РОССИЯ
США
ЕВРОПА
АЗИЯ И АФРИКА
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
БЫВШИЙ СССР
Статьи
 
 
 
Новости
 
 
 
 
  Просмотров 24394 -  |  
Шрифт


История

Развитие советской нефтянки получило мощный импульс после нефтяного кризиса 1973-1974 годов. Выручка от экспорта нефти резко выросла, возросли и инвестиции в нефтяную отрасль. Советское руководство стремилось максимально увеличить добычу нефти, и эта задача была выполнена: пик добычи пришелся на 1988 год, когда добыча составила 11,8 млн баррелей в день.

Однако уже к концу 1970-х и началу 1980-х годов в российской нефтяной промышленности возникли серьезные дисбалансы. Погоня за планом вела к удорожанию добычи: год за годом каждая новая тонна нефти требовала все больших инвестиций. В 1970-1973 годах доля нефтяного сектора в капиталовложениях всей промышленности составляла около 9 проц., а в 1986-м она выросла более чем вдвое и составила 19,5 процента. Многие месторождения использовались нерационально, что вело к их преждевременному истощению и ущербу для окружающей среды. Несмотря на все старания, в конце 1980-х годов добыча нефти начала падать. К тому времени СССР уже прочно сидел на нефтяной игле: доля выручки от продажи топливно-энергетических ресурсов в советских валютных поступлениях достигла самого высокого уровня в 1984 году и составила 55 процентов. Как известно, последовавшее падение мировых цен на нефть имело катастрофические последствия для советской экономики.

Романтика девяностых
В начале 1990-х с иностранным капиталом связывались надежды на восстановление нефтегазовой отрасли. Знаменитый Указ № 1403, подписанный Борисом Ельциным в ноябре 1992 года, который дал старт формированию и приватизации «Роснефти», «ЛУКОЙЛа», «ЮКОСа» и «Сургутнефтегаза», предусматривал продажу до 15 проц. акций этих компаний иностранным инвесторам.

Более того, государство прекратило финансирование нефтегазовой отрасли, а для того, чтобы привлечь внешние инвестиции, предоставило совместным предприятиям (СП) существенные льготы, прежде всего право на экспорт 100 проц. всей добытой нефти. На начало 1990-х пришелся настоящий бум СП в российской нефтянке. К концу 1990-х, когда экспортные преференции были отменены, СП добывали более 20 млн тонн нефти в год.

На раннем этапе СП создавались в основном небольшими иностранными компаниями, но в начале 1990-х в Россию пришли и гранды мирового нефтегазового бизнеса. В 1994-1995 годах правительство России подписало три соглашения о разделе продукции (СРП). Два касались проектов на шельфе Сахалина: «Сахалин-1» с Exxon и Sodeco и «Сахалин-2» с Shell, Mitsubishi и Mitsui. Третье соглашение о разработке Харьягинского месторождения в Ненецком автономном округе было подписано с французской Total.

Именно в трех СРП отразилось меняющееся отношение государства к западным нефтяным компаниям. История этих проектов разная. Так, переговоры по «Сахалину-1» начались еще в 1970-е годы, тогда советское правительство решило привлечь к разработке проекта японские компании. В начале 1990-х в проект вошла компания Exxon. История «Сахалина-2» началась в 1991 году, когда советское правительство объявило конкурс на подготовку технико-экономического обоснования освоения Пильтун- Астохского и Лунского месторождений. Конкурс выиграл консорциум западных компаний, к которому в дальнейшем присоединились Shell и Mitsubishi. Наконец, разработка Харьягинского месторождения началась в 1999 году. Компания Total была привлечена для разработки двух из шести эксплуатационных объектов месторождения. Все три соглашения были подписаны правительством России за несколько месяцев до принятия Закона об СРП в декабре 1995 года.

Примечательно, что в трех СРП была предусмотрена юридическая защита от любых последующих законодательных ограничений, которые могли ухудшить позиции иностранных инвесторов. Соглашения были подписаны на условиях, поставивших их вне российской юрисдикции. В середине 1990-х годов подобный «экстерриториальный» статус проектов не смущал правительство России. В стране падала добыча нефти, и катастрофически не хватало инвестиций в новые проекты. При средней цене нефти в 1995 году 18 дол. за баррель и несовершенстве налогового законодательства, которое в любой момент могло непредсказуемым образом измениться, соглашения стали единственным способом привлечь многомиллиардные инвестиции от западных компаний. После принятия Закона об СРП правительство отобрало более 20 проектов для их разработки, теперь уже в соответствии с вступившими в силу нормами СРП.

