CASPIY.NET

5. Как добыть каспийскую нефть?

5.1. Нашествие компаний

Нефть для новых прикаспийских государств стала символом суверенитета, средством к существованию, источником будущего экономического процветания. Но нефть, находящаяся под водами Каспия, лишь потенциальное богатство. Чтобы нефть стала товаром, ее надо сначала извлечь, а затем доставить на мировые рынки. Для этого у новых прикаспийских государств, как в отдельности, так и вместе, не было средств. И как некогда страны Персидского залива, прикаспийские страны обратились к Западу…

И Запад проявил прямо таки маниакальный интерес – Каспийское море и прилегающий к нему регион в конце XX века превратились в один из основных центров активности ведущих нефтяных концернов, компаний и фирм мира. Для Запада, для которого шансы на участие в освоении национализированной нефти Персидского залива минимальны, Каспийская нефть – подарок судьбы. В настоящее время в каспийских проектах принимают участие такие компании, как Mobil, Chevron, Willbroc, Exxon, Unocal, Oryx, Amoco, Santa Fe International Services Inc., DG Seis Overseas, Western Atlas International, PSG-International, Pennzoil, McDermott, Americo International Trading, CCL Oil, Atlantic Richfield Company (ARCO), Phillips Petroleum, Foreign Oil Company, Delta Nimiz, ABB Lummus Global, Fluor Daniel, EXPO, J.P.Keny, Union Texas Petroleum, Conoco, Enron, Moncrief Oil, Frontera Resources, Bechtel, Enterprises, BMB Oil, Devon, Halliburton, Ascom Group, GE Capital, Fluor Daniel, Parker Drilling, Western Geophysical, General Electric, Resources Company, Amerada Hess, Miller and Lents, American Petroleum, PetroAlliance, Western Geophysical, Sooner Gobustan Ltd, Kerr McGee, Petroleum Finance (США); Monument Oil and Gas, LASMO PLC, British Gas, British Petroleum, BG Group PLC, Brown and Root, JKX Oil and Gas, British Invisibis, Ramco, Shell, Commonwells Oil and Gas, Inter Mediterranean Petroleum, Barren Resources Petroleum Ltd, RDS-Naftagas, Troy, George Craig Group, MAI Consultants Ltd., Edinburgh Petroleum Services Ltd., Robertson Research, Alegratrans, Lubbock Fine Consulting group, Greenoak (Великобритания); Entrapos, Gas de France, Sedco Forex, Sofregas, Hydrocarbon Engineering, Total, Elf Aquitaine, Eiffel, Bouygues offshore, TotalFinaElf SA, SCO, Shlumberger, CGG (Франция); ENI, Agip KIO, Agip KCO, ABB Soimi, SNAM, Bouygues, Saipem (Италия); MAN, ABB, Simens, Technip, Fab, Wintershall, Deutag Drilling, Veba Oel AG, EEG, Ferrostaal (Германия); Chioda, Michimen, Mitsubishi, Itochu Corporation, Mitsui Corporation, Marubeni JGC, Nissho Iwai, Inpex Nord Ltd, Toyo Engineering, JGI, JAPEX, Teikoky, JNOC (Япония); Gamma, Turkish Petroleum, Turkish State Oil Company, Tekfen Inshaat ve Tasisat A.C., Botas, Enka (Турция); Bridas (Аргентина); Petronas Carigali (Малайзия); Fels Kappel (Сингапур); Kvaerner, Statoil, PGS Onshore, Saga Petroleum (Норвегия); Delta Hess, Dragon Oil (Саудовская Аравия); Scan-Trans Rail, Aker Rauma Offshore (Финляндия); Mac Connel Dowel, BHP (Австралия); Shell Exploration, Royal Dutch/Shell Group, Smit-Otto Marin, Racal (Нидерланды); China National Petroleum Company, Sheng Li (Китай); Oman Oil (Оман); SNP Petrom (Румыния); Central Asia Petroleum (Индонезия); Tractebel C.A., Petrofina (Бельгия); Мерхав (Израиль); GVA Consultants, Emtunga (Швеция); OMV, Argomar Oil, Pado Oil and Chemical SA (Австрия); Repsol (Испания); Telf AG, Petroconsultants (Швейцария); Kazvit Holdings (Гибралтар); Hurricane Hydrocarbons Ltd, Kon Argo, Presigen Drilling, Commonweal, Nelson Resources Ltd, Nelson gold corporation Ltd., Alberta Energy (Канада); Dragon Oil, Middle East Petrol (Объединенные Арабские Эмираты); McConnell Dowell (Новая Зеландия), Shlumberger (Панама), Partex (Португалия), Crescent (Пакистан), Hyundai (Южная Корея), Asprofos, Consolidated Contractors International Company (Греция), Emerol Ltd (Ирландия), Crosco (Хорватия)…

Такого стремительного нашествия крупных и мелких компаний, влиятельных лоббистов, представителей высших правительственных кругов, предпринимателей и дельцов не знало ни одно месторождение мира[1]. Среди причин можно выделить:

1. Все возрастающее значение энергоресурсов в экономике развитых стран вынуждает их обеспечить свою энергетическую безопасность, что, в свою очередь, заставляет включиться в борьбу за контроль над мировыми энергоресурсами, где бы эти ресурсы не находились. С развалом СССР нефтяным монополиям Европы и США представился феноменальный шанс получить в свои владения огромный и богатейший регион планеты.

2. Сегодня прикаспийские страны с неразвитыми политическими системами разобщены, не защищены коллективными договорами (как, например, страны ОПЕК) и все они переживают политические и экономические трудности переходного периода. А это позволяет нефтяным компаниям и правительствам, их представляющим, в полной мере использовать трудности прикаспийских государств и оказывать на них как политическое, так и экономическое давление, не рискуя получить сколько-нибудь твердый отпор.

3. В современном мире нефтяной бизнес является одним из самых прибыльных видов предпринимательства, и в развитых странах существует жесточайшая конкуренция в сфере приложения капитала в эту отрасль. Развал СССР открыл колоссальные возможности для приложения западного капитала к углеводородным ресурсам Каспия.

В пределах Каспийского региона иностранные компании наиболее активно работают в Азербайджане и Казахстане. По состоянию на начало 2001 года, в Азербайджане было заключено 10 контрактов на суше и 14 контрактов на акватории юго-западной части моря, в Казахстане – 37 контрактов на суше и 2 контракта на акватории северо-восточной части моря. Характеристики некоторых азербайджанских проектов приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1. Азербайджанские нефтяные проекты [по данным ГНКАР]

Примечание: * - оспаривает Туркменистан, ** - оспаривает Иран.

