目前，俄罗斯法律规定了本国油气勘探和开采领域吸引外资的两种方式——许可证制度和产品分割协议制度。这两种制度具有原则性的区别。其一是税收办法不同，其二是外国投资者与俄罗斯国家所签协议条件的稳定期限不同。

　　一 合资企业在许可证制度下利用地下资源的情况

　　许可证制度在俄罗斯已实行了10多年，第一批外国投资企业正是在许可证制度的基础上建立起来的。投资者和地下资源持有者必须在俄罗斯一般税收制度下进行企业活动，并向投资者提供了协议条件7年内不予重新审查的担保。

　　1995年之前进入俄罗斯油气综合体的大部分外国资本正是以有外资企业参加(或合资企业)的方式在许可证制度下运作的。实际上至今还在运作的所有大型合资企业都是在1992--1993年之间建立的，到1997年，这种企业的数量达到45个。

　　作为合资企业创立者的俄罗斯一方为纵向一体化公司，也有一些不大的油气开采公司。

　　国内企业的法定资本一般为50％一80％，这种企业占95％以上。

　　国外投资者为17个国家的约60家公司，其中1／3以上为美国和加拿大公司。1999年，有外资参加的企业共采到油约2100万吨，比1998年增长6．5％。

　　石油开采量超过100万吨的最大的合资企 业是位于科米共和国和汉特一曼西自治州。

　　俄罗斯最大的(按石油开采量)两家合资企业(瓦特石油公司和鲁克石油公司一AIK)的俄方创立者为鲁克石油公司。2000年]月鲁克石油公司宣布打算在西西伯利亚建立合资企业。瓦特石油公司、鲁克石油--AIK石油公司，伏尔加杰明石油公司、卡马石油公司、别尔米杰克斯公司和俄罗斯燃料公司组成了统一的合资企业。据初步统计资料，其年石油开采量约为700万吨。所建立的国际石油公司的股东除鲁克石油公司外，还有一些外国公司，如Cal—gary Overseas Development、Soco International等。

　　合资企业管理机构的改组未必会对外国投资者产生不利的影响。外国公司成为新的，大得多的公司的股份持有者，更有可能同鲁克公司共享进入国际基金市场的所有优惠。

　　还有一家合资公司——王一耶甘石油公司，目前相当顺利地独立工作着。正如大多数在俄罗斯运作的合资企业一样，他们正在开发一些储量不易回收的小油田(西伯利亚的王一耶甘和艾一耶甘油田)。该合资企业建于1992年，按石油开采量目前已成为有外资参加的第二大企业。外方为美国大型石油开采公司——Occidental Petroleum。

　　合资企业王一耶甘石油公司从开始工作共 钻101口井，运用国外的设备和工艺在这些井中进行了93次大修和444次地下修理。这些年向该项目投资了2．65亿美元，交税款达5亿美元。所有这些使该企业在1998年达到显赫的成果，石油开采量达到277万吨，其中128万吨出口。

　　在科米、阿尔汉格尔斯克州和涅涅茨自治州的大型合资企业——极光石油公司、科米北极石油公司和诺别尔石油公司的命运不尽相同。这一地区的大型油气开采企业——科米油气综合体同鲁克石油公司合并后，合资企业的工作条件开始逐渐发生变化。这里所采石油的50％和出口量的70％属于合资企业。 目前如果状况都好的话，鲁克公司可成为提曼一伯朝拉地区外国投资者的主要合作伙伴。

　　极光合资企业是第一家俄美合资企业，它的建立是为了开发俄罗斯北部的油田。该企业建立的历史在90年代初是很典型的。1992年大型的，但油井出油量低的阿尔达林油田引起美国Conoco石油公司的注意，同国营的阿尔汉格尔斯克地质企业(1995年以其为基础建立了阿尔汉格尔斯克地质开采股份公司)共同建立了极光合资企业开采阿尔达林油田。

　　后来，为了实行这个项目，俄罗斯石油公司(占股份20％)同阿尔汉格尔斯克地质开采公司(30％)及Conoco公司(50％)合并。1994年极光企业开始开采石油，1998年石油开采量达到170万吨(其中75％用于出口)。必须指出，同俄罗斯北方的其他合资企业相比，极光企业具有许多优势，特别是每桶石油的开采成本在这里为42—45卢布，比沙特阿拉伯的石油开采成本低得多。

