Правовое регулирование отношений в газовой промышленности Индии и Южно-Африканской Республике

Полный текст

I. ВВЕДЕНИЕ Республика Индия (Индия) и Южно-Африканская Республика (ЮАР) не являются государствами с богатыми запасами природного газа. В то же время правительства данных стран обеспокоены проблемой диверсификации матрицы используемых энергетических ресурсов в целях обеспечения собственной энергетической безопасности. В этом контексте газ представляет собой отличную альтернативу в силу таких своих характеристик, как экономическая эффективность и причинение наименьшего вреда окружающей среде в сравнении с другими ископаемыми энергетическими природными ресурсами. Несмотря на то, что уже в XIX в. природный газ, доставляемый по трубопроводам, использовался в ЮАР, на сегодняшний день он удовлетворяет менее 3%[77] энергетических потребностей государства[78]. В 2011 г. в стране было добыто лишь 13,7 млрд кубических метров природного газа, при этом употреблено 49,3 млрд (в три раза больше); оставшаяся часть была импортирована из Мозамбика[79]. В целях преодоления зависимости от импорта природного газа и использования угля [1. P. 6] Правительство ЮАР приняло решение создавать благоприятные условия для добычи собственного газа и планирует увеличение добычи на 10% в ближайшее десятилетие[80]. Тем более есть основание полагать, что прибрежные зоны могут быть богаты данным природным ресурсом [2. P. 536]. В соответствии с недавним исследованием Энергетического информационного агентства ЮАР обладает значительными запасами природного газа в районе бассейна Кару (Karoo Basin): около 147 триллионов кубических метров[81]. В Индии потребность в природном газе еще выше. Будучи одним из самых населенных государств, оно является пятым по объему потребителем энергетических ресурсов. Для обеспечения существующего экономического роста в 5% в год, стране потребуется дополнительная выработка не менее чем 4% энергии в год [3. P. 49]. Природный газ составляет около 9,8% потребления энергии, к 2025 г. его долю планируется увеличить до 25%[82]. Средством достижения цели может стать добыча собственного природного газа. Данная задача кажется реалистичной: в последние годы Индия стала одним из самых перспективных регионов в мире по добыче нефти и газа, как материковых, так и офшорных. В соответствии со статистикой Министерства нефти и природного газа доказанные резервы Индии составляют 0,6% доли мировых резервов[83]. Основные месторождения в последние 10 лет были обнаружены в бассейне Кришна Годавари (Krishna Godavari), Маханади (Mahanadi fields), Мангале (Mangala), Бхагиан (Bhagyam) и Эйшвариа (Aishwarya) (3). Запасы Индии оцениваются в 1,241 трлн кубических метров [4. P. 906]. Важным представляется тот факт, что более 50% месторождений полностью не исследованы, 35% - являются слабоизученными [5. P. 221]. Таким образом, Индия и ЮАР, даже будучи государствами с незначительными запасами природного газа, испытывают необходимость для развития газовой промышленности. Данная цель может быть достигнута только при условии наличия качественного правового регулирования. Неудивительно, что оба государства как раз находятся в процессе его формирования. Опыт законодательного оформления проводимых реформ газовой промышленности может быть полезным и для законодателей других государств. II. ИСТОЧНИКИ ПРАВОВОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ На конституционном уровне в ЮАР регулирование данной сферы является достаточно ограниченным по объему. В секции 24 Основного закона от 10 декабря 1996 г.[84] устанавливается, что «каждый имеет право на защищенную окружающую среду… посредством осуществления законодательных и иных мер, которые (iii) обеспечивают экологически устойчивое развитие и использование природных ресурсов при сохранении оправданного уровня экономического и социального развития». Более детальное регулирование предусматривается на законодательном уровне: в Акте «О нефтепродуктах» № 120 1997 г. с поправками, внесенными Актом № 2 2005 г.; Акте «О центральном энергетическом фонде» № 38 1977 г.; Акте «О регистрации прав недропользования» 1977 г. с поправками, внесенными Актом № 24 2003 г.; Акте «О газе» № 48 2001 г. (Газовый акт) с поправками, внесенными Актом № 40 2004 г.[85]; Акте «О разработке минеральных и нефтяных ресурсов» № 28 2002 г. с поправками, внесенными Актом № 49 2008 г.; Акте «О налогообложении в газовой промышленности» № 75 2002 г.; Акте «О национальном энергетическом регуляторе» № 40 2004 г.