а должен утилизироваться в хозяйственных целях, на технологические нужды, а при добыче нефти газлифтным способом - закачиваться в нефтяные пласты (с целью повышения пластового давления или в специальные подземные хранилища. 1. Нефтедобывающая, нефтеперерабатывающая и газовая промышленность выступают крупными загрязнителями окружающей среды и оказывают негативное химическое и физическое воздействие на все природные компоненты. Федеральный закон от 10 января 2002 г. N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" содержит общие экологические требования при создании и эксплуатации объектов нефтегазодобывающих производств: предписывается разрабатывать и осуществлять эффективные меры по очистке и обезвреживанию отходов, сбору нефтяного попутного газа и минерализованной воды, рекультивации нарушенных земель, снижению негативного воздействия, возмещению экологического вреда. Строительство и эксплуатация объектов нефтегазодобывающих производств допускаются только при наличии проектов восстановления загрязненных земель, положительных заключений государственной экологической экспертизы, финансовых гарантий реализации таких проектов (ст. 46). 2. В силу прямого указания в ст. 46 Федерального закона "Об охране окружающей среды" на отношения по созданию и эксплуатации объектов нефтегазодобывающего производства распространяются специальные механизмы санкционирования экологически опасной деятельности оценка воздействия на окружающую среду и экологическая экспертиза. Однако не во всех случаях, названных в Федеральном законе от 23 ноября 1995 г. № 174-ФЗ "Об экологической экспертизе" проведение экологической экспертизы является целесообразным. Так, возможно отказаться от экологической экспертизы материалов по созданию горнодобывающих организаций, обоснований лицензий на право пользования недрами, выдаваемых по результатам конкурса (аукциона), документации, обосновывающей соглашения о разделе продукции. Экологическая экспертиза должна осуществляться, во-первых, в самом начале процедуры предоставления недр в пользование для проектов программ лицензирования пользования недрами, затем этой процедуре следует подвергать материалы обоснования лицензий на пользование недрами, предоставляемых в бесконкурсном порядке. Наконец, важнейшее место экологическая экспертиза занимает на этапе составления проектной документации на строительство объектов добывающего производства[245]
. 3. Земельный кодекс РФ предусматривает, что для целей строительства объектов промышленности размеры предоставляемых земельных участков устанавливаются в соответствии с нормами отвода земель для конкретных видов деятельности (ст. 33), предусматривает обязанность при проведении работ по добыче полезных ископаемых снимать плодородный слой почв (ст. 13). 4. На деятельность по освоению месторождений углеводородов распространяются общие требования Федерального закона от 2 апреля 1999 г. N 96-ФЗ "Об охране атмосферного воздуха": проведение мероприятий по уменьшению и обезвреживанию выбросов загрязняющих веществ, нормирование и разрешительный порядок осуществления выбросов, установление санитарно-защитных зон. 5. В процессе разработки месторождений нефти и газа недропользователи обязаны соблюдать мероприятия по охране окружающей среды, направленные на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна жидкими и газообразными нефтепродуктами, промысловыми сточными водами, химреагентами. Данные мероприятия включают в себя: - полную утилизацию промысловых сточных и попутных пластовых вод в продуктивные или поглощающие пласты; - полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин; - использование герметизированных систем сбора, промышленной транспортировки и подготовки продукции скважин; - немедленную ликвидацию аварийных разливов нефти, строительство нефтеловушек в местах стока; - применение антикоррозийных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования; - постоянный контроль за состоянием устьев скважин и нефтепромыслового оборудования. 6. Правовое регулирование ликвидации разливов нефти осуществляется рядом нормативно-правовых актов: Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ, утв. Постановлением Правительства РФ от 15 апреля 2002 г. N 240; Основные требования к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, утв. Постановлением Правительства РФ от 21 августа 2000 г. N 613; Постановление Правительства РФ "О единой государственной системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций" от 30 декабря 2003 г. N 794. В развитие федеральных требований субъекты РФ принимают собственные акты, уточняющие требования по проведению мероприятий по ликвидации разливов нефти с учетом особенностей территории, характера расположения месторождений углеводородного сырья. Например, в Ямало-Ненецком автономном округе Постановлением Губернатора округа от 22 апреля 2004 г. N 142 утверждены «Требования к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти, нефтепродуктов и газового конденсата на территории Ямало-Ненецкого автономного округа»; в Ханты-Мансийском автономном округе Постановлением Правительства Ханты-Мансийского автономного округа – Югры от 19 апреля 2004 г. N 171-п утверждены аналогичные требования. Организация мероприятий производится федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления и организациями, осуществляющими разведку месторождений, добычу нефти, а также переработку, транспортировку и хранение нефти и нефтепродуктов. В организациях, имеющих опасные производственные объекты, для осуществления мероприятий должен быть план по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, разработанный и согласованный в установленном порядке. Организации обязаны: создавать собственные формирования (подразделения) для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, проводить аттестацию указанных формирований в соответствии с законодательством Российской Федерации, оснащать их специальными техническими средствами или заключать договоры с профессиональными аварийно - спасательными формированиями (службами), выполняющими работы по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, имеющими соответствующие лицензии и (или) аттестованными в установленном порядке; немедленно оповещать в установленном порядке соответствующие органы государственной власти и органы местного самоуправления о фактах разливов нефти и нефтепродуктов и организовывать работу по их локализации и ликвидации; иметь резервы финансовых средств и материально - технических ресурсов для локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов; обучать работников способам защиты и действиям в чрезвычайных ситуациях, связанных с разливами нефти и нефтепродуктов; содержать в исправном состоянии технологическое оборудование, заблаговременно проводить инженерно-технические мероприятия, направленные на предотвращение возможных разливов нефти и нефтепродуктов и (или) снижение масштабов опасности их последствий; принимать меры по охране жизни и здоровья работников в случае разлива нефти и нефтепродуктов; разрабатывать декларацию промышленной безопасности опасных производственных объектов; организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте; проводить корректировку планов при изменении исходных данных; допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе; иметь в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, лицензию на эксплуатацию опасного производственного объекта; создавать и поддерживать в готовности системы обнаружения разливов нефти и нефтепродуктов, а также системы связи и оповещения. При поступлении сообщения о разливе нефти и нефтепродуктов время локализации разлива не должно превышать 4 часов - при разливе в акватории, 6 часов - при разливе на почве с момента обнаружения разлива нефти и нефтепродуктов или с момента поступления информации о разливе. Руководство работами по локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов осуществляется комиссиями по чрезвычайным ситуациям, а на море также отраслевыми специализированными органами управления. Эти работы проводятся круглосуточно в любую погоду (на море - при допустимых навигационных и гидрометеорологических условиях). Смена состава формирований (подразделений), создаваемых организациями, проводится непосредственно на рабочих местах. Мероприятия считаются завершенными после обязательного выполнения следующих этапов: прекращение сброса нефти и нефтепродуктов; сбор разлившихся нефти и нефтепродуктов до максимально достижимого уровня, обусловленного техническими характеристиками используемых специальных технических средств; размещение собранных нефти и нефтепродуктов для последующей их утилизации, исключающее вторичное загрязнение производственных объектов и объектов окружающей природной среды. Последующие работы по ликвидации последствий разливов нефти и нефтепродуктов, реабилитации загрязненных территорий и водных объектов осуществляются в соответствии с проектами (программами) рекультивации земель и восстановления водных объектов, имеющими положительное заключение государственной экологической экспертизы. 7. Нефтегазодобывающее производство связано с образованием большого количества отходов. В отрасли применяются три основных способа размещения отходов: - хранение в специальных земляных сооружениях - шламовых амбарах, - захоронение путем закачки в подземные горизонты, - вывоз на специальные полигоны за пределы отведенных участков. При этом следует иметь в виду, что п. 2 ст. 51 Закона "Об охране окружающей среды" и п. 5 ст. 12 Закона "Об отходах" устанавливают существенные ограничения на создание мест размещения отходов. Запрещается сброс отходов в поверхностные и подземные водные объекты, на водосборные площади, в недра и на почву, захоронение опасных отходов в местах залегания полезных ископаемых и ведения горных работ. Таким образом, общая норма головного экологического закона не позволяет непосредственно закачивать отходы бурения (буровые сточные воды, отработанные тампонажные растворы) в подземные горизонты, а равно сбрасывать их в поверхностные водные объекты и на почву. Фактически такой подход оставляет недропользователю лишь одну возможность: вывозить отходы на удаленные полигоны, что представляет не меньшую экологическую опасность из-за использования большого количества транспортных средств загрязнителей атмосферного воздуха, строительства трубопроводов и дорог. По мнению В.С. Комисаренко, Закон "О недрах" должен содержать специальную норму, позволяющую осуществлять закачку жидких отходов, образующихся при поиске, разведке и добыче нефти и газа (сточных вод), в поглощающие горизонты недр. Такие поглощающие горизонты должны обеспечивать полную изоляцию от подземных водных объектов, а закачиваемые отходы должны быть очищены до нормативов, установленных к сточным водам, сбрасываемым в поверхностные водные объекты. В то же время правомерность использования размещения отходов в шламовых амбарах вызывает возражение. Пункт 5 ст. 12 Закона "Об отходах" запрещает захоронение отходов в местах залегания полезных ископаемых и ведения горных работ в случаях, если возникает угроза загрязнения мест залегания полезных ископаемых и безопасности ведения горных работ. Земляной амбар создает такую угрозу практически всегда вследствие опасности разрушения стен, подтопления, излива флюидов за стены амбара. Кроме того, ст. 18 Закона "Об охране атмосферного воздуха" не допускает хранение на территориях организаций загрязняющих атмосферный воздух отходов. Шламовые амбары являются открытыми хранилищами, и складируемые в них буровой шлам, химреагенты и нефтепродукты являются загрязнителями атмосферного воздуха. Поэтому в Законе "О недрах" следует, исходя из принципа использования наилучших существующих технологий, прямо запретить создание мест размещения отходов нефтегазодобывающего производства на территории месторождения. Отходы горного производства, которые нельзя использовать в оборотной системе водоснабжения, захоронить в подземных горизонтах, иным образом утилизировать на месторождении, должны быть вывезены за пределы территории непосредственного залегания полезных ископаемых в места, отведенные природоохранным органом[246]
. 1. Одной из особенностей горнодобывающего производства является его временный характер. После извлечения полезного ископаемого объект подлежит ликвидации. Также ликвидации могут подлежать отдельные участки месторождения. Вследствие различных причин технологического или коммерческого характера может возникнуть необходимость в приостановлении процесса добычи. Законодательство о недрах регламентирует порядок ликвидации и консервации горных предприятий. Консервация горных предприятий производится в том случае, если происходит временная приостановка горных работ, а их ликвидация - если эти работы прекращаются. Статья 26 Закона РФ «О недрах» предусматривает два основания для консервации или ликвидации горных предприятий - это истечение срока действия выданной лицензии или досрочное прекращение пользования недрами. Досрочное прекращение права пользования недрами возможно как по инициативе органов, предоставивших лицензию (например, в случае стихийных бедствий, возникновения "непосредственной угрозы" жизни или здоровью людей в зоне влияния горных работ), так и по инициативе владельца лицензии (ст. 20 Закона РФ «О недрах»). Вместе с тем в ходе эксплуатации месторождения может возникнуть необходимость в частичной консервации или ликвидации горной выработки, а применительно к добыче нефти и газа – отдельных скважин. 2. Ликвидации скважин может осуществляться по следующим причинам: - при выполнении своего назначения (выполнение задач, предусмотренных проектом строительства, другими технологическими документами на разработку месторождений); - геологическим причинам (например, скважина доведена до проектной глубины, но оказалась в неблагоприятных геологических условиях, или скважина не вскрыла проектный горизонт и не доведенна до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному, вскрытия в разрезе непреодолимых препятствий (катастрофические зоны поглощения, обвалы, высокопластичные породы)); - техническим причинам, т.е. в случае аварий или осложнений, ликвидировать которые существующими методами невозможно или экономически нецелесообразно; - технологическим, экологическим и другим причинам (например, из-за несоответствия прочностных и коррозионностойких характеристик эксплуатационной колонны скважин фактическим условиям; расположение в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, водоохранных зонах рек, водоемов, запретных зонах; изменение геологической обстановки, повлекшей за собой изменение экологических, санитарных требований и мер безопасности; возникновение форс-мажорных обстоятельств длительного действия, банкротства предприятия, отсутствия финансирования, прекращения деятельности предприятия, окончания срока действия лицензии на пользование недр). В зависимости от указанных причин предусмотрено деление скважин на соответствующие категории. 