МИФЫ И РИФЫ НЕФТЯНОЙ ПОЛИТИКИ АЗЕРБАЙДЖАНА

Сергей СМИРНОВ


Сергей Смирнов, старший научный сотрудник Казахстанского института стратегических исследований при президенте Казахстана (Алмата)


Азербайджан, как и все постсоветские государства, в последние 10 лет проводит глобальные социально-экономические преобразования. Характерные приметы этого периода: спад производства, расстройство финансовой системы, деиндустриализация, дезорганизация потребительского рынка республики. Так, в 1995 году объем промышленного производства опустился до 72% от уровня 1990 года. По официальным данным, 1997 год считается переломным в ходе реформ, в стране достигнута макроэкономическая стабильность. Вместе с тем показателем серьезных трудностей остается значительно возросшая внешняя задолженность и внутренний долг, превысивший объем ВВП1. Крупнейшей базовой отраслью экономики страны по-прежнему остается нефтегазовый сектор, на который приходится около 80% всех иностранных капиталовложений и (по разным источникам) от 53% до 75% доходов госбюджета. Последнее в немалой степени обусловлено тем, что Азербайджан — один из старейших не только в Прикаспии, но и в мире нефтедобывающих регионов.

По расчетам специалистов, чтобы в ближайшие 15 лет поднять экономику страны до уровня развитых государств, потребуется не менее 20 млрд долл. (без нефтедобывающего сектора). Сама республика до 2005 года может выделить на эти цели не более 30% необходимых средств2. Успешное решение этих задач тесно связано не только с развитием нефтяного бизнеса, но и с изменением в структуре инвестиций по отраслям, с коренной модернизацией предприятий базовых сфер (в частности, металлургической, нефтехимической, машиностроительной, электротехнической) и, главное, с восстановлением потерянных мощностей и реконструкцией энергетической системы страны в целом.

Ресурсы

В начале прошлого века Баку был центром зарождающейся нефтяной промышленности, он давал более 50% всей мировой нефтедобычи. А сегодня — лишь 0,3%. Результаты более чем 100-летней работы "ведущей нефтяной державы мира" впечатляющи: из недр извлечено около 1,4 млрд тонн нефти и 445 млрд куб. м газа. Но все это, увы, в прошлом. Сейчас большинство месторождений углеводородов на суше находятся на поздней стадии эксплуатации, а доказанных запасов условного топлива лишь 180 млн тонн. При этом среднесуточный дебет каждой из более чем 5 400 находящихся на суше эксплутационных скважин — менее тонны нефти в сутки. Ситуация с добычей на море (несмотря на то что все основные морские месторождения разрабатываются с 1950—1970-х гг.) намного лучше: их доказанные извлекаемые запасы превышают 500 млн тонн, а среднесуточная производительность каждой из более 1 730 скважин — 14,4 тонны3.

Сегодня страна добывает 60 млн баррелей нефти в год, из них 55 млн — на шельфе. Ключевым проектом является "Азери" — "Чираг" — "Гюнешли" (однако неопределенность статуса месторождений "Азери" и "Чираг", на которые претендует и Туркменистан, ставит под сомнение их полномасштабное освоение Азербайджаном, хотя он уже и подписал по ним контракт на 8 млрд долл.). Другие месторождения ("Шах-Дениз", "Ашрафи", "Дан Улдузу" и др.) имеют перспективные структуры, но недоказанные запасы. Более того, результаты бурения на структуре "Ленкорань-Дениз" вызвали разочарование у проводивших его компаний (французская "ТоталФинаЭлф", иранская ОЕИК и немецкая "Винтерсхалл"). Вместе с тем руководство Государственной нефтяной компании Азербайджана (ГНКАР) заявило, что месторождение "Гум-Дениз" имеет внушительные остаточные запасы. Разработана программа его развития до 2006 года, которая предусматривает удвоить добычу и довести ее до 300 тонн нефти в сутки. В настоящее время дебет двух основных скважин "Гум-Дениза" (№ 453 и № 454) составляет 20 тонн и 40 тонн соответственно4. Следует отметить, что большинство этих месторождений разведаны и исследованы еще советскими геологами. Однако их не разрабатывали из-за отсутствия технологий для широкомасштабной добычи нефти на морских месторождениях и по экологическим соображениям (скважины бурили не глубже 200 м, а, к примеру, на "Шах-Дениз" нефть залегает на глубине от 200 до 700 м, на "Азери" — "Чираг" — от 200 до 400 м). Кроме того, обнаруженные запасы нефти не оправдали бы колоссальных затрат, необходимых для их разработки.

Азербайджан до сих пор находится в затяжном энергетическом кризисе, основные причины которого — нехватка средств на разработку новых и реабилитацию старых месторождений, на восстановление инфраструктуры (практически все оборудование физически износилось, морально устарело, и его необходимо заменить) и т.д. Падение добычи углеводородов за последнее десятилетие вызвало серьезное ухудшение топливно-энергетического баланса республики. Особенно тяжела ситуация с газом: несмотря на наличие промышленных извлекаемых запасов (более 1,5 трлн куб. м), при ежегодной потребности в 15 млрд куб. м добыча составляет менее половины необходимого, поскольку эксплуатируются уже достаточно истощенные месторождения (по многим из них выработано свыше 80% запасов). Максимальная добыча нефти на море была достигнута в 1970 году (12,9 млн т), газа — в 1982 году (14,3 млрд куб. м).