[86]; в Акте «О национальной энергетике» № 34 2008 г.; Акте «О роялти в отношении минеральных и нефтяных ресурсов» № 28 2008 г. Кроме того, действует обширное подзаконное регулирование, разработанное Департаментом по энергетике Правительства ЮАР, например: Регламент «О применении Газового акта № 48 2001 г.» от 31 декабря 2009 г.[87]; Регламент «О разработке минеральных и нефтяных ресурсов» от 23 апреля 2004 г.; Регламент «О лицензиях по осуществлению деятельности в сфере оптовой торговли» от 27 марта 2006 г.; Регламент «О лицензиях на добычу природных ресурсов» от 23 июня 2006 г.; Регламент «О регистрации прав недропользования» от 14 мая 2004 г.; Регламент «О транспортировке природного газа» от 20 апреля 2007 г.[88] Отношения в сфере газопроводного транспорта также регулируются Национальным энергетическим регулятором ЮАР (National Energy Regulator of South Africa, NERSA)[89], полномочия которого определяются в Газовом акте и Акте «О национальном энергетическом регуляторе». Нефтяное агентство ЮАР (Petroleum Agency South Africa, PASA)[90] ответственно за регулирование отношений в сфере добычи и разведки природного газа. В ст. 297 Конституции Индии от 29 ноября 1949 г.[91] устанавливается, что «все земли, минералы и недра в пределах территориальных вод, континентального шельфа и исключительной экономической зоны относятся к компетенции Союза и могут быть использованы для его целей». Что касается разделения компетенции между индийским Парламентом и легислатурами штатов, в соответствии со ст. 246 парламент обладает исключительными полномочиями по осуществлению законодательной деятельности в пределах Списка № 1 (Союзный список) Каталога № 7 Конституции. В пункте 53 Союзного списка устанавливается, что к компетенции федерации относится регулирование и разработка нефтяных месторождений и минеральных ресурсов; нефть и нефтяные продукты; другие жидкости и вещества, провозглашаемые парламентом в качестве легко воспламеняемых. Однако в то же время к предмету ведения легислатур штатов было отнесено правотворчество в сферах, указанных в Списке № 3 (Конкурентный список) Каталога № 7: в пункте 25 указаны «газ и газовые работы». В 2000 г. легислатура штата Гуаджарат приняла Акт «О правовом регулировании транспортировки, поставки и дистрибуции газа в штате Гуаджарат», вступивший в силу в 19 декабря 2001 г. В связи с принятием документа в Верховный суд Индии был направлен запрос: «Относится ли регулирование отношений по поводу природного газа к компетенции штатов на основании п. 25 Списка № 3 Каталога № 7?» Верховный суд Индии[92] определил, что в соответствии с Актом «О шахтах и минералах» 1957 г. к понятию минеральные масла относятся газ и нефть. В то же время в Правилах «О нефти и природном газе» указывается, что под нефтью понимаются углеводороды, находящиеся в свободном состоянии в форме природного газа, жидкой или твердой форме, но не включая гелий, ассоциированный с нефтью, углем или сланцем, или любое вещество, которое может быть добыто из угля, сланца или любой горной породы путем использования химикатов и нагревания. Такой же подход зафиксирован в Акте «О нефтяных и минеральных трубопроводах» 1962 г., Акте «О нефтяной промышленности» 1974 г. Таким образом, Верховный суд Индии пришел к выводу, что природный газ подпадает под сферу регулирования, указанную в п. 53 Союзного листа № 1, и Союз имеет исключительные права законодателя в данной сфере. Федеральное (союзное) законодательство в отношении природного газа представлено: Актом «О нефти» 1934 г., Актом «О разработке нефтяных месторождений» 1948 г., Актом «О горной промышленности» 1952 г., Актом «О шахтах и минералах» 1957 г., Актом «О нефтяных и минеральных трубопроводах» 1962 г., Актом «О нефтяной промышленности» 1974 г., Актом «Об учреждении Бюро нефти и природного газа» от 31 марта 2006 г.; Правилами «О нефти и природном газе» 1959 г. Министерство нефти и природного газа Индии ответственно за увеличение производства природного газа и нефти. Оно регулирует добычу, розничную и потовую куплю-продажу, уровень цен, экспорт, дистрибуцию, импорт природного газа. В 1993 г. под административным контролем Министерства нефти и природного газа было учреждено Генеральное управление по углеводородам (Directorate General of Hydrocarbons, DGH)[93]. Оно является регулятором, специализирующимся на вопросах добычи природного газа, обеспечения экологической, технологической безопасности, ответственно за заключение договоров о разделе продукции, привлечение инвестиций, мониторинг деятельности по добыче, кроме того, организует обнаружение и изучение новых месторождений. Что касается сектора транспортировки, дистрибуции (распределения) и купли-продажи - он регулируется Бюро нефти и природного газа (Petroleum and Natural Gas Regulatory Board, PNGRB)[94], учрежденным в 2006 