Любовь во время похолодания
Однако дальнейшее внедрение режима СРП застопорилось. Правительство не смогло согласовать ни внутри себя, ни с заинтересованными сторонами нормативно-правовую базу, необходимую для реализации проектов в соответствии с только что принятым законом. А к началу 2000-х изменилось и общее положение в отрасли: цены на нефть начали расти, что увеличило рентабельность инвестиций в добычные проекты и снизило привлекательность СРП для иностранных инвесторов. Хозяева набиравших вес российских компаний также не были заинтересованы в привлечении иностранных компаний на условиях раздела продукции. Первой такой сделкой стала покупка ВР в 1997 году 10 проц. акций компании «СИДАНКО» у структур Владимира Потанина. В 2003 году ВР объединила свои российские активы с ТНК и фактически приобрела около половины акций ТНК у консорциума «Альфа-Аксесс-Ренова». В 2004 году ConocoPhillips приобрела у государства 7,6 проц. акций «ЛУКОЙЛа», а в дальнейшем выкупила дополнительные акции у Вагита Алекперова и других российских акционеров компании. Сам Ходорковский в 2002-2003 годах был близок к продаже крупного пакета «ЮКОСа» компании ExxonMobil, но по известным причинам сделка не состоялась.

Стоит отметить, что в начале 2000-х некоторые западные компании были готовы напрямую инвестировать в нефтегазовые проекты в России без СРП, то есть на условиях стандартного налогового режима, и даже без крупных российских партнеров. Так, в середине 1990-х Shell рассчитывала осваивать Салымское месторождение в Ханты-Мансийском автономном округе на условиях СРП, но в дальнейшем согласилась начать работу в обычном налоговом режиме и в 2004 году совершила первые инвестиции. В 2003 году в Западной Сибири начала работать американская компания Marathon, которая приобрела «Ханты- Мансийскую нефтяную корпорацию».

Исправление ошибок
По мере того, как цены на нефть росли и западные компании все больше интересовались инвестициями в российский нефтяной сектор, в правительстве нарастало недовольство по отношению к трем СРП, заключенным в первой половине 1990-х. Основные претензии были связаны с тем, что проекты становились все более затратными. В наибольшей степени от давления государства на операторов СРП пострадал Shell, крупнейший акционер «Сахалина-2». В 2005 и 2006 годах на проект буквально обрушились разнообразные проверки, которые выявили не только завышение расходов, но и нарушение природоохранного законодательства. Тогдашний руководитель Росприроднадзора Олег Митволь оценил экологический ущерб от деятельности Shell на Сахалине в 50 млрд дол., сумму, сравнимую с ущербом от урагана «Катрина». В конце 2006 года акционеры «Сахалина-2» продали 50 проц. плюс одну акцию в компании-операторе проекта «Газпрому», после чего все экологические претензии были сняты.

Разработка Харьягинского месторождения компанией Total также сопровождалась постоянным конфликтом с государственными структурами. В начале 2000-х налоговые органы ежегодно оспаривали затраты Total и отказывались утверждать смету расходов на проект. Французская компания в 2003 году даже подала иск к российскому правительству в Стокгольмский арбитраж, требуя возмещения понесенных ей затрат. Конфликт продолжался до тех пор, пока Total и еще один иностранный участник проекта, Statoil, не согласились в 2009 году передать 20 проц. в проекте государственной «Зарубежнефти».

Для того чтобы продать газ конечным потребителям в России, ExxonMobil должен поставить им газ по трубам, контролируемым «Газпромом». Доступ к этим трубам также необходим американской компании, если она желает продать свой газ за пределы России, в Китай или Корею. В течение последних нескольких лет ExxonMobil и «Газпром» не могут договориться о цене газа с «Сахалина-1». Но все-таки в главном сохранении контроля над проектом  ExxonMobil преуспел. Остается только догадываться, какие именно аргументы убедили российское руководство отказаться от попыток силового воздействия на ExxonMobil, подобного тому, что было осуществлено в отношении «Сахалина-2». 

Так или иначе, развитие СРП в России замерло. На сегодняшний день на долю операторов СРП приходится всего 3,2 проц. от общей добычи нефти и 3,6 проц. от общей добычи газа в России. Такой объем добычи сравним с показателями средней российской компании, такой как «Башнефть» или «РуссНефть». Проекты СРП в России играют гораздо более скромную роль, чем в богатых ресурсами странах СНГ например, в Казахстане и большинстве стран дальнего зарубежья, где применяется режим раздела продукции.