В настоящее время годовая добыча нефти сократилась в 1,8 раза (причем 70% от ее общей добычи приходится на эксплуатируемое с 1980 года месторождение "Гюнешли"), газа — в 2,5 раза. Многие районы республики уже несколько лет не обеспечены голубым топливом. Перспективы развития газового сектора страны зависят от освоения новых месторождений, но согласно заключенным нефтяным контрактам в значительных объемах попутный газ начнут добывать не ранее 2005 года. К тому же следует отметить, что, во-первых, практически все эти контракты относятся к перспективным структурам (т.е. они могут и не дать ожидаемых результатов), во-вторых, условия соглашений предусматривают не утилизацию, а только бесплатную передачу попутного газа республике. Однако мощностей существующих газокомпрессорных станций недостаточно даже для приемки ныне добываемого попутного нефтяного газа. Так, из 3,5 млрд куб. м газа, полученного Азербайджанской международной операционной компанией (АМОК) на месторождении "Чираг", 1,5 млрд куб. м (на сумму более 150 млн долл.) уже сгорели в факеле. Но о подобных просчетах в Баку стараются не упоминать. Сегодня республика получает природный газ от российских компаний — в 2001 году общий объем поставок "Итеры" и "Транснефти" составил 3,6 млрд куб. м. Предполагается, что за 2002 год "Итера" поставит в Азербайджан 4 млрд куб. м — ГНКАР добывает всего лишь 5,5 млрд куб. м в год5.

Более того, если в советские времена республика имела развитую систему газопроводов, два крупных подземных хранилища — Карадагское и Калмазское (общая вместимость 3 млрд куб. м), Карадагский газоперерабатывающий завод (построен в 1963 году и рассчитан на переработку около 4 млрд куб. м), то сейчас газовый комплекс находится в тяжелом состоянии. Основная проблема газотранспортной сети — дефицит мощностей по очистке и компрессии: 60% газа с морских месторождений поступают в распределительные сети без очистки и под низким давлением. В результате этого резко возрастает коррозия трубопроводов, из-за скопления больших объемов жидких углеводородов и воды уменьшается их пропускная способность, давление газа в пять с лишним раз ниже проектного. Таким образом, весь газотранспортный комплекс нуждается в реконструкции и модернизации. Однако источники финансирования этих работ пока не найдены, поскольку иностранные компании первостепенное значение придают нефти.

Характерная особенность инвестиционной политики до недавнего времени — ориентация на разведку и разработку морских залежей. После 1998 года реализуют совместные проекты по разработке и восстановлению ряда месторождений на суше, в частности, месторождения "Кюровдаг" (азербайджано-британское СП "Ширванойл"), "Раманы" (азербайджано-германское СП "Азгернефть"), "Нефтчала", "Хиллы", "Бабазанан" (азербайджано-турецко-малайзийское СП "Аншад Петрол"). Однако ряд серьезных проблем препятствовал не только развитию, но даже существованию этих совместных предприятий. Так, не имея выхода на мировой рынок, СП вынуждены были продавать добытую нефть ГНКАР по ценам, устанавливаемым правительством (к примеру, при себестоимости около 150 долл. за тонну "Аншад Петрол" продавало ее по 48 долл.). Кроме того, при практическом отсутствии для нефтегазодобывающих СП налоговых льгот, ГНКАР из-за нехватки средств не только не расплачивалась за поставки, но и часто задерживала финансирование своей доли в СП.

Таблица 1

Нефтегазодобывающие СП на суше Азербайджана

Месторождения

СП

Участники

Нефтчала, Хиллы, Бабазанан, Дуровтаг

Аншад Петрол

ГНКАР (51%), Атилла Доган (31,8%),

Лэнд & Дженерал Берксард (17,2%)

Раманы

Азгернефть

ГНКАР (51%), Грюнневальд (41%)

Каламаддин

АзПетойл

ГНКАР (50%), Петхолдинг (50%)

Кюровдаг

Ширванойл

ГНКАР (49%), Уайтхолл Петролеум (51%)

Результаты такой "деятельности" не замедлили сказаться, и правительство, отказавшись от практики создания СП, перешло к реализации проектов на базе соглашений о разделе продукции (СРП), которые, наряду с законодательными гарантиями, предусматривают значительные налоговые льготы инвесторам и ценовую независимость. Однако из 14 морских СРП найти промышленно значимые запасы углеводородов удалось лишь участникам проекта "Шах-Дениз" (по оценочным данным, месторождение содержит до 200 млн т газоконденсата). По мнению многих экспертов, остаточные разведанные запасы нефти 38 "сухопутных" нефтяных месторождений республики, составляющие всего около 150 млн тонн, позволяют прогнозировать их очень сомнительное коммерческое будущее из-за высокой себестоимости добычи. Поэтому основное внимание по-прежнему уделяется освоению каспийского шельфа.