В других прикаспийских странах активность иностранных компаний менее значительна. В Туркменистане заключено 2 контракта на суше и 2 на море, на иранском шельфе поисково-разведочные работы проводят Shell и Lasmo, на российском – российско-кипрская компания Roskaspneft, американские компании J.P.Kenny и EXPO в составе совместного предприятия CaspOilDevelopment.

Таблица 5.2. Структура инвестиций в нефтегазовый сектор недропользования

Объективно говоря, у новых прикаспийских государств не было иного выхода как привлечение иностранного капитала в сферу недропользования. В начале 1990-х годов, находясь в состоянии экономического кризиса, получить сколь ни будь ощутимые инвестиции из отечественных источников (табл. 5.2) в геологоразведку и нефтегазовый сектор недропользования было просто не реально. Резкое сокращение бюджетных инвестиций из-за ограниченности бюджетных средств, слабость банковской системы, и, как следствие, сложности в трансформации внутренних сбережений в инвестиции, низкая возможность самих нефтедобывающих предприятий обращать часть прибыли и амортизационные отчисления в инвестиции, высокие темпы инфляции, проблемы неплатежей, неразвитость фондового рынка, нестабильность налоговой системы, создали безысходную ситуацию и вынудили прикаспийских государств привлечь зарубежный капитал и иностранные инвестиции. И Россия, их основной экономический контрагент в советские времена, была не способна помогать им в обеспечении быстрого и всеобъемлющего развития нефтяных и газовых ресурсов. Да и ни к чему было России подсоблять им, создавая себе конкурента на мировом углеводородном рынке.

Причины невиданной активности западных компаний к Каспию вряд ли могут быть объяснены только "огромными запасами углеводородов". Не понятна та поспешность, с которой они ринулись в регион, не имеющего выхода в открытое море, удаленного на тысячи километров от потенциальных рынков, в регион с неурегулированными конфликтами и политической нестабильностью. Не понятна та поспешность, с которой заключали контракты. Нигде в мире не принято заключать контракты и указывать количество добываемой нефти и пропорции ее раздела по предварительным геофизическим исследованиям, а тем более по декларируемым запасам. В Азербайджане, например, из подписанных контрактов только один был заключен непосредственно по открытым месторождениям, остальные – по перспективным структурам. Удивляет и то, что некоторые контракты (Нахичевань, Огуз, Апшерон) впервые за всю американскую историю были подписаны в резиденции президентов США – в Белом доме. Не понятно также как Запад, так активно декларирующий необходимость соблюдения международного права, пришел на Каспий, куда, согласно действующему правовому режиму (советско-иранским договорам), неприбрежные государства, их фирмы и компании не допускаются.

Впрочем, ничего мистического здесь нет. В сентябре 1997 года журнал Capital писал: "Для Соединенных Штатов жизненно важно, чтобы ресурсы Каспия развивались и оставались свободными от политического доминирования со стороны соседних (российских – А.Б.) сил". Есть на Каспии нефть, нет на Каспии нефти, покажет время, а пока же надо максимально отодвинуть Россию от Каспия. Что же касается какого-то там международного права, то, как смотреть на это право. Первый каспийский контракт был подписан ровно через год после расстрела российского парламента в октябре 1993 года.

5.2. Иностранные инвестиции

Источниками иностранных инвестиций обычно являются: портфельные инвестиции в акции нефтегазодобывающих предприятий; продажа государственного пакета акций нефтедобывающих предприятий нерезидентам (приватизационные инвестиции); прямые инвестиции в минерально-сырьевой сектор экономики (табл. 5.2). Портфельные инвестиции, связанные с рынком корпоративных ценных бумаг, в каспийских проектах не играли заметной роли. Роль приватизационных источников в настоящее время также незначительна – нефтедобывающих предприятий, приватизация которых могла бы заинтересовать инвесторов, почти не осталось. Поэтому прямые инвестиции стали основной формой привлечения иностранного капитала. Принято считать, что иностранные прямые инвестиции не увеличивают внешней задолженности страны. Однако в структуре прямых инвестиций в прикаспийские страны преобладают ссуды, кредиты и займы.

Инвестиционная привлекательность нефтегазодобывающих стран главным образом определяется двумя показателями: запасами сырья (геологическим потенциалом) и инвестиционным климатом. Причем, как правило, чем выше геологический потенциал, тем суровее инвестиционный климат. Смысл же инвестиций предельно прост – вложить деньги, возместить их и получить прибыль. Здесь надо заметить, что отсутствие опыта работы с иностранными инвесторами, недостатки в законодательном и нормативном обеспечении привлечения и использования иностранного капитала, отсутствие четкой стратегии его целевого использования, малое доверие инвесторов негативно сказывались в импорте капитала. Со временем, однако, импорт капитала стал играть стабилизирующую роль в национальных экономиках прикаспийских государств.

Действующие в странах Каспийского региона модели привлечения инвестиций путем заключения соглашения между принимающим государством-владельцем недр (в лице правительства или национальной компании) и иностранной нефтяной компанией, фирмой или группой фирм можно классифицировать следующим образом:

- контракт (соглашение) о техническом содействии;

- соглашение об оплате всех работ принимающей стороной (сервис-контракт);

- соглашение о финансовом участии иностранной компании в работах, проводимых национальной компанией;

- соглашение о выполнении работ иностранной компанией в рамках совместного предприятия (СП);

- соглашение о выполнении работ иностранной компанией на условиях раздела продукции (СРП);

- соглашение о полном выполнении работ иностранной компанией, без участия национального капитала (риск-контракт);

- концессионное соглашение.

Несмотря на разнообразие моделей привлечения инвестиций главными в них остаются финансовые вопросы – как возместить расходы инвестора и как делить прибыль между инвестором и государством.

Чистый сервис-контракт обычно имеет разовый характер и заключается на проведение конкретных работ: анализ и интерпретация геолого-геофизических материалов, выполнение двух- или трехмерной сейсморазведки, бурение поисково-разведочных или эксплуатационных скважин, проведение лабораторно-аналитических работ, модернизация оборудования, организация и проведение международных тендеров, проверка и оценка активов, экспертизы по переоценке запасов, проектов разведки и разработки месторождений и т.п. Сервис-контракт, являясь формой привлечения знаний и технологий, обеспечивает иностранной компании (подрядчику) возможность минимизировать риск, поскольку он оплачивается в твердой валюте поэтапно или после завершения всех работ. В настоящее время в прикаспийских странах функционируют около 2000 компаний со всего мира, предоставляющих сервисные услуги и поставляющих оборудование, материалы и прочее. Характерной чертой работ по сервис-контрактам в последние годы стала стремление национальных компаний региона всемерно в них участвовать, обычно в форме специализированных сервисных совместных предприятиях. Так, в 1998 году АО КазахстанКаспийШельф преобразовано в геолого-геофизическую компанию.