　　目前鲁克石油公司打算赎回阿尔汉格尔斯克地质开采公司项目中合作伙伴的股份，别的且不说，这样就会使鲁克石油公司增加在极光合资企业股份资本中的参加份额。至于说到美国参与公司对于此事的态度，它们无所谓，美国公司打算继续同鲁克石油公司合作，但现在已是按照产品分割协议条件合作了。

　　位于这一地区的另一个大型合资企业科米北方石油公司建于1991年，开采位于科米共和国的上涅沃泽油田。科米石油公司、乌赫塔油气地质公司是俄方创建的公司，这两个公司是科米油气综合体的子企业，外方为英国BritishGas和加拿大的Gulf Canada公司。1995年GulfCanada公司退出该项目。在企业运行的这些年中，投资者向该项目的投资为2．59亿美元。实际上合资公司出口石油的所有收入都再投资于油田的开发。这里的石油开采量不断增长，1998年达到150万吨，在很大程度上也是由于这个原因。2000年该油田开采量计划达 到200万吨。

　　目前这家合资企业实际上已被鲁克石公司吞掉，合资企业的股份约95％属于鲁克石油公司。尽管企业工作稳定，但外国投资者BritishGas在1999年宣布打算卖掉在合资企业中的股份。这样做基于两种情况：公司无权将100％属于它的石油出口，俄罗斯燃料动力部责成科米北方石油公司在国内以低价出售石油。

　　在这种情况下，按照BritishGas公司代表的说法，具有讽刺意味的是，1999年上涅沃泽油田开始提供利润。

　　尽管油田情况已明显改善，British Gas还是决定退出该项目，其原因是重新审查投资一览表。该公司计划集中到天然气贸易上，将资金集中到天然气开采和管道输送和能源形成能力方面。其工作的主要地区是南美、北非、亚太地区和哈萨克斯坦。但BritishGas不打算放弃在俄罗斯的工作，等待更合适的条件实行合作计划。

　　然而，总的来说，外国公司正在对许可证制度下利用地下资源框架内的共同项目(即通过建立合资企业)逐渐失去兴趣。这些公司的大部分(其中包括国际石油工业的领头公司——Amoko、Exxon、Conoco、Texaco、OccidentalPetroleun、BritshGas及加拿大、法国、瑞士的一些中小型开采公司)在税收，海关调节及所采原油出口方面都得到很多的优惠。但随着时间的推移，合资企业实际上失去了原来提供给它们的所有优惠。合资企业所采每吨石油的税收从1993年到2000年增长了1．5倍。开始提供给所有合资企业的百分之百的自产石油产品的出口权逐渐只提供给其中的4家公司——极光石油公司、科米北极石油公司、切尔诺戈尔石油公司和白夜石油公司。1999年春，这4家企业也失去了这些优惠。

　　西方石油公司认为，为吸引更多的外国公司参与俄罗斯的油气开发，俄罗斯政府应当做到以下几点：

　　1．具备相当自由的和不相矛盾的产品分割协议法；

　　2．简化将油气田列入按产品分割协议条件编制的开发清单及同外国投资者签订相应协议的程序；

　　3．增加允许按照产品分割协议条件开发的油气储量；

　　4．使外国公司能够获得石油出口收入或在俄销售石油的收入；

　　5．制定可接受的、使外国参加者同其俄罗斯伙伴分担风险的项目融资机制。

　　俄罗斯燃料动力部意识到自己的错误，开始制定合资企业利用输油管道的新办法。根据新办法，在一些方面(如石油开采量、投资活力和更新活力，自然保护措施等)达到最好指标的地下资源利用者可以得到利用石油运输公司管道的优惠权。然而，对生产者利用出口管道运 力原则的例行的重新审查这一事实本身就对它们在俄罗斯的工作条件产生了负面影响。

　　根据俄罗斯燃料动力部的资料，近3年来，国内石油开采领域未出现一家新的合资企业。

　　国外投资者逐渐转向在产品分割协议框架内实行项目，这在很大程度上说明了问题。产品分割协议的条件与许可证制度相比，看来对于他们更有吸引力。

　　二 产品分割协议执行情况

　　俄罗斯在1995年后实行的在同外国投资者签订产品分割协议基础上利用地下资源的体制的主要特点是：第一，规定特别的(优惠的)税收办法，第二，在项目整个实行期内保障项目参加者具有稳定的工作条件。