Кроме подписания контрактов типа СРП, в Азербайджане совместно с иностранными компаниями был создан уже упомянутый нами АМОК, в который вошли 11 компаний, при этом американская доля — 40%. Следует отметить, что из всех подписанных контрактов только один был заключен по открытым месторождениям ("Азери" — "Чираг" — "Гюнешли"), остальные — по перспективным структурам (о наличии нефти и газа в которых говорят лишь данные предварительной сейсмической разведки). Это, безусловно, причина высоких рисков и финансовых затрат на поисковые работы: более чем полувековой опыт азербайджанских нефтяников на Каспии говорит о том, что из каждых пяти выявленных сейсморазведкой перспективных структур нефтеносной оказывается лишь одна. Вместе с тем подписанные многомиллиардные соглашения (к примеру, кроме "контракта века" заключено еще более полутора десятков контрактов) реализуются такими темпами, что их выполнение, по-видимому, займет в два-три раза больше времени, чем предполагается. Минимальные затраты на нефтяные и газовые проекты эксперты оценивают в 25 млрд долл., а за весь срок действия контрактов (до 2030 г. включительно) общая сумма расходов по проектам может составить 135 млрд долл.

В Азербайджане разведана и подготовлена к бурению 231 перспективная структура (38% на суше и 62% на шельфе), прогнозируемый минимум запасов которых составляет 2,4 млрд тонн6. Однако в 2000—2001 годах разведочные скважины, давшие практически нулевой коммерческий результат, сменили сладкую, как пахлава, надежду иностранных инвесторов на горечь разочарования в ряде крупных проектов. Так, консорциум во главе с итальянской "Аджип" прекратил разведку структур "Кюрдаши" и "Араз-Дениз". О неудачах на блоках "Ленкорань-Дениз" и "Талыш-Дениз" объявили французская компания "ТоталФинаЭлф", иранская ОЕИК и немецкая "Винтерсхалл", проводившие поиск. Разведочная скважина на структуре "Апшерон" (альянс "Шеврон", "ТоталФинаЭлф" и ГНКАР) обошлась в 79 млн долл. и дала лишь скромный источник природного газа (на второй, предусмотренной контрактом, будет задействована новая буровая установка DSS-20, монтаж которой в лучшем случае закончится через два года). Результаты бурения на перспективном блоке "Огуз" (оператор "Экссон-Мобил") "обещанные" 50 млн тонн нефти также не подтвердили. Бурение скважины на структуре "Инам" (оператор "БП") началось в 2000 году, но из-за слишком высокого пластового давления неоднократно приостанавливалось и сейчас отложено на неопределенный срок.

Эти неудачи продолжили цепь провалов иностранных проектов в республике. В их числе "Карабах" ("Аджип" и "ЛУКойл") и "Карадаг" ("БМБ Ойл"), "Дан-Улдузу" и "Ашрафи" ("БП"), "Джафарлы" и "Зардаб" ("Рамко") и ряд других. Таким образом, из 15 коммерчески привлекательных для иностранных инвесторов проектов (сегодня они — единственный резерв роста нефтедобычи) осталось лишь два: месторождения "Азери" — "Чираг" — "Гюнешли" (объем добычи на которых к 2005 г. должен достигнуть 200 тыс. баррелей в день и 1 млн баррелей в день — в 2008 г.7) и газовое "Шах-Дениз". Однако права на часть первых оспаривает Туркменистан, а в результате активных действий военно-морского флота и авиации Ирана в конце июля 2001 года до урегулирования территориального спора приостановлено освоение южно-каспийских структур.

В начале 1990-х годов потенциальные ресурсы Азербайджана оценивались в 6—7 млрд тонн условного топлива (около 4% мировых запасов). Однако со временем оптимизм в подсчете запасов исчез: по мнению некоторых западных экспертов, уже разведанные нефтяные ресурсы республики не превышают 0,8 млрд тонн8. Таким образом, прогнозы не подтверждаются (пока в эксплуатации находится лишь "Чираг", на котором в 2001 году АМОК добыл около 6 млн т; 6,5 млн т — максимум платформы "Чираг-1"). Изыскания на некоторых "перспективных" морских месторождениях показали, что нефти там нет, в связи с чем инвесторы либо замораживают свои проекты до лучших времен, либо полностью закрывают дело и переключают внимание на другие страны. В частности, британский банк HSBC принял решение свернуть свою деятельность в республике, поскольку надежды западных финансистов на скорейшее развитие в ней нефтяного бизнеса не оправдались, так как шестилетняя работа филиала банка принесла ему лишь убытки. Происходящее подтверждает, что мифу об Азербайджане как о "втором Кувейте", скорее всего, приходит конец.

Нефть — основной фактор, привлекавший в Азербайджан зарубежных инвесторов: в республике (из-за низкой конкурентоспособности ее продукции и потери традиционных рынков сбыта) практически вся промышленность, за исключением нефтедобычи, находится на грани банкротства. О развале экономики свидетельствует то, что до 75% доходов бюджета дает нефтяная отрасль, общая доля сельского хозяйства и промышленности (без учета нефтяной отрасли) в доходе госбюджета не превышает 5%, остальное поступает в основном из торговли и незначительная часть — таможенные пошлины и другие налоговые сборы.

Баку — Джейхан: жизнь после смерти?