3. Консервация скважин может производиться в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации. Предусмотренное проектом сезонное прекращение работ консервацией не считается. Консервация скважин в процессе строительства производится в случаях: а) консервации части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ - на срок до продолжения строительства; б) разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок, необходимый для их восстановления; в) несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта строительства скважин; Консервация скважин, законченных строительством, осуществляется на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ, месторождений теплоэнергетических, промышленных минеральных и лечебных вод, закачки воды в соответствии с проектной документацией, строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды. В процессе эксплуатации подлежат консервации: а) эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации, - на срок до восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию, что устанавливается проектом разработки месторождения (залежи); б) добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям - на срок до выравнивания газонефтяного контакта; в) добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом (технической схемой), а также нагнетательные скважины при снижении приемистости - на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта, а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа (воды) в соответствии с проектом разработки или проведения работ по увеличению приемистости; г) эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта при наличии заключения проектной организации; д) скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цены на нефть (газ, конденсат и т.п.) или изменении системы налогообложения, если временная консервация, по заключению научно-исследовательской организации, не нарушает процесса разработки месторождения; е) эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории I-б, если они в перспективе могут быть рационально использованы в системе разработки месторождения или иных целях; ж) эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей среды и т.п. При полной или частичной ликвидации или консервации скважин они должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей природной среды, зданий и сооружений, а при консервации - также сохранность месторождения и скважин на все время консервации. 4. Консервация, ликвидация скважин осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальными органами Ростехнадзора. Проектная документация на консервацию и ликвидацию скважин может разрабатываться: в составе проектов разведки и разработки месторождений, рабочих проектов на строительство скважин, проектов на создание подземных хранилищ нефти и газа, мощностей по использованию теплоэнергетических ресурсов термальных вод; в качестве типовых проектов на консервацию и ликвидацию скважин для регионов с однотипными горно-геологическими и экологическими условиями; в качестве индивидуальных, групповых (группа скважин на одном месторождении) и зональных (группа скважин на нескольких площадях с идентичными горно-геологическими и экологическими характеристиками) проектов на ликвидацию и консервацию скважин. Структура и состав проектной документации на ликвидацию или консервацию скважины должны соответствовать действующим нормативным требованиям и включать следующие разделы: - общая пояснительная записка; обоснование критериев ликвидации скважины; варианты консервации (в процессе и по завершении строительства, эксплуатации); - технологические и технические решения по ликвидации (консервации) скважины; - порядок организации работ по ликвидации (консервации) скважины; - мероприятия по охране недр, окружающей среды и обеспечению промышленной безопасности; - сметный расчет. Изменения, вносимые в проектную документацию на ликвидацию, консервацию законченных строительством скважин, подлежат дополнительной экспертизе промышленной безопасности и согласованию с соответствующим органом Ростехнадзора, а при необходимости - с природоохранными органами. Работы по консервации, ликвидации скважин с учетом результатов проверки их технического состояния проводятся по планам изоляционно-ликвидационных работ, обеспечивающим выполнение проектных решений по промышленной безопасности, охрану недр и окружающей среды и согласованным с территориальными органами Ростехнадзора. Материалы на ликвидацию и консервацию скважин представляются в Ростехнадзор или его территориальный орган. Эти материалы включают в себя: проект акта ликвидации (консервации) скважины; акты выполненных работ, подписанные исполнителями и пользователями недр; акты на проведенные работы по рекультивации земель акты расследования аварий, копии приказов по результатам расследования причин аварий, перечень мероприятий по их устранению и предупреждению – для скважин, ликвидированных по техническим причинам. Ликвидация и консервация законченных строительством скважин считается завершенной после подписания акта о ликвидации или консервации пользователем недр и соответствующим органом Ростехнадзора. Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысила (или может превысить) сроки, предусмотренные проектом разработки, или превысила 15 лет и по заключению независимой экспертизы возникает реальная угроза нанесения вреда окружающей природной среде, имуществу, жизни и здоровью населения, то, по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля, пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск возникновения аварийной ситуации, или ликвидировать скважину в установленном порядке. 5. По общему правилу консервация, как и ликвидация, горных выработок производится за счет той организации (или физического лица), которой они принадлежат[247]
. Эти операции не дают производителю экономической отдачи и являются для него убыточными. Но на их выполнение у обязанной организации может не оказаться необходимых средств. Учитывая это обстоятельство, в лицензиях, которые выдаются на производство горных работ, желательно предусматривать в необходимых случаях, чтобы добывающие компании создавали свои резервные (ликвидационные) фонды[248]
. Преимуществами использования ликвидационных фондов являются возможность заблаговременно определить объем работ и необходимых затрат, увеличить отчисления, накапливая проценты на них, финансировать ликвидационные работы независимо от экономического положения недропользователя к моменту окончания пользования недрами[249]
. Обязанность по консервации или ликвидации горных выработок может показаться недостаточно "адресной" в том случае, когда горнодобывающее предприятие приглашает для проведения работ подрядную организацию. Такие случаи нередки, например, в области разведки недр. Возникает вопрос: если разведочные работы приостанавливаются или прекращаются, кто должен консервировать или ликвидировать пробуренные скважины - заказчик работ или же подрядчик - геологоразведочная организация? За выполнение требований ст. 26 ответственность несет та организация, которая получила лицензию на разведочные работы. Желательно, чтобы этот вопрос был заранее предусмотрен и разрешен в договоре, который заключают заказчик разведочных работ и их исполнитель. Вместе с тем, указанные условия договора не снимают ответственности с владельца лицензии. Так, если сторона, ответственная за проведение работ по консервации объекта по договору, не выполнит своего обязательства, последнее перейдет на другую сторону, ответственную за эти работы в соответствии с выданной лицензией[250]
. Рекомендуемая литература
2. Комментарий к закону Российской Федерации «О недрах». – М.: НОРМА, 2001. 3. Краюшкина Е. Недропользование. Экологические аспекты // Законодательство и экономика. - 1999. - № 4. 4. Краюшкина Е.Г. Правовое регулирование отношений по восстановлению земель, нарушенных в процессе недропользования // Государство и право. - 1998. - № 12. 5. Правовые и экономические проблемы недропользования при геологическом изучении и освоении месторождений нефти и газа: Учебное пособие / В.И. Карасев, А.И. Кирсанов, Н.А. Останин и др. Под общ. ред. А.Н. Кирсанова. – Тюмень: Изд-во Тюменского гос. нефтегаз. ун-та, 2000. – 200 с. 6. Салиева Р.Н. Об основных направлениях правового обеспечения рационального пользования недрами при разработке месторождений нефти и газа // Законодательство и экономика. – 2002. - № 8 7. Шарифуллина А. Создание ликвидационного фонда при реализации соглашений о разделе продукции // Законодательство и экономика. - 2000. - № 5. 1. Транспортировка нефти и газа в основном осуществляется посредством систем магистрального трубопроводного транспорта[251]
. В нефтяной и газовой промышленности трубопроводы подразделяются на магистральные и внутрипромысловые. Магистральный трубопровод представляет собой единый производственно-технологический комплекс трубопроводов с подземными, подводными, наземными и надземными сооружениями, предназначенный для транспортировки продукции от пунктов приемки от грузоотправителей до пунктов сдачи ее грузополучателям, технологического хранения или перевалки на другой вид транспорта[252]
. Таким образом, магистральный нефтепровод предназначен для транспортировки нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (т.е. до нефтеперерабатывающего завода, перевалочных нефтебаз, пунктов налива). Магистральные газопроводы предназначены для транспортировки газа от места добычи до газораспределительных сетей, которые уже осуществляют транспортировку и подачу газа непосредственно потребителям. Система магистральных трубопроводов – это совокупность магистральных трубопроводов, технологически связанных между собой и управляемых из единого центра. Внутрипромысловые трубопроводы – это трубопроводы в пределах производств, а также нефтебазовые, внутрипромысловые нефте-, газо-, продуктопроводы, городские газопроводы и т.п. В Проекте специального технического регламента «О безопасности магистрального трубопроводного транспорта, внутрипромысловых и местных распределительных трубопроводов» дается следующее определение внутрипромыслового трубопровода: это объект трубопроводного транспорта, состоящий из технологической системы трубопроводов с подземными, наземными, надземными и морскими сооружениями и техническими устройствами, и предназначенный для транспортирования продукции от добывающих скважин до ее пунктов сбора и/или установок подготовки. Границами внутрипромыслового трубопровода являются: а) выходная запорная арматура добывающей скважины, б) входная запорная арматура пункта сбора и/или установки подготовки транспортируемого продукта (опасных веществ). В настоящее время законодательное разграничение между магистральными и промысловыми трубопроводами отсутствует. Применяются СНИПы и ГОСТы, в соответствии с которыми трубопроводы строятся (например, СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», ГОСТ Р51758-2002). 2. Система магистрального трубопроводного транспорта России создавалась как единый комплекс в период существования СССР. В настоящее время Россия обладает крупнейшей в мире сетью магистральных нефте-, газо- и нефтепродуктопроводов. Их общая протяженность - около 220 тыс. км. По ним ежегодно перекачивается около 500 млн. т. нефти и нефтепродуктов и 600 млрд. м. куб. газа. Стоимость перекачиваемой в год продукции достигает 100 млрд. долл. Мощность всех нефте- и газоперекачивающих станций эквивалентна мощности двенадцати гидроэлектростанций, равных по мощности крупнейшей в мире Саяно-Шушинской ГЭС[253]
. Действующие магистральные газо- и нефтепроводы принадлежат компаниям ОАО «Газпром» и ОАО «АК «Транснефть». Государство является собственником контрольного пакета акций «Газпрома» (50,02%) и «Транснефти» (100%). Кроме того, следует иметь в виду, что данные компании являются субъектами естественных монополий и их деятельность подпадает под действие Федерального закона «О естественных монополиях». 3. ОАО «Газпром» контролирует крупнейшую в мире систему транспортировки газа – Единую систему газоснабжения России (ЕСГ). ЕСГ представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя. В состав ЕСГ входят 155 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 268 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 44,8 млн. кВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 24 объекта подземного хранения газа. По газотранспортной системе ОАО «Газпрома осуществляется транспортировка газа, добытого самим ОАО «Газпромом», а также газа независимых производителей газа. По данным на 2005 г. в ЕСГ поступило всего 699,7 млрд. куб. м, в том числе 547,9 млрд. куб. м - добытого ОАО «Газпромом» и 114,9 млрд. т. – добытых независимыми производителями. Уже сегодня пропускную способность ЕСГ нужно увеличить на 35 млрд. куб. м. Необходимо наращивать ее и в будущем. Это связано с перспективой увеличения добычи газа российскими производителями. К 2020 г. ОАО «Газпром» планирует добывать от 580 до 590 млрд. куб. м газа, независимые производители – до 170 млрд. куб. м. В настоящее время основные инвестиции в развитие газотранспортной системы направляются на строительство российского участка газопровода Ямал – Европа, газопроводов Северные районы Тюменской области (СРТО) – Торжок и Починки – Изобильное, расширение Уренгойского газотранспортного узла. Газопровод Ямал – Европа введен в эксплуатацию в 1999 году. Трасса проходит по территории России, Белоруссии и Польши. Проектная производительность газопровода – 33 млрд. куб. м в год. В настоящее время введена в эксплуатацию линейная часть газопровода протяженностью 1997 км от компрессорной станции «Торжок» в России до соединения с газопроводом «СТЕГАЛ» в Германии. Осуществляется строительство газопровода СРТО – Торжок от Уренгойского месторождения. Проектная мощность – 20,5–28,5 млрд. куб. м в год на различных участках. Протяженность газопровода составляет 2,2 тыс. км. Проект дает возможность увеличить мощности по поставкам газа потребителям Северо-Западного региона России, а также экспорту газа по газопроводу Ямал – Европа. Для обеспечения транспортировки увеличивающихся объемов газа с разрабатываемых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона проводится расширение Уренгойского газотранспортного узла. Федеральной службой по тарифам Российской Федерации (ФСТ) разработана и утверждена методика расчета тарифов на услуги по транспортировке газа, которая, в частности, предусматривает возврат инвестору средств, вложенных в строительство новых участков Уренгойской газотранспортной системы. Газопровод Починки – Изобильное является частью системы газопроводов Россия – Турция. Проектная производительность – 26,2 млрд. куб. м в год. Ввод газопровода обеспечит возможность подачи газа с месторождений Надым-Пур-Тазовского региона в газопровод «Голубой поток». В настоящее время в стадии активной реализации находится проект по строительству линейного участка Петровск – Фролово – Изобильное. В 2005 году ОАО «Газпром» приступил к строительству газопровода «Северный поток» (Nord stream) из России в страны Западной Европы через акваторию Балтийского моря. Проектная мощность – 55 млрд. куб. м газа в год. Сухопутный участок газопровода протяженностью 917 км пройдет по территории Российской Федерации от Грязовца до Выборга. Морской участок протяженностью 1198 км планируется проложить по дну Балтийского моря до побережья Германии с отводом в Швецию. «Северный поток» – это принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу. Отличительной особенностью газопровода является отсутствие на его пути транзитных государств, что снижает риски транспортировки газа и его стоимость, одновременно повышая надежность экспортных поставок. Для проектирования, строительства и эксплуатации морского участка «Северного потока» создано совместное предприятие «Nord Stream AG», зарегистрированное в Швейцарии. В капитале СП «Nord Stream AG» ОАО «Газпром» принадлежит 51%, а немецким компаниям BASF и E.ON – по 24,5%. 4. Компанией ОАО «АК «Транснефть» эксплуатируется 48,6 тыс. км магистральных нефтепроводов, которые проходят по 53 регионам России, 336 насосных станций, 849 резервуаров общей емкостью 13,2 млн. м3
и множество сопутствующих сооружений (линии электропередач, электрохимзащита, объекты связи и телемеханики и др.). По системе магистральных нефтепроводов транспортируется 99% добываемой в России нефти. Экспорт нефти в основном осуществляется трубопроводным транспортом, в том числе через морские терминалы.