　　尽管《产品分割协议法》于1995年就通过了，目前只有两个项目按照产品分割协议条件开采石油。这里，萨哈林一2和哈里亚加项目还是在产品分割协议通过之前签订的。

　　在按照产品分割协议开采俄罗斯油气方面，最有成效的是在萨哈林大陆架采油的Sakhalin Energy lnvestment Company LTD财团的成员——英国一荷兰的RoyalDutch／Shell公司和日本的Mitsui、Mitsubishi公司(该项目的第4位参加者——MarathonOilgf于2000年5月底宣布将财团中属于它的37．5％的股份卖给Shell公司)。按照产品分割协议开采的第一 批俄罗斯石油是该财团于1999年7月5日在皮尔通一阿斯托赫油田采到的。

　　在1999年的整个航行期内，属于SakhalinEnergy财团的Molipaq采油平台共采到14万吨石油。随着时间的推移，开采量还要增加到1．2万吨／昼夜。Sakhalin Energy财团打算于2001年向俄方提交皮尔通一阿斯托赫油田的全面开发计划。目前已知，财团打算将该平台改为全年工作制，目前，由于输油管道不能运送原料，该平台只能在航行期内开采石油。除了现有的平台以外，财团计划再建立两个平台，扩及到萨哈林岛南端的输油管道。

　　开采许可证亦用于Sakhalin Energy财团的第二个油气田——鲁恩气田，但目前未进行开采，外国公司靠它已制定向亚太地区出口天然气的庞大计划——《兰色能源》计划。该财团控制的天然气储量相当多，约为5000亿立方米。

　　尽管有了一个良好的开端，Sell及其他投资者十分清楚俄罗斯《产品分割协议法》的变化无常。虽然《产品分割协议法》从1995年开始一直在修改，但实行情况说明它在运用有关的定额规模方面还是存在很多问题。例如，SakhalinEnergy财团参加者根据《产品分割协议法》应免除大多数税收，包括增值税，但是，俄罗斯法制的不健全使得公司先缴税，而后再等待从俄罗斯预算返还相同的数目。国家预算欠SakhalinEnergy的债务目前已达到5000万美元。

　　还有一个问题对于外国投资者参加的项目也是共同的，即缺乏必要的基础设施运输所开采的油气。为了从皮尔通一阿斯托赫油田运送所开采的石油，该公司不得不修建至少一条输油管道，将油气开采区同萨哈林岛连接起来。

　　天然气打算以压缩气形式运送到日本、韩国和中国。为此项目参加者打算在萨哈林岛南端建设压缩气工厂、专门的终端及附属设施。建设成本超过25亿美元。此外，租用专门装备的油轮也需要大量费用。

　　根据Petroleum Intelligence Weekly的情报，亚洲各国，包括日本、韩国、中国、印度和中国台湾地区对压缩天然气的年需求量到2010年会达到4000万吨。同时，这一地区对压缩天然气现有生产能力每年为3000万吨。就是说，指望萨哈林项目的数量每年只有1000万吨。

　　因此，建设这样昂贵的基础设施费用的返还就很成问题了。

　　以产品分割协议方式开采石油的第二个项目名为哈里亚加，由法国，比利时的TotalFinaElf(50％)和挪威的NorskHydro(40％)公司进行。提曼一伯朝拉含油气区的哈里亚加油田的产品分割协议签订于1995年12月，而1996年7月，项目的作业公司就得到开发该油田的第二组和第三组许可证。

　　1999年10月2日在哈里亚加油田采到第一批石油，投资者打算在产品分割协议的33年有效期内开采4500万吨石油。该油田的总储量估计有1．604亿吨，其中9700万吨位于合同区内。根据TotalFinaElf的计算，该项目需要7亿美元的投资。

　　TotalFinaElf和NorskHydro公司于1996年在哈里亚加油田正式开始工作，但实行上，直到1999年2月这项工作才得以开始。外国公司不愿意开始实行项目是完全可以理解的：第一，他们等待俄罗斯法律的改变，使得可以按照产品分割协议法实行，第二，想弄清项目出口能 力的实际情况。决定开始实行项目在很大程度上是Total不愿违反许可证规定的工作进度表，因为那样可能导致许可证撤消。

　　同Sakhalin Energy财团的参加者一样，TotalFinaElf和NorskHydro至今未得到向俄罗斯预算缴付的增值税的补偿。根据政府的决定，2000年的第二季度只有“00万美元用于补偿。因此，切尔诺梅尔金领导的人民代表“能源”组已向政府请求尽快制定全部补偿所交税款的有效机制，并从法律上制定《产品分割协议法》规定的免除投资者缴纳增值税的办法。