г. Его члены хотя и назначаются Правительством, являются независимым от него. Однако последнее может давать ориентиры для работы органа в целях обеспечения энергетической безопасности. Настоящий институт защищает права потребителей, выдает лицензии компаниям, осуществляющим операции с СПГ, в сфере хранения, дистрибуции и транспортировки, устанавливает правила доступа к трубопроводам и тарифы [6]. В связи с тем, что международное право отчасти также регулирует отношения, связанные с использованием природных ресурсов, актуально определить соотношение указанной системы с внутринациональным правом [7. P. 22]. Оба государства имеют сходный подход к вопросу о юридической силе международного права, признавая ее наравне с национальным законодательством. Страны являются членами ВТО (c 1 января 1995 г.), участвуют в международных многосторонних конвенциях (подписали и ратифицировали Конвенцию «Об учреждении Многостороннего агентства по инвестиционным гарантиям» 1985 г. (Индия участвует с 6 января 1994 г. и ЮАР с 10 марта 1994 г.)[95] и двусторонних инвестиционных договорах, но не подписали Договор к Европейской энергетической хартии. 2.1. Правовое регулирование изучения и добычи природного газа В соответствии с секцией 1 главы 1 Акта ЮАР «О разработке Минеральных и нефтяных ресурсов» 2002 г. под нефтью понимается любая жидкость, углеводороды в твердой форме или горючий газ, залегающие в недрах, которые могут быть возвращены в первоначальное состояние, однако не включая уголь, сланцы или другие стратифицированные месторождения, из которых нефть может быть извлечена посредством разрушающей дистилляции, а также газы, добываемые из болот или других наземных месторождений. Таким образом, регулирование в отношение нефти и газа в стране строится на схожих принципах. Нефтяное агентство ЮАР, действующее на основании Акта «О минеральных и нефтяных ресурсах», Директивы Министерства от 16 апреля 1999 г., Белой бумаги «Об энергетической политике» 1998 г., полномочно координировать деятельность в сфере изучения и добычи нефтегазовых ресурсов, получает заявки на предоставление TCP, EP, разрешений на осуществление изучения и добычу, оценивает их, выступает с рекомендациями Министру. Кроме того, Агентство осуществляет мониторинг выполнения сторонами обязательств; получает, хранит и иным образом работает с геологической или геофизической информацией, связанной с природным газом; взымает платежи, связанные с пользованием вышеуказанными правами; выступает с предложениями по улучшению планов работ в природоохранной сфере, программ по разработке месторождений и пр. Главой 6 вышеупомянутого закона регулируется предоставление разрешений на осуществление технического содействия[96], а также разрешения на осуществление работ по изучению. Первое наделяет правами на камеральное исследование, получать сейсмические данные, второе позволяет проводить геологическое, геофизическое, фотогеологическое изучение, в том числе с использованием технических средств (не предполагает бурение)[97]. Таким образом, изучение месторождений в ЮАР начинается с получения разрешения на осуществление технического содействия (TCP), которое впоследствии является основанием для получения разрешения на осуществление работ по изучению (EP), выдаваемое Министром минералов и энергетики. В целях предоставления последнего вида разрешений Министерство публикует в официальном издании «Газета» (Gazette) информацию о приглашении заинтересованных лиц для подачи заявок на получение прав на осуществление операций по изучению в соответствии с одобренной программой работ по изучению. Эти права предоставляются на срок три года с правом продления. В объявлении указываются блок или блоки, период предоставления заявок и условия на которых будут предоставляться права. На практике государственные органы предоставляют разрешения на осуществление технического содействия (TCP), однако очень редко трансформируют их в разрешения на осуществление операций по изучению. Компания Shell[98] уже много лет ожидает ответа по поводу своих трех заявок на получение разрешения на осуществление операций по изучению, тоже самое касается Falcon Oil and Gas Ltd. и Bundu Gas & Oil. Кроме того, в апреле 2011 г. Правительство объявило мораторий на выдачу разрешений в случае проведения работ с использованием воды (например, по гидравлическому разрыву), однако в сентябре 2012 г. запрет был снят[99]. Процедура получения разрешений на осуществление исследовательских работ и добычи начинается с того, что Министр минералов и энергетики публикует в официальном издании «Газета» информацию о приглашении подавать заявки на получение прав на добычу в отношение