Вершки и корешки «Контракта века»

28 мая 2004
В этом году исполняется десять лет первому добычному контракту Азербайджана - разработке месторождений Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ), в котором участвует консорциум иностранных инвесторов (AIOC). Все прошедшее время проект набирал обороты, и в текущем году заканчивается первый его этап - добыча «ранней» нефти. С начала 2005 года в рамках полномасштабной разработки АЧГ начнется добыча нефти на центральной части месторождения Азери. Вся добытая нефть будет транспортироваться по построенному к этому времени нефтепроводу Баку-Джейхан. Предполагается, что в 2007 году объемы добычи на АЧГ возрастут до 35 млн твг.

Однако, несмотря на столь великолепные результаты и перспективы, многие эксперты по-прежнему считают, что некоторые положения «Контракта века» невыгодны для Азербайджана - иностранным инвесторам достается львиная доля выручки от реализации добытых углеводородов. Такая же ситуация сложилась и при проведении различного рода подрядных работ и поставках материалов и оборудования.

Непосредственно добыча нефти на АЧГ началась в ноябре 1997 года. По заявлению президента компании BP-Azerbaijan Дэвида Вудворда, оператора проекта АЧГ, к середине апреля текущего года объем накопленной добычи на Чираге - первом разрабатываемом месторождении - составил более 32 млн тонн (см. «Добыча нефти на АЧГ»). Из этого объема 28 млн тонн было экспортировано по трубопроводу Баку-Супса, введеному в эксплуатацию в начале 1999 года.
Добыча нефти на АЧГ, тыс. тонн
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 (план)
50 2371 4814 5073 5897 6387 6456 6250*
* - снижение объемов добычи в текущем году обусловлено тем, что платформу «Чираг» будут подключать к новому подводному нефтепроводу. Кроме того, три добывающие скважины этой платформы планируется перевести в разряд водонагнетательных.
Общие затраты консорциума AIOC на стадии добычи «ранней» нефти (на начало 2003 года) составили порядка $4,3 млрд, в том числе капитальные - около $3,5 млрд.

С 2003 года на АЧГ началась реализация следующего этапа, предусматривающего разработку месторождения Азери. Данный проект общей стоимостью $8,6 млрд разбит на два параллельно реализуемых этапа. Первый, «Фаза-1», стоимостью $3,4 млрд - освоение Центрального Азери, второй - «Фаза-2», стоимостью $5,2 млрд - Восточного и Западного Азери (см. также «Азери: до первой нефти 20 месяцев» в «НиК» №5, 2003 г.).

По словам вице-президента BP-Azerbaijan Нила Шоу, на конец марта 2004 года в общей сложности в Азери вложено более $3 млрд. По Центральному Азери выполнено около 90% всех запланированных работ, в апреле здесь началась установка опорного блока для морской платформы, на самой платформе уже установлена буровая вышка. На Западном и Восточном Азери процент выполнения строительных работ составил, соответственно, 48% и 18%.

В текущем году AIOC планирует затратить на Азери около $1,7 млрд, и, таким образом, общий объем вложенных в этот проект средств составит $5,7 млрд - 66% от запланированного объема инвестиций.

В BP-Azerbaijan рассчитывают, что первая нефть с Центрального Азери должна быть добыта в начале января 2005 года. Примерно в это же время будет завершено строительство нефтепровода Баку-Джейхан. Его заполнение начнется в марте, а загрузка первого танкера в турецком порту запланирована на конец июня следующего года.

Нефть делится, газ - бесплатный
Контракт по АЧГ - это первый контракт Азербайджана, заключенный с консорциумом иностранных компаний, и один из немногих реально действующих среди других аналогичных соглашений, заключенных ГНКАР (см. «Контракты ГНКАР»).