В 2006 г. экспортные объемы составили 55 % от общего количества перекачанной по системе нефти. Почти половина этих объемов транспортируется через территории сопредельных государств, что является источником дополнительных транзитных рисков, с целью снижения которых ОАО «АК «Транснефть» проводит большую работу, направленную на исключение транзитной зависимости путем создания независимых экспортных направлений. Начало такому подходу было положено в 2001 году, когда в рамках реализации проекта Балтийской трубопроводной системы было создано независимое северо-балтийское экспортное направление. С тех пор востребованность БТС со стороны нефтяников постоянно растет, в связи с чем за пять лет производительность системы была увеличена с 12 до 74 млн. т нефти в год, т. е. более чем в шесть раз. В мае 2007 года Правительство РФ поддержало предложение Минпромэнерго России и ОАО «АК «Транснефть» о проектировании БТС-2 со строительством нефтепровода Унеча – Приморск мощностью 50 млн. т нефти в год. Параллельно ОАО «АК «Транснефть» работает над созданием нового маршрута транспортировки нефти из Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в Северную Европу по нефтепроводной системе Харьяга – Индига. Этот проект прошел все необходимые экспертные процедуры, и в случае принятия правительством соответствующего решения компания начнет строительство нефтепровода и морского терминала мощностью 12 млн. т нефти в год. Руководствуясь принципом создания независимых экспортных направлений, в апреле 2006 года «Транснефть» приступила к реализации грандиозного по своим масштабам проекта строительства нефтепроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан пропускной способностью 80 млн. т нефти в год. В соответствии с правительственным распоряжением на Компанию возложены функции организатора финансирования, проектирования и строительства Восточной магистрали. Утверждена инвестиционная программа на 2007 год по строительству первой очереди нефтепровода ВСТО, в которой определен масштаб работ, а также источники их финансирования. Учитывая, что данный проект является коммерческим, он будет реализован без каких бы то ни было льгот и преференций со стороны государства – только за счет привлечения кредитов международного банковского сообщества и инвестиций путем выпуска и размещения облигаций сроком на пять лет, деноминированных в основном в долларах США. На данный момент построено около 1000 км трассы ВСТО. Прокладывая независимые от транзита экспортные нефтепроводы, «Транснефть» продолжает работу на тех направлениях, где существующие инфраструктурные ограничения требуют новых транспортных решений. Речь идет, в первую очередь, о проблеме Черноморских проливов. Российские нефтяники, наряду с производителями сырья в Прикаспийском регионе, на протяжении многих лет испытывают негативное влияние сложных условий судоходства в проливах Босфор и Дарданеллы. В связи с этим «Транснефть» совместно с греческими и болгарскими коллегами проделала большую работу по изучению возможных вариантов решения данной проблемы. В марте 2007 года было подписано соглашение между правительствами Российской Федерации, Республики Болгария и Греческой Республики о сотрудничестве при сооружении и эксплуатации нефтепровода Бургас – Александруполис. К настоящему времени оно ратифицировано парламентами стран-участниц проекта, ведется работа по созданию Международной проектной компании для его практической реализации. 5. Тем не менее, специалисты констатируют, что существующая транспортная инфраструктура не позволяет наращивать поставки нефти на экспорт в объемах, адекватных добычному потенциалу. Решение стратегических задач российской нефтяной промышленности — выход на уровень добычи нефти в 520-550 млн. т и изменение сложившейся структуры экспорта (вызванное быстрым ростом азиатско-тихоокеанского энергетического рынка) — можно осуществить лишь путем нового крупного трубопроводного строительства. В связи с высокой стоимостью такого строительства (10-15 млрд. долларов США) Правительство Российской Федерации, не желая нести тяжелое бремя финансовых расходов, организационных усилий и полагая, что государство вряд ли сможет выделить такие средства, не отказываясь от решения других важных экономических проблем, заявило о необходимости привлечения частных инвестиций. Как указывается в Энергетической стратегии России на период до 2020 года, «стратегические интересы России обусловливают необходимость формирования единой энергетической и энерготранспортной инфраструктуры в сопредельных регионах Европы и Азии, развития международных энерготранспортных систем и обеспечения недискриминационного транзита энергоносителей. В этих целях государство будет поощрять участие российских акционерных обществ и компаний в разработке и реализации крупномасштабных международных проектов транспорта газа, нефти и электроэнергии как в западном, так и в восточном направлениях». Российские нефтяные компании («ЛУКОЙЛ», «ТНК», «Сибнефть», «Сургутнефтегаз») выступили с инициативой самостоятельного строительства ряда трубопроводов (Ангарск - Дацин, Западная Сибирь — Мурманск). ОАО «НК «Роснефть» заявила о своих крупномасштабных проектах по добыче углеводородов в новых неосвоенных нефтегазовых провинциях и создании собственной транспортной инфраструктуры (транспортной системы на Северо-Западе России, включающей нефтепровод, гигантское плавучее нефтехранилище в Кольском заливе, нефтепровод с терминалом в порту Диксон, с которых предполагается транспортировать сырье с Ванкорской группы месторождений). В России уже имеется крупный магистральный негосударственный нефтепровод, принадлежащий ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум», создание которого было одобрено Правительством РФ. Данный проект предусматривает строительство трубопроводной транспортной системы протяженностью 1500 км, пропускной способности – 67 млн. т нефти в год. В 2004 г. была сдана в эксплуатацию первая очередь трубопровода[255]
. 1. Правовое регулирование отношений, возникающих в связи с транспортировкой нефти и газа, осуществляется рядом законов и подзаконных актов. Отдельные нормы, регулирующие деятельность трубопроводного транспорта содержатся в следующих федеральных законах: «О естественных монополиях» от 17 августа 2005 г. N 147-ФЗ; «О газоснабжении в Российской Федерации» от 31 марта 1999 г. № 69-ФЗ; "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21 июля 1997 г. N 1 16-ФЗ; «О концессионных соглашениях» от 21.07.2005 N 115-ФЗ; «Об экспорте газа» от 18.07.2006 N 117-ФЗ; «Об особенностях несостоятельности (банкротства) субъектов естественных монополий топливно-энергетического комплекса» от 24.06.1999 N 122-ФЗ (ред. от 18.07.2005). Порядок доступа к системе магистральных нефтепроводов регулируется подзаконными актами: Постановление Правительства РФ от 31 декабря 1994 г. № 1446 «О вывозе нефти и нефтепродуктов за пределы таможенной территории Российской Федерации с 1 января 1995 года», с последующими изменениями и дополнениями; Постановление Правительства РФ от 28 февраля 1995 г. № 209 «О регулировании доступа к системе магистральных нефтепроводов, нефтепродуктов и терминалов в морских портах для вывоза нефти, нефтепродуктов за пределы таможенной территории Российской Федерации»; Положение о порядке уступки права доступа к системе магистральных нефтепроводов и терминалов в морских портах при вывозе нефти за пределы таможенной территории Российской Федерации, утв. приказом Минтопэнерго России 4 августа 1995 г., с последующими изменениями; Положение о приеме и движении нефти в системе магистральных нефтепроводов, утв. приказом Минтопэнерго России 1 сентября 1995 г. с последующими изменениями (далее – Положение о приеме и движении нефти); Постановление Правительства РФ от 2 сентября 1997 г. № 1130 «О распределении дополнительных объемов транспортировки нефти на экспорт»; Инструкция по учету нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО АК «Транснефть», утв. Государственным комитетом РФ по стандартизации и метрологии, peг. код: ФР.1.28.2001.00274. Регулирование доступа к системе газопроводного транспорта осуществляется: Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе Российского акционерного общества "Газпром", утв. Постановлением Правительства РФ от 14.07.1997 N 858; Положение об обеспечении доступа организаций к местным газораспределительным сетям, утв. Постановлением Правительства РФ от 24.11.1998 N 1370. 2. Комплексное регулирование имущественных и некоторых неимущественных отношений, возникающих при проектировании, создании, функционировании, реконструкции, развитии и ликвидации магистральных трубопроводов предполагается осуществлять в специальном федеральном законе «О магистральном трубопроводном транспорте». Необходимость принятия такого закона признается не столько как теоретическая, сколько как практическая задача. Следует отметить, что подобные законы имеются во многих странах СНГ. Первый специализированный Закон "О магистральном трубопроводном транспорте" был принят в 1995 г. в Республике Молдова. Затем аналогичные законы были приняты Украиной (1996 г.), Белоруссией (2002 г.) и Казахстаном (2004 г.). В 2001 г. Межгосударственная Ассамблея стран - участников СНГ приняла текст Модельного (примерного) закона "О трубопроводном транспорте". К сожалению, принятие в России Федерального закона «О магистральном трубопроводном транспорте» затянулось на несколько лет. В первом чтении законопроект был принят еще в 1999 г., в 2005 г. Комитет Государственной Думы по энергетике, транспорту и связи возобновил работу по подготовке проекта ко второму чтению. Отечественный законопроект состоит из 10 разделов: общие положения; государственное регулирование магистрального трубопроводного транспорта; техническая и экологическая безопасность; развитие и строительство магистрального трубопроводного транспорта; функционирование и ликвидация магистрального трубопроводного транспорта; особенности экономических отношений; регулирование земельных отношений; разрешение споров и ответственность; международное сотрудничество; заключительные положения. Необходимо выделить ряд положений, имеющих принципиальное значение. К ним в первую очередь следует отнести: - государственное регулирование магистрального трубопроводного транспорта; - право собственности на магистральные трубопроводы и их системы; - порядок доступа пользователей к магистральным трубопроводам; - условия пользования услугами магистрального трубопроводного транспорта (договоры, тарифы, инвестиции и др.)[256]
. В условиях рыночных отношений магистральный трубопроводный транспорт носит четко выраженный публичный характер. Это требование присуще внутреннему законодательству всех развитых стран Европы и Америки. Оно же является одним из условий политики глобализации экономики. Вместе с тем стратегическое значение трубопроводного транспорта вообще, и особенно транспорта таких видов продукции, как нефть и газ, важно не только для экономики, но и для обеспечения национальной безопасности страны. Это обусловливает необходимость государственного вмешательства, контроля за функционированием системы магистральных трубопроводов. Не случайно именно это положение является одним из наиболее типичных препятствий и разногласий, которые приходится решать странам при заключении как двусторонних, так и глобальных (ВТО, ДЭХ, ГАТТ) соглашений. Правомерность жесткого государственного регулирования определяется также спецификой и дискуссионностью трактовки принципа публичности в отношении магистрального трубопроводного транспорта. Этот принцип распространим на распределительный транспорт в полной мере. Об этом свидетельствуют нормы Гражданского кодекса РФ, устанавливающие публичный характер договорных отношений в сфере розничной торговли, гостиничного сервиса услуг населению и др. При магистральном транспорте огромных объемов продукции дело обстоит иначе. Можно утверждать, что установление государственной регламентации деятельности компаний по магистрального трубопроводного транспорта независимо от форм собственности и правомерно, и необходимо. Законопроект декларирует государственную и частную форму собственности на магистральные трубопроводы. Магистральный трубопроводный транспорт является элементом федеральной энергетической системы. В связи с этим возникает необходимость регулирования взаимоотношений государственных компаний - собственников систем магистрального трубопроводного транспорта и частных собственников отдельных трубопроводов как на этапе сооружения трубопровода и подсоединения его к общей системе магистрального трубопроводного транспорта, так и в процессе функционирования всей системы. В законопроекте достаточно детально описан механизм регулирования экономических взаимоотношений в области магистрального трубопроводного транспорта (инвестиции, тарифы и др.). Правоотношения между собственником магистральных трубопроводов и собственниками перекачиваемой продукции регулируются договорами, разрабатываемыми и заключаемыми в соответствии с нормами Гражданского кодекса. Наиболее сложным с правовой точки зрения является договор на транспортировку нефти. При отсутствии четкого указания на тип договора ГК РФ предоставляет право участникам гражданского оборота самим формулировать условия договора (ст. 421 "Свобода договора"). Однако эта "свобода" в условиях монопольного характера магистрального трубопроводного транспорта создает предпосылки для нарушения принципа недискриминационного доступа к "трубе". Учитывая это, в законопроекте, по мнению А.И. Перчика, необходимо урегулировать эту проблему, установив, например, требование использования типовых договоров транспортировки, разрабатываемых и утверждаемых уполномоченным органом федеральной исполнительной власти[257]