　　对于按照哈里亚加项目进行工作的公司来说，不能如所签订的产品分割协议中规定的将属于自己的100％的石油出口，也是十分头疼的事。目前TotalFinaElf和NorskHydro正在沿哈里亚加一乌辛斯克管道运送早期开采的石油，其运送能力为6万桶／昼夜(每年300万吨)。目前这个数量是足够的，哈里亚加油田只能采到约9000桶／昼夜(每年约45万吨)。但是，就算加上计划中的输油管道改装，改装后的输送能力增加到500万吨，外国投资者还是要为哈里亚加的石油寻找另外的运输途径。

　　2000年TotalFinaElf和NorskHydro打算开采并出口73万吨石油，2001年为110—180万吨，2004年已达350万吨。必须考虑到，沿哈里亚加一乌辛斯克管道还要运送鲁克石油公司在科米共和国开采的石油(掌握这条输油管道并同时加入了鲁克的科米能源综合体公司拥有开发哈里亚加其他油田及科米共和国东北部其他一系列油田的许可证)。到2005年，鲁克石油公司在这一地区的石油开采量约为1000万吨，这样就超过了哈里亚加一乌辛斯克支线管道输送能力的1倍。这意味着，鲁克石油公司本身和在哈里亚加工作的外国投资者都要为自己的产品寻找另外的运输办法。

　　从理论上说，对于TotalFina Elf和NorskHydro存在着两种可能。第一是合并到石油运输公司波罗的海管道系统铺设计划中，第二是参加鲁克石油公司正在瓦兰杰伊湾进行的出口终端的建设。

　　这里，有理由推测，外国投资者更倾向于同鲁克石油公司合作。原因之一是，IotalFina Elf正同“石油运输公司”就提交按稳定费率出口全部所采石油的问题进行着长时间的、无结果的谈判。目前保障开发哈里亚加油田的外国参加者—“石油运输公司”的管道系统只能在季度工作表范围内进行。这意味着，TotalFina Elf和NorskHydro所采石油产品能够出口的数量不是100％，而只有36％左右。

　　专家认为，此种状况只有当投资者同石油运输垄断者之间签订长期协议的情况下才能改 变。但此类协议在俄罗斯还没有过，最可行的方案是同鲁克石油公司长期合作。

　　有利于事件向这一方向发展的另一个理由是两个相互竞争的项目之间费用的差别。建设波罗的海管道系统需20亿美元，而在瓦兰杰伊湾建设终端只需1亿美元。

　　总的来说可以概述如下：在解决国家与投资者之间的许多问题的同时，产品分割协议机制还不能向投资者提供足够的可能，以便使其能按照国际价格(包括在国外和在俄罗斯国内)出售所生产的产品。而且，自由进入国际市场是涉及到包括项目偿还期限的长远计划的基本条件之一。

　　此外，具体项目列入按产品分割协议机制项目清单的程序，产品分割协议的准备和通过过程都充满了宫僚主义，且十分复杂。投资者不得不年复一年地等待产品分割协议的签订。

　　而且许多投资者明确宣布，产品分割协议法不生效就不开始工作。

　　目前俄罗斯油气部门存在着许多使外国投资者感兴趣并计划按照产品分割协议条件实行的项目。其中最有远景的项目包括：科维克金凝析气田的开发(投资者为BP Amoco／ARCO)，北方领土项目(Conoco)，萨雷姆项目(Shell)，滨鄂比油田(Chevron，中国石油总公司)和萨莫特罗尔油田(BPAmoco／ARCO)的开发，萨哈林一3(Exxon／Mobil，Texaco)，瓦恩科尔油田(Shell)等的开发。

　　为使这些项目能够实行必须做到：

　　1．具备相当自由的和不相矛盾的产品分割协议法；

　　2．简化将油气田列入按产品分割协议条件编制的开发清单及同外国投资者签订相应协议的程序；

　　3．增加允许按照产品分割协议条件开发的油气储量；

　　4．使外国公司能够获得石油出口收入或在俄销售石油的收入；

　　5．制定可接受的、使外国参加者同其俄罗斯伙伴分担风险的项目融资机制。

　　从吸收外资方面来说，过去的1年对于俄罗斯是非常不利的。外国向俄罗斯经济投资只 有34亿美元，为1991年以来的最低水平。

　　(原载俄《俄罗斯石油》杂志2000年第7期。刘燕平译)

　　(责任编辑：李永庆)