Все остальные виды контрактов предусматривают необходимость предварительного финансирования иностранной фирмой работ по поиску, разведке и разработке месторождений с последующей компенсацией затрат и получением прибыли исключительно за счет реализации нефти и газа, добытых в результате выполнения именно этих работ ("плата натурой").

Соглашение о финансовом участии инофирмы в работах национальной компании предусматривает приобретение иностранным партнером пакета акций национальной компании в обмен на обязательство расширить производство, усовершенствовать инфраструктуру и поддерживать социальную сферу силами инофирмы, без вложений средств национальной компанией – при условии распределения прибыли в соответствии с долями сторон в акционерном капитале. Все производственные работы проводит национальная компания. По этой форме в настоящее время работают в Казахстане Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC) (владеет 67% акций компании Актобемунайгаз и 55% акций компании Узеньмунайгаз), индонезийская компания Central Asia Oil (владеет 60% акций компании Мангистаумунайгаз) и другие. Однако при таких соотношениях иностранного и национального капиталов принимающее государство практически теряет контроль над работой предприятия и не может принять действенные санкции к подрядчику в случае невыполнения им своих контрактных обязательств.

В международной нефтедобыче риск-контракты (сервисные контракты с риском) базируются на формуле: подрядчик предоставляет капитал, необходимый для поиска и обустройства месторождения и, если он найдет нефть, то правительство предоставляет ему возможность за счет продажи нефти возместить свои расходы, а в качестве вознаграждения выплачивает определенный процент от оставшегося. Вся продукция принадлежит государству.

Концессионная система предусматривает отдачу месторождения или иной отрасли в полное пользование концессионеру. Эта модель сотрудничества, по сути, является упрощенной моделью СРП, дающей инвестору больше прав. В 1997 году между РК и бельгийской компанией Tractebel C.A. был заключен Договор концессии внутренней и международной газотранспортных систем – газотранспортная система республики была передана в концессию сроком на 15 лет. По моему, отдан в концессию американской компании CCL Oil и Павлодарский НПЗ.

Соглашение о полном выполнении работ иностранными компаниями, без участия национального капитала, предусматривает финансирование всех работ исключительно инофирмой. Обычно такой вид контракта осуществляется в тех случаях, когда речь идет о работах в перспективных, но слабо изученных районах – компания работает за свое преимущественное право на получение лицензии в будущем, в случае открытия месторождения. В настоящее время в Казахстане на условиях риск-контракта работают JNOC, Veba Oil, Shell, Partex, Oman Oil и другие. В 1999 году по этой форме сотрудничества было открыто нефтяное месторождение Сайгак в пределах блока Темир.

Контракты о техническом содействии обычно имеют целью восстановление истощенных нефтяных пластов (малорентабельных промыслов) или повышение извлечения нефти (разработка месторождений третичным методом). Работы проводятся на действующих или законсервированных промыслах. В апреле 1994 года компания Hallwood Energy Partners подписала соглашение с ГНКАР о создании СП сроком на 25 лет для повышения добычи месторождения Машал, расположенного на шельфе Каспия. После открытия в 1954 году это месторождение уже дало более 50 млн баррелей нефти. К моменту подписания контракта среднесуточная добыча составляла 1750 баррелей. По контракту партнеры намеревались получать прибыль от добычи свыше уровня 2700 баррелей в день в пропорции 60%/40% в пользу Hallwood.

Контракты в рамках Соглашения о совместном предприятии (СП) предусматривают значительное финансовое и материально-техническое участие принимающего государства в производственном процессе, высокую степень его ответственности за соблюдение условий совместной деятельности и принятых обязательств перед инофирмой при сохранении определяющих (командных) позиций государства в вопросах реализации добытой продукции. СП подразделяются на два вида: создаваемые нефтяными компаниями между собой и создаваемые подрядчиком и государством. Первые образовываются для решения масштабных или рискованных проектов путем объединения капитала – придя на Каспий, крупнейшие нефтяные компании стали объединяться: BP и Amoco образовали BPAmoco, Total и Petrofina – TotalFina, Exxon и Mobil – ExxonMobil, TotalFina и Elf Aquitaine – TotalFinaElf, Chevron и Texaco – ChevronTexaco. Во втором случае подрядчик предоставляет капитал и технологию, а государство – доказанные (вероятные) запасы, оборудование и персонал. Таким образом, в СП с участием государства, государство стремится перекладывать на нефтяную компанию все расходы и риски этапов поиска нефти, восстановления пластов, освоения и эксплуатации месторождения. В Каспийском регионе функционируют (или функционировали) сотни СП, в том числе российско-американское LUCARCO, российско-британское Rosneft-Shell, азербайджано-турецкое Azfen, азербайджано-американское Caspian Drilling Co, азербайджано-итальянское Agip-Azerbaijan, азербайджано-британское Caspian Trans, российско-британское Casp Oil Development, голландско-американо-туркменское Larmarg-Cheleken, российско-итальянское ЛУКАджип, азербайджано-турецко-малайзийское Anshad Petrol, американо-саудовское Amerada-Delta, казахстано-турецкое Kazturkmunai, казахстано-американское Tengizchevroil, казахстано-германское Kazgermunai, казахстано-американское Arman, казахстано-британское KautAmlonMunai, британо-китайское Kern Energy-Texuna, туркмено-аргентинское Кеймир и другие.

Однако, как показала практика, форма сотрудничества "подрядчик-государство" оказалась скандальной – и та, и другая сторона часто не выполняли свои контрактные обязательства. Обычно из-за нехватки средств государственная компания не выполняла или задерживала финансирование своей доли в СП. К тому же, совместные предприятия подвержены риску изменения местного законодательства и для них, как правило, не предусматриваются налоговые льготы. Поэтому в последние годы в прикаспийских государствах начался процесс перевода СП на условия Соглашения о разделе продукции (СРП) – Production sharing agreement (PSA).