. 1. В соответствии с Федеральным законом «О естественных монополиях» от 17 августа 1995 г. № 147-ФЗ транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа по магистральным трубопроводам относиться к сфере деятельности субъектов естественных монополий и, следовательно, подпадает под действие этого закона и установленных им методов государственного регулирования такой деятельности. Одним из способов регулирования деятельности субъектов естественной монополии является определение потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию, и (или) установление минимального уровня их обеспечения в случае невозможности удовлетворения в полном объеме потребностей в товаре, производимом (реализуемом) субъектом естественной монополии, с учетом необходимости защиты прав и законных интересов граждан, обеспечения безопасности государства, охраны природы и культурных ценностей (ст. 6). В 2001 г. эта статья была дополнена нормой, согласно которой право доступа к системе российских магистральных трубопроводов и терминалов в морских портах при вывозе нефти за пределы таможенной территории Российской Федерации предоставляется организациям, осуществляющим добычу нефти и зарегистрированным в установленном порядке, а также организациям, являющимся основными обществами по отношению к организациям, осуществляющим добычу нефти, пропорционально объемам добытой нефти, сданной в систему магистральных трубопроводов с учетом стопроцентной пропускной способности магистральных трубопроводов (исходя из их технических возможностей). Таким образом, федеральный закон определяет круг потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию и минимальный уровень обеспечения их потребности в экспорте нефти. 2. Помимо названного федерального закона право доступа к системам магистральных нефтепроводов при осуществлении экспорта нефти регламентируется и иными нормативно-правовыми актами: Постановлением Правительства РФ от 31 декабря 1994 г. № 1446 «О вывозе нефти и нефтепродуктов за пределы таможенной территории Российской Федерации с 1 января1995 года», с последующими изменениями и дополнениями; Постановлением Правительства РФ от 28 февраля 1995 г. № 209 «О регулировании доступа к системе магистральных нефтепроводов, нефтепродуктов и терминалов в морских портах для вывоза нефти, нефтепродуктов за пределы таможенной территории Российской Федерации»; Положение о порядке уступки права доступа к системе магистральных нефтепроводов и терминалов в морских портах при вывозе нефти за пределы таможенной территории Российской Федерации, утв. приказом Минтопэнерго России 4 августа 1995 г. Указанные документы приняты до вступления в силу Федерального закона «О естественных монополиях» и в определенной степени противоречат его положениям[258]
. Однако, следует иметь в виду, что на практике они применяются до сих пор. 3. В действующем законодательстве закреплен принцип равного доступа к системе магистральных трубопроводов пропорционально объему добытой нефти, сданной в систему. Д.Д. Логофет справедливо указывает, что смысл данной формулы не совсем ясен. Получается, что чем больше нефти производитель закачал в систему в прошлом {период не указан), тем больше пропускной мощности он получит в будущем. Вряд ли законодатель имел в виду этот фактор. Данная формулировка требует уточнения и, вероятно, должна ограничиваться лишь ссылкой на объем добычи в определенном периоде[259]
. Субъектами права доступа к магистральным нефтепроводам являются: во-первых, организации, осуществляющие добычу нефти и зарегистрированным в установленном порядке (т.е. производители нефти); во-вторых, организации, являющиеся основными обществами по отношению к организациям, осуществляющим добычу нефти (т.е. основное общество вместо дочернего). Федеральный закон «О естественных монополиях» не предусматривает каких-либо оснований для ограничения доступа. Следовательно, производители имеют право оспорить в суде отказ от предоставления им права доступа по каким-либо основаниям, в том числе в силу неуплаты или неполной уплаты налогов. Постановление № 1446, а также Положение «О порядке уступки права доступа к системе магистральных нефтепроводов и терминалов в морских портах при вывозе нефти за пределы таможенной территории Российской Федерации», утвержденное Минтопэнерго России 4 августа 1995 г., предусматривают возможность уступки, передачи и продажи права доступа одним производителем другому на основании гражданско-правового договора. Федеральный закон «О естественных монополиях» уступки права доступа не предусматривает. Тем не менее, на практике уступка права доступа достаточно распространена и принимается судами[260]
. Федеральный закон «О естественных монополиях» предусматривает целый ряд санкций за нарушение установленных им норм и, кроме того, обязывает субъекта естественной монополии возместить убытки, причиненные другому хозяйственному субъекту нарушениями данного Федерального закона, в соответствии с гражданским законодательством (ст. 15 и 17 Федерального закона "О естественных монополиях»). 4. В связи с развитием системы частных магистральных нефтепроводов актуальность приобретает вопрос о доступе к ним третьих лиц. До настоящего времени эта сфера отношений специально не урегулирована, однако, по мнению Э.М. Халимова, действующее законодательство предоставляет определенные гарантии инвесторам — собственникам частных трубопроводов, в частности, обеспечивая защиту их права собственности на частный трубопровод и невмешательство со стороны третьих лиц[261]
. Во-первых, Постановление Правительства РФ от 31 декабря 1994 г. № 1446 «Основные условия использования системы магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и терминалов в морских портах для вывоза нефти, нефтепродуктов за пределы таможенной территории Российской Федерации» определяет только требования по использованию магистральных нефтепроводов, ОАО «Транснефть» Следовательно, установленные в нем правила не распространяются на отношения между владельцем частного трубопровода и третьим лицом, имеющим намерение воспользоваться таким трубопроводом. Во-вторых, в силу п. 1 ст. 421 ГК РФ понуждение к заключению договора не допускается, за исключением случаев, когда обязанность заключить договор предусмотрена ГК РФ, законом или добровольно принятым обязательством. На основании указанных положений для владельца частного трубопровода заключение договора транспортировки нефтепродуктов с третьими лицами не может быть признано обязательным, поскольку по характеру своей деятельности владелец такого трубопровода не должен оказывать услуги каждому обратившемуся к нему лицу. Владелец строит трубопровод исключительно для своих корпоративных целей, а не для осуществления деятельности по обслуживанию третьих лиц. Применение к владельцам нефтепроводов, не входящих в систему «Транснефти» норм Федерального закона «О естественных монополиях», согласно которым субъекты естественных монополий не вправе отказываться от заключения договора с отдельными потребителями возможно при соблюдении следующих условий: - владелец частного трубопровода должен быть признан субъектом естественной монополии по смыслу, придаваемому данному термину статьей 3 Федерального закона «О естественных монополиях»; - в отношении владельца такого трубопровода и реализуемых им товаров должно быть принято решение о введении государственного регулирования в порядке, предусмотренном статьей 21 Федерального закона «О естественных монополиях». - необходимо установить фактическую возможность производства (реализации) товаров владельцем трубопровода. При отсутствии фактической возможности оказания услуг субъект естественной монополии не может быть принужден к оказанию соответствующих услуг. При отсутствии любого из названных условий владелец трубопровода не может быть понужден третьими лицами к заключению договора транспортировки нефти[262]
. В постановлении Правительства РФ «Вопросы Каспийского трубопроводного консорциума» от 25 апреля 1997 г. № 486[263]
прямо указано, что «ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум-Р" самостоятельно устанавливает и взимает тарифы за оказываемые услуги по транспортировке жидких углеводородов по системе Каспийского трубопроводного консорциума на территории Российской Федерации, а также регулирует и устанавливает правила, определяющие доступ пользователей к этой системе». Таким образом, на примере КТК Правительство Российской Федерации прямо подтвердило возможность самостоятельного регулирования вопросов его использования непосредственно владельцем такого трубопровода. 1. В настоящее время единственным актом на уровне федерального закона, регулирующим имущественные отношения в рассматриваемой сфере, является Гражданский кодекс РФ. При этом, поскольку договор транспортировки нефти является договором, не поименованным в ГК РФ, нормы Кодекса могут применяться к нему только в той степени, в которой позволит аналогия закона. Подзаконным нормативным актом, специально регулирующим отношения по нефтепроводной транспортировке нефти, до сих пор является Приказ Минтопэнерго от 5 октября 1995 г. № 208, утвердивший Положение о приеме и движении нефти в системе магистральных нефтепроводов (далее - Положение о движении нефти). Этот документ достаточно подробно описывает порядок осуществления деятельности по транспотрировке нефти магистральным нефтепроводом. Устанавливается, что транспортировка нефти должна осуществляться ОАО «АК «Транснефть» на основании договора. Далее Положение устанавливает ряд требований относительно порядка и условий сдачи и приема нефти к транспортировке, качества нефти, порядка расчетов между отправителями и ОАО «АК «Транснефть», отчетности между участниками транспортировки, возмещения убытков, связанных с потерей нефти при авариях, и т.д. Из Положения о движении нефти видно, что на момент его принятия Минтопэнерго РФ рассматривало ОАО « АК «Транснефть» в качестве подчиненной организации, деятельностью которой министерство может руководить посредством такого рода документов. Налицо ситуация, когда федеральный орган исполнительной власти регулирует договорные отношения самостоятельных юридических лиц (ОАО «АК «Транснефть» и ее контрагентов). В связи с этим в юридической литературе высказывается сомнение относительно законности применения данного Положения[264]
. Несмотря на это, Положение о движении нефти в соответствии со стандартной формой договора транспортировки нефти магистральным нефтепроводом является неотъемлемой частью этого договора и в силу этого должно соблюдаться его сторонами. 2. Предмет договора.
Предмет договора определен как «услуги по транспортировке нефти грузоотправителя по системе магистральных нефтепроводов». При этом термин «транспортировка» является собирательным, под ним понимаются «услуги по выполнению заказа и диспетчеризации, обеспечению приема, перекачки, перевалки, слива, налива и сдачи нефти грузоотправителя». Следует подчеркнуть, что объектом действий ОАО «АК «Транснефть» по транспортировке, а также объектом действий обеих сторон по сдаче-приему нефти в пункте назначения является нефть родовая, а не индивидуально определенная. Попадая в систему нефтепроводов, нефть грузоотправителя смешивается с нефтью других грузоотправителей и таким образом теряет свою индивидуализацию (обезличивается). В силу этого в пункте назначения грузополучателю в действительности выдается не сданная грузоотправителем нефть, а нефть, схожая с "нефтью грузоотправителя" лишь по количеству и качеству. В соответствии с п. 9 Положения о приеме и движении нефти качество принимаемой к транспортировке и сдаваемой в конце маршрута доставки нефти должно соответствовать установленным государственным стандартам и техническим условиям: - при транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы России и ближнего зарубежья – ГОСТу 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия»; - при транспортировке в дальнее зарубежье – ТУ 39-1623-93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта». Количество нефти, сдаваемой «по завершении процесса транспортировки» грузополучателям, должно быть (именно «должно быть», а не «может быть») меньше количества нефти, сданного отправителем, на величину эксплуатационных (технологических) потерь (в пределах утвержденных нормативов) при транспортировке. Нормы естественной убыли нефти при транспортировке по маршрутам ОАО «АК Транснефть» утверждены Министерством энергетики РФ 30 июня 2003 г. Указанные нормы следует учитывать в соответствующем договоре (особенно в графике поставки) с третьим лицом, поскольку таким образом существует риск предъявления претензий о недопоставке[265]
. 3. Сущность договора.
Особенности предмета и объекта договора, а также неурегулированность данного вида договора в гражданском законодательстве вызывают дискуссию относительно вопроса правовой природы договора транспортировки нефти магистральным нефтепроводом. Этот вопрос является важным в силу того, что от определения вида договора транспортировки непосредственно зависит соответствующее регулирование прав и обязанностей его сторон, а также распределение рисков, связанных с исполнением сторонами своих обязательств по договору. В современной юридической литературе высказываются различные точки зрения на правовую природу данного договора. Одни авторы считают договор транспортировки нефти видом договора перевозки (наряду с договорами перевозки автомобильным, железнодорожным, воздушным и иными видами транспорта. Другие исследователи полагают, что здесь имеет место договор возмездного оказания услуг, т.к. в самом договоре его предмет определен как «услуги по выполнению заказа и диспетчеризации, обеспечению приема, перекачки, перевалки, слива, налива и сдачи нефти грузоотправителя»[266]
. Третьи рассматривает договор транспортировки нефти в качестве договора энергоснабжения[267]
. Ряд авторов определяют данный вид договора как смешанный договор. Например, Д.Д. Логофет придерживается того мнения, что договор транспортировки нефти включает в себя элементы договора перевозки, иррегулярного хранения и мены[268]
. М. Гутброд, вступая с ним полемику, считает, что налицо признаки договора мены и договора об оказании услуг[269]
. Основными обязанностями ОАО «АК «Транснефть» являются следующие: осуществление координации транспортировки нефти; обеспечение приема нефти грузоотправителя в пункте отправления для ее последующей транспортировки в соответствии с маршрутными поручениями; обеспечение транспортировки соответствующей партии нефти грузоотправителя от пункта отправления до пункта назначения в течение срока, указанного в маршрутном поручении; обеспечение сдачи нефти в пункте назначения в количестве, указанном в маршрутном поручении. Основными обязанностями грузоотправителя являются обязанности сдать ОАО «АК «Транснефть» в пункте отправления нефть, заявленную для транспортировки; произвести оплату услуг Транснефти; обеспечить прием нефти в пункте назначения. 4. Порядок расчетов.