Добыча нефти и газа на сахалинских проектах будет расти, но стойкая аллергия на СРП у политического руководства России слишком сильно ассоциируется с потерей государственного контроля в «лихие девяностые». В 2008 году, говоря об СРП, Владимир Путин заявил, что Россия не допустит «колониального использования своих ресурсов». Иностранным компаниям предлагается работать в России в рамках стандартного налогового режима. Беда в том, что развитие нефтегазовой отрасли при этом режиме не имеет перспектив.

Налоговый тупик
Производители в России платят те же налоги, что и остальные компании на добавленную стоимость, прибыль, имущество, социальные отчисления. Кроме того, нефтяные компании платят налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и, в случае, если они экспортируют добытую нефть, экспортную пошлину. НДПИ рассчитывается по формуле, утвержденной в 2002 году: сумма налога зависит от текущей цены на нефть и курса рубля к доллару. При цене марки Urals в 100 дол. за баррель и курсе 29 рублей за доллар, производитель должен заплатить государству около 18 дол. с каждого барреля добытой нефти. Однако этот налог не так страшен для нефтяных компаний, как экспортная пошлина, которая рассчитывается по прогрессивной шкале: чем выше цена на нефть, тем выше ставка пошлины. С августа 2004 года ставка экспортной пошлины при цене нефти выше 25 дол. за баррель составляет 65 процентов.

Таким образом, если принять в счет другие налоги, при высоких ценах на нефть налоговое бремя на экспортеров превышает 90 процентов. Нынешняя налоговая система устанавливалась в середине нулевых, когда ставилась задача изъять сверхдоходы у нефтяных компаний и наполнить Стабилизационный фонд. Высокая налоговая нагрузка не разорила нефтяные компании, но сделала нерентабельными инвестиции в новые месторождения. Показательно, что крупные российские компании, такие как «ЛУКОЙЛ» и ТНК-ВР, с начала 2000-х активизировали поиск проектов за пределами России, во многом из-за неблагоприятного налогового климата.

В последние годы правительство пыталось отрегулировать налоговый режим, например устанавливая льготные ставки НДПИ для старых выработанных месторождений. С октября 2011 года предельная ставка экспортной пошлины на нефть была снижена с 65 до 60 проц., одновременно, однако, были существенно повышены экспортные пошлины на нефтепродукты. Несмотря на эти косметические послабления, разработка новых крупных проектов при существующем налоговом режиме по-прежнему остается нерентабельной. Более того, те важные нефтяные проекты, которые были осуществлены в России за последние годы, стали возможны только благодаря политическому влиянию компаний, добившихся для себя специальных налоговых послаблений. К этим проектам относятся месторождение имени Филановского на северном Каспии, которое разрабатывается «ЛУКОЙЛом», и Ванкорское месторождение крупнейший проект «Роснефти» в Восточной Сибири; обе компании получили от государства право закрепленное специальными распоряжениями правительства не платить экспортную пошлину на нефть с этих проектов на первоначальном этапе их разработки. Следует отметить, что льготы «Роснефти» по Ванкорскому месторождению истекли в мае 2011 года и продлены не были.

Арктическое увлечение
В последние годы на фоне ужесточения налогового режима, государство стало проявлять растущую заинтересованность в освоении новых перспективных нефтегазоносных районов, прежде всего на арктическом шельфе. Освоение арктических проектов возможно только с участием иностранных компаний; единственный подобный проект, осуществляемый «Газпромом» освоение Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря, на практике показал, что без иностранцев арктические проекты российским компаниям не сдвинуть. Многострадальный проект растянулся на 16 лет. Платформа для разработки месторождения строилась на оборонных предприятиях севера России, прежде всего на заводе «Севмаш». При этом схема обустройства месторождения несколько раз пересматривалась, а стоимость проекта постоянно росла. В результате она многократно превысила первоначальные расчеты и составила почти 4 млрд дол., что ставит под сомнение окупаемость проекта. Характерно, что «Газпром нефть шельф», подразделение «Газпрома», которое ведет разработку Приразломного, до сих пор выступает за использование режима СРП для проекта.