Исторически сложилось так, что при привлечении иностранных инвесторов к разработке природных богатств, привлекаемая сторона в силу отсутствия собственных средств для развития национальной экономики, предоставляла инвестору существенные льготы. Так, при заключении СРП инвестор выводится из национального налогового поля – вместо налогов он отчисляет государству, на территории которого работает, часть добытой продукции. Тем самым инвестор страхуется от возможной дестабилизации политической и экономической ситуаций. По существу, режим СРП создавался для инвестиций в страны с высокой степенью риска, и, вкладывая свой капитал, инвестор руководствовался принципом: "чем выше риск, тем выше доходы". Значимое преимущество СРП для подрядчика состоит и в том, что гарантируется неизменность размера платежей в течение длительного срока, обычно 20-30 лет.

В мировой практике реализовано много разновидностей СРП – они различаются в зависимости от местоположения участка (море, суша), вида ресурса (газ, нефть), крупности и продуктивности месторождения и от многих других факторов. Однако у всех СРП есть три основных элемента, по которым они разнятся от других видов соглашений. Это – возмещение затрат, распределение продукции и режим налогообложения. Все остальные элементы (срок действия, порядок проведения работ, выбор инвестора и т.д.) идентичны для любых видов соглашений. Так, в отличие от СП, при сотрудничестве в рамках СРП, на иностранные компании накладываются более жесткие финансовые условия и более высокая ответственность за выполнение условий контракта, но в обмен они получают большую самостоятельность в принятии решений как в области текущей производственной деятельности и финансовой политики, так и в вопросах, связанных с использованием своей доли добытой продукции и прибыли от ее реализации. Принципиальное различие между СРП и сервис-контрактами заключается в способе оплаты услуг подрядчика – получает ли подрядчик за услуги возмещение деньгами или частью продукции (сырой нефтью или газом). С точки зрения прав собственности, компания, работающая в рамках СРП, становится владельцем части добытого сырья. Собственно СРП представляет собой не что иное как лицензионное соглашение, то есть договор концессии между государством и инвестором (подрядчиком) – лицензия удостоверяет право инвестора пользоваться участком недр и право разработки месторождения. Но в отличие от концессионной системы, где компания становится собственником сырой нефти на устье скважины, при СРП подрядчик становится собственником прибыльной продукции в пункте экспорта. Правда, и в некоторых сервисных соглашениях подрядчик получает право приобретать у правительства сырую нефть со скидкой, так что в итоге он может получать право собственности на часть добытого сырья.

Таким образом, в СРП могут войти многие элементы других видов контрактов – кто как сумеет договориться; эффективность СРП определяется параметрами, установленными в процессе переговоров между государством и инвестором. Так, в 1993 году акционеры OKIOC (с 2001 года Agip KCO) по условиям СРП по разведке углеводородов в морской части казахстанского сектора площадью 6000 км² брали на себя все расходы по разведке и добыче, а также возможный риск потерь инвестиций, если в результате бурения разведочных скважин коммерческие запасы нефти и газа не будут обнаружены. Если же скважины окажутся удачными, то акционеры должны будут профинансировать строительство производственных сооружений и социальных проектов, выплачивать налоги за пользование государственными ресурсами и бонусы после достижения конкретного уровня производства, причем 80% добытой нефти должна будет получать Республика Казахстан и 20% акционеры.

Общим правилом в международной нефтяной промышленности является отсутствие необходимости законодательного утверждения заключенных договоров СРП. Азербайджан же разработал уникальную практику привлечения партнеров – каждый договор СРП ратифицирует парламент (Милли Меджлис), и он приобретает статус Закона Азербайджанской Республики, неизменного на весь срок действия контракта. Такая правовая модель обеспечивает высокие гарантии стабильности и надежности условий заключенных соглашений. Какие-либо изменения законов республики на них уже не влияют. Контракты СРП предусматривают и значительные налоговые льготы инвесторам – плату только основных налогов, право беспошлинного ввоза оборудования и материалов, используемых в рамках контрактов. Кроме того, инвестору разрешается вкладывать капитал в создание транспортной инфраструктуры для обеспечения выхода своей доли нефти на мировые рынки. Причем, в Азербайджане название СРП меняется в зависимости от типа лицензии. В случае комплексной лицензии оно называется Соглашением о разведке, разработке и долевом разделе добычи (СРРДРД) или Соглашением о реабилитации, разведке, разработке и долевом разделе добычи (СРРРДРД). В случае СРРРДРД контрактная площадь делится на две части – реабилитируемую и разведываемую, для которых существенно различаются условия финансирования; в освоение ныне реабилитируемой площади Азербайджан в свое время уже вложил много средств, тогда как в освоение новой разведываемой площади средства вкладывает только новая операционная компания СРП. По схеме СРРРДРД работают иностранные компании на месторождениях Кюровдаг (эксплуатируется с 1956 года), Бинагады, Гарачухур (эксплуатируется с 1928 года), Пирсагат.

Другим из важных моментов Соглашений раздела продукции в Азербайджане является условия разделения добытой нефти. Механизм раздела продукции базируется на следующих показателях: стоимость произведенной продукции (выручка); стоимость компенсационной продукции; возмещаемые и невозмещаемые затраты; стоимость прибыльной продукции инвестора и государства; финансовые поступления инвестору и государству.

Стоимость произведенной продукции определяется на основе цены ее реализации в пункте раздела продукции. При этом добытая из старых месторождений нефть делится на "нефть местного рынка", которая должна обязательно продаваться государству по утвержденным внутренним ценам за местную валюту и "нефть мирового рынка", добытая сверх "нефти местного рынка", которая может быть свободно реализована. Нефть, добытая на новых месторождениях, используется прежде всего для покрытия капитальных и эксплуатационных затрат операционной компании СРП (компенсационная продукция), а оставшаяся "прибыльная" нефть распределяется в соответствии с долевым участием партнеров и используется по их усмотрению. Причем, распределение "прибыльной" нефти между принимающим государством-владельцем недр и иностранным партнером изменяется по мере увеличения разницы между накопленной прибылью и накопленными затратами инвестора – от 50%/50% в начальный период действия контракта до 90%/10% в пользу владельца недр в конце этого периода. Что касается попутного газа, то он должен бесплатно передаваться ГНКАР.