Положение о приеме и движении нефти содержит специальный порядок расчетов между контрагентами по договору транспортировки: - при транспортировке нефти на нефтеперерабатывающие предприятия в пределах одной нефтяной компании оплату тарифа производят производители (или нефтеперерабатывающие предприятия) в порядке плановых платежей за каждую декаду 5, 15 и 25 числа в размере 1
/з тарифного платежа за предусмотренный месячным графиком объем транспортировки; - при транспортировке нефти за пределы таможенной территории Российской Федерации (кроме собственного экспорта нефтяных компаний в дальнее зарубежье), а также на нефтеперерабатывающие предприятия Российской Федерации, не входящие в нефтяную компанию производителя, оплату тарифа производят производители (грузоотправители) в порядке предварительной оплаты до начала транспортировки за объем, согласованный производителем с «АК «Транснефть» на ближайшие 10 дней. При этом факт оплаты производителем подтверждается его платежным поручением с отметкой банка, а в случае оплаты третьей стороной по поручению производителя – фактическим поступлением денежных сумм на счета ОАО «АК Транснефть», осуществляющих прием, транспортировку и сдачу нефти; - оплата переменной составляющей тарифа за собственный экспорт нефти в дальнее зарубежье производится нефтяными компаниями (ЛУКойл, Роснефть, Сургутнефтегаз, ВНК, ТНК, Славнефть, СИДАНКО, ОНАКО, Коми ТЭК, Сибнефть, Башнефть, Татнефть, Ингушнефтегазхимпром) в течение не более пяти банковских дней с момента завершения транспортировки партии нефти (оформления акта приема-сдачи или коносамента на конце маршрута). 5. Участие органов государственной власти в транспортировке нефти.
Одним из основных документов, в соответствии с которым осуществляется транспортировка нефти, является расчетный баланс добычи и распределения нефти. Минтопэнерго России за 45 дней до начала квартала утверждает расчетный баланс добычи и распределения нефти (с газовым конденсатом) и доводит его до нефтяных компаний (производителей нефти), ЦДУ «Нефть» и ОАО «АК «Транснефть». В соответствии с Положением о приеме и движении нефти ОАО «АК «Транснефть» не позднее чем за 30 дней до начала очередного квартала представляет в Минтопэнерго России сведения о пропускных возможностях системы магистральных нефтепроводов на предстоящий квартал, с приложением графиков остановок нефтепроводов для профилактических ремонтов, для учета при распределении прав доступа производителей нефти (хозяйствующих субъектов) к магистральным нефтепроводам и экспортным терминалам. В данном случае прямо указывается на возможность участия в соответствующих отношениях хозяйствующих субъектов, не являющихся производителями нефти, в связи с тем, что право транспортировки нефти может быть уступлено производителем нефти третьим лицам. На основании расчетного баланса добычи и распределения нефти нефтяные компании (производители нефти) за 30 дней до начала квартала представляют в Минтопэнерго России предложения о поставке нефти за пределы таможенной территории РФ. В свою очередь, графики поставки нефти за пределы таможенной территории РФ утверждаются Минтопэнерго России по соответствующим грузоотправителям за 20 дней до начала квартала, с учетом заявок производителей и данных ОАО «АК «Транснефть» о пропускных возможностях системы магистральных нефтепроводов. 1. В силу того, что транспортировка нефти и газа по магистральным трубопроводам относится к сфере естественных монополий тарифы на соответствующие услуги подлежат государственному регулированию. Ценовое регулирование, осуществляемое посредством определения цен (тарифов) или их предельного уровня является согласно ст. 6 Федерального закона «О естественных монополиях» основным методом государственного регулирования деятельности субъектов естественных монополий. Перечень товаров (работ, услуг) субъектов естественных монополий, цены (тарифы) на которые регулируются государством, и порядок государственного регулирования цен (тарифов) на эти товары (работы, услуги), включающий основы ценообразования и правила государственного регулирования и контроля, утверждаются Правительством РФ. В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 30 июня 2004 г. № 332[270]
федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий, осуществляющим функции по определению (установлению) цен (тарифов) и осуществлению контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов) в сферах деятельности субъектов естественных монополий является Федеральная служба по тарифам. 2. Документом, определяющим основные методы и особенности расчета тарифов на услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, а также особенности их применения на территории Российской Федерации является Положение об определении тарифов на услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам[271]
. Данным документом предусмотрено, что пересмотр тарифов на услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам может быть плановым и внеплановым. Плановый пересмотр тарифов следует производить не раньше, чем через 12 месяцев после предыдущего планового пересмотра на основании данных, имеющихся в распоряжении на дату пересмотра бухгалтерской, статистической и ведомственной отчетности, и результатов работы субъектов регулирования в прошедшем отчетном периоде. Внеплановый пересмотр тарифов ФСТ России может производить при обращении субъекта регулирования в случае решения Правительства РФ, определяющего источником прямого финансирования или источником погашения долговых обязательств всех видов, привлекаемых для создания новых и реконструкции действующих основных производственных средств, тарифную выручку (тарифы) субъекта регулирования, а также при существенном изменении условий хозяйственной деятельности по не зависящим от субъекта регулирования причинам. При определении тарифов на услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам в качестве основной расчетной и контрольной величины ФСТ России используется плановая тарифная выручка - экономически обоснованный объем финансовых средств, необходимый для осуществления субъектами регулирования нормальной хозяйственной деятельности в течение периода регулирования. В случае если субъект регулирования в течение предыдущего периода действия тарифов понес экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении тарифов, в том числе: - расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию и услуги, потребляемые организацией, - расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлеченных для покрытия данных расходов, эти расходы учитываются при определении необходимой прибыли, определяемой при установлении тарифов (тарифа) на следующий (следующие) расчетный период их действия. Тарифы (ставки тарифов) устанавливаются в рублях и по решению ФСТ России могут быть установлены за 100 тонно-километров, за 1 тонну или за 100 тонн. В соответствии с указанным Положением могут устанавливаться следующие виды тарифов: - согласованные (договорные) тарифы; - долгосрочные тарифы; - конкурентные тарифы; - сетевые тарифы. Согласованные тарифы
могут вводиться в случае необходимости проведения мероприятий, имеющих своей целью расширение пропускной способности системы магистральных нефтепроводов или повышение надежности ее функционирования, расходы на осуществление которых не учитывались при плановом установлении ставок тарифов (тарифов). Они устанавливаются ФСТ России по представлению субъекта регулирования в целях финансирования указанных мероприятий. Они могут вводится для отдельных тарифных участков (пунктам перевалки, слива/налива, приема/сдачи). При этом согласованный тариф должен быть официально одобрен всеми грузоотправителями по тарифному участку (пункту перевалки, слива/налива, приема/сдачи). Согласованные тарифы устанавливаются на перекачку (перевалку слив/налив, прием/сдачу) конкретного объема нефти (выполнение конкретного объема товаро-транспортной работы) и/или на фиксированный срок применения (действия). Данный объем перекачки и/или срок применения (действия) согласованных тарифов на услуги по перекачке (перевалке, сливу/наливу, приему/сдаче) нефти определяется либо на основании прогнозного годового объема перекачки (перевалки, слива/налива, приема/сдачи) нефти по тарифному участку (пункту перевалки, слива/налива, приема/сдачи), либо на основании заключенного между субъектом регулирования и грузоотправителями соглашения. Согласованный тариф устанавливается в виде дополнительной ставки к действующим тарифам. По завершении перекачки (перевалки, слива/налива, приема/сдачи) договорных объемов нефти или окончании срока их применения (действия) согласованные тарифы прекращают свое действие. В случае досрочного прекращения действия Соглашения Федеральная служба по тарифам принимает решение об отмене согласованного тарифа. При установлении тарифов на основании Соглашений, заключенных до утверждения данного документа, согласованные тарифы могут устанавливаться в соответствии с положениями, определенными в указанных Соглашениях. При готовности пользователя системы магистральных трубопроводов и согласии субъекта регулирования заключить долгосрочный договор на транспортировку нефти по фиксированной тарифной ставке в зависимости от текущей и перспективной загруженности тарифного маршрута для данного пользователя системы магистральных трубопроводов устанавливается долгосрочный тариф
на срок не менее трех лет. Долгосрочные тарифы могут устанавливаться в виде дополнительной ставки к действующим тарифам. В случае если субъект регулирования и пользователь системы магистральных нефтепроводов согласовали долгосрочный алгоритм изменения тарифов (на срок не менее трех лет), то в соответствии с указанным алгоритмом ФСТ России ежегодно определяет ставку тарифа. ФСТ России может пересмотреть долгосрочные тарифы или отменить их действие в случае невыполнения условий долгосрочного договора на транспортировку нефти по долгосрочным тарифам. В случае если применение долгосрочного тарифа не обусловлено необходимостью финансирования мероприятий, имеющих своей целью расширение пропускной способности системы магистральных нефтепроводов или повышение надежности ее функционирования, то на тарифных участках с дефицитом пропускной способности долгосрочный тариф не применяется. Долгосрочный тариф может применяться для оплаты услуг по транспортировке нефти по участкам магистральных трубопроводов, введенным в эксплуатацию после даты установления долгосрочного тарифа, в случае если уровень тарифов, установленных на услуги по транспортировке нефти по указанным магистральным трубопроводам, превышает уровень долгосрочного тарифа, только в случае наличия отдельного соглашения между пользователем системы магистральных трубопроводов и субъектом регулирования. В случае если у определенного тарифного маршрута существуют альтернативные способы транспортировки нефти, сравнимые по эффективности с трубопроводным транспортом, на услуги по транспортировке нефти по этому маршруту могут устанавливаться конкурентные тарифы
в виде предельных максимальных ставок тарифов или в виде соотношения со стоимостью транспортировки нефти по альтернативному маршруту, рассчитанному в соответствии с методами рыночного ценообразования, если это не противоречит принципу равнодоступности к системам магистральных трубопроводов. В целях оптимизации грузопотоков на отдельных маршрутах магистральных трубопроводов, имеющих более одного конечного пункта поставки нефти с ответвлениями или без таковых, может устанавливаться сетевой тариф
– тариф на перекачку 1 тонны нефти. При утверждении сетевого тарифа учитываются положения п. 9 Положения, а также могут использоваться основные принципы определения согласованных, долгосрочных и конкурентных тарифов. Сетевой тариф может устанавливаться ФСТ России в виде одной или суммы нескольких ставок, действующих на всем протяжении маршрута (маршрутов) вне зависимости от расстояния транспортировки. 3. Согласно Основным положениям формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации[272]
государственному регулированию подлежат: а) оптовые цены на газ; б) тарифы на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам для независимых организаций; в) тарифы на услуги по транспортировке газа по газопроводам, принадлежащим независимым газотранспортным организациям; г) тарифы на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям; д) размер платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа (при регулировании оптовых цен на газ); е) розничные цены на газ, реализуемый населению. Государственное регулирование цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке осуществляется путем установления фиксированных цен (тарифов) или их предельных уровней исходя из: а) возмещения организациям, осуществляющим регулируемые виды деятельности, экономически обоснованных затрат, связанных с добычей, транспортировкой, переработкой, хранением, распределением и поставкой (реализацией) газа (при регулировании оптовых цен), а также возмещения экономически обоснованных затрат, связанных с транспортировкой и распределением газа (при регулировании тарифов); б) установления для организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, обоснованной нормы прибыли на капитал, используемый в регулируемых видах деятельности (до разработки методики определения размера основных средств, иных материальных и финансовых активов, используемых в регулируемых видах деятельности, учитывается размер прибыли, необходимой для обеспечения указанных организаций средствами на обслуживание привлеченного капитала, развитие производства и финансирование других обоснованных расходов); в) удовлетворения платежеспособного спроса на газ, достижения баланса экономических интересов покупателей и поставщиков газа; г) учета в структуре регулируемых цен (тарифов) всех налогов и иных обязательных платежей в соответствии с законодательством Российской Федерации; д) учета разницы в стоимости услуг по транспортировке и поставке (реализации) газа различным группам потребителей и в различные районы; е) развития внутриотраслевой (в сфере поставок газа) и межотраслевой (между замещающими видами топлива) конкуренции. Государственное регулирование цен (тарифов) осуществляется в установленном порядке на основании заявлений организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, и по инициативе регулирующих органов. Решение об установлении (изменении) цен (тарифов) принимается правлением регулирующего органа в течение 40 рабочих дней с даты получения заявления организации об установлении (изменении) цен (тарифов). При установлении (изменении) цен (тарифов) по инициативе регулирующих органов последние выдают организациям, осуществляющим регулируемые виды деятельности, предписание о представлении соответствующих предложений об установлении (изменении) цен (тарифов). В соответствии с Методикой расчета тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам[273]
тарифы устанавливаются в зависимости от структуры расходов субъекта регулирования и схемы транспортировки газа: одноставочные – в случае, если в системе магистральных газопроводов не осуществляется компримирование газа либо доля расходов на электроэнергию и газ, используемый на технологические нужды субъекта регулирования при транспортировке газа, в структуре себестоимости транспортировки газа не превышает 1%. Одноставочные тарифы также могут устанавливаться для региональных систем газоснабжения; двухставочные – для других случаев. Двухставочный тариф формируется из следующих ставок: - ставка за пользование магистральными газопроводами; - ставка за совершаемую работу по перемещению газа. В целях привлечения в газовую отрасль средств инвесторов тарифы на услуги по транспортировке газа по новым магистральным газопроводам в рамках действующих или новых систем газоснабжения могут рассчитываться исходя из условий обеспечения согласованного с ФСТ России срока окупаемости проекта и уровня доходности на вложенный капитал. Действующие тарифы установлены Приказом ФСТ России от 28 июля 2006 г. N 151-э/1 «О тарифах на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» для независимых организаций»[274]
. Рекомендуемая литература