После того, как несколько консорциумов, работавших на азербайджанском шельфе Каспия, не обнаружили коммерческих запасов углеводородов на своих участках и прекратили свое существование, проект Баку — Джейхан казался окончательно похороненным. Однако Азербайджан горячо убеждал и убеждает всех в преждевременности выводов о бесперспективности контрактных участков и в необходимости продолжить работы. Несмотря на то что состояние мирового нефтяного рынка (участилось падение цен) вызывает сомнения в окупаемости крупных иностранных инвестиций в нефтеразработку, лоббирование проекта трубопровода Баку — Джейхан, соглашение о прокладке которого правительства Азербайджана и Турции заключили еще в марте 1993 года, не прекращается. Однако к его строительству, намеченному на июнь 2002 года, еще не приступили. Пока в состав участников проекта входят: британская "БП" (оператор проекта — 38,21% долевого участия), американская "Юнокал" (8,9%), норвежская "Статойл" (9,58%), турецкая ТПАО (7,55%), итальянская "Эни" (5%), японская "Иточу" (3,4%), саудовская "Дельта Хесс" (2,36%) и ГНКАР (25%). Предполагается, что они профинансируют 30% стоимости работ, а 70% внесут международные финансовые организации и коммерческие банки, с которыми сейчас ведутся переговоры. В частности, выразил желание принять участие в финансировании строительства и выделить на эти цели 300 млн долл. Европейский банк реконструкции и развития. Поскольку трубы будут закупать у японских компаний "Иточу" и "Сумитомо", то к финансированию может быть привлечен и Японский банк международного сотрудничества. Проектная стоимость работ — 2,9 млрд долл., но опыт строительства, к примеру, трубопровода Баку — Супса (вместо проектных 345 млн долл. он обошелся в 590 млн долл.) свидетельствует, что это минимальные, а не окончательные затраты. Более того, по признанию представителей высшего руководства АМОК, на каждый доллар, инвестируемый непосредственно в добычу нефти, необходимо вложить еще три доллара на обновление устаревшей и разрушающейся инфраструктуры Азербайджана. А это, соответственно, повысит затраты на строительство трубопровода. В целом проект Баку — Джейхан имеет столько недостатков, сколько не наберется у других альтернативных проектов.

В частности, наряду с сейсмической неустойчивостью района Джейхан, конфликтогенностью территории прохождения трубопровода, высокой стоимостью строительства, в настоящее время еще нет сырья для полной загрузки трубы, нет определенности и с рынком сбыта, поскольку пока неизвестны объемы и себестоимость добычи, транспортные тарифы и соответственно цена реализации нефти. Даже прогнозные данные по ее добыче в ближайшее десятилетие не позволяют обеспечить загрузку трубопровода9. Причем, как уже отмечалось, прогнозы могут и не оправдаться, не добавляют уверенности и серьезные проблемы, возникшие на ряде контрактных месторождений. Многие эксперты не разделяют оптимизм Баку, который неоднократно заявлял, что для заполнения трубы ему хватит собственных ресурсов (этот проект рентабелен при ежегодной транспортировке не менее 45—50 млн т в течение 40—50 лет).

По прогнозам экспертов, лишь к 2015 году республика сможет добывать 30 млн тонн в год, хотя руководство страны даже планирует прийти к лучшему результату — 35 млн тонн (с нынешних 9 млн т) уже в 2005 году, в 2010-м — до 60 млн тонн. Однако реальных предпосылок к тому пока нет, как нет и никаких гарантий того, что Баку сумеет увеличить добычу в 15 раз. Казахстан также в настоящее время не может представить необходимое для полной загрузки магистрали количество нефти, поскольку этот трубопровод сможет перекачивать только нефть с морских месторождений, на которых разведочные работы лишь начались. Определенные опасения вызывают и физико-химические параметры каспийской нефти, так как для ее транспортировки необходимы дорогостоящие трубы с антикоррозийным покрытием. "Смолоасфальтовые вещества и парафинированность казахстанской нефти, — отмечается в докладе Института стран СНГ, — потребуют в перспективе разбавления или нагрева, а также строительства нефтеочистительных установок… Азербайджанская малосернистая нефть в этом плане выглядит гораздо лучше, что существенно ограничивает возможности гипотетической совместной транспортировки углеводородного сырья Азербайджана и Казахстана"10.

Кроме того, в 1998 году Лондонский институт стратегических исследований опубликовал специальный доклад, категорически опровергающий данную Министерством энергетики США оценку углеводородных ресурсов Каспия. В докладе отмечалось, что запасы нефти завышены в восемь раз, "значение энергетических ресурсов Каспия гораздо меньше, чем считают авторы многих аналитических оценок". При этом себестоимость каспийской нефти — одна из самых высоких в мире. Так, затраты на увеличение добычи на одну тонну на "контрактных" месторождениях азербайджанской части шельфа доходят до 58 долл., а в Ираке они составляют 3,7—4,4 долл., в Саудовской Аравии 0,65—2,5 долл., в Иране 3,7—31,5 долл., в Кувейте 6,3—12,6 долл., в Мексике 16,4—30,2 долл., в России 30—56 долл.11