определенного блока или блоков. Министр должен предоставить данные права, если заявитель докажет наличие у него доступа к финансовым ресурсам и технической возможности осуществлять добычу эффективно. Объем затрат определяется характером работ и сроком их проведения. Добыча не должна привести к неприемлемому загрязнению или причинению вреда окружающей среды. Заявитель обязуется соблюдать требования Акта № 29 «О безопасности и здоровье при осуществлении горнодобывающей деятельности» 1996 г. Если министр отказывает в предоставлении прав на добычу, он в течение 30 дней после принятия решения в письменном виде указывает заявителю на причины отказа. Права добычи действуют на предписанных условиях и выдаются на срок, не превышающий 30 лет, что не исключает многократного права на подачу заявления на его продление на тот же срок. Владелец прав на добычу должен активно осуществлять его в соответствии с одобренной программой работ; выполнять требования и условия выдачи прав на добычу, законодательства, программы по защите экологии и социально-трудового плана; уплачивать роялти и налоги (роялти 7%, налог на прибыль 28%)[100]; начать работы по добыче не позднее года после получения прав. Министр может отменить или приостановить использование горных прав, если их владелец нарушает условия их выдачи, не выполняет требований программы по защите экологии; предоставил неверную или неточную информацию для получения прав. Однако прежде Министр должен сообщить о своем намерении, указав на причины, предоставив тем самым возможность выполнить требования. Законодательство ЮАР в сфере природного газа является относительно недавно разработанным. В стране до сих пор действует не так много производителей природного газа, неудивительно, что в данном секторе доминирует подконтрольная государству Нефтегазовая корпорация ЮАР (Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa, PetroSA). Первая скважина в Индии была пробурена в 1866 г., в 1889 г. геологи обнаружили первое коммерчески рентабельное месторождение рядом с г. Дигбой (Digboi). Традиционно исследователи выделяют четыре периода в истории правового регулирования добычи и осуществления разведки природного газа в Индии: 1) этап до объявления независимости, 2) эпоха «назначений», 3) период до принятия Новой лицензионной политики (Pre-NELP), 4) эпоха Новой лицензионной политики (The New Exploration Licensing Policy, NELP)[101]. Первый характеризуется существованием монополии Империи, в результате добычу осуществляли британские компании Assam Oil Company и Attock Oil (BOC/AOC)[102]. В период «назначений» действовала государственная монополия: права на разведку и добычу природного газа были предоставлены национальным нефтяным компаниям Нефтегазовой корпорации (Oil and Natural Gas Corporation, ONGC)[103] и Нефтяной компании Индии (Oil India Limited, OIL)[104]. В 90-е гг. начинается период, предваряющий Новую лицензионную политику Индии. В это время правительство Индии инициировало процесс либерализации, то есть проведение реформы по внедрению рыночных механизмов регулирования, путем уменьшения государственных компаний, постепенного отказа от регулирования тарифов, создания для входя на рынок новых участников и пр. [8. P. 55]. В 1993 г. для регулирования сектора разведки, добычи нефти и газа было учреждено Главное управление по углеводородам. Постепенно на конкурсной основе для привлечения инвестиций права по добыче и исследованию стали предоставляться частным лицам. Было проведено 9 раундов торгов, закончившихся подписанием лишь 28 контрактов, 14 из которых действуют до сих пор. В 1997 г. Правительство Индии совместно с Главным управлением по углеводородам сформулировали Новую лицензионную политику, основанную на использовании соглашений о разделе продукции. Политика, направленная на привлечение инвестиции состояла в следующем: реализация проектов по добыче и разведке отныне не требует обязательного участия государства, частным, в том числе иностранным инвесторам, обеспечивается доступ к участию в аукционах и права продавать газ на местном рынке, постепенный переход к рыночным ценам[105]. Первый раунд по новым правилам, на котором компании ONGC и OIL были поставлены в равное положение с другими участниками, состоялся в январе 1999 г. В соответствии с заключенными соглашениями о разделе продукции[106] часть дохода, оставшаяся после уплаты роялти и возмещения затрат, должна распределяться между заинтересованной компанией и правительством Индии. В течение первых десяти лет после начала добычи инвестор имеет право на полное возмещение затрат, связанных с осуществлением разведки. Частным инвесторам гарантируется привлекательное