Не стоит думать, что в западных столицах все только о том и мечтают, как насолить России, ослабив ее экономический потенциал. На днях мне позвонили из посольства одной из европейских стран и попросили помочь в подготовке плана работы на следующие пять лет, обозначив основные направления перспективного участия компаний из этой страны в российских нефтегазовых проектах. Санкции санкциями, а зарубежным инвесторам не дает покоя гигантский рынок развития самой главной отрасли России, где можно хорошо заработать на поставке технологий, оборудования и опыта, не говоря уже о выгодном кредитовании.
Помощь же посольству понадобилась из-за того, что найти в России объекты для сотрудничества становится все сложнее, и причины такого сужения возможностей кроются отнюдь не в отсутствии интереса со стороны западных инвесторов.
Дискриминация иностранных компаний в российском нефтегазе приняла официальную форму в 2008 году, когда руководство страны решило законодательно ужесточить правила их доступа к ресурсам отрасли. Чужакам запретили настоящее партнерское участие в проектах на континентальном шельфе, оставив для них что-то вроде сервисных контрактов, которые не предусматривают собственности на часть запасов и продукции. Кроме этого, иностранцев предупредили в законе о недрах, что в случае открытия на суше месторождения с запасами более 70 млн тонн нефти или 50 млрд кубометров газа лицензию на добычу может отобрать у них отечественная государственная компания.
«Патриотическая» редакция законодательства нанесла мощный удар по перспективам освоения нефтегазовых богатств России. Лицензии на шельфе поделили между собой «Газпром» и «Роснефть», ничего не оставив иностранцам (и оставив лишь крохи частным компаниям внутри страны). Выполнять лицензионные обязательства по полученным участкам неповоротливые гиганты не смогли, и в правительство пошли просьбы о переносе программ сейсмических исследований и бурения скважин. Освоение углеводородных ресурсов на российском шельфе замедлилось, а с падением цен на нефть в конце 2014 года практически остановилось.
Низкие цены на продукцию нефтегаза стали вторым ударом по перспективам сотрудничества с иностранцами. Высокая себестоимость добычи на арктическом шельфе, доходящая, по некоторым оценкам, до $150 за баррель, вывела такие проекты из списка коммерчески рентабельных. А на суше оказалось, что почти 70% запасов российской нефти относятся к категории трудноизвлекаемых, с себестоимостью добычи $70-80 за баррель. Открытие новых месторождений (и новых залежей на старых месторождениях), которых появляется на карте России более 50 в год, идет сейчас по мелочи. Крупных запасов обнаружить не удается.
В таких условиях работающие в России компании стали сокращать инвестиции в разведку новых запасов и усиленно эксплуатировать уже действующие промыслы, интенсифицируя добычу на них, истощая запасы с низкой себестоимостью и приближая конец старых проектов. У отечественных операторов инвестиционные программы даже выросли в рублевом выражении. В прошлом году они сделали на 13% больше капиталовложений, чем в 2015 году, если верить агентству Fitch.
Часть международных санкций, введенных в отношении отрасли в связи с захватом Крыма и военными действиями в Донбассе, потеряла смысл. Запреты на работу западных компаний на арктическом шельфе и на разработке трудноизвлекаемых запасов померкли перед лицом низких нефтяных цен, которые оказали здесь куда больший негативный эффект.
Специалисты из Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых на условиях анонимности утверждают, что провозглашенные правительством планы поддержания нефтедобычи на уровне более 525 млн тонн в год вплоть до 2035 года не основаны на реальном положении дел в отрасли. По их мнению, после 2020 года добыча российской нефти начнет снижаться быстрыми темпами – до 10% ежегодно. По природному газу потенциал запасов в России практически неисчерпаем, но ограниченность рынков создает непреодолимые препятствия для значительного повышения добычи, а после 2030 года приведет к быстрому падению спроса.