Итак, освоение арктического шельфа возможно только в партнерстве с иностранными, прежде всего западными, компаниями, имеющими необходимые технологические и финансовые ресурсы. В конце «нулевых» годов руководство России приняло решение приступить к полномасштабной разработке Арктики. Была выбрана следующая схема: правительство выдает лицензии государственным компаниям «Газпрому» и «Роснефти», которые затем привлекают иностранных партнеров для разработки месторождений, передавая им миноритарные пакеты акций. Выдача лицензий оказалась делом несложным. Уже в 2010 году Роснедра агентство при Министерстве природных ресурсов и экологии, осуществляющее лицензирование выдало шесть лицензий на разработку шельфовых месторождений «Роснефти» и две «Газпрому». В текущем году Роснедра планирует выдать еще около 15 лицензий, а всего их будет выдано несколько десятков. При этом более сложная задача, выработка четкой стратегии освоения шельфа и налогового режима погрязла в бюрократии.

Правительство до сих пор не утвердило государственную программу освоения шельфа. Неясным остается разделение ролей между государственными компаниями: изначально предполагалось, что «Газпром» и «Роснефть» создадут совместную компанию оператора шельфовых проектов, потом они будут осваивать месторождения раздельно: «Роснефть» нефтяные, «Газпром» газовые. Раздел «сфер влияния» между госкомпаниями, однако, так и не состоялся. Во-первых, многие лицензионные участки не разведаны, так что нельзя определенно разделить их на нефтяные и газовые. Во-вторых, в отсутствие четких политических установок «Роснефть» и «Газпром» начали конкурировать за новые шельфовые лицензии, при этом «Роснефть» претендует на газоносные участки в Баренцевом море.

Партнерство со многими неизвестными
В результате сложилась парадоксальная ситуация. Впервые с середины 1990-х годов государство заинтересовано в привлечении иностранных нефтегазовых компаний в проекты в России. Однако поскольку отсутствуют внятная стратегия и налоговый режим, иностранцам предлагается не только иметь дело с конкурирующими между собой госкомпаниями, но и войти в проекты, рентабельность которых невозможно посчитать. При этом государственные компании предпочитают не инвестировать собственные средства в разведку лицензионных участков, предлагая иностранным партнерам самим платить за удовольствие работать на российском шельфе. Иначе говоря, иностранным компаниям делается следующее предложение: вы берете на себя технологические и финансовые риски проекта, а если вам повезет и вы найдете нефть или газ, то мы с вами договоримся о налоговом режиме. А если не найдут, значит, не повезло и средства были потрачены впустую.

Некоторые иностранные компании как будто готовы начинать работу даже на таких условиях. За последний год «Роснефть» подписала несколько соглашений на разработку шельфовых проектов: с компаниями Chevron и ExxonMobil на участки в Черном море и с ВР на участки в Карском море и с ExxonMobil на те же участки. Однако подписанные соглашения не означают, что западные компании намерены серьезно вкладываться в шельфовые проекты. Скорее они стремятся «застолбить» свое участие в этих проектах и, тратя минимум денег, договориться об условиях дальнейшей работы. К тому же два соглашения из трех, подписанных «Роснефтью», уже утратили силу: Chevron покинул проект по изучению Вала Шацкого в Черном море, сославшись на неблагоприятные геологические факторы, а сделка «Роснефти» с ВР была торпедирована российскими партнерами британской компании.

Сделка с ExxоnMobil, объявленная в конце августа 2011 года, предполагает сейсморазведку и бурение поисково-разведочных скважин в Карском море. Однако налоговый режим для дальнейшей разработки месторождений будет определен в будущем, а до тех пор американская компания вряд ли вложит в проект суммы, близкие к тем, которые анонсировали представители «Роснефти» и российского правительства. «Роснефть» сейчас активно ищет дополнительных партнеров для разведки и разработки шельфовых месторождений и, вероятно, найдет их, но отсутствие четкого налогового режима значительно усложнит осуществление этих проектов.

Наглядным примером этих сложностей является проект по разработке Штокмановского месторождения в Баренцевом море. Это гигантское месторождение, расположенное в 600 километрах от побережья, было открыто в 1988 году. В 1990-е годы контроль над ним осуществлялся совместными предприятиями «Газпрома» и «Роснефти»; в 2004 году «Роснефть» уступила «Газпрому» свою долю в проекте. Вялотекущие переговоры с потенциальными иностранными партнерами, заинтересованными в разработке Штокмана, продолжались с начала 1990-х годов. В середине 2000-х «Газпром» активизировал переговорный процесс с западными компаниями, однако российская газовая монополия при выборе партнеров проявила большую разборчивость, требуя для себя максимально выгодных условий. В 2006 году «Газпром» заявил, что предложения, полученные от западных компаний, его не удовлетворяют. Было принято решение оставить контроль над месторождением в руках «Газпрома», а западные компании привлечь исключительно в качестве подрядчиков.