Возмещаемыми затратами инвестора являются затраты, осуществленные за счет собственных и заемных средств, и они подлежат возмещению за счет компенсационной продукции. К ним относятся: затраты на переговоры по заключению контракта и на его экспертизу; затраты на проведение поисковых и разведочных работ; выплаты государству бонусов и платежи в социальные фонды; все капитальные вложения на разработку месторождения, включая бурение скважин, строительство объектов обустройства, вложения в природоохранные мероприятия, сооружение магистральных трубопроводов, строительство внепромысловых дорог и линий электропередачи; эксплуатационные затраты на добычу нефти, в состав которых входят расходы на обслуживание добывающих нагнетательных скважин, энергетические затраты на подъем на поверхность жидкости, расходы по поддержанию пластового давления, затраты на технологическую подготовку нефти, сбор и транспорт нефти, попутного газа, издержки на мероприятия по увеличению нефтеотдачи пласта. К числу невозмещаемых затрат инвестора относятся: затраты на приобретение пакета геологоразведочной информации; платежи (проценты) за пользование заемными средствами; разовые платежи за пользование недрами (так называемые бонусы подписания); затраты на доставку добытого сырья от пункта раздела до пункта реализации; штрафы и различные санкции, понесенные вследствие нарушения заключенных договоров. Все эти затраты инвестор компенсирует за счет своей прибыльной нефти.

Еще раз отметим, что разделу между государством и инвестором по СРП подлежит только стоимость прибыльной продукции. Стоимость прибыльной продукции представляет собой остаток от общей стоимости произведенной продукции за вычетом платежей за недра и компенсации возмещаемых затрат. Причем пропорции и порядок раздела прибыльной продукции – величины переменные, зависящие от срока эксплуатации месторождения.

Пожалуй, самым уязвимым элементом СРП-контрактов является режим налогообложения. СРП позволяет применять индивидуальный подход к разработке месторождения, уменьшая или увеличивая налоговую нагрузку на инвестора. Увеличение сверх нормы налоговой нагрузки объективно снижает возможности создания инвестиционных ресурсов в бюджетах предприятий-недропользователей, уменьшение налоговой нагрузки объективно увеличивает возможности роста инвестиций. На эту объективность, как правило, накладываются субъективные интересы недропользователей, заключающиеся в стремлении использовать полученные налоговые доходы для удовлетворения сиюминутных интересов, в число которых не входит накопление инвестиций и развитие инвестиционной деятельности. И здесь государство стоит перед выбором: либо усиливать налоговый пресс и отбирать доходы предприятий в бюджет, либо оставлять их в распоряжении недропользователей. СРП, заключенные в Азербайджане, предусматривают аккумулирование инвестиционных ресурсов в государственном бюджете (в специальном целевом фонде государственных инвестиций в недропользование) через максимально полное изъятие горной ренты (сверхнормативной прибыли). Вообще говоря, отлаженная и прозрачная налоговая система государства-владельца недр вовсе исключила бы необходимость использования СРП или другого подобного ему режима.

К важным достоинствам СРП-контрактов следует также отнести возможность включения жестких условий по соблюдению требований высочайших стандартов техники безопасности и охраны окружающей среды, вовлечение в совместные работы национальных подрядчиков и приобретение для этих работ отечественного оборудования и материалов. Однако реализация этой части наталкивается на серьезные ограничения. К примеру, по Фазе 1 проекта Азери-Чираг-Гюнешли среди шести основных подрядчиков присутствует только один, имеющий некоторое отношение к Азербайджану – совместное азербайджано-турецкое предприятие Azfen, которое принимает участие в расширении нефтеналивного терминала в Саганчалы. Все остальные подряды достались западным компаниям – американской McDermott, итальянской Bouygues, шведской Emtunga, французской Eiffel. В цифрах это выразилось следующим образом: от более чем 2.7 млрд долларов, в которые оценены капитальные работы по Фазе 1 проекта Азери, Азербайджан в лучшем случае получит 270-325 млн долларов – 10-12%. Что же касается оборудования и материалов, то практически 100% оборудования изготовлено западными компаниями за пределами Азербайджана из материалов западного производства.

В течение 1994-2001 годы Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики, ГНКАР (State Oil Company of the Azerbaijan Republic, SOCAR) заключила 21 соглашение о совместной разработке нефтяных ресурсов Каспия с 35 нефтяными компаниями из 15 стран – условия некоторых из них приведены в табл. 5.3. В реализацию нефтяных контрактов привлечено более 400 иностранных фирм. Общий объем инвестиций по этим соглашениям оценивается в 60 млрд долларов. За 1993-1998 годы объемы совокупных инвестиций в Азербайджан составили около 5.8 млрд долларов, из которых 66.4% относятся к нефтегазовому сектору. За тот же период получены кредиты от мировых финансовых организаций в размере 0.9 млрд долларов. В настоящее время внешние источники финансирования экономики Азербайджана в 5 раз превышают внутренние.

Первое соглашение на условиях раздела продукции, так называемый "контракт века", было подписано в Баку 20 сентября 1994 года (табл. 5.3). Оно предоставило международному консорциуму Azerbaijan International Operating Company, AIOC (Азербайджанская международная операционная компания, АМОК) в счет компенсации затрат на освоение месторождений и причитающуюся по соглашению долю прибыли 90% объема добычи углеводородов на открытых еще при СССР месторождениях Азери и Чираг-1. Объем капитальных вложений оценивается в 11.5 млрд долларов, добычу нефти предполагается вести в течение 10-15 лет с годовым уровнем в 34-35 млн тонн. В рамках "контракта века" к середине 2001 года (за 7 лет) объемы инвестиций составили 2.7 млрд долларов, выплата бонуса – 180 млн долларов, фактическая добыча составила по нефти 14.0 млн тонн, по газу – 2.8 млрд м³, объем продаж нефти превысил 12.5 млн тонн, в том числе доля, приходящаяся на ГНКАР, – 1.24 млн тонн. Выручка от реализации нефти ГНКАР составила более 246 млн долларов, сумма контрактов на проведение других работ и услуг – 440 млн долларов.

Таблица 5.3. Доля участия иностранных компаний в разработке некоторых азербайджанских нефтяных проектов

В последующие годы консорциум AIOC, к которому добавилась французская компания TotalFinaElf, расширил свои исключительные права на другие месторождения. Сейчас AIOC на мелководной части Гюнешли добывает 65% азербайджанской нефти или 83% морской нефти страны. Остаточные запасы мелководной части оцениваются в 94-130 млн тонн нефти. К 2015 году Азербайджан планирует довести объем добычи нефти по всем контрактам до 60-70 млн тонн в год.