Возможный рост цен на нефть и совершенствование технологий ее извлечения из недр лишь отодвинут сроки истощения рентабельных запасов. В долгосрочной перспективе нефтегаз должен утратить ведущую роль в наполнении государственного бюджета России, а заменить сырьевой источник дохода другой конкурентоспособной экспортной продукцией будет очень и очень трудно, если не невозможно. Во всяком случае, независимая команда авторов недавно опубликованного «Прогноза развития энергетики мира и России» до 2040 года такой альтернативы не обнаружила, как ни старалась.
Расчеты западных посольств на то, что они помогут своим инвесторам найти в России крупные и надежные объекты для приложения усилий и получения прибыли в процессе сотрудничества, не подкрепляются настроениями уже действующих в стране зарубежных фирм.
Если верить данным опроса в отрасли, проведенного компанией Deloitte, всего 18% респондентов считают, что приток капитала в российский нефтегаз в течение предстоящих пяти лет увеличится. В 2015 году таких оптимистов насчитывалось 48%. Еще 36% уверены в том, что денег будет поступать меньше, чем сейчас, и 37% полагают, что капиталовложения останутся на нынешнем уровне.
Компания Global Data Upstream Analytics опубликовала данные, которые свидетельствуют о резком сокращении планируемых иностранных капиталовложений в российскую нефтегазовую отрасль. Если в 2010-2016 годах четыре крупнейших инвестора - англо-американская BP, германская BASF, международная Shell и итальянская Eni - инвестировали более $9,3 млрд, то на период 2017-2020 годов новые капиталовложения планируют сделать только BASF и Shell, да и то меньше, чем на полмиллиарда. Обе компании должны поддерживать добычу на давно действующих проектах.
Американская ExxonMobil, хотя и отказывается объявить потерянными средства, вложенные в совместный с «Роснефтью» проект поиска запасов в Карском море, инвестиции туда приостановила из-за санкций, оставив в планах возможное строительство завода по сжижению газа в рамках старого проекта «Сахалин-1». Капиталовложения на следующие четыре года планируют также партнеры «Новатэка« по проекту «Ямал СПГ», то есть французы из Total и китайцы. Но здесь мотивация понятна. По решению российского руководства, пожелавшего видеть страну в числе крупных поставщиков сжиженного газа на мировой рынок, запасы газа по этому проекту были просто «подарены» консорциуму, чтобы гарантировать хотя бы минимальную рентабельность для инвесторов: Россия не получит тут ни копейки в виде налогов и пошлин и к тому же возьмет на себя расходы по строительству порта, аэропорта и атомных ледоколов под этот проект. Некоторые инвестиции заложили в планы индийская ONGC, японская JOGMEC и испанская Repsol, но суммы не сравнимы с тем, что эти компании вложили в России в 2010-2016 годах.
В целом можно заключить, что российские компании-операторы активизируют извлечение запасов, торопясь извлечь прибыль из опустошаемых рентабельных месторождений до начала падения добычи по стране, в то время как их иностранные коллеги сократили инвестиционные программы на период до 2020 года. Перспективы для новых зарубежных инвесторов в таких условиях выглядят не слишком радужными.
