Нефтегазовый диалог России с некоторыми странами Ближнего Востока. Часть 7

Заместитель министра энергетики России К.В.Молодцов, говоря о роли ведомства в развитии российско-иранского сотрудничества (см. Часть 6), подчеркнул: «Наша задача состоит в двух вещах. Мы должны содействовать формированию четкого понимания иранской стороной наличия у российских компаний технологий, навыков и умений по вопросам освоения иранской нефти. С другой стороны,  с точки зрения поддержки российских компаний, мы должны при необходимости участвовать поставками технологий и финансирования этих технологий путем экспортно-импортных контрактов, пусть даже сейчас тема участия наших компаний в мировых нефтегазовых проектах не имеет прямой экспортной поддержки. В любом случае, если возникнет задача в двустороннем сотрудничестве, которую надо будет решать, – будем решать. Но важно то, что мы не нефть туда поставляем, а технологии»[i].

Напомним, что получить доступ к иранской нефти российские компании пытаются более 15 лет. За это время подписать соглашения о намерениях по различным месторождениям успели многие из них. Первым, кому удалось войти в иранский проект не только на бумаге, стал «Лукойл». В 2003 году российская фирма создала с норвежской компанией Statoil консорциум по разведке нефтяного блока «Анаран». В 2005 году их совместное предприятие уже отчиталось об открытии крупного месторождения «Азар» с запасами более 2 млрд баррелей нефти.

Однако в 2007 году «Лукойл» был вынужден заморозить проект из-за введения в отношении Исламской Республики западных санкций, которые ограничивали инвестиции в страну объемом до 20 млн долларов. В 2009 году российская компания окончательно вышла из консорциума. Заменить «Лукойл» на перспективном месторождении тогда попыталась «Газпром нефть», которую санкции не смущали. В 2009 году компания уже имела на руках предварительное соглашение по месторождению «Шангуле» (нефтяные запасы оцениваются в 2 млрд баррелей), которое также расположено на блоке «Анаран». Однако в августе 2010 года Иран разорвал с компанией договор по месторождению «Азар», сославшись на то, что реализация проекта слишком затянулась. Контракт в итоге был передан консорциуму местных компаний.

Добывать нефть в Исламской Республике пыталась и «Татнефть», которая в 2002 году по соглашению с RIPI (Научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности Ирана) испытывала технологии повышения нефтеотдачи на месторождении «Купал». В 2005 году компания даже создала совместное предприятие с иранским фондом Mostazafan, которое, как ожидалось, будет участвовать в тендерах, проводимых Министерством нефти Ирана. Однако о получении компанией какого-либо контракта не сообщалось.

«Газпром», по разным оценкам, вложил от 100 до 150 млн долларов в разработку 2-ой и 3-ей фаз месторождения «Южный Парс» в 1999 году. Однако в последующих стадиях проекта компания решила не участвовать.

К 2016 году Иран достиг договоренности с международным сообществом по ядерному вопросу, и в январе с.г. западные санкции с него были сняты. Государство сразу же объявило о намерении привлечь в нефтяную индустрию страны до 85 млрд долларов зарубежных инвестиций. Начался новый этап взаимоотношений между Ираном и иностранными инвесторами. Впрочем, некоторые из них (Total, Eni, OMV, «Лукойл») заявили, что вернутся на иранский рынок только после того, как власти усовершенствуют контракт buy-back (выкуп продукции), условия которого им не были выгодны.

Концепцию нового типа контракта, известную как Iranian Petroleum Contract (IPC), в Министерстве нефти Ирана уже к тому моменту разработали. Однако его запуск неоднократно откладывался из-за возражений политических оппонентов действующего президента Х.Роухани. Противники IPC выступали против того, чтобы иностранные компании владели долями в национальной добыче. «Оба типа контракта – и buy-back, и IPC – по сути являются сервисными. И в том и в другом случае инвестор вносит капитал и выступает в роли оператора месторождения, а взамен власти возвращают ему вложенные инвестиции плюс вознаграждение»[ii], – пояснил старший аналитик по Ближнему Востоку британской консалтинговой компании Wood Mackenzie Х.Фалакшахи. Главные преимущества нового контракта, по словам эксперта, заключаются в том, что его условия значительно более гибкие, а сроки длиннее, чем в buy-back-версии. Он также добавил, что новая модель контракта позволяет инвесторам обсуждать с National Iranian Oil Company размер вложений и другие финансовые обязательства в проекте на ежегодной основе, что почти было невозможно в buy-back-схеме.

Кроме того, Х.Фалакшахи пояснил, что срок действия нового контракта увеличен до 20–25 лет (с 5–10 лет в старой схеме) и включает в себя уже этапы разработки, добычи, а также при необходимости стадию вторичной разработки месторождения с повышением нефтеотдачи. В старой модели иностранные компании могли участвовать только на этапе разработки проекта. «Плавающая ставка вознаграждения за каждый добытый баррель и тот факт, что компании будут получать его в натуральной форме, делает IPC-контракт весьма схожим с моделью соглашения о разделе продукции, с которым международные компании уже привыкли работать», – сообщил аналитик.

[i]Кирилл Молодцов: нефтегазовые компании России могут вложить $20 млрд в Иран // РИА Новости, 06.06.2017. URL: https://ria.ru/interview/20170606/1495922182.html

[ii]Хазагаева Ю. Долгая дорога к тегеранской нефти: на что могут претендовать российские нефтяники в Иране // ТАСС, 10.05.2017. URL: http://tass.ru/ekonomika/4241760

62.82MB | MySQL:102 | 0,495sec