Контракты ГНКАР
Проект (операционная компания) Прогнозируемые запасы Участники, операторы Доля в проекте, % Текущее состояние (май 2004 г.)
нефть, млн т газ, млрд м3
Азери, Чираг, глубоководная часть Гюнешли (AIOC) 730 96 BP Unocal ГНКАР INPEX Statoil ExxonMobil TPAO Devon Itochu Delta Hess 34,1367 10,2814 10 10 8,5633 8,0006 6,75 5,6262 3,9205 2,7213 Промышленная добыча на месторождении Чираг ведется с ноября 1997 г. В 1998 г. на Чираге было добыто 2, 371 млн тонн нефти, в 1999 г. - 4,814, в 2000 г. - 5,073, в 2001 г. - 5,897, в 2002 г. - 6,387, в 2003 г. - 6,456 млн тонн. В 2004 г. ожидается снижение добычи на 5-6% ввиду проведения плановых работ на платформе. В 2002 г. началось освоение месторождения Азери. По проекту добыча здесь будет вестись с трех стационарных платформ, установленных в Центральной, Восточной и Западной частях месторождения. В настоящее время ведется строительство платформ и бурение верхних частей скважин (с ППБУ «Деде Горгуд»). Первой в промышленную эксплуатацию вступит платформа на центральной части Азери - начало добычи здесь запланировано на I квартал 2005 г. Проектные сроки начала добычи на Восточной и Западной частях - II квартал 2006 г. и на I квартал 2007 г. - могут быть пересмотрены ввиду произошедшего в 2003 г. смещения буровых колонн опережающих скважин на Западной части. Причины, вызвавшие это смещение, до сих пор не ясны. План АIOC по добыче нефти на 2005 г. составляет 12 млн тонн, на 2006 г. - 21,3 млн тонн.

Экспортировать «большую нефть» планируется по нефтепроводу Баку-Джейхан. Начало поставок по новому маршруту намечено на II квартал 2005 г.

Араз, Алов, Шарг 300 400 ГНКАР BP ExxonMobil Statoil TPAO Alberta Energy 40 15 15 15 10 5 Часть контрактного блока расположена в спорной с Ираном части Каспия. ВР в 2001 г. объявила, что работы на блоке не начнутся до тех пор, пока Азербайджан и Иран не урегулируют окончательно свои территориальные споры.
Апшерон 120 3000 ГНКАР ChevronTexaco Total 50 30 20 В 2001 г. была закончена первая разведочная скважина, которая не подтвердила наличие коммерческих запасов. По контракту на блоке должна была быть пробурена еще одна скважина, однако инвесторы предпочли выплатить ГНКАР компенсацию и отказаться от проекта. Данная сделка была совершена в ноябре 2003 г.

С этого момента проект можно считать закрытым. Тем не менее ГНКАР продлила разведочный период до ноября 2006 г., когда истекает срок действия «Соглашения по использованию буровой установки «Лидер», с которой планировалось бурить вторую скважину.

Говсаны, Зых 17-20* ЛУКОЙЛ ГНКАР 50 50 Контракт был подписан в начале 2001 г., и до сих пор продолжается согласование его условий - стороны не могут договориться об объемах и способах возврата средств, которые «ЛУКОЙЛ» должен вложить в экологическую реабилитацию района промысла. Не исключен отказ «ЛУКОЙЛа» от проекта.
Зафар-Машал 140 ГНКАР ExxonMobil СonocoPhillips 50 30 20 Контракт предусматривает бурение на блоке двух разведочных скважин. В ноябре 2003 г. с ППБУ «Лидер» (бывш. DSS-20) на структуре «Зафар» началось бурение первой разведочной скважины. В декабре скважина вскрыла мощный водоносный пласт, и бурение пришлось прекратить. В январе 2004 г. начато бурение новой разведочной cкважины.

Инам 170 100 ГНКАР BP Shell 50 25 25 В 2000-01 гг. велось бурение первой разведочной скважины. Однако закончить ее не удалось ввиду аномально высокого пластового давления. Бурение новой скважины планируется начать в 2005 г.

Кюрсанги, Карабаглы (Salyan Oil) 100-150* CNPC ГНКАР 50 50 Проводится реабилитация месторождений и разведочное бурение. Объем добычи в 2002 г. составил 306 тыс. тонн, в 2003 г. - 359 тыс. тонн.

Мишовдаг, Каламеддин (Karasu Operating Co.) 9* Nations Energy ГНКАР 85 15 Проводится реабилитация месторождений. Объем добычи нефти в 2003 г. составил 152 тыс. тонн. Разведочной скважиной в западной части месторождения Мишовдаг обнаружены новые запасы нефти и газа.