Главная > РуководствоРасширение доступа иностранных компаний к участию в проектах нефтегазового сектора
Доц. Т.Л. Вейнбендер, асс. А.Б. Фокина, ТюмГНГУ
Финансовый кризис заставил российское руководство и компании более трезво оценить возможности отечественной экономики, в том числе нефтяного сектора. Если раньше доступ к нефтегазовым месторождениям иностранных компаний всячески ограничивали или минимизировали их участие в российских проектах, то теперь, наоборот, предлагается расширить, в том числе в части финансовых вложений. Такое мнение высказал глава «Роснефти» Сергей Богданчиков. России нужно менять принципы сотрудничества с иностранными компаниями, считает глава «Роснефти». Во-первых, иностранные компании, участвуя в российском проекте, должны брать на себя проектное финансирование на весь проект, а не только на свою долю. Во-вторых, они должны обеспечить выход российских компаний на рынок своей страны. Кроме того, зарубежные компании должны принимать участие в создании сервисной инфраструктуры на территории России. В настоящее время в России до 70 млн. т нефти в год (из общего объема 490 млн. т в год) добывается иностранными компаниями через разные формы участия. По оценкам НК «Роснефть», недостаток инвестиций в российскую нефтяную отрасль составляет порядка 300 млрд. долл. Без достаточного объема инвестиций в отрасль уже в течение ближайших лет можно прогнозировать снижение добычи примерно до 450 млн. т нефти в год. В то же время при осуществлении необходимых инвестиций, в том числе в развитие новых месторождений, можно прогнозировать рост добычи в ближайшие годы до 511 млн. т. Для развития нефтяной отрасли, роста добычи и развития новых месторождений нужно осваивать в первую очередь шельфовые месторождения. Однако это очень дорогостоящие, высокозатратные проекты. Поэтому они требуют принятия специальной системы налогообложения Налоговая нагрузка в нефтегазовом секторе достаточна высока. В среднем она составляет 30-38% от суммы продаж, а по некоторым месторождениям превышает эти цифры. В августе 2009 г. налоговики привлекли в федеральный бюджет 254 млрд руб. Это лишь на 17 млрд руб. больше, чем они собирали в среднем в месяц в январе-июле этого года - 237 млрд руб. При этом все это увеличение сборов пришлось исключительно на налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), который сейчас дает 30% поступлений в федеральную казну (второй после НДС показатель). Если в среднем в январе-июле сборы НДПИ в его нефтяной части составляли 61 млрд руб. в месяц, то в августе - 86 млрд руб. Очевидная причина такого увеличения - рост мировых цен на нефть, никак не связанный с антикризисными программами российских властей. Основными, определяющими налоговый режим для иностранных инвесторов являются налог на добычу полезных ископаемых и налог на прибыль. Необходимо также учитывать экспортные пошлины, которые, по сути, также явля-ются налоговым платежом. Другие налоги не оказывают существенного влияния на финансовое состояние компаний. Ставка налога на добычу полезных ископаемых определяется формулой, учитывающей объем добычи, обменный курс и цену на нефть сорта «Юралс» в Европе. Соответственно при росте цен на нефть этот налог повышается. Ставка установлена для того, чтобы исключить влияние на доходы бюджета и нефтяных компаний возможного резкого колебания цен на экспортируемую российскую нефть и применяется с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть. При этом налоговая ставка должна ежеквартально уточняться на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть сорта «Юралс». Стоимость добытых полезных ископаемых, с которой исчисляется налог, рассчитывается конкретно по каждому добытому полезному ископаемому, а не по целому виду, как было установлено до сих пор.Налог на добычу полезных ископаемых исчисляется в порядке, установленном гл.26 "Налог на добычу полезных ископаемых" Налогового кодекса РФ. Однако в порядке исчисления этого налога есть некоторые изменения. Так, в соответствии с Федеральным законом от 18.08.2004 N 102-ФЗ с 1 января 2005 г. базовая ставка налогообложения по нефти применяется в размере 419 руб. за тонну (вместо прежней ставки 347 руб.). При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв).
Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть, рассчитывается по формуле 1:
где Ц - средний за налоговый период уровень цен нефти сырой марки "Юралс" в долларах США за 1 баррель;
Р - среднее значение за налоговый период курса доллара США к российскому рублю, устанавливаемого Центральным банком России;
15 - минимальная цена за 1 баррель нефти, используемая в формуле для расчета ставки платы (постоянная величина), долл.;
29,0 - курс доллара США к российскому рублю (постоянная величина, используемая в знаменателе формулы), руб.
Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Кц округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления. В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле 2:| Кв = 3,8 - 3,5 x (N/V) |
| Св = N/V |
- привлечение инвестиций в поиск и освоение новых месторождений;
обеспечение устойчивых налоговых поступлений;
сохранение и рациональное использование запасов разрабатывае-мых месторождений;
изъятие сверхприбыли и регулирование доли прибыли, остающейся у нефтегазодобывающих компаний.