налогообложение, включая семилетнее освобождение от налогов и импортных пошлин, и право продавать природный газ на внутреннем рынке по согласованной с Правительством цене[107]. Размер роялти для месторождений, расположенных на суше, устанавливается в размере 10%, на континентальном шельфе - 5%. Налоговая нагрузка фиксируется специальным налоговым актом, одобренным Министерством финансов. Данный документ кодифицирует налоговое регулирование и дает представление инвестору о подлежащих уплате налогах и сборах. Не требуется уплата подписного бонуса [5. P. 228-229]. К спорам применим Акт «Об арбитраже и примирительных процедурах» 1996 г., разработанный на основе модельного закона Комиссии по международной торговле. После проведения девяти раундов размер территории, на которой была проведена разведка увеличился в 6 раз. Из 326 блоков, предложенных правительством, 239 были распределены, 72 - частным компаниям и совместным предприятиям. Число добывающих компаний увеличилось с 2 по состоянию на 1990 г. до 12 в 2000 и 71 в 2009 г., количество разрабатываемых бассейнов - с 3 в 1990 г. до 10 в 2009 г.[108] Однако по-прежнему ONGC и OIL осуществляют более 70% добычи, остальные 30% распределены между Hindustan Petroleum Corporation Ltd., Bharat Petroleum Corporation Ltd., Gas Authority of India Ltd., Reliance Industries Ltd., Essar Oil, Adani Gas, Petronet LNG, Cairn Energy, Shell, British Gas и BP[109]. В 2007 г. Правительство Индии приняло решение о приостановлении процесса по либерализации рынка. В 2008 г. Министерство финансов отказалось от предоставления так называемых «налоговых каникул», но в начале 2008 г. данное постановление было отменено. Однако соглашения о разделе продукции, заключенные после 2009 г., не содержат более положений об освобождении от налогов. В то же время правительство планирует начать предоставлять права на добычу природных ресурсов на континентальном шельфе[110]. В 2016 г. был проведен первый раунд торгов по новым правилам, предполагающим начало распределения добытого продукта до возмещения инвестиций и переход с фиксированного налога на рассчитываемый от стоимости добытого ресурса (ad valorem tax)[111]. В результате, удалось привлечь инвесторов для разработки более 60 месторождений[112]. Однако DGH указало на то, что в скором времени возможен переход к режиму Открытой системы предоставления прав (Open Acreage Licensing System, OALP). Она позволит участникам аукциона выступать с предложениями в течение всего года, а не только в рамках раундов. Информация о блоках будет предоставляться Национальным архивом (National Data Repository, NDR), ответственным за ее сбор. Так как три четверти бассейнов не изучены или изучены плохо, впереди еще большая работа, и до сих NDR не достиг существенных успехов[113]. 2.2. Правовое регулирование транспортировки и хранения природного газа Правовое регулирование транспортировки, хранения, дистрибуции и поставки природного газа в ЮАР регулируется Газовым актом 2001 г. Целями данного закона являются обеспечение эффективной, устойчивой и упорядоченной деятельности в упомянутых сферах; упрощение порядка привлечения инвестиций; обеспечение безопасности, в том числе для окружающей среды; поддержка компаний ЮАР; предоставление упомянутых услуг на справедливых условиях, без дискриминации; формирование конкурентного рынка природного газа и пр. В соответствии с Газовым актом, NERSA, упомянутый газовый регулятор предоставляет лицензии для строительства объектов, обеспечивающих транспортировку, хранение газа, его дистрибуцию, а также лицензии для осуществления указанной деятельности, включая поставку. Агентство собирает информацию, регулирует тарифы на транспортировку, хранение и обеспечивает их действие на недискриминационной основе. Агентство имеет право экспроприировать земли, необходимые для осуществления прав, обеспечивает оптимальное использование ресурсов и развивает конкуренцию. Газовый регулятор может с согласия сторон спора действовать в качестве посредника или арбитра или назначить лицо, которое могло бы выполнить данные функции. Таким образом, для осуществления всех видов деятельности в газовом секторе экономики требуется получение лицензии, предоставляемой на основании заявления. Оно должно содержать указание на наименование, местонахождения компании; документы, подтверждающие административные, финансовые, технические возможности предприятия осуществлять деятельность; описание объекта, подлежащего строительству, включая карты, диаграммы; общее указание на категории потребителей, которые будут обслуживаться, а также размер тарифа; соответствие требованиям трудового, природоохранного