Два комментария к табл. 5.3. 1). Россия, получив 10% доли в "контракте века", а Иран - 10% доли в контракте Шах-Дениз, фактически признали раздел Каспия на национальные сектора. Иран под давлением США на один год был исключен из азербайджанского консорциума. 2). По результатам разведочного бурения в июле 1999 года на структуре Шах-Дениз объявлено об открытии, вместо ожидаемого нефтяного месторождения, газоконденсатного месторождения мирового класса с запасами природного газа 0.7-1.0 трлн м³ и газоконденсата в объеме около 150 млн тонн.

Но в Азербайджане нефтяные компании потерпели и ряд крупных неудач (см. рис. 3.5, табл. 3.2). СРП по месторождениям Карабах и Дан Улдуз-Ашрафи в 1998 году были аннулированы и большинство участников консорциума покинули Азербайджан. Не подтвердились запасы на участках Ленкорань-Дениз, Талыш-Дениз, Огуз и блоке Кюрдаши. Отказавшись от бурения третьей разведочной скважины на блоке Кюрдаши, Agip выплатила ГНКАР компенсацию и ушла на казахстанские берега. Проект Огуз законсервирован – Азербайджан покинул ExxonMobil, чтобы прочно обосноваться в Казахстане. Chevron, вместо ожидаемых 1 трлн м³ природного газа на блоке Апшерон, обнаружила "незначительные запасы углеводородов". TotalFinaElf отказалась от проекта по разработке нефти на участках Ленкорань-Дениз и Талыш-Дениз. Неудача постигла и консорциум японских компаний JAOC на блоке Атешгях-Тава-Янан-Мугань-Дениз – пробуренные две разведочные скважины не дали ожидаемого результата.

Приход в азербайджанский сектор Каспия ЛУКОЙЛа в свое время расценивали как великую победу российской нефтяной политики. Но у берегов Азербайджана его преследовали неудачи – он пробурил семь сухих скважин. И ЛУКОЙЛ начал сворачивать свою деятельность. В декабре 2002 года было объявлено, что ЛУКОЙЛ вышел из проекта АЧГ, продав свою долю участия японской компании Inpex (участнику консорциума нефтепровода Баку-Джейхан) за 1.375 млрд долларов. Как заявил В.Алекперов: "Компания продолжит рассматривать возможность выхода из проектов, в которых ей не принадлежат права оператора". Дело идет к тому, что у ЛУКОЙЛа останется только месторождение Д-222 по сути являющееся продолжением российской структуры Ялама. В начале апреля 2003 года ЛУКОЙЛ и ГНКАР подписали пакет соглашений о дополнительных условиях разведки и разработки морского блока Д-222. ЛУКОЙЛ увеличил площадь разработки с 1287 до 3037 км² и соответственно увеличил долевое участие в проекте – с 60 до 80%. Но с разработкой ЛУКОЙЛ не спешит.

Российские СМИ каждую неудачу иностранных компаний широко освещают и преподносят как исход американских компаний из Азербайджана. При всем при том никакие неудачи не способны вывести американцев из Азербайджана. Тому есть много политических и экономических причин. Весьма популярно объяснил это П.Гобл, один из идеологов политического переустройства Закавказья: "Если интерес Запада к региону спадет и вынудит нефтяные компании сократить инвестиции, то шансы России увеличить влияние в регионе возрастут. В этом случае геополитический баланс в странах региона может измениться в противовес интересам Запада. Если Запад отвернется от региона, то это может стоить ему увеличения давления со стороны производителей нефти – России и Ближнего Востока в далекой перспективе. На Западе должны понимать, что если они нарушат взятые на себя обязательства по каспийской нефти, то потом когда-нибудь вновь вернуться в регион может оказаться невозможным". Ян Калицки еще в 1994 году призывал американских инвесторов помнить о том, что "успехи нынешних инвестиций нефтяных компаний прокладывают дорогу для увеличения экспорта оборудования и услуг со стороны малых и средних компаний". К тому же иностранные нефтяные компании, пришедшие на Каспий добывать нефть, нашли здесь шикарный рынок для своих нефтепродуктов. Так, реализуемый в прикаспийских странах объем смазочных масел Texaco почти сравнялся с их продажей в Западной Европе.

Стратегию Гейдара Алиева (в СМИ ее окрестили "искрой гения"), краеугольным камнем которой является разделение акций и, соответственно, ответственности между как можно большим числом участников, и наряду с этим, сочетающую не навязчивый правительственный контроль с рыночной системой, позаимствовали потом Казахстан и Туркменистан. Лозунг "кто к нам с долларами придет, тот контракт и заключит" стал государственной политикой прикаспийских государств.

Таблица 5.4. Доля участия иностранных компаний в разработке некоторых казахстанских нефтяных проектов [МЭП, №1, 2002]

Примечание. В скобках - по другим источникам.

В начале 1993 года постановлением правительства Казахстана была создана компания КазахстанКаспийШельф (ККШ) для проведения разведочных работ и добычи нефти и газа в казахстанском секторе Каспийского моря и других территориальных водах республики. 3 декабря того же года было подписано соглашение о создании Международного консорциума Offshore Kazakhstan International Operating Company (OKIOC) в составе компаний Agip, British Petroleum, British Gas, Mobil, Shell, Total, BP/Amoco/Statoil, Inpex North Caspian Sea Ltd., Phillips Petroleum и ККШ (оператор), который получил исключительные права на разведку морских нефтегазовых месторождений Казахстана, а в 1998 году – и на добычу на условиях СРП. Доля участия иностранных компаний в трех казахстанских проектах показана в табл. 5.4.

Консорциум OKIOC выполнил разведочные исследования на площади около 100000 км² казахстанского сектора Каспийского моря и установил, что прогнозные ресурсы исследованной территории составляют 13 млрд тонн нефти и 5 трлн м³ газа. Суммарные капитальные средства, вложенные иностранными компаниями в развитие нефтегазовой отрасли Казахстана за десятилетний период (с 1991 по 2001 год), составили более 4.6 млрд долларов.

По условиям СРП каспийского шельфового проекта доля Республики Казахстан в делимом доходе составляет 80%. Примерно такой же доход рассчитывает получить Казахстан и по СРП нефтегазоконденсатного месторождения Карачаганак – по расчетам за 40 летний период действия Соглашения Казахстан должен получить 48 млрд долларов. Иностранный инвестор, работающий в Казахстане в режиме СРП, освобождается от уплаты акциза на нефть, налога на сверхприбыль, налога на землю и на имущество. Казахстан первым ввел в каспийские проекты и практику страхования нефтяных рисков. Национальная компания Казахойл заключила в 2000 году с немецким Дойч Банком соглашение о хеджировании экспортных поставок нефти до 2003 года – почти половина экспортной выручки компании была застрахована от возможного снижения цены на нефть.