Нахичевань 110 85 ExxonMobil ГНКАР 50 50 В 2002 г. была закончена первая разведочная скважина, которая не подтвердила наличие коммерческих запасов. По контракту на блоке должна быть пробурена еще одна скважина. Планируется, что бурить ее будет ППБУ «Лидер».

Падар 50 Moncrief Oil ГНКАР ISR Oil 64 20 16 Закончена одна разведочная скважина, не подтвердившая наличие запасов углеводородов. Ведется реабилитация месторождений.

Пирсагат 7* Sinopec 50 Новый проект. Контракт подписан 4 июля 2003 г., ратифицирован парламентом и подписан президентом Азербайджана 2 декабря 2003 г. В течение трехлетнего разведочного периода должна быть проведена двухмерная сейсморазведка, пробурены две разведочные скважины, а также существенно увеличен текущий уровень добычи (8 тыс. твг).

Middle East Petroleum (Azersun Holding) 30
ГНКАР 20
Савалан 120 ГНКАР ExxonMobil 50 30 Не размещено 20% участия в проекте. Часть блока находится в спорной с Ираном части Каспия.

Шах-Дениз 101** (конденсат) 625** BP Statoil ГНКАР LUKAgip OIEC Total TPAO 25,5 25,5 10 10 10 10 9 В рамках «Стадии-1» проекта освоения Шах-Дениза ведется подготовка к началу добычи газа и строительство газопровода Баку-Эрзурум. На месторождении пробурены две из запланированных трех опережающих скважин (эта работа выполняется с ППБУ «Истиглал»). Опережающие скважины вскрыли новые продуктивные пласты, что позволяет рассчитывать на пересмотр оценки запасов Шах-Дениза в сторону увеличения. Начало добычи намечено на середину 2006 г. Пиковая добыча на «Стадии-1» составит 8,4 млрд м3 газа и 2 млн тонн конденсата в год. «ЛУКОЙЛ» и Agip - совладельцы LUKAgip - рассматривают варианты выхода из проекта.

Ю.-З. Гобустан (Gobustan Operating Co.) 42* 15-25* CNPC A&B Geoscience ГНКАР 50,264 29,736 20 Бурение в рамках контракта началось в 2003 г. Всего по итогам года пробурено шесть эксплуатационных и одна разведочная скважина. На 2004 г. запланировано бурение четырех разведочных и восьми эксплуатационных скважин. Ведется также ремонт старых скважин и промысловой инфраструктуры.

Ялама 180-200 150 ЛУКОЙЛ ГНКАР 80 20 Бурение первой разведочной скважины ориентировочно начнется осенью 2004 г. и будет вестись с ППБУ «Лидер». Согласно контракту, в течение разведочного периода на блоке должны быть пробурены две скважины.

* - остаточные запасы; ** - оценка ВР на основе результатов бурения трех разведочных скважин. В таблицу не включены проекты «Ашрафи, Дан-Улдузу», «Карабах», «Кюрдаши», «Мурадханлы, Джафарлы, Зардоб», «Ленкорань, Талыш», «Атешгях, Янан-Тава, Муган-Дениз» и «Огуз», закрытые в 1998-2003 гг. ввиду необнаружения коммерческих запасов нефти. В начале 2004 г. ГНКАР объявила, что в компании рассматриваются варианты самостоятельного освоения месторождений, от которых отказались иностранные инвесторы. В первую очередь речь идет о месторождениях Карабах и Ашрафи, на каждом из которых по результатам разведочного бурения выявлены запасы нефти в объеме 20-40 млн тонн. Работы по этим проектам, по словам представителей ГНКАР, начнутся не ранее 2006-07 гг.
Положения «Контракта века» основаны на общепринятых в мире условиях добычных контрактов типа СРП и стали базовыми для всех последующих контрактов республики.

Как и во всех более поздних контрактах, в нем оговорена неизменность законодательного и налогового режима в течение всего срока реализации проекта. В Азербайджане (и в большинстве других нефтегазодобывающих странах СНГ) такие соглашения рассматриваются иностранными инвесторами как непременное условие вложения капитала, без которого разработка месторождений, по их мнению, является неэффективной.