Исследования, проведенные независимыми научными группами Вашингтона — Институтом Катона и Фондом Карнеги, — подтвердили привлекательность российского и иранского направлений перекачки каспийской нефти и экономическую нецелесообразность проекта Баку — Джейхан. В частности, эксперты сделали вывод, что для поддержания его жизнеспособности правительству США придется выделять долгосрочные субсидии (200 млн долл. ежегодно)12. Тем не менее до середины 2002 года планировалось вложить до 200 млн долл. в проектно-инженерные работы (около 25 млн в предварительный инжиниринг и свыше 150 млн в детальное проектирование трубопровода)13. Однако это обусловлено отнюдь не стремлением улучшить технико-экономические показатели проекта, а изменением политической ситуации в регионе. Строительство и функционирование серьезных энергетических инфраструктур лишь в малой степени является технической проблемой. В первую очередь это вопросы политики, геостратегии. В магистрали Баку — Джейхан, как ни в одном другом проекте, стратегические интересы перевешивают все остальные. И это понятно: в случае его реализации США укрепляют свое влияние в регионе, а Турция по нефтяному потенциалу превращается в межрегиональную державу (под ее контролем окажется как иракская, так и каспийская нефть, что позволит ей участвовать в определении ее цены и повысить свою роль в делах Евразии). Несомненно, судьба проекта зависит от позиции США и России, от их возможностей влиять на ситуацию в регионе. В настоящее время и в Центральной Азии и на Южном Кавказе военные контингенты Российской Федерации вытесняются, а их место могут занять формирования стран НАТО. И тогда обеспечением "рентабельности" трубопровода, очевидно, займутся уже не экономисты, а натовские генералы.

Альтернатива остается

Рассматривая проект Баку — Джейхан, следует принимать во внимание тот факт, что он не учитывает интересы активно стремящихся на иранский рынок европейских компаний и Китая, не говоря уж о Москве и Тегеране. Таким образом, если уже сегодня есть очень много факторов, негативно влияющих на возможность реализации этого проекта, то в ближайшие годы их число, несомненно, возрастет. Например, в своем долгосрочном планировании Европейский союз все больше ориентируется на Россию, рассчитывая на постоянное увеличение поставок ее углеводородов.

"Частный сектор", за счет которого и планируется строить трассу, склоняется к иранскому направлению, а также к черноморским портам Супса и Новороссийск. Подсоединение существующих трубопроводов от месторождения "Азери" к этим портам и магистраль через Иран могут полностью обеспечить экспорт ожидаемых в Каспийском регионе объемов добычи нефти на ближайшее десятилетие14. Супса и Новороссийск особенно привлекательны в свете транзита через территорию Румынии, которая активно рекламирует эту возможность15. Предполагается доставка танкерами в порт Констанца (там есть терминалы мощностью 24 млн тонн и резервуары объемом 1,7 млн куб. м), а затем по Дунаю или железной дороге в Западную и Южную Европу. К 2010 году ежегодный транзит здесь можно увеличить до 10 млн тонн. Строительство трубопровода Констанца — Триест не только повысит его до 30 млн тонн и обеспечит выход в Средиземное море, но и позволит подключиться к европейской нефтепроводной системе ТАЛ. Проектная стоимость трубопровода, проходящего через Румынию, Венгрию и Словению, — 1,2 млрд долл.

Кроме того, есть и альтернативные проекты — украинский (Одесса — Броды) и греко-болгарский (Александруполис). Конечно, все они могли бы дополнять друг друга и сосуществовать бесконфликтно, но ограниченная пропускная способность магистрали Баку — Супса (6 млн т в год) делает их конкурентами. Вместе с тем румынский проект выгодно отличается от двух других: во-первых, возможностью использовать на этом направлении уже действующие речные и железнодорожные коммуникации, во-вторых, самой низкой стоимостью доставки 1 барреля до потребителя, в-третьих, мощностями морских терминалов, в-четвертых, значительно большей диверсификацией нефтяного потока по пути транспортировки. Удвоение пропускной способности трубопровода Баку — Супса и одновременное использование магистрали Баку — Новороссийск позволит им не только работать параллельно, но и стать основным экспортным вариантом, лишив нефтепровод Баку — Джейхан всяких перспектив. Более того, по мнению некоторых экспертов16, до 2010 года вообще нецелесообразно строить дополнительные трубопроводы, так как "лишние" 75—80 млн тонн нефти может "проглотить" существующая инфраструктура: магистрали Одесса — Броды и Дружба — Адрия (их суммарная пропускная способность 55 млн т), увеличение регионального потребления и переработки углеводородов (15—20 млн т), экономически выгодная замена арабской нефти, поставляемой в Болгарию и Румынию, на нефть Каспия (до 4 млн т).

Безусловно, Вашингтон понимает, что эти альтернативы проекту Баку — Джейхан значительно дешевле, но пока политика идет впереди экономики. Однако в условиях спада собственной экономики администрация США не в состоянии выделять крупные бюджетные средства на реализацию проекта и ограничивается мелкими субсидиями. Например, американцы предоставили Азербайджану грант в 600 тыс. долл. на исследование возможности модернизации нескольких бакинских предприятий, с тем чтобы они могли перерабатывать низкосортную нефть восточного Каспия и добавлять ее в трубу Баку — Джейхан, а казахстанской компании "Транспорт нефти и газа" Вашингтон выделил грант на изучение проекта трубопровода.