Активность западных компаний на туркменских берегах Каспия значительно меньше, чем в акваториях Азербайджана и Казахстана. В 1996 году Petronas первая среди иностранных компаний заключила с Туркменистаном контракт на условиях СРП. В договорную территорию вошли морские месторождения, запасы которых оценивались в 500-600 млн тонн нефтяного эквивалента. В июле 1998 года Национальная нефтяная компания Туркменистана (ТННК) подписала Соглашение о разделе продукции с компаниями ExxonMobil (52.4%) и Monument Oil (27.6%) по освоению шельфового месторождения Гарашсызлык-2 сроком на 25 лет. В этом СРП доля ТННК составляла 20%. Туркменские геологии полагали, что в отошедших к международному концерну недрах площадью 4500 км² залегает не менее 400 млн тонн нефти. В октябре 2001 года ExxonMobil объявил о начале разведочного бурения на туркменском берегу Каспия. Но в начале марта 2002 года представитель ExxonMobil заявил о прекращении операций по проекту Гарашсызлык-2 с мотивировкой: "Коммерческая оценка продвижения бизнеса оказалась ниже предполагаемых ранее возможностей".

Отсутствие интереса западных инвесторов к туркменскому шельфу во многом объясняется политическими рисками, обусловленными туркмено-азербайджанскими взаимоотношениями, и геологическими рисками, обусловленными низкой степенью разведанности туркменского шельфа. Туркменистан разделил акваторию своего шельфа, площадью более 78 тысяч км², на 32 блоков, в среднем по 2.6 тысяч км² на один блок. По каждому блоку Туркменистан предлагал подписать отдельный контракт с отдельным бюджетом, выплатами и разделом продукции. Эксперты ExxonMobil сочли такую позицию Туркменистана "неадекватной геологической специфике туркменского шельфа". Эксперты считают, что для обнаружения и эффективной разработки месторождения необходимы работы на площади, значительно превышающей средний размер одного блока – "разведка и разработка в рамках только одного блока сильно повышает геологические риски и ухудшает экономику проекта". В принципе, инвесторы могли бы снизить геологические риски, объединив, как это делается обычно, несколько блоков в одну контрактную площадь, но Туркменистан возражает против такого объединения.

Особая форма взаимоотношений с иностранными компаниями разработана в Иране. Дело в том, что принятая после революции 1979 года Конституция Ирана не допускает никакого рода собственности иностранных компаний на природные ресурсы страны. Статья 81 Конституции ИРИ гласит: "Правительству абсолютно запрещается предоставлять концессии иностранцам для организации публичных компаний и организаций или обществ в коммерческом, сельскохозяйственном, промышленном и добывающем секторах и в сфере услуг". Однако в 1995 году Иран заключил с Total сервисный контракт на разработку месторождения Сири в Персидском заливе, позволяющий обойти конституционный запрет на концессии, – по форме обратной покупки (buy-back formula). Сейчас по этой форме на иранском шельфе Каспия работают Shell и Lasmo. Суть контракта "бай-бэк" состоит в том, что Министерство нефти Ирана или государственная нефтяная компания (OIEC) нанимает иностранную компанию на выполнение разведочных и эксплуатационных работ на месторождении, по окончании которых месторождение полностью возвращается государству. Согласно формуле контракта, иностранная компания не является ни партнером, ни концессионером – она действует исключительно в качестве наемного контрактера, обслуживающего национальную компанию. Причем, частная компания полностью обеспечивает финансирование разведочного этапа работ, несет все риски, обязана взять на работу определенное количество иранцев, по возможности использовать иранские материалы и оборудование, выплачивать налоги и сборы, установленные Исламской Республикой Иран. Национальная же компания сразу после начала промышленной добычи (как только открывается промышленное скопление нефти, контракт "бай-бэк" прекращает свое действие) возмещает все затраты компании-контрактера и в течение определенного срока выплачивает ей заранее оговоренный гонорар обычно в форме добытой нефти.

Количественно оценить инвестиционную привлекательность прикаспийских стран можно с помощью прямых иностранных инвестиций. Как видно из табл. 5.5, для иностранного инвестора Казахстан и Азербайджан в несколько раз привлекательнее России.

Таблица 5.5. Прямые иностранные инвестиции в экономику прикаспийских государств общие (А, млн долларов) и на душу населения (Б, доллар/человек) [Ю.Шафранник, 2002]

Система взаимоотношений между западными инвесторами и государствами прикаспийского региона полностью еще не устоялась. Вхождение стран-социализма в страны-капитализма через рыночную экономику оказалось делом не простым. И привлечение "рыночных" консультантов не всегда себя оправдывало – нужно было самим учиться рынку. Но, с другой стороны, и сам процесс вхождения в рынок нельзя было затягивать – как воздух нужны были инвестиции. Отсюда и недопонимание, и расхождения. Так, в последние год-два в Азербайджане активно обсуждается новый методический подход по осуществлению раздела продукции, предусматриваемого в СРП. Он базируется на следующих положениях:

1. Долю, передаваемую в собственность инвестору, рекомендуется устанавливать с помощью внутренней нормы рентабельности инвестиций – базовый параметр.

2. Поскольку, начиная с момента поступления прибыльной продукции, норма рентабельности изменяется (прежде всего, от темпов возмещения затрат инвестору), то долю прибыльной продукции инвестора предлагается рассчитывать отдельно для каждого оценочного периода – этап, год. Соответственно будут меняться и пропорции раздела прибыльной продукции между инвестором и государством.

3. Доли государства и инвестора предлагаются дифференцированными для разных фактически достигнутых уровней рентабельности инвестиций и принятых нормативных значений рентабельности. В основу такой подвижной шкалы предлагается заложить фактические показатели индекса доходности по месторождению и нормативные значения этого показателя для республики. В качестве нормативного показателя рентабельности инвестиций (IR) предлагается принять 15%.

4. При освоении месторождений с фактическим показателем IR, близким к нормативу (15%), предлагается использовать льготный подход к разделу продукции. Чем больше показатель IR по месторождению отклоняется в большую сторону от норматива, тем меньше "премия" полагается инвестору. Но при этом инвестору гарантируется определенный уровень минимальной прибыли с учетом, что им выплачивается налог на прибыль.