1. Богоненко В. О правовой природе договора поставки грузов трубопроводным транспортом // Нефть, газ и право. – 1998. - № 4. 2. Гутброд М. Договор транспортировки нефти посредством системы магистральных нефтепроводов: теория и практика применения // Нефть, газ, право.- 2004. - № 4. 3. Логофет Д.Д. Договор транспортировки нефти магистральным нефтепроводом // Право и экономика. – 2003 .- № 4. 4. Логофет Д.Д. Право доступа к магистральным нефтепроводам: две системы регулирования // Нефть, газ и право. – 2006 . - № 2. 5. Логофет Д.Д. Юридический статус магистральных нефтепроводов // Хозяйство и права. – 2001. - № 12. 6. Перчик А.И. Трубопроводное право: научное направление, учебная дисциплина, подотрасль транспортного права // Транспортное право. -2005. - № 3. 7. Симановский Л.Я. Правовая основа регулирования газотранспортной системы России // Нефть, газ и право. – 2006. - № 1. 8. Халимов Э.М. Право пользования частными трубопроводами в России // Нефть, газ и право. - 2006. - № 3. 1. Одной из важнейших направлений государственного регулирования является установление оптимальной системы налогообложения в нефтегазодобыче. Оптимальный уровень налогов должен обеспечивать решение нескольких задач. Во-первых, необходимо учесть интересы государства как собственника недр. Во-вторых, обеспечить заинтересованность со стороны частных компаний. В-третьих, создать условия для эффективной работы системы недропользования на благо всего общества. Пока ресурсы недр принадлежат государству, прибыль от пользования ими должна делиться между частными компаниями-недропользователями и государством. Увеличение доли государства в этой прибыли путем повышения налогов будет означать перелив капитала из добывающих отраслей промышленности в социальную сферу, в перерабатывающие отрасли, выравнивание условий их функционирования, что повысит эффективность и конкурентоспособность национальной экономики в целом. Однако это может и снизить привлекательность отрасли для потенциальных инвесторов, что в конечном итоге невыгодно никому. Наоборот, слишком слабое налогообложение может стимулировать развитие отрасли, повышение объема добычи и экспорта сырья. Однако вовсе не очевидно, что всю сверхприбыль от экспорта углеводородов частные компании будут направлять на развитие своего производства или инвестировать в национальную экономику, а не увеличивать с ее помощью отток капитала из страны[275]
. 2. Главной управленческой задачей является разработка и обоснование эффективной системы налогообложения, учитывающей рентный характер доходов и отвечающей стратегии развития нефтегазодобывающей отрасли. Понятие ренты было впервые введено Д. Рикардо в рамках классической политэкономии. Сегодня под рентой обычно понимают разницу между фактическим и некоторым среднеотраслевым доходом, которая возникает не в результате деятельности хозяйствующего субъекта, а благодаря специфическим свойствам самого актива. Для нефтегазообычи используют понятие экономической ренты – разницу между стоимостью продукции и расходами на ее добычу. При этом в состав расходов включаются издержки на добычу, геологоразведку и освоение месторождения, а также так называемая среднеотраслевая норма прибыли. Таким образом, в этом случае рента – синоним избыточной прибыли или сверхдоходов. Правительства нефтегазодобывающих стран стремятся забрать как можно большую часть сверхприбыли. Доля государства в ренте (government lake) является одним из показателей, используемых для построения рейтинга инвестиционной привлекательности отрасли конкретной страны. В теории выделяют еще так называемую дифференциальную ренту – дополнительный доход, который возникает на месторождениях с относительно небольшими издержками по сравнению с так называемыми замыкающими месторождениями. Замыкающим называют месторождение с самыми высокими издержками производства, эксплуатация которого необходима по каким-то неэкономическим причинам, например, для обеспечения спроса на нефть данного региона. В дифференциальной ренте выделяют горную ренту, ренту положения, ренту качества и межотраслевую ренту. Горная рента отражает разницу в затратах на этапе добычи, рента положения — в затратах на транспортировку и связана с географическими различиями по отношению к рынкам сбыта. Рента качества обусловлена различием в цене нефти с различными физико-химическими свойствами (плотность, содержание серы и т.п.). Межотраслевая рента отражает разницу в затратах на взаимозаменяемые, с точки зрения потребителя, ресурсы. Отличие определений экономической и дифференциальной ренты является концептуальным. В первом случае важна только экономическая эффективность конкретного проекта, отдача на вложенный капитал. Во втором случае важна не абсолютная, а сравнительная эффективность по отношению к замыкающему проекту. С точки зрения инвестора, принимающего решение о вложении своих денег в разработку данного месторождения, значение имеет ожидаемая отдача на вложенный капитал и риски проекта, а не наличие замыкающего месторождения. Именно поэтому в странах с рыночной экономикой распространение получило именно понятие экономической ренты. Дифференциальная рента использовалась в СССР, где необходимость разработки того или иного месторождения далеко не всегда обосновывалась экономическими соображениями. Понятие дифференциальной ренты и выделение в ней различных подвидов ренты помогает понять, за счет чего различается рента на различных месторождениях, однако с точки зрения количественной оценки важен только итоговый экономический эффект. Например, у двух месторождений могут быть разные затраты на разработку и транспортировку, т.е. различаться горная рента и рента положения, а экономическая рента одинаковая. В различных регионах рентабельность замыкающих месторождений будет также различаться. Поскольку отдача на вложенный капитал замыкающего месторождения, по определению, ниже среднеотраслевой, дифференциальная рента всегда выше экономической[276]
. Усиление рентной составляющей в доходах бюджетов является стратегическим направлением реформирования системы налогообложения при недропользовании на современном этапе. Чтобы учесть при налогообложении все факторы формирования рентного дохода того или иного месторождения, необходимо принимать во внимание его природную индивидуальность. Именно поэтому так сложно определить величину рентного дохода[277]
. Характеристики фискальной системы в нефтегазодобыче зависят от целей, которых государство хочет достичь от использования своих природных ресурсов. Как правило, этими целями являются повышение благосостояния общества, максимизация ожидаемой ренты и ее изъятие, эффективность недропользования, обеспечение энергетической безопасности и т.п. Свойства фискальной системы в значительной степени зависят от того, какая цель для государства является приоритетной. Например, в России основной целью налоговой политики в отношении нефтедобычи в настоящий период становится изъятие максимальной части ренты. 3. Исследователи выделяют следующие необходимые признаки эффективной системы налогообложения: 1. Экономическая эффективность.
Налоговая система должна способствовать эффективному распределению и использованию ресурсов. Это значит, что месторождения должны разрабатывать наиболее эффективные собственники — те, кто использует самые современные технологии, имеет наименьшие затраты и т.п. Применение новых технологий позволит недропользователю достичь оптимальной динамики добычи и извлечь максимальное количество нефти. Эффективный собственник будет генерировать максимальную ренту, которую он поделит с государством. 2. Прогрессивность.
Изъятие ренты должно быть прогрессивным: чем выше рента, тем выше изъятия в пользу государства. Механизмы изъятия должны быть такими, чтобы прогрессивность была как между различными месторождениями (деление на «хорошие» и «плохие» месторождения), так и на любом месторождении (выше доход – больше изъятия). Желательно, чтобы прогрессивность была автоматической, т.е. налоговая система — гибкой. Прогрессивность можно обеспечить двумя различными способами: либо установить налоговую базу пропорционально прибыли и увеличивать ставки с ее ростом, либо оставить единую ставку и менять саму базу. Естественно, эти подходы могут комбинироваться. Самым грубым способом повысить прогрессивность налоговой системы является дифференцирование ставок роялти в зависимости от уровня добычи и цен. Более тонким механизмом является налог на прибыль с прогрессивной шкалой ставок, налоговыми каникулами и ускоренной амортизацией. Идеальным прогрессивным налогом является налог собственно на сверхдоходы или на ренту. 3. Нейтральность.
Налоги, как правило, влияют на принятие инвестиционных решений о начале инвестирования в разработку или об увеличении (сокращении) производства. Это особенно ярко проявляется в капиталоемких отраслях с большими сроками окупаемости проектов, к каким как раз и относится нефтедобыча. Наиболее искажающими являются акцизы на нефть, потом следуют роялти. Наименее искажающим является налог на прибыль, но и он вносит свои поправки из-за того, что приведенная стоимость амортизации всегда меньше объема инвестиций. Очевидно, что единственным налогом, который не влияет на принятие решения о начале инвестирования в разработку месторождения, является налог на сверхдоходы, если под последними понимать ренту. Действительно, рента — это то, что остается от выручки, за вычетом затрат и требуемого уровня отдачи на вложенный капитал. Поэтому то, насколько налоговая система прогрессивна, т.е. то, как изменяется доля государства в ренте в зависимости от изменения цен на нефть, роли не играет. Если инвестор убедился, что ожидаемая доходность выше порогового уровня, т.е. его ожидаемая чистая приведенная стоимость проекта положительна, он будет разрабатывать месторождение. 4. Гибкость.
Налоговая система в идеале должна быть такой, чтобы ее не приходилось пересматривать при изменении ценовой конъюнктуры; она должна гибко, практически автоматически реагировать на колебания цен. В противном случае ее придется периодически пересматривать, а любая нестабильность неблагоприятно сказывается на инвестиционном климате, увеличивает риски. Стабильность налоговой системы в нефтедобыче особенно важна из-за высокой капиталоемкости производства, больших сроков окупаемости проектов, высоких геологических рисков, связанных с неопределенностью объемов и качества запасов, а также высокой волатильностью цен на нефть. 5. Простота администрирования.
После того как найдена теоретически оптимальная система налогообложения нефтедобычи, обладающая всеми перечисленными свойствами, следует задуматься о том, как она будет функционировать на практике. Описанные выше свойства налоговых систем являются желаемыми с теоретической точки зрения. Проблемы с налоговым администрированием зачастую легко могут перечеркнуть большую часть достоинств предлагаемых налогов. Чем сложнее налоговая система, тем больше в ней потенциальных лазеек для уклонения от уплаты налогов. Это предъявляет повышенные требования к квалификации чиновников налоговых органов и законодателей. В итоге на практике государствам приходится использовать достаточно грубые механизмы изъятия ренты, которые сочетают в себе компромисс между оптимальностью и простотой администрирования[278]
. 4. Устанавливаемая государством система налогообложения должна учитывать объективные природные и организационно-технические особенности освоения нефтяных и газовых месторождений. Разработка месторождений нефти и газа характеризуется четко выраженной неравномерностью уровней добычи. Освоение любого месторождения нефти и газа проходит три стадии: растущая добыча; период относительно стабильной добычи («полка»); период падающей добычи. Длительность этих периодов колеблется в различных пределах главным образом в зависимости от размеров месторождения. Однако достаточно типичными являются: 3-5-7 лет – период роста добычи; 5-10 лет – полка; период падающей добычи, который растягивается в зависимости от конъюнктуры на 10-15-25 и более лет. Единственной мерой, позволяющей устранить влияние неравномерности уровня добычи на текущие результаты производственно-хозяйственной деятельности предприятия, является введение неравномерной, динамичной системы налоговых ставок. Значительное влияние на формирование потока наличности оказывают технологические особенности нефтегазодобычи. В первые годы после получения лицензии идет процесс строительства нефтепромысловых объектов, бурятся скважины, наращиваются основные фонды. При этом постепенно начинает увеличиваться и добыча нефти. В результате удельные затраты на тонну нефти в первые годы промышленной добычи начинают резко уменьшаться. Этот период обычно занимает 5-7 лет. Затем наступает период стабильной добычи, капвложения практически уже завершены, удельные затраты остаются на низком уровне. Этот период также длится примерно 5-7 лет. Затем добыча начинает падать, что приводит к возрастанию удельных затрат. По мере снижения объемов добычи эксплуатационные расходы хотя также снижаются, но значительно медленнее, так как снижение добычи нефти сопровождается ростом обводненности скважин. В результате общий объем извлекаемой жидкости почти не меняется. Добыча нефти на этом этапе ведется до того момента, пока это выгодно для недропользователя[279]
. Все фискальные инструменты для отраслей, имеющих рентный характер, можно разделить на два вида: 1) общие налоги, которые действуют в отношении всех видов предпринимательской деятельности в стране. К ним относятся налог на прибыль, налог на добавленную стоимость, налоги на заработную плату, социальные отчисления и др.; 2) специальные налоги, которые отражают рентный характер доходов в отрасли. В мировой практике такими налогами являются бонусы, роялти, акцизы, специальный налог на сверхдоходы. Рассмотрим более детально специальные налоги применительно к добыче нефти, исходя из указанных выше характеристик налоговой системы. Бонусы
являются разовыми платежами и выплачиваются, как правило, при получении лицензии и (или) при наступлении определенного события в процессе реализации проекта — наступлении нового этапа разработки, выходе на некоторый уровень добычи и т.п. В законодательстве о недрах Российской Федерации бонусы именуются разовым платежами за право пользования недрами (ст. 40 Закона РФ «О недрах»). Существует ошибочное мнение, что при проведении аукционов по лицензиям на разработку нефтегазовых месторождений государство получит наиболее эффективное распределение ресурсов, а с помощью бонусов изымет ту часть ренты, которую недополучает в виде налогов. Это было бы справедливо, если бы существовала полная определенность относительно объема и качества запасов, цен на нефть, процентных ставок и т.п. Только в этом случае компании были бы готовы платить за месторождение столько, сколько оно реально стоит. В реальности нефтегазодобыче присуща высокая неопределенность, поэтому заявки претендентов на аукционе всегда значительно ниже собственных оценок стоимости проекта. Как показывает практика, в первую очередь на примере США, бонусы не служат значительным источником финансовых поступлений для государства, особенно если сравнивать их с роялти и налогом на прибыль. Аукционы также не всегда приводят к эффективному распределению ресурсов. Иногда, компании с более высокими издержками и стоимостью капитала и, следовательно, генерирующие меньшую ренту выигрывают аукцион просто потому, что у них больше денежных средств, или потому, что они неверно оценили месторождение. В этом смысле бонусы — неэффективные платежи. Ясно, что с увеличением текущих цен на нефть компании будут готовы заплатить за конкретное месторождение больше. Однако поскольку при оценке стоимости проекта они, как правило, ориентируются на средние цены, бонус будет изменяться медленнее, чем текущая цена. Кроме того, бонус — разовый платеж, он не может быть изменен после того, как его заплатили, а цены вдруг неожиданно выросли. Это означает, что бонус - регрессивный и негибкий механизм изъятия ренты. Бонусы часто являются хронологически первым видом платежа, который инвестор вынужден платить не только до начала добычи, но еще до того, как он убедится в наличии коммерческих запасов. С учетом неопределенности, для него это самый неудобный платеж. Однако после того как он сделан, он уже не влияет на принятие инвестиционных решений, и в этом смысле бонусы обладают свойством нейтральности. Таким образом, бонусы, получаемые государством по итогам денежных аукционов, нельзя признать эффективным механизмом изъятия ренты, но они могут использоваться в качестве дополнительного источника доходов бюджета, особенно в тех случаях, когда при выдаче лицензий аукцион предпочтительнее конкурса или прямых переговоров. Акцизы.