законодательства; детальную спецификацию природного газа, который будет поставляться и пр. В случае подачи заявления на получение лицензии заинтересованное лицо должно опубликовать об этом информацию по крайней мере в двух средствах массовой информации. В объявлении указывается на наименование заявителя, предмет заявки, период, в течение которого любое заинтересованное лицо может выступить с возражениями, направив их газовому регулятору. Перед принятием решения по заявлению NERSA рассматривает его на предмет гарантирования прав доступа третьих лиц к инфраструктуре, соответствия законодательству в сфере здравоохранения, природоохраны, выполнения требований технических регламентов, и в связи с этим может потребовать внесения изменения в проект строительства того или иного объекта. Если не поступило возражений третьих лиц, регулятор принимает решение в отношение заявления в течение 60 дней после получения ответа заявителя на возражения регулятора. При принятии решения NERSA исходит также из того, что проект по строительству или оказанию услуги должен соответствовать национальным интересам, обеспечивать развитие экономики на региональном уровне или иметь любую другую социально значимую цель. Важно отметить, что регулятор выдает раздельные лицензии на осуществление деятельности по строительству, хранению, транспортировке, дистрибуции и поставке. Вертикально интегрированная компания (т.е. компания, ведущая деятельность по добыче, транспортировке, розничной и оптовой купле-продаже газа) [9. P. 75] осуществляет их раздельно посредством использования различных счетов в целях недопущения кросс-субсидирования. Выдача лицензий не должна приводить к дискриминации между потребителями или категориями потребителей в отношении доступа их к инфраструктуре, тарифов, цен, условий и услуг, за исключением случаев, которые оправданы различиями в объемах, сроках, расстояниями поставки и пр. Лицензия действительна в течение 25 лет, однако по решению регулятора может быть выдана и на больший срок. Кроме того, последний может продлить лицензию. Владелец исключительных прав не имеет права передавать их третьему лицу. В случае, если публичная компания, получившая лицензию, в последствии уступает долю или ее часть в своем уставном капитале любому частному лицу, такая сделка должна заключаться на открытых торгах. С разрешения лицензиата или в случае невыполнения требований лицензий газовый регулятор может вносить изменения в условия пользования лицензией. Обеспечение доступа третьих лиц к газотранспортной системе и инфраструктурам хранения гарантируется применением правила use it or lose it[114], принцип недискриминации, временной ограниченности и технической обоснованности. В случае конкуренции заявок приоритет отдается, содержащей наиболее привлекательные условия относительно цены, сроков, объемов. В законодательстве могут быть предусмотрены специальные правила в отношении международной транспортировки природного газа, осуществляемой на основе международного договора. Примером объекта подобного регулирования является трубопровод Мозамбик-ЮАР[115]. Он принадлежит Инвестиционной трубопроводной компании Республики Мозамбик (Republic of Mozambique Pipeline Investment Company, PTY Ltd), учредителями выступают Sasol, Девелоперская южно-африканская газовая компании (South African Gas Development Company, iGas)[116] и Правительство Мозамбика. С момента заключения данного соглашения[117] его условия являются положениями лицензии, включая правила об исключительных правах и сроках в отношении транспортировки и дистрибуции природного газа, о доступе третьих лице к трубопроводу и некоторым трубопроводам компании Sasol, об установлении цены поставки природного газа Sasol, о ее обязательстве удовлетворить спрос потребителей, дистрибьюторов и пр. Не так давно Sasol и Shell выступили с предложением о строительстве второго международного регионального трубопровода, соединяющего офшорное месторождение Намибии Куду (Kudu) и СПГ терминал в заливе Моссел (Mossel Bay), принадлежащий компании Petrosa. Однако на сегодняшний день проект заморожен из-за сложностей по финансированию разработки самого месторождения[118]. Законодательство Индии не является таким же ясным и детализированным, как нормативные акты ЮАР. Возможно, это объясняется отсутствием необходимости в таковом. Исторически индийская компания GAIL[119] обладала монополией в газотранспортном секторе и была ответственна за его развитие[120]. Однако в декабре 2006 г. Правительство приняло решение поддержать строительство транспортных трубопроводов и лишила компанию исключительных прав: на рынке транспортировки появился еще один участник - частная компания Reliance Gas Transportation Infrastructure Ltd (RGTIL), дочерняя структура RIL. В 2007 г. GAIL и RIL даже подписали соглашение об использовании трубопроводов друг друга при транспортировке природного газа из месторождений бассейна KG. Другие участники рынка, например, Guajarat Petronet имеют статус региональных. Регулятор PNGRB разрабатывает Кодекс поведения компаний на газовом рынке[121], обеспечивающий доступ третьих лиц к мощностям транспортной сети на основе регулируемых тарифов[122]. Однако обязательство о предоставлении доступа к газопроводам третьим лицам действует лишь в отношении одной трети мощностей транспортной компании. Среди мер, фигурирующих в кодексе, значится указание на необходимости выделения подразделения вертикально интегрированной компании, ответственного за транспортировку (unbundling), в форме передачи функций и активов третьему лицу. Корпорация GAIL запросила Верховный суд Дели на предмет обязательности данного требования. Суд в решении от 23 апреля 2014 г. указал на юридически необязательный характер данного требования Кодекса[123]. 2.3. Правовое регулирование дистрибуции и поставки природного газа Как уже упоминалось выше, в ЮАР действует лицензионная система в отношении дистрибуции и поставки природного газа. Потребитель свободно выбирает поставщика, который в свою очередь имеет право доступа к сетям дистрибьютора, обладающего исключительными правами в отношении определенной территории. Дистрибьютор получает права на строительство, управление и обязан осуществлять поставку по требованию любого потребителя, если предоставление этой услуги является экономически рентабельным. В регионах, в которых отсутствует конкуренция, максимальная цена устанавливается газовым регулятором[124]. Тарифы (в виде максимальной цены) фиксируются для всех категорий потребителей исходя из затрат, стоимости на альтернативные энергетические ресурсы. При этом их уровень должен позволять предпринимателям иметь возможность возместить инвестиции в газовую промышленность. NERSA рассматривает обращения потребителей по поводу поставки природного газа, установления завышенных цен и тарифов и в отношении любой дискриминации, осуществляемой лицензиатом. На сегодняшний день Sasol Gas является основным поставщиком, что не удивительно в условиях незначительного количества потребителей. Получение прав на оказание услуг и строительство трубопроводов дистрибуции в Индии осуществляется по результатам аукционов, организуемых PNGRB. Дистрибьюторы получают также эксклюзивные права поставки газа физическим лицам, малым и средним компаниям сроком на пять лет. В аукционах на равной основе имеют право участвовать как иностранные, так и индийские компании. В 2008, 2009 г. прошло несколько раундов. По состоянию на 2009 г. лишь в 41 городе существовали сети дистрибуции, однако в течение следующих 10 лет PNGRB планирует проложить газопроводы более чем в 250 городах. В сфере поставки, впрочем так же как и транспортировки, доминирует компания GAIL, контролируя более 51% рынка природного газа страны. Дело в том, что весь газ, добываемый ONGC, продает на рынке именно эта компания, в то время как фирма OIL по историческим и географическим причинам сама реализует добытый ею газ. Также поступают и компании Cairn Energy и GSPC. В последнее время стали развиваться небольшие региональные компании-дистрибьютеры, однако действуют они, как правило, в качестве совместных предприятий с GAIL, например: Indraprastha Gas Ltd (IGL) (Дели), Mahanagar Gas (Мумбай) и Gujarat Gas Company Ltd (GGCL) (Гуаджарат). Одной причин отсутствия развития сетей дистрибуции в Индии являются особенности и тарифной политики, которая ранее не стимулировала инвесторов. Сегодня газ, производимый ONGC и OIL[125], а также добытый в блоках, распределяемых в соответствии с NELP и pre-NELP (если соглашением о разделе продукции предусматривалось утвреждение цены Правительством[126]), реализуется по цене, определяемой Правительством. Начиная с 2014 г. фиксирование тарифов происходит каждые шесть месяцев исходя из средней цены на рынках Европы, Северной Америки и России[127]. В остальных случаях газ, добытый совместными предприятиями, частными компаниями, реализуется по цене, зафиксированной в соглашениях о разделе продукции. Тарифы на СПГ полностью дерегулированы[128]. 