Социально-экономические и политические рифы

Для полной оценки проекта Баку — Джейхан необходимо детально проанализировать политические, экономические, ресурсные, технологические и экологические риски. Не случайно в начале апреля нынешнего года Азербайджан заявил, что отказывается от 20% акций этого проекта и готов расстаться еще с половиной оставшейся доли, сохранив за собой лишь 12,5%. Ведь при сохранении 45% участия республике пришлось бы выложить за нефтяную трубу минимум 1,3 млрд долл. Очевидно, это связано не только с отсутствием собственных финансовых средств, но и с нежеланием рисковать ими даже если бы они появились. Следует учесть и то, что львиная доля подрядов достанется западным компаниям, поскольку Азербайджан не производит технологическое оборудование, необходимое для реализации проекта. На долю машиностроительного сектора страны останутся лишь крохи. Многие зарубежные аналитики (вероятно, до сих пор опьяненные запахом "большой нефти") не принимают во внимание ряд важных факторов, которые могут резко изменить ситуацию в Азербайджане (как, например, в Иране в 1979 г.).

Один из них — крайняя нищета населения республики. Согласно данным Госкомстата Азербайджана, официальные денежные доходы 97,5% населения страны ниже прожиточного минимума: средняя зарплата в госучреждениях составляет 15—30 долл., в коммерческих структурах 50—70 долл., пенсии — 10—12 долл. (прожиточный минимум 80—90 долл.). Длительное время сохраняется очень высокий уровень нерегулируемой миграции. По официальным данным, в 1998 году из Азербайджана уехало 10 498 человек, в 1999 году — 9 142, а в 2000 году — 9 94717. Однако официальная статистика не учитывает нелегальную эмиграцию и потому слабо коррелирует с реалиями. Из 8 млн населения страны только в Россию выехало от 1,5 до 3 млн граждан Азербайджана, часто годами нелегально зарабатывая средства для содержания своих семей. По мнению многих наблюдателей, более 60% азербайджанцев живут за счет заработанного в России, откуда азербайджанская община ежегодно переводит 1,5—2,5 млрд долл., что превышает иностранные инвестиции18. Кроме того, по масштабам интеграции в азербайджанский нефтегазовый сектор российский концерн "ЛУКойл" не уступает основным лидерам — "Бритиш Петролеум" и "Амоко". Это значит, что ухудшение российско-азербайджанских отношений может привести к далеко идущим и крайне негативным для Азербайджана последствиям. Поэтому власти страны (у части ее руководства гипертрофированные надежды на "второй Кувейт" породили иллюзии относительно возможности проводить внешнеполитический и экономический курс, не считаясь с интересами России и как можно дальше дистанцируясь от нее) вынуждены все больше учитывать эти факторы в своей внешней политике.

Очень велика утечка капитала в "тень" и за границу. Это имеет свои "исторические" корни: Баку считался одним из центров теневой экономики в Советском Союзе. После обретения независимости большая часть теневых капиталов стала уходить за пределы республики. Так, в 1997 году частные инвестиции азербайджанских граждан лишь в Турции составили около 800 млн долл. Международные эксперты, исследовавшие нефтехимические и другие промышленные предприятия Сумгаита, пришли к выводу, что большинство из них занимается подпольным производством и объем оборачивающихся здесь незаконных капиталов измеряется миллионами долларов19. Результаты международной аудиторской проверки ГНКАР, проведенной "Артур Андерсен", выявили огромные хищения нефти некоторыми руководителями этой компании и вызвали неудовольствие МВФ ее финансовой деятельностью. И если правительство Азербайджана не примет неотложные меры, то социально-экономическая и политическая нестабильность стране гарантированы. Самые умеренные экспертные подсчеты показывают, что соотношение теневой экономики и официального ВВП составляет не менее 60%20.

По заявлению бывшего государственного секретаря Неймана Панахова, бывший спикер парламента Расул Гулиев владел по всему миру активами на 1,75 млрд долл., полученными от нелегального экспорта нефти и нефтепродуктов. И это далеко не единственный случай. Так, в последние годы престижные зоны столицы республики "украшаются” респектабельными виллами "новых" азербайджанцев, которые в основном обогащаются благодаря теневым нефтяным доходам. Как уже отмечалось, более 80% населения пребывает в бедности и нищете, однако, несмотря на обилие нефтяных контрактов и начало реализации некоторых из них, в экономику страны до сих пор не сделано крупных капиталовложений. Да и западные компании не проявляют особого рвения в выполнении взятых на себя контрактных обязательств, и реальные суммы инвестиций в нефтяные проекты значительно ниже предполагаемых: к середине 1999 года иностранные фирмы вложили лишь треть запланированных к тому времени средств. Недостаточный объем частных вложений компенсируется кредитами международных финансовых институтов. К примеру, на структурную перестройку республика получила от Всемирного банка кредит на 70 млн долл.

Основная часть вкладываемых средств приходится на Баку — в остальных районах страны (особенно сельских) складывается удручающая ситуация. Если к обретению независимости республика имела достаточно развитую экономику с прекрасным потенциалом (наряду с нефтедобычей работали металлургические, нефтехимические, химические, машиностроительные заводы, интенсивно развивались легкая и пищевая промышленность) и т.д., то теперь страну покидают высококвалифицированные специалисты и интеллектуальный уровень населения падает, причем более 60% детей школьного возраста вообще не ходят в школу. Народ в основном занят торговлей, для которой не требуется особых знаний. Сегодня в стране работает практически одна сфера экономики — нефтяная (имеющая к тому же экспортно-сырьевую направленность), все остальные отрасли промышленности в результате низкой конкурентоспособности продукции и потери традиционных рынков сбыта либо находятся на грани банкротства, либо уже потерпели крах. По утверждениям независимых экспертов, экономика республики "стабильна, как покойник: нет внутренних источников саморазвития, банковская система практически разрушена, все основные отрасли находятся в деградированном состоянии"21.