В то же время первый азербайджанский контракт имеет ряд специфических особенностей.
Так, затраты на финансирование (Finance Cost) в «Контракте века» начисляются с момента начала реализации проекта, в то время как в более поздних соглашениях это происходит лишь после объявления об открытии коммерчески эффективных запасов углеводородов или начала их промышленной добычи.


Кроме того, в большинстве других соглашений ГНКАР Finance Cost начисляется только на капитальные затраты, а в «Контракте века» - еще и на операционные расходы. Это означает, что к моменту начала добычи углеводородов на АЧГ Азербайджан, помимо понесенных затрат, должен был компенсировать иностранным инвесторам и проценты, которые набежали в течение подготовительного периода. И, наконец, любое отставание от графика приводит к увеличению суммы компенсируемых инвесторам затрат.

Возмещение самих затрат в «Контракте века» происходит по методу начисления, в то время как в остальных СРП - по кассовому методу. Разница в том, что сумма затрат, подлежащих возмещению по методу начисления, помимо фактически произведенных расходов, включает еще и «начисленные». Классическим примером «начисленных» затрат являются показатели электрического счетчика, которые вы еще не оплатили. Итогом этого является ситуация, в которой консорциум выставляет Азербайджану счет за те расходы, которые еще не произведены.

В распределении прибыльной нефти «Контракта века» также есть интересные моменты. Здесь главную роль играет «реальная норма предельной эффективности капиталовложений». При показателе менее 16,5% прибыльная нефть между ГНКАР и AIOC распределяется в пропорции 30/70. При диапазоне от 16,5% до 22,75% - 55/45 и более 22,75% - 80/20. Во всех прочих контрактах стартовые условия распределения прибыльных углеводородов для инвесторов более жесткие - 50/50.

Проигрывает «Контракт века» и на заключительном этапе их распределения - в более поздних соглашениях доля Азербайджана достигает 90%.
При этом полностью свою прибыльную нефть с АЧГ принимающая сторона может забрать лишь в том случае, если затраты на транспортировку нефти от промысла до порта отгрузки не превысят $3 за баррель. В противном случае доля ГНКАР уменьшается на сумму понесенных расходов на доставку углеводородов. По мнению экспертов, данное положение появилось в контракте в связи с тем, что первое время нефть с АЧГ приходилось доставлять в черноморские порты по очень дорогим маршрутам. Кроме того, участники консорциума AIOC взяли на себя обязательства за свой счет реконструировать нефтепровод Баку-Супса, и им были нужны гарантии скорейшего возврата вложенных средств.

Есть в контракте по АЧГ и другие особенности. «Контракт века» - единственное соглашение, где консорциум иностранных компаний выплачивает Азербайджану налоги, во всех других СРП записано, что налоговые выплаты за иностранных инвесторов производит ГНКАР.
Добытый попутный нефтяной газ на АЧГ отдается принимающей стороне бесплатно, при этом консорциум за собственные средства закупил и смонтировал установку по подготовке газа.

Одним из немаловажных пунктов соглашения является равное число представителей ГНКАР и иностранных акционеров проекта в Руководящем комитете, который контролирует нефтегазовые операции, а также ведет учет затрат. Это означает, что азербайджанская сторона при необходимости все-таки имеет возможность наложить вето на то или иное решение, которое может быть направлено в ущерб национальным интересам. Вопрос лишь в том, насколько эффективно Баку пользуется этим правом.

В то же время число азербайджанских сотрудников (ИТР и рабочих), работающих в проекте, весьма ограничено и в процентном соотношении заметно меньше, чем, скажем, в российских СРП (см. также «Прием на работу ограничен»).
Прием на работу ограничен
Несмотря на то, что при найме на работу AIOC должна отдавать предпочтение гражданам Азербайджана, количество местного персонала строго ограничено.

Согласно условиям «Контракта века», количество азербайджанских граждан при ведении нефтегазовых операций до начала полномасштабной разработки контрактной площади должно составлять 30-50% по ИТР и 70% по рабочим. После начала полномасштабной разработки данное соотношение будет выглядеть следующим образом: 70% и 85%, а через 5 лет после начала полномасштабной разработки - 90% и 95% соответственно. Для сравнения: в российских контрактах типа СРП местный персонал должен составлять не менее 80% от общей численности работников, в некоторых арабских странах этот показатель доходит до 100%.