Акциз на углеводороды обычно взимается с объема добычи по специфическим ставкам, например в долларах на тонну. В некоторых странах ставки могут быть адвалорными, но в этом случае акциз по сути является роялти. Поскольку акциз не зависит от цены, он негибок, регрессивен и не нейтрален, поэтому в развитых странах его, как правило, уже не применяют. Главным его достоинством является простота администрирования. Помимо акцизов на нефть акцизы на нефтепродукты некоторыми экономистами также рассматриваются как один из инструментов перераспределения ренты от производителей к странам-потребителям. Проблема заключается в том, что спрос на нефтепродукты низкоэластичен по цене, во всяком случае в краткосрочной перспективе. Это означает, что акциз в значительной степени перекладывается на потребителей. Это хорошо видно, если сравнить розничные цены на нефтепродукты в странах с разными ставками акцизов. Так, в странах Западной Европы и в США литр бензина за вычетом акцизов стоит практически одинаково. Таким образом, акцизы на нефтепродукты как механизм изъятия ренты у производителя является далеко не самым эффективным. Скорее акцизы могут использоваться для обеспечения затрат на строительство автомобильных дорог, охрану окружающей среды, а также для создания межтопливной конкуренции. Роялти
является самым распространенным специфическим налогом на нефтедобычу, он используется практически во всех странах. Роялти рассчитывается как процент валового дохода производителя. Роялти обеспечивает не только ранний, но гарантированный доход государству в том смысле, что он не зависит от рентабельности проекта. Еще одним достоинством роялти с точки зрения государства является то, что этот платеж, по сравнению с налогами, привязанными к прибыли или рентабельности, менее волатилен. Он как бы сглаживает колебания доходов бюджета, что особенно важно для стран, чья экономика сильно зависит от экспорта нефти. Далее, важное значение имеет относительная простота администрирования, особенно по отношению к налогу на прибыль. Фактически фискальным органам достаточно знать только два параметра – цену и объем добычи, которые, как правило, легко наблюдаемы. Однако в отсутствие ликвидного внутреннего рынка нефти, как это имеет место в России, цены независимых производителей являются ненадежным индикатором баланса спроса и предложения. Крупные компании используют внутрикорпоративные цены, которые вообще к рыночным не имеют отношения. В результате определение адекватной налоговой базы становится затруднительным. Из этого положения выходят, определяя справочные цены методом обратного счета от корзины нефтепродуктов (net-back pricing). Недостатком такого подхода является определенный субъективизм определения цены, но в отсутствие нормального ценообразования это почти единственный способ собирать роялти. Роялти применяются во всех нефтедобывающих странах именно благодаря относительной простоте администрирования несмотря некоторые недостатки этого налога. На начальном этапе разработки месторождения роялти, с точки зрения инвестора, является более предпочтительным механизмом изъятия ренты, чем бонус. Это связано с высокой неопределенностью объема запасов. Роялти приводит к разделу риска между инвестором и государством: государство получает доход только в случае обнаружения коммерческих запасов и в начале добычи. Однако по мере истощения роялти становится все более обременительным платежом. Это связано с тем, что роялти является регрессивным и не нейтральным налогом. Слишком высокие ставки роялти могут приводить к преждевременной ликвидации месторождения и, следовательно, к уменьшению объема извлекаемой нефти. Для повышения прогрессивности и нейтральности роялти во многих странах используются скользящие и дифференцированные ставки, причем принципы дифференциации, как правило, просты и прозрачны. Например, часто происходит дифференциация между нефтью и газом, сушей и шельфом. На шельфе ставки обычно ниже и могут зависеть от его глубины. Наконец, ставки роялти могут дифференцироваться в зависимости от уровня текущей и объема накопленной добычи. В нефтяной промышленности величина роялти колеблется от 0 (например, в Великобритании) до 50-51% (Мьянма, Египет), но в большинстве стран равна 12,5-20% стоимости добытой нефти. В середине 80-х годов максимальная ставка роялти составляла: средневзвешенная по числу стран – 12,2%, средневзвешенная по объему добычи – 17,2%. По совокупности своих достоинств и недостатков роялти является достаточно компромиссным налогом, что предопределило высокую популярность его использования в нефтедобывающих странах. Специальные налоги на сверхдоходы.
Для изъятия текущих сверхдоходов государства часто используют в дополнение к налогу на прибыль специальные налоги с повышенными ставками (Higher rate of income tax, HRIT) и прогрессивный налог на прибыль (Progressive profits tax, PPT). Достоинство такого подхода заключается в том, что он позволяет использовать преимущества налога на прибыль, не придумывая ничего нового, но увеличивая прогрессивность налоговой системы. В РРТ часто используются шкалы ставок, зависящие от достижения проектом определенных финансовых показателей, например отношения чистой прибыли к вложенному капиталу (аналог коэффициента РОСЕ). Например, выбирается пороговая ставка 15%. Пока текущая чистая рентабельность капитала оказывается ниже этой величины, налог на прибыль может составлять 30%; как только он ее превысит, ставка вырастает до 50%. Недостатком РРТ является отсутствие нейтральности: два проекта с одинаковым NPV (до уплаты РРТ), но с различной динамикой денежных потоков будут облагаться этим налогом по-разному[280]
. В России в результате эволюции системы налогообложения сложилась весьма своеобразная система налогообложения. Основными специальными налогами в нефтегазодобывающей отрасли, с помощью которых государство осуществляет изъятие рентных доходов, являются: · налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ); · экспортные таможенные пошлины на нефть и нефтепродукты; · налог на прибыль. Уникальность российской фискальной системы заключается в том, что первые два налога в таком виде нигде в мире не используются, а налог на прибыль имеет очень низкую ставку[281]
. Налог на добычу полезных ископаемых.
До 2002 г. существовало три основных налога: отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, плата на пользование недрами (роялти) и акциз на углеводородное сырье. Изначально самым обременительным налогом был акциз, который зависел от объема добытой нефти и газа и взимался по специфическим ставкам. После девальвации 1998 г. акциз на углеводороды потерял свое значение для бюджета. Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и роялти были по сути дублирующими друг друга оборотными налогами, базой для которых служила выручка. Эти налоги взимались по адвалорным ставкам, которые оговаривались в конкретных лицензионных соглашениях. Вертикально интегрированные нефтяные компании легко добивались существенного снижения выплат по этим налогам, используя трансфертное ценообразование. Поскольку внутренний рынок нефти является очень маленьким и не может сформировать объективной цены, проблема определения «справедливой» налогооблагаемой базы для расчета оборотных налогов оказалась для Правительства РФ неразрешимой. Поскольку система налогообложения оказалась неэффективной для бюджета, с 1 января 2002 г. все три налога были заменены налогом на добычу полезных ископаемых. По своей сути этот налог является чем-то средним между акцизом и роялти. Сходство с акцизом НДПИ придает специфическая ставка, когда величина налога пропорциональна объему добытой нефти. Элементы роялти проявляются в том, что ставка зависит от экспортной цены на нефть марки Urals. Главными достоинствами НДПИ с точки зрения государства являются простота его администрирования и увеличение платежей по сравнению с тремя предыдущими налогами. Недостатками НДПИ является его привязка к мировым ценам и твердая (единая) ставка, не учитывающая разницу в условиях добычи полезных ископаемых. Таможенные экспортные пошлины
после некоторого перерыва были вновь введены в России в 1999 г. и сегодня являются вторым по значимости нефтяным налогом после НДПИ. Экспортные пошлины являются механизмом, который позволяет изымать сверхдоход, вызванный благоприятной ценовой конъюнктурой. Пошлины легко администрируются, и при этом они лучше НДПИ, поскольку берутся только с экспорта. Налог на прибыль.