В результате длительной торговли, проходившей при участии первых лиц государства, в 2007 году «Газпром» подписал соглашения с двумя подрядчиками, Statoil и Total, которые получили соответственно 24 проц. и 25 проц. в компании операторе проекта. Однако освоение месторождения так и не началось. В 2008 году разразился мировой финансовый кризис, который привел к резкому снижению спроса на газ в Европе. Тем временем в США, еще одном потенциальном потребителе газа со Штокмана, резко выросла добыча сланцевого газа и сократились закупки газа из-за рубежа. Таким образом, газ со Штокмановского месторождения неизбежно дорогой оказался неконкурентоспособен еще до того, как его начали добывать.

После нескольких лет переговоров с западными компаниями летом 2011 года правительство наконец решило предоставить оператору разработки месторождения льготы на налог на имущество, но это запоздалое решение само по себе не может обеспечить рентабельность Штокмановского проекта. Если не будут предоставлены дополнительные и более масштабные налоговые льготы, инвестиционное решение по месторождению вряд ли будет принято. Таким образом, неблагоприятный налоговый режим остается одним из главных факторов, препятствующих началу разработки месторождения.

При этом ни «Газпром», ни его западные партнеры не могут позволить себе официально отказаться от проекта: слишком много усилий было потрачено на достижение существующих договоренностей, и, особенно для «Газпрома», поддержание Штокмана на плаву является вопросом престижа. Вместо этого компании регулярно заявляют, что по-прежнему привержены проекту, но инвестиционное решение и соответственно начало добычи периодически откладывается на год-два.

Могут, если хотят
Хотя Штокмановский проект отложен в долгий ящик, французская Total недавно приобрела 20-процентный пакет в другом масштабном газовом проекте. Проект освоения Южно-Тамбейского месторождения и строительства завода по производству сжиженного природного газа известен как «Ямал СПГ». Этот проект демонстрирует, что в определенных обстоятельствах правительство способно в короткие сроки обеспечить нефтегазовым компаниям режим наибольшего благоприятствования, в том числе и по налоговым вопросам.

Южно-Тамбейское месторождение расположено на севере Ямало-Ненецкого автономного округа. В конце 2000-х компания «Ямал СПГ», владеющая лицензией на месторождение, несколько раз перепродавалась и в 2009 году оказалась под контролем «НОВАТЭКа», крупнейшей частной газодобывающей компании России.

Несмотря на то что в официальной стратегии «Газпрома» освоение Южно-Тамбейского месторождения планировалось на 2020-е годы, «Новатэк» решил форсировать проект. Запуск первой очереди завода СПГ мощностью 5,5 млн тонн в год планируется осуществить в 2016 году, еще две очереди в 2017 и 2018 годах. При этом реакция государства на проект частной компании резко отличалась от обычной бюрократической волокиты. За последний год проекту «Ямал СПГ» была предоставлена беспрецедентная государственная поддержка. Правительство пообещало частной компании «Новатэк» 12-летние налоговые каникулы по НДПИ. На недавних конкурсах, организованных Роснедрами, «Новатэк» получил лицензии на несколько крупных месторождений на Ямале, тем самым увеличив ресурсную базу проекта. Кроме того, «Новатэк» может получить государственные субсидии на покупку СПГ-танкеров для разработки данных месторождений. Венцом щедрости стало предоставление «Новатэку» экспортного канала фактически в обход «Газпрома».

Государственная поддержка «Новатэка» хронологически совпала с появлением в составе ее акционеров Геннадия Тимченко, совладельца нефтетрейдера Gunvor и знакомого Владимира Путина. Сам Тимченко отрицает какую-либо личную подоплеку своих успехов в российском сырьевом бизнесе. Однако после покупки Тимченко пакета акций «Новатэка» в 2009 году по сообщениям прессы, сейчас Тимченко и Леонид Михельсон, председатель правления компании, владеют пакетом ее акций, близким к контрольному 10, стоимость акций выросла в несколько раз. Невиданная доселе государственная поддержка частного газового производителя, очевидно, отразилась на бурном росте стоимости компании.