2.4. Правовое регулирование экспорта-импорта природного газа Природный газ является объектом экспортно-импортного контроля, таким образом, компания или индивид, планирующие экспортировать или импортировать газ в ЮАР, нуждаются в получении соответствующего разрешения. Выдача данных прав осуществляется Комиссией по управлению международной торговлей с согласия Департамента энергетики. Разрешения по импорт действуют в течение 12 месяцев, а на экспорт - шести[129]. В Индии до NELP частные добывающие компании в соответствии с соглашениями о разделе продукции продавали газ Правительству по фиксированной цене и лишь в исключительных случаях могли его экспортировать [11]. Сегодня экспорт возможен только в случае, если в предшествующем году был удовлетворен внутренний спрос на природный газ. В таком случае действие обязательства по продаже газа в Индии приостанавливается на период, установленный Правительством, и компании получают право экспортировать свою долю добытого природного ресурса. Импорт природного газа в Индии осуществляется на основе лицензий, выдаваемых Министерством нефти и природного газа. Однако до сих пор государство не соединено с соседними. Существуют лишь проекты газопроводов: Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия (TAPI), Мьянма-Индия, Иран-Пакистан-Индия, таким образом импортируется СПГ из Катара, Австралии, России, Египта, Омана, Нигерии, Индонезии[130]. III. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Анализ состояния газовой промышленности Индии и ЮАР показал, что страны имеют много общего. Оба государства обладают незначительными резервами природного газа, в тоже время для удовлетворения растущего спроса на ресурс Правительства стараются развивать собственную добычу, а не полагаться только на импорт. В условиях дефицита природного газа принципиальной стала разработка правового регулирования, способного создать условия для привлечения частных инвестиций в данный сектор экономики. В результате в ЮАР было разработано ясное, понятное, кодифицированное законодательство. В то же время в Индии изменения коснулись лишь подзаконного регулирования. Интересно отметить, что в обоих государствах были учреждены сразу два специализированных регулятора (чего нет даже в Европейском Союзе): для upstream сектора (разведка, добыча) в Индии - Генеральное управление по углеводородам, в ЮАР - Нефтяное агентство ЮАР; для midstream-downstream сектора (транспортировка, дистрибуция, поставка) - Национальный энергетический регулятор ЮАР и Бюро нефти и природного газа Индии. В то же время, несмотря разработку нового регулирования, учреждение специальных органов и провозглашение демонополизации данного сектора экономики, не была реализована основная мера по обеспечению либерализации - разделение видов деятельности (unbundling). Во всяком случае, именно она представляется ключевой для обеспечения конкуренции законодателю ЕС, опыт которого безусловно учитывался при разработке нового регулирования. Данная мера в Индии является лишь рекомендацией к участникам рынка. Законодательством ЮАР, в свою очередь, предусматриваются лишь меры для ограничения злоупотреблений вертикально-интегрированными компаниями: деятельность должна осуществляться при помощи использования раздельных счетов, кросс-субсидирование не допускается. Представляется интересным и опыт данных стран по стимулированию инвестиций в отдельных секторах газовой промышленности. Существенные отличия проявляются главным образом в сфере производства природного газа. Если в Индии в секторе добычи природного газа используется контрактная форма - соглашение о разделе продукции, то в ЮАР более жесткая - лицензионная. В то же время в остальных секторах применяются схожие принципы регулирования. В обеих странах осуществляется государственное регулирование тарифов, деятельность по транспортировке, хранению, дистрибуции и поставке природного газа осуществляется на основе лицензии. Значимая особенность правового регулирования состоит в том, что в Индии и ЮАР, несмотря на некоторые гарантии обеспечения доступа к газотранспортной системе третьих лиц (использование правила use it or lose it, принципа недискриминации и пр.), регулируемый доступ к сети, как в ЕС, так и не был закреплен. Транспортные компании по-прежнему сохраняют свободу управления своими активами лишь с некоторыми ограничениями. Таким образом, при реформировании законодательства Индия и ЮАР, провозглашая принципы либерализации отрасли, не в полной мере заимствовали инструменты, выработанные государствами, обладающими значительным опытом в данной сфере. Анализируя эффективность реформирования отрасли, отметим, что Правительство Индии, несмотря на менее системный подход и схожий характер правового регулирован

Об авторах

Александр Константинович Волков

Национальный исследовательский университет «Высшая школа экономики» - Санкт-Петербург

Email: akvolkov@hotmail.com
Юридический факультет ул. Промышленная, 17, Санкт-Петербург, Россия, 198099

Список литературы