Налог на прибыль добывающих компаний имеет гораздо меньшее значение, чем НДПИ и экспортные пошлины. Более того, налоговая реформа с уменьшением ставки с 35 до 24% привела к тому, что поступления этого налога резко сократились. Так, если в 2000 г. нефтяники заплатили в бюджет около 4 млрд. долл., то в 2003 – всего порядка 3,1 млрд. долл. Налог на прибыль является одним из самых сложных для администрирования. Добывающие компании активно используют схемы минимизации этого налога, преимущественно за счет консолидации прибыли в низконалоговых регионах РФ, где налог платится только по федеральной ставке[282]
. Налог на добычу полезных ископаемых введен 1 января 2002 г. Федеральным законом от 8 августа 2001 г. N 126-ФЗ и регулируется гл. 26 НК РФ. Особенности исчисления НДПИ при реализации соглашений о разделе продукции устанавливаются гл. 26.4 НК РФ «Система налогообложения при выполнении соглашений о разделе продукции», вступившей в силу с 1 января 2005 г. В соответствии со ст. 334 НК РФ плательщиками НДПИ являются следующие организации и индивидуальные предприниматели, признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством РФ: - юридические лица; - физические лица, занимающиеся предпринимательской деятельностью без образования юридического лица; - иностранные граждане и иностранные юридические лица, которые ведут деятельность на территории РФ через постоянное представительство. Налогоплательщики уплачивают НДПИ по местонахождению участков недр, предоставленных им в пользование. Для этого организации и предприниматели должны быть зарегистрированы в качестве плательщиков налога (п. 1 ст. 335 НК РФ). Если полезные ископаемые добывают на территории России, то на учет в качестве плательщика НДПИ встают по местонахождению участка недр, предоставленного в пользование. Если же полезные ископаемые добывают на континентальном шельфе, в исключительной экономической зоне России, а также за пределами РФ, но на территории, находящейся под ее юрисдикцией или арендуемой у иностранных государств, постановка на учет в качестве плательщика НДПИ происходит по местонахождению организации (месту жительства физического лица). Постановка на учет (снятие с учета) происходит в уведомительном порядке[283]
. Лицензирующие органы передают налоговым органам соответствующие сведения о предоставлении прав на пользование природными ресурсами. Те в свою очередь направляют налогоплательщику уведомление о постановке на учет в налоговом органе. На все эти операции государственным органам отведено 30 дней с момента выдачи лицензии (разрешения) на пользование участком недр. Если налогоплательщик ведет добычу полезных ископаемых на нескольких участках, расположенных в разных муниципальных образованиях субъекта РФ, постановка на учет производится только в одной из налоговых инспекций. Выбор осуществляет уполномоченный налоговый орган Управления ФНС России с учетом удобства взаимодействия налогоплательщика с налоговым органом, территориальной удаленностью налогового органа от места фактического нахождения участка недр и др. В случае отсутствия лицензии на право пользования недрами также отсутствует и обязанность по уплате налога, поскольку в данном случае в соответствии с п. 1 ст. 17 НК РФ не определен налогоплательщик. Однако в такой ситуации (отсутствие обязанности по уплате НДПИ) лицо, пользующееся недрами без соответствующей лицензии, должно возместить государству убытки. Это установлено ст. 51 Закона РФ от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" и Распоряжением Правительства РФ от 22 августа 1998 г. N 1214-Р "О возмещении убытков, причиненных в результате самовольного пользования недрами". Нередко на практике складывается ситуация, когда полезные ископаемые добывают в рамках совместной деятельности или для фактического выполнения работ по добыче привлекаются подрядчики. Плательщик НДПИ в таком случае - это лицо, которому выдана лицензия на право пользования недрами. Именно оно должно вести учет количества добытого полезного ископаемого, исчислять и уплачивать налог, а также представлять налоговую декларацию. Определение объектов налогообложения НДПИ установлено нормами ст. 336, 337 НК РФ. Следует иметь в виду, что не все виды углеводородного сырья являются объектом налогообложения. Перечень включенных в группу "Углеводородное сырье" (подп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ) полезных ископаемых является закрытым. В него включены: - нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная; - газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку. Переработкой газового конденсата является отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей при их наличии, получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки; - газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья (кроме попутного газа); - попутный газ, т.е. газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины. Иные виды углеводородов, например, скважинные жидкости, газоконденсатные смеси, газ сепарации, газ деэтанизации, нестабильный, сырой или деэтанизированный газоконденсат не являются объектом налогообложения. Исключение составляют выделенные в собственную группировку битумозные породы[284]
. Добытое полезное ископаемое в целях налогообложения должно обладать рядом признаков. Во-первых, оно должно являться продукцией горнодобывающей промышленности и разработки карьеров. Отнесение к такой продукции производят в соответствии с Общероссийским классификатором видов экономической деятельности, продукции и услуг ОК 004-93 (ОКДП). Во-вторых, продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров по своему качеству должна удовлетворять требованиям одного из стандартов (последовательно): - государственного; - отраслевого; - регионального; - международного; - организации или предприятия (в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого). Таким образом, добытым полезным ископаемым признается не минеральное сырье, извлекаемое из недр карьерным, шахтным, скважинным способом, а содержащиеся в минеральном сырье минералы, углеводородное сырье и т.д., полученные после его первичной обработки. При этом учитывают те операции по добыче, которые предусмотрены техническим проектом разработки месторождения. В качестве специальных видов добычных работ могут выступать и перерабатывающие технологии. Эти работы включают добычу полезных ископаемых из вскрышных пород, хвостов обогащения, сбор нефти с нефтеразливов. Нефть признают добытым полезным ископаемым после обезвоживания, обессоливания и стабилизации, а газовый конденсат - после операций по сепарации, обезвоживанию, а также отделению легких фракций и прочих примесей. В то же время не признается полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности. Налоговую базу налогоплательщик должен определить самостоятельно на основании первичных документов по учету добычи полезных ископаемых. Согласно ст. 338 НК РФ налоговая база по НДПИ определяется налогоплательщиком в отношении каждого добытого полезного ископаемого (в том числе полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого): - как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении – при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья; - как стоимость добытых полезных ископаемых – при добыче газового конденсата. Рассмотрим два этих способа более подробно. Порядок определения количества добытого полезного ископаемого установлен ст. 339 НК РФ. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема. В тоннах определяется количество нефти и газового конденсата. В объемных единицах (куб. м или 1000 куб. м) замеряется количество природного газа. Количество добытого полезного ископаемого определяется прямым или косвенным методом. Метод, который применяет налогоплательщик, должен быть зафиксирован в его учетной политике и в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого изменению не подлежит. Единственное исключение из правила - внесение корректив в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи. При прямом методе количество добытого полезного ископаемого определяется с помощью измерительных средств и устройств. При применении прямого метода, определяя количество добытого полезного ископаемого, налогоплательщик должен учитывать фактические потери. Об этом упомянуто в п. 3 ст. 339 НК РФ. К фактическим потерям относится разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются его запасы, и фактически добытым количеством. Запасы полезных ископаемых могут уменьшаться как по причине добычи, так и в результате разведки, переоценки, списания неподтвердившихся запасов, изменения технологических границ и т.д. Данные по фактическим потерям полезного ископаемого определяет геолого-маркшейдерская служба на основании соответствующих замеров. В целях налогообложения учитывается количество полезного ископаемого, на которое уменьшаются его запасы в результате добычи (сюда же относятся потери при добыче). Количество списываемых запасов по причинам, не связанным с добычей, не может быть отнесено к количеству добытого полезного ископаемого. Косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого применяется только в том случае, если воспользоваться прямым методом в рамках используемой технологии невозможно (п. 2 ст. 339 НК РФ). Это должно подтверждаться техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых. Косвенным является метод, при котором количество добытого полезного ископаемого определяется по данным о его содержании в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье. Поскольку при косвенном методе фактические потери уже включены в расчетные данные содержания полезного ископаемого в минеральном сырье, дополнительно учитывать их при определении количества добытого полезного ископаемого не следует. Для оценки стоимости добытого полезного ископаемого необходимо знать две величины: - количество добытого полезного ископаемого в налоговом периоде; - стоимость единицы добытого полезного ископаемого. В соответствии с нормами ст. 340 НК РФ оценка стоимости добытых полезных ископаемых определяется налогоплательщиком самостоятельно одним из следующих способов, исходя из: - сложившихся за соответствующий налоговый период цен реализации без учета государственных субвенций; - сложившихся за налоговый период цен реализации; - расчетной стоимости добытых полезных ископаемых. Первые два способа зависят от цены реализации. Третий способ предполагает определение расходов налогоплательщика, связанных с добычей полезных ископаемых. Существование трех способов оценки стоимости добытых полезных ископаемых не означает, что налогоплательщик может выбрать один из них для расчета и последующего определения налоговой базы. Если в отношении какого-либо полезного ископаемого в налоговом периоде имел место факт реализации хотя бы 1 процента продукции, в таком случае оценка всего добытого в данном налоговом периоде производится по ценам реализации. Чтобы определить стоимость единицы добытого полезного ископаемого исходя из цен реализации, необходимо выручку от реализации налогового периода разделить на количество полезного ископаемого, реализованного в этом налоговом периоде. Если в конкретном налоговом периоде реализация не осуществлялась, для расчета принимаются цены реализации предшествующего налогового периода. При введении НДПИ в 2002 г. законодатель отказался от дифференциации ставок налога в зависимости от горно-геологических, экономико-географических условий, а также текущего состояния разработки месторождения, влияющих на уровень рентных доходов. Была установлена единая (твердая) ставка НДПИ, определяемая как процентная доля от стоимости добытого полезного ископаемого (в зависимости от вида полезного ископаемого она колебалась от 3,5 до 17,5 %). В отношении нефти на период с 1 января 2002 г. по 31 декабря 2006 г. были установлены специфические («потонные» или адвалорные) ставки, соответственно налоговая база для нефти определялась как количество добытой нефти в натуральном выражении, налоговая ставка составляла в период с 1 января 2002 г. по 31 декабря 2004 г. - 340 рублей за тонну, с 1 января 2005 г. по 31 декабря 2006 г. - 419 рублей за тонну. При этом указанная налоговая ставка применялась с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть. Введение адвалорных ставок налога на добычу нефти явилось средством борьбы государства с уклонением нефтяных компаний от уплаты налогов путем применения внутрикорпоративных (трансфертных) цен. Под внутрикорпоративными ценами понимаются цены, установленные группой аффилированных лиц для проведения внутренних сделок. Под аффилированными лицами понимаются юридические и физические лица, способные оказывать влияние на деятельность юридических и (или) физических лиц в соответствии с Законом "О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках". Использование внутрикорпоративных цен заключается в занижении цены по отношению к рыночной цене на аналогичный товар. В последующем производится значительное увеличение первоначальной цены товара за счет многократной перепродажи по пути от реального производителя до организации-экспортера. Увеличение себестоимости товара и занижение налогооблагаемой прибыли позволяет в конечном итоге нефтяным компаниям уходить от уплаты налогов в бюджеты, тем самым снижая и величину налогового потенциала отрасли[285]
. Наличие единой адвалорной ставки НДПИ для всех месторождений и налогоплательщиков, «привязанной» к мировой цене на нефть, имеет как положительные, так и отрицательные результаты. С одной стороны, это позволило резко увеличить суммы налоговых поступлений, обеспечив получение государством ценовой ренты, образующейся в условиях высоких мировых цен на нефть. Она стала эффективным средством борьбы с уклонением от налогообложения путем трансфертного ценообразования. В 2006 г. средняя цена на российскую нефть марки «Юралс» на мировом рынке составила 61,09 дол. США за баррель, что является абсолютным рекордом за всю историю наблюдений. При этом налоговая ставка НДПИ в размере 419 руб. за 1 т с учетом поправочного коэффициента, характеризующего динамику мировых цен на нефть, достигала максимального значения в июне 2006 г. при цене 68,93 дол. за баррель — 2589 руб. (93 дол. США за 1 т) и позволила значительно увеличить суммы налоговых поступлений от НДПИ. В 2006 г. указанные поступления составили 1162 млрд руб.; в 2005 г. — 801,4 млрд руб. Вследствие повышения базовой ставки НДПИ произошло сокращение чистой прибыли российских нефтяных компаний, однако сальдированный финансовый результат оставался положительным. Так, размер прибыли российских нефтяных компаний в 2005 г. составил порядка 40 млрд дол. США. Зафиксированные в законодательстве принципы налогообложения в основном обеспечивают задачу изъятия сверхдоходов, получаемых в нефтедобывающей отрасли в условиях высоких мировых цен на углеводородное сырье[286]
. С другой стороны, единый механизм исчисления НДПИ не позволяет учитывать объективные факторы, обусловленные особенностями отдельных месторождений. Отрицательными последствиями единой ставки НДПИ в условиях высоких мировых цен на нефть специалисты называют отработку наиболее рентабельных участков недр и сокращение добычи на истощенных месторождениях, а также увеличение налоговой нагрузки на нефтяные компании, имеющие низкую долю экспорта добываемой нефти[287]
. В связи с этим возникла необходимость стимулировать недропользователей к разработке новых месторождений полезных ископаемых и применению современных технологий, обеспечивающих продление рентабельной разработки вырабатываемых месторождений. Указанная проблема частично решена с принятием Федерального закона от 27 июля 2006 г. № 151-ФЗ «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации». Указанный Закон направлен, в частности, на решение следующих задач: - создание условий для эффективного инвестирования в освоение новых месторождений в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции (в том числе путем установления нулевой ставки НДПИ до достижения определенного накопленного объема добычи нефти). В настоящее время разработка таких месторождений является экономически нецелесообразной, поскольку при существующей системе налогообложения крупные капитальные вложения, необходимые для создания инфраструктуры в отдаленных регионах со сложными геологическими условиями, не окупаются; - продление срока рентабельной разработки месторождений, характеризующихся высокой степенью выработанности и соответственно высокой себестоимостью добычи, путем установления понижающего коэффициента (по скользящей шкале) для месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки. Налоговые ставки при добыче углеводородного сырья составляют: - 419 рублей за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв). - 17,5 процента при добыче газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья; - 147 рублей за 1 000 кубических метров газа при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья. Порядок применения коэффициента, характеризующего динамику мировых цен на нефть (Кц) установлен вновь введенным п. 3 ст. 242 НК РФ. Налогоплательщик самостоятельно ежемесячно определяет этот коэффициент путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта "Юралс", выраженного в долларах США за баррель (Ц), уменьшенного на 9, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю (Р), устанавливаемого Банком России, и деления на 261: Кц = (Ц - 9) х Р : 261. Средний уровень цен нефти сорта "Юралс" определяется как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за все дни торгов, деленная на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде. Средние уровни цен нефти сорта "Юралс" ежемесячно в срок не позднее 15-го числа следующего месяца доводятся через официальные источники информации в порядке, установленном Правительством РФ. В соответствии с Распоряжением Правительства РФ от 19 августа 2002 г. N 1118-р уполномоченным органом по доведению через официальные источники информации средней за истекший месяц цены на нефть сорта "Юралс" является Минэкономразвития РФ, которое должно обеспечивать ежемесячно, не позднее 15-го числа, публикацию в "Российской газете" средней за предыдущий месяц цены на нефть. Кроме того, в настоящее время ФНС России ежемесячно выпускает информационные письма, в которых указываются данные: средний за истекший месяц уровень цен нефти сорта "Юралс" в долларах США за баррель; среднее значение курса доллара США; значение коэффициента Кц и налоговая ставка с учетом этого коэффициента. При отсутствии необходимой информации в официальных источниках средний уровень цен нефти сорта "Юралс" налогоплательщик определяет самостоятельно, равно как и среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю. Указанный порядок применения и исчисления коэффициента Кц ранее был установлен ст. 5 Закона N 126-ФЗ и, по сути, не изменился. Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном п. 4 ст. 342 НК РФ. В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле: Кв = 3,8 - 3,5 x (N / V), где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв; V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года. Когда степень выработанности запасов, определяемая прямым методом учета, превышает 1, Кв принимается равным 0,3. В иных случаях коэффициент Кв принимается равным 1. В связи с применением коэффициента, характеризующего степень выработанности участка недр, применительно к условиям 2007 г. (49 дол. США за баррель нефти и курсе рубля к доллару США -- 27,5} ставка НДПИ снижается с 1765,9 руб. до 529,8 за 1 тонну добытой нефти.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||