Стратегия и риск
За двадцать лет иностранные компании в России испытали на себе и государственную любовь, и государственный гнев. Подъем олигархов в 1990-е годы поставил крест на режиме СРП, но открыл дорогу западным компаниям, которые хотели инвестировать в капитал российских нефтегазовых структур. Становление госкапитализма в эпоху Путина заставило иностранные компании стремиться к партнерству с «Роснефтью» и «Газпромом». Но достижение этой цели оказалось затруднено не только из-за амбиций российских госкомпаний, но и из-за чрезмерного налогового давления на нефтяную отрасль. В конце «нулевых» годов политический цикл в нефтегазовом секторе пошел на второй круг. Как и в 1990-е годы, в наилучшем положении оказываются те частные компании, чьи владельцы заручились поддержкой руководителей государства.

В этих условиях для иностранных компаний существуют две возможности. Первая - развитие сотрудничества с «Газпромом» и «Роснефтью». В обозримом будущем именно эти две госкомпании смогут сотрудничать с иностранцами в мегапроектах, таких как обустройство арктического шельфа. В обмен госкомпании будут требовать инвестиции, технологии, а также активы за пределами России. Кроме того, от иностранных компаний будут ожидать содействия, прежде всего «Газпрому», в реализации его трубопроводных проектов в Европе. Например, представляется вероятным, что немецкая Wintershall и итальянская Eni вошли в газпромовский проект «Южный поток» во многом ради того, чтобы облегчить себе доступ к месторождениям в России.

Вторая возможность для иностранных компаний - сотрудничество с частными российскими компаниями. Как показывает недавняя практика, именно такие компании, как «Новатэк», могут добиться налоговых преференций для своих проектов быстрее и эффективнее, чем, казалось бы, всемогущий «Газпром». Компания Total присоединилась к двум значимым газовым проектам, Штокмановскому в партнерстве с «Газпромом» и «Ямал СПГ» в сотрудничестве с «Новатэком». Вполне вероятно, что «Ямал СПГ» будет реализован быстрее, чем Штокман, во всяком случае, за последний год «Новатэк» получил беспрецедентную государственную поддержку, а Штокман стоял на месте.

Оборотная сторона медали в сотрудничестве с частными компаниями это зависимость от их владельцев, а точнее, от их политических связей, которые позволяют им добиваться расположения государства. За последние 20 лет в истории нефтегазового сектора России было немало взлетов и падений. «ЮКОС», крупнейшая частная нефтегазовая компания страны, была ликвидирована всего за два года. Структуры, которые тесно сотрудничали с «Газпромом» в 1990-е годы и получали от газовой монополии активы на выгодных условиях например, «Итера» и «Стройтрансгаз», в 2000-е годы лишились поддержки и вынуждены были вернуть большую часть активов «Газпрому». Совсем недавно Михаил Гуцериев, создавший с нуля одну из крупнейших нефтяных компаний, «РуссНефть», подвергся уголовному преследованию и в 2007 году эмигрировал в Лондон, продав «РуссНефть» структурам Олега Дерипаски. Но уже к середине 2010 года все обвинения в адрес Гуцериева были сняты, он приехал в Россию и как ни в чем не бывало вернулся к руководству «РуссНефтью».

Как и 10-15 лет назад, иностранные компании вынуждены делать ставку на политическое влияние своих партнеров. Сотрудничество с госкомпаниями более безопасно политически и открывает доступ к значимым проектам, но при этом реализация этих проектов может годами откладываться. Ставка на частные компании, чьи хозяева могут воспользоваться своей близостью к высшему политическому руководству, сулит сиюминутную благосклонность государства, но не гарантирует долгосрочной поддержки проектов, особенно в случае смены политического руководства или выхода из проектов их российских акционеров.

 

 

Назад

 
       АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЛЕНТА      --------

Экономика Швеции
  
.........................................................................

Экономика Ирландии


........................................................................


Экономика Нидерландов
 

.........................................................................

Экономика Германии
 

........................................................................

Экономика Финляндии
   
........................................................................

Экономика Польши


........................................................................

Экономика Франции


........................................................................

Экономика Норвегии

........................................................................

Экономика Италии


........................................................................

Экономика  Англии 

.......................................................................

Экономика Испании
.........................................................................

Экономика Дании


.......................................................................

Экономика Турции


.......................................................................

Экономика Китая


.......................................................................

Экономика Греции

......................................................................

Экономика США
 
.......................................................................

Экономика Австрии

......................................................................

Экономика России


.......................................................................

Экономика Украины


........................................................................

Экономика Кипра

.......................................................................

Экономика Израиля

.......................................................................

 Экономика Японии


......................................................................

 Экономика Индии


......................................................................

Экономика Европы


......................................................................