Азербайджан все больше становится похожим на Ирак, Нигерию и т.п., их роднит неопределенность перспектив авторитаризма, тотальная коррупция, кризис экономики и т.д. Так, британская консалтинговая служба "Контрол риск груп", опираясь на опрос руководителей 100 крупных корпораций США, Великобритании, Германии, скандинавских стран, пришла к выводу, что по уровню коррумпированности государственного аппарата Азербайджан находится на четвертом месте в мире22. Согласно рейтингу "Транспаренси Интернэшнл", индекс восприятия коррупции Азербайджана в 2001 году составил 2 балла (по 10 балльной шкале)23. Практически каждая должность имеет свою "теневую" цену (от нескольких сотен тысяч до миллионов долл.)24. Открывшие собственное дело жалуются, что только на взятки уходит около 30% прибыли. В результате многие предприниматели еще на начальной стадии своего бизнеса разоряются или "съедают" свои оборотные средства. По мнению многих экспертов, коррупция охватила все властные структуры и угрожает безопасности страны25.

Азербайджанское общество отличается неструктурированностью, интересы отдельных групп или кланов (нахичеваванского, бакинского, карабахского, гянджинского и др.) доминируют над интересами нации в целом. Продолжающийся рост безработицы, неравенства в доходах делают социально-экономическую ситуацию в республике неустойчивой. Весьма вероятно, что после ухода с политической арены Гейдара Алиева возникнут события, которые нанесут серьезный удар по нефтяным концессиям и стратегическим целям США, причем не только в Азербайджане, но и во всем регионе. (Вспомним, вектор политической ориентации в Ираке и Иране изменился потому, что не были учтены внутренние социальные проблемы, хотя Багдад и Тегеран весьма активно экспортировали нефть и проявляли лояльность к Вашингтону.)

Вместе с тем Азербайджан — трагический рекордсмен среди стран СНГ по количеству государственных переворотов, и есть опасение, что "в случае ухода Алиева с поста президента может быть нарушено национальное единство в результате обострения борьбы между основными экономическими группировками за обладание нефтяным богатством"26. Более того, наряду с Нагорным Карабахом, не решены серьезные проблемы на севере страны — с проживающими там лезгинами, на юге — с тяготеющими к Ирану талышами, с пытающейся выйти из-под контроля Баку Нахичеванской автономной республикой.

Нефтепереработка: пациент пока дышит

В столице Азербайджана еще в советские времена было построено два НПЗ, Бакинский и Новобакинский, которые в 1975 году вышли на пик переработки — 23,43 млн тонн нефти. Сегодня они не только переименованы (в ПО "Азернефтяг" и ПО "Азернефтянаджаг" соответственно), но и снизили производственные показатели более чем в 2,5 раза. Это объясняется прекращением масштабных поставок нефти из России, Казахстана и Туркменистана (что практиковалось во времена СССР), а также устаревшим и изношенным оборудованием заводов. А технологический потенциал ПО "Азернефтяг" позволяет ежегодно выпускать до 1 млн моторных, трансформаторных, компрессорных и других масел, ПО "Азернефтянаджаг" — около 7 млн тонн нефтепродуктов. Необходимо отметить и негативную роль нынешнего ценообразования на энергоносители, электро- и теплоэнергию, воду и т.п., абсолютно не щадящего производителей27. И хотя правительство пытается постепенно снижать тарифы на энергоносители для промышленных предприятий, до приемлемых цен еще далеко. С 25 января 2000 года в стране введен жесткий режим экономии электроэнергии, в рамках которого с 1 часа ночи до 7 часов утра и с 12 часов дня до 5 вечера ее вообще не подают. Новый режим касается только Баку, поскольку на остальной территории республики с 1993 года энергией снабжают не более 3—4 часов в сутки28. Более того, в феврале 2000 года президент ГНКАР Н. Алиев вынужден был заявить о готовности Баку закупать сырую нефть за рубежом29.

В 2000 году НПЗ Азербайджана переработали лишь 8,3 млн тонн сырой нефти, из которой получено 525 тыс. тонн автобензина, 585 тыс. тонн авиакеросина, почти 2 млн тонн дизтоплива, 4 млн тонн мазута, 78 тыс. тонн минеральных масел. При сегодняшних объемах внутреннего потребления республика может ежегодно экспортировать около 150 тыс. тонн бензина, 400 тыс. тонн керосина, 1,8 млн тонн дизтоплива. Но, увы, только теоретически, поскольку экспорту этих нефтепродуктов в промышленно развитые страны препятствует низкая глубина переработки (около 45%), а значит, их низкое качество. Следует отметить, что объем нефтепереработки увеличился после энергетического кризиса 1999 года. Тогда дефицит газа и особенно топочного мазута, используемого на тепловых электростанциях страны, привел к массовым веерным отключениям электроэнергии. Во избежание повторения подобного правительство Азербайджана было вынуждено резко ограничить экспорт нефти, что позволяет сегодня обеспечивать тот уровень топливного минимума, который и удерживает страну на хрупкой грани относительного энергетического благополучия.