Отметим, что в более поздних азербайджанских нефтяных контрактах указанная выше «национальная квота» сохраняется, только в отличие от «Контракта века» второе соотношение вступает в силу с момента начала добычи углеводородов.

По мнению многих независимых экспертов, а также представителей ГНКАР, которые по понятным причинам пожелали остаться неизвестными, по совокупности условия «Контракт века» являются невыгодными для Азербайджана.

Действительно, по словам Вудворда, на этапе «ранней» нефти на АЧГ доля прибыльной нефти ГНКАР в общем объеме добычи на Чираге составила всего 4,2 млн тонн, или около 13%.

Здесь стоит подчеркнуть, что на момент подписания контракта было достоверно известно, что нефть на АЧГ есть (по последним оценкам, месторождения блока содержат более 700 млн тонн). То есть в данном случае инвесторы изначально исключили для себя геологические риски, которые, как показала практика реализации последующих контрактов на азербайджанском шельфе, были весьма велики.

Однако нельзя не отметить крайне сложные условия, характерные для периода, когда происходил переговорный процесс и подписание «Контракта века». Политическая и экономическая нестабильность в Азербайджане в начале 90-х, проблема Нагорного Карабаха и неопределенность правового статуса Каспия вынудили иностранных инвесторов рассматривать АЧГ как проект «повышенной степени риска». Правительство же Азербайджана, в свою очередь, не имело возможности предъявлять жесткие требования к инвесторам. Страна стояла перед выбором - либо создать льготные условия для иностранных инвестиций, либо заморозить переговорный процесс до лучших времен. Выбор был сделан, и контракт был подписан.

«Золотой век» иностранных подрядчиков
Продолжая рассмотрение положений «Контракта века», отметим еще одно важное упущение для принимающей стороны - крайне слабую защиту интересов местных производителей и сервисных компаний. Впрочем, это в полной мере относится и ко всем другим азербайджанским контрактам типа СРП, а также к строительству экспортных нефтепровода и газопровода. В соглашении говорится о приоритете местных компаний при подведении итогов различного рода тендеров. Но количественные требования по использованию отечественного оборудования и материалов, сервисных услуг местных компаний не прописаны, как, например, это сделано в трех действующих российских СРП.

Инвесторы в ответ на обвинения в неиспользовании местных ресурсов, как правило, резонно заявляют, что азербайджанское оборудование не отвечает мировым требованиям и стандартам. В то же время республика, напомним, после распада СССР обладала солидным производственным потенциалом, имея около 20 заводов, специализирующихся на выпуске различного вида оборудования для нефтегазовой отрасли, и трубный завод. Мощности азербайджанских предприятий позволяли удовлетворять значительную часть спроса советского ТЭК, хотя справедливости ради отметим, что качество их продукции действительно оставляло желать лучшего.

Основные подрядчики проекта «Центральный Азери»
Подрядчик Страна Проект
McDermott Casрian Contractors International США Изготовление верхних строений платформы
McDermott Casрian Contractors International США Укладка подводного нефтепровода
Bouygues Offshore Франция Изготовление опорных блоков, свай и опорной плиты для бурения
Рharmadule Emtunga AB International Швеция Строительство жилых блоков
Saiрem Италия Работы, связанные с транспортировкой и монтажом
Eiffel Франция Поставка бурового модуля платформы
СП AzFen/TekFen Азербайджан/Турция Расширения Сангачальского терминала
Halliburton США Проектирование и закупки
KCA Deutag Великобритания Проектирование бурового объекта
Caspian Drilling Company Азербайджан/США Pre-drilling эксплуатационных скважин
Eupec Pipecoatings Azerbaijan Азербайджан/Германия Бетонирование труб
Источник: BP Azerbaijan
Руководство Азербайджана надеялось, что приход иностранных инвесторов, помимо развития собственно добычных проектов, будет способствовать прогрессу в смежных областях, таких как машиностроение, трубное производство, сервисные услуги. Эти ожидания не оправдались, а по-другому, в общем-то, и быть не могло.