Количественное представление о будущей системе дифференцированных нормативов распределения прибыли между государством и инвестором можно получить из табл. 5.6. Как видно из этой таблицы, при использовании системы "подвижной шкалы" распределения прибылей доходы государства и доходы инвестора тем выше, чем выше индекс доходности по месторождению, а платежи государству осуществляются по скользящей шкале в течение всего периода разработки месторождения.

Таблица 5.6. Распределение прибыльной продукции (%) при разных показателях рентабельности месторождений [А.Мурадвердиев, 2002]

В Казахстане тоже идут не простые процессы. В ноябре 2002 года Tengizchevroil приостановил работы над второй очередью тенгизского проекта, которая к 2005 году должна почти вдвое увеличить добычу нефти – с 260000 до 480000 баррелей в день. Официальной причиной объявлена неспособность партнеров прийти к соглашению по поводу бюджета новой стадии инвестиции. На самом же деле Казахстан попытался внести изменения в контракт с Tengizchevroil с целью получения более высоких прибылей. Министр энергетики и минеральных ресурсов В.Школьник прямолинейно сказал: "Проект стал высокорентабельным, и страна должна получать от него деньги". Правительство РК дало понять, что райским налоговым условиям, созданным в начале 1990-х годов для инвесторов, приходит конец. Перезаключить контракт на новых условиях Tengizchevroil категорически отказался, а создавшуюся ситуацию стал переводить в политическую плоскость. Другие иностранные компании насторожились – нависла угроза пересмотра некоторых контрактов.

Справедливости ради надо заметить, что риск для инвесторов в Казахстане всегда существовал – с 1995 по 2000 год в налоговое законодательство РК было внесено 34 значительные поправки. Имеются нерешенные проблемы, касающиеся валютного и банковского регулирования, механизма реализации залогового права, обеспечения гарантий, действенного механизма решения споров.

Так или иначе, Казахстан приступил к разработке нового закона об инвестициях. По словам главы МИД РК К.Токаева, "авторы нового инвестиционного закона шли по пути уравнивания прав местных и иностранных инвесторов". Однако западных инвесторов такой экономический расклад не устраивает – их устраивает условия начала 1990-х годов, когда Казахстан фактически отдавал полностью на откуп свои нефтегазовые месторождения, получая взамен бонусы "на социальные нужды". В январе 2003 года Н.Назарбаев подписал новую редакцию закона об иностранных инвестициях, где активно поддерживаются внутренние инвесторы, где уравниваются права и ответственность иностранных и отечественных инвестиционных групп. Западные компании расценили новый закон как "экономический национализм". Но, факт остается фактом – наличие двух форм (национального и СРП) налогового режима в одной отрасли обостряет конкуренцию за льготы.

То, что прикаспийские страны начали переосмысливать свои взаимоотношения с западным инвестором, естественный процесс. В начале 1990-х годов все прикаспийские страны можно было отнести в разряд "рисковых", и в течение 10 лет иностранные компании рассматривались исключительно как "священные коровы", для которых создавались тепличные условия и в части налоговых преференций, и в рамках экологической сферы. Но к началу 2000-х годов ситуация заметно изменилась – там создалась довольно устойчивая политическая, экономическая, законодательная атмосфера. К тому же, прикаспийские страны (за исключением, пожалуй, России) осознали, что возможны инвестиции и с целью замораживания производства. Одно дело, инвестирование с целью получения контроля над месторождениями природных энергоносителей и совсем другое дело, инвестирование с целью их разработки. Да и собственные инвесторы, работающие в национальном режиме налогообложения, уже "созрели" для инвестирования отрасли.

Что касается российского сектора Каспия, то сюда иностранный инвестор не идет – в отличие от других прикаспийских государств, в России нефтяной сектор приватизирован, а интересы российских компаний не совпадают с интересами государства.

5.3. Небольшой вывод

Иностранные компания, и в первую очередь американские, всего за три-четыре года сумели оккупировать (аннексировать) каспийские углеводородные ресурсы; США и Европа блестяще справились с первой задачей новой Большой игры – зафиксировать за собой углеводородные ресурсы Каспия. По моим прикидкам, среди иностранных компаний первые три призовых места заняли соответственно ChevronTexaco, British Petroleum и ENI. Стремление ведущих компаний мира в условиях геополитической, ресурсораспределительной и экологической неопределенности статуса Каспия закрепиться здесь вполне понятно. Но любая компания, пока не определен статус Каспия, рискует своими капиталами[2] – существует вероятность, хотя и ничтожная, что при изменении правового статуса Каспийского моря они будут вынуждены покинуть каспийские берега. Сохранять существующий статус-кво дальше уже опасно – теперь все их усилия направлены на раздел Каспийского моря на национальные сектора прибрежных государств. И они с этим тоже успешно справляются.

Что касается российских компаний, то более или менее заметное место в каспийских проектах (имеется в виду нефтегазовые проекты Азербайджана, Казахстана, Туркменистана и Ирана) занимает ЛУКОЙЛ, но его доля участия вряд ли превышает несколько процентов. Стремятся укрепиться там Центральная топливная компания, Газпром, ЮКОС, Итера, Роснефть и ряд других компаний, но они сильно опоздали к разделу пирога. Да и, честно говоря, не могли российские компании противостоять интервенции иностранных компаний – в кошмарные девяностые России было не до каспийской нефти. И спустя десять лет российские компании не доросли до продвижения российских интересов за рубежом, а российское государство не доросло до эффективной защиты интересов российских компаний за рубежом.

Понятны и цели прикаспийских государств – они спешат осваивать недра Каспия и как можно быстрее выйти на мировой рынок. Однако иностранные компании не заинтересованы в форсированной разработке ресурсов Каспия – Азербайджан и Казахстан не раз обвиняли AIOC и OKIOC в "саботаже" и "затягивании проектов". Но те защищали свои интересы – пока их устраивает мировая конъюнктура. Есть здесь и объективные причины – слабая транспортная инфраструктура. Мешает этому и несовпадение задач самих прикаспийских государств – сегодня они конкурируют в привлечении иностранного капитала, завтра они будут конкурировать в экспорте углеводородного сырья.

Можно по-разному относится к интервенции иностранных нефтяных компаний в Каспийский регион, но именно они вдохнули новую геополитику в регион, оживили разваливающуюся экономику прикаспийских государств, вывели их на мировую экономическую орбиту.

…И на финише этой главы возникает странное ощущение – в Прикаспийском регионе наследниками СССР стали США?