Запланированная к началу 2005 года промышленная добыча нефти на "Азери" (с получением до 4 млрд куб. м попутного газа) и на ряде других месторождений должна обеспечить тепловые электростанции республики дешевым каспийским газом. Это позволит снизить потребление мазута в 2—2,5 раза, а значит, на его производство потребуется всего 2—3 млн тонн нефти. Следовательно, объемы переработки нефти на НПЗ, которые сейчас в основном выпускают мазут, через 5—6 лет резко сократятся и вряд ли превысят 4 млн тонн в год. В немалой степени этому будет способствовать высокая ликвидность и ценовая конъюнктура (до 32 долл. за баррель) сырой азербайджанской нефти, чего не скажешь о производимых в республике нефтепродуктах. В случае реализации проекта главным исполнителем реквиема по азербайджанским НПЗ станет нефтепровод Баку — Джейхан, поскольку для ускорения его окупаемости будет дорога каждая тонна, если не капля, нефти.

По-видимому, единственный способ предотвращения столь печальной участи азербайджанских НПЗ — их безотлагательная комплексная реконструкция и модернизация, развитие химической и нефтехимической промышленности. Однако для этого нужны значительные капиталовложения. Дать их могут только иностранные инвесторы, но поскольку даже те нефтепродукты, которые закупаются на внутреннем рынке, зачастую не оплачиваются, то растут и долги внутренних потребителей. К примеру, их задолженность госкомпании Азербайджана уже достигла 1,5 млрд долл. А это значит, что экспорт сырой нефти остается экономически более привлекательным, чем ее переработка, не только для иностранных компаний, осваивающих углеводородные богатства страны, но и для самой ГНКАР. Таким образом, экономическую политику республики можно по-прежнему охарактеризовать словами, сказанными еще в конце 1996 года советником президента по экономическим вопросам В. Ахундовым: "Из Азербайджана лучше вывозить сырую нефть, нежели ее перерабатывать". И это может сыграть негативную роль: страна растеряет свой ресурсный потенциал и окончательно упустит свой нефтяной шанс. Тем более что прибыль, полученная за экспорт нефти, скорее пойдет на покрытие внешнего долга (по подсчетам независимых экономистов, к 2010 году он достигнет 10—12 млрд долл.30), чем на развитие страны.


1 См.: Мировая экономика и международные отношения, 1998, № 1. С. 102.
2 См.: Надиров А., Алескеров А. Социально-экономические сдвиги в ходе экономических реформ в Азербайджане // Общество и экономика, 2000, № 5—6. С. 30.
3 См.: Мишин В. Сколько нефти в Азербайджане? // Нефть и капитал, 1998, № 2. С. 48.
4 См.: Деловая неделя, 5 апреля 2002.
5 См.: GazetaSNG.ru, 14 января 2002.
6 См.: Мишин В. Указ. соч. С. 52.
7 См.: Маки Алан. Нефть и исламский фундаментализм // Россия и мусульманский мир, 2002, № 2. С. 63.
8 См.: Эксперт, 23 ноября 1998.
9 См.: Гулузаде К. Баку — Джейхан: пора ли писать некролог? // Нефть и газ Каспия, 1999, № 1. С. 122.
10 Каспийский глобальный пасьянс и российские интересы. Доклад Института стран СНГ // Содружество СНГ, 1998, № 4.
11 См.: Зонн И. Каспийская нефтяная пирамида // Армянский вестник, 1999, № 1—2.
12 См.: Расизаде А. Миф об углеводородном изобилии Каспия и геополитическая стратегия "трубы" // Центральная Азия и Кавказ, 2001, № 4 (16). С. 20.
13 См.: Деловая неделя, 5 апреля 2002.
14 См.: Baku Sun, 9 September 2000.
15 См.: Гусейнов М. Черное золото по Голубому Дунаю? // Нефть и газ Каспия, 1999, № 1. С. 123—125.
16 См.: Деловое обозрение "Республика", 6 сентября 2001. С. 9.
17 См.: Эхо (Баку), 28 сентября 2001.
18 См.: Юданов Ю. Закавказье: оценки инвестиционной привлекательности // Мировая экономика и международные отношения, 1999, № 11. С. 105.
19 См.: Азадлыг, 20 июля 1997; Мулкиййат, 25 ноября — 2 декабря 1997.
20 См.: Мамедов И. Экономические преобразования в Азербайджане: поиски стратегии и перспективы // Центральная Азия и Кавказ, 2000, № 1 (7). С. 110.
21 Азербайджанская экономика: мифы и реальность // Монитор, 1998, № 1. С. 16.
22 См.: Зеркало, 15 ноября 1997.
23 См.: Материалы "Транспаренси Интернэшнл" (Transparency Internanional) на сайте [htpp://www.transparency.de/documents].
24 См.: Азербайджанская экономика: мифы и реальность.
25 См. например: Мусабеков Р. Коррупция в Азербайджане // Центральная Азия и Кавказ, 2000, № 1 (7).
26 Financial Times, 18 January 1999.
27 См.: Независимая газета, 2 февраля 2000.
28 См.: Там же.
29 См.: Независимая газета, 1 февраля 2000.
30 См.: Монитор, январь 1997, № 4. С. 9.

SCImago Journal & Country Rank
build_links(); ?>
Реклама UP - ВВЕРХ E-MAIL