По вышеназванным причинам появление в первом контракте положений, по которым инвесторы были обязаны вкладывать инвестиции в модернизацию данных производств, было априори невозможно. Чтобы наладить в республике только трубное производство по международным стандартам, требовались дополнительные сотни миллионов долларов. Да и в принципе нефтяные компании по своей профессиональной ориентации не обязаны были это делать. Расчет же на приход специализированных компаний, в силу массового закрытия заключенных контрактов, также не оправдался.

В итоге большая часть подрядных работ, в первую очередь строительство дорогостоящих морских платформ, закупка оборудования и материалов, труб, осуществлялась и осуществляется за рубежом. Такая же ситуация с проведением сервисных работ. Максимум, что удалось сделать азербайджанской стороне, - это создать ряд совместных предприятий. Хотя для этого пришлось давать предприятиям с иностранным участием, действующим на территории республики, различные налоговые льготы.

Основные подрядчики проекта «Западный и Восточный Азери»
Подрядчик Страна Проект
McDermott Casрian Contractors International США Изготовление верхних строений двух платформ
McDermott Casрian Contractors International США Укладка подводного газопровода
СП Bos-Shelf Италия/Азербайджан Изготовление опорных блоков, свай и опорной плиты для бурения
Рharmadule Emtunga AB International Швеция Строительство жилых блоков
Saiрem Италия Работы, связанные с транспортировкой и монтажом
СП AzFen/Tekfen/AMEC Франция Изготовление верхних строений компрессорной платформы с оборудованием для закачки воды
Azрetrol/Euрec Рiрecoatings Азербайджан/Франция Бетонирование газопровода
Kvaerner Рrocess Systems Канада Поставка установки регулирования образования конденсата в газе для Сангачальского терминала
KCA Deutag Великобритания Проектирование бурового объекта
Caspian Drilling Company Азербайджан/США Pre-drilling эксплуатационных скважин
Источник: BP Azerbaijan
По обнародованным компанией BP-Azerbaijan данным, в 2003 году общая сумма затраченных в стране средств в рамках проектов с участием этой компании составила чуть более $1 млрд (здесь не только АЧГ, но также Шах-Дениз и трубопроводы), что составляет немногим более 28% общих капитальных затрат. Соответственно, остальной объем средств «осел» вне границ Азербайджана.

В течение прошлого года по контрактам с иностранными компаниями, зарегистрированными в Азербайджане, было затрачено $718 млн. При этом иностранные подрядчики пользуются, как правило, существенными льготами. Так, по условиям «Контракта века» иностранные подрядчики, работающие в Азербайджане, имеют налогооблагаемую прибыль в размере 20% от сумм платежей, полученных за услуги или работы. Такая прибыль подлежит обложению налогом в размере 25%, и значит в целом налог составляет 5% от общей суммы вырученных средств. В проекте «Шах-Дениз» общий налог составляет 6,25%, в проекте «Инам» - 8%. Какими-либо другими видами налогов на территории Азербайджана иностранные подрядчики не облагаются. Кроме того, каждый поставщик товаров, работ и услуг для участников добычных консорциумов и их подрядчиков освобождается от уплаты НДС.

На долю азербайджанских компаний в течение 2003 года пришлось всего $390 млн - почти в 2 раза меньше объема средств, освоенных иностранными компаниями на территории страны. Здесь учтены и совместные предприятия, чей сегмент выполненных работ составил 62%.

При заключенных 580 контрактах государственные предприятия освоили $96 млн (56 соглашений), СП - $244 млн (22), предприятия малого и среднего бизнеса (прямо или косвенно) - $50 млн (502). И если совместные предприятия в основном выполняли специализированные работы, то последние занимались поставками продовольствия, канцелярских товаров и прочими аналогичными видами деятельности.

Отметим здесь, о налогообложении чисто азербайджанских субподрядчиков в соглашениях типа СРП не сказано ни слова, а это означает, что работают они в рамках стандартного налогового режима.

Источник:"Нефть и Капитал" №5 / 2004
Мнение автора не обязательно совпадает с мнением редакции.
Обнаружили ошибку? Пожалуйста, выделите её и нажмите Ctrl+Enter


    Комментарии

Прокомментируйте новость или высказывание

Постоянный адрес новости:

Поиск

Подписка


Главный редактор Иран.ру
Пишите в
редакцию ИА «Иран.ру»

info@iran.ru

Page load: 0.04253 sec