Проект от 11 ноября 2008 года
РефератПроект долгосрочного прогноза научно-технологического развития Российской Федерации (до 2025 года) был представлен его разработчиками на заседание координационной группы и в настоящее время дорабатывается в соответствии с высказанными замечаниями
Проект стратегия социально-экономического развития калининградской области на средне- и долгосрочную перспективу содержание
ДокументГлава 3. Комплексное социально-экономическое развитие Калининградской области в рамках реализации базового сценария: приоритетные направления («локомотивы роста») и модернизация иных сфер жизни (отраслей)
Программа по развитию нефтегазового сектора в Республике Казахстан на 2010 2014 годы Астана, 2010 год
Программа3.4. анализ действующей политики государственного регулирования развития отрасли, включая характеристику существующей нормативной правовой базы, действующей практики и результатов реализации мероприятий по обеспечению развития
Изучение зарубежного опыта управления и развития нефтегазовой отрасли, исследование основных проблем отрасли в странах, являющихся конкурентами России на мировом нефтегазовом рынке, а также тенденций развития мирового нефтегазового комплекса в целом является необходимым условием для формирования научных представлений об основных направлениях повышения эффективности функционирования современной российской нефтегазовой отрасли как составной части мировой. Российская практика управления нефтегазовой отраслью заметно отличается от тех, которые применяются в зарубежных странах. Так, например, в странах с либеральным подходом частные компании могут разрабатывать месторождения самостоятельно, прямое государственное участие в добыче отсутствует либо незначительно.
Интересными с точки зрения регулирования рынка нефти и газа является опыт США и Канады. Мировая экономика к характерным особенностям американского энергетического рынка относит: жесткое ограничение на использование иностранного капитала при добыче углеводородов; патентная система на право проведения разведочных работ и добычу углеводородов; эффективное правовое обеспечение; жесткая антимонопольная политика, предусматривающая равный доступ компаний к рынку, исключающий монопольное положение любой из них даже на территории отдельного штата; тенденция к усилению централизованного регулирующего воздействия на НГК. На рынке США осуществляют деятельность тысячи частных добывающих компаний. При этом отсутствует налог на добычу полезных ископае-мых (НДПИ), что способствует более легкому достижению рентабельности. Добыча нефти дебюрократизирована. В отличие от России, где управление осуществляется через тяжеловесную систему бюджетного планирования с минимальными возможностями оперативного корректирования, в США местные нефтедобытчики имеют возможность оперативно и гибко реагировать на изменения рынка. Наличие значительного числа небольших нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) полностью снимает проблему реализации добытой нефти. Так, в России действуют всего 50, а в США - более 8 тысяч предприятий малого и среднего бизнеса в нефтяной сфере. Канада осуществляет действенное разноплановое регулирование сферы недропользования, которое производится на основе принципов обеспечения эффективного использования недр, недопущения неоправданного истощения запасов, обеспечения эффективности экспорта с точки зрения национальных интересов.
В Канаде действует гибкая система налогообложения недропользования: регулируются ставки налогов, предоставляются «налоговые каникулы», применяется система скидок. Роялти зависят от цен на нефть, дебита скважин, качества нефти, типа месторождений, уровня издержек на добычу и транспорт, времени открытия. Такой механизм поощряет поиск и разведку новых месторождений и площадей, системно повышает эффективность нефтедобычи. Налоговая нагрузка нефтедобычи в стране относительно высока. Налог на прибыль составляет 40,8-45,8%, в том числе федеральный - 28%, отчисления в провинциальный бюджет - 12,6-17,8%. Совокупная доля государства в доходах от добычи нефти по экспертным оценкам составляет 45-52%. Кроме того, одним из основных направлений регулирования является стимулирование привлечения внутренних и иностранных инвестиций. Закон об иностранных инвестициях содержит такие условия их привлечения, которые обеспечивают соблюдение интересов Канады в области эффективного использования ресурсов, охраны природной среды, коммерческих интересов, поддержку геологоразведочных работ (включая прямое субсидирование), экспортный контроль (включая контроль за возвратом экспортных доходов), протекционизм в отношении богатых ресурсами, но слабо освоенных районов, а также соблюдение интересов коренного населения.
Крайне показательно с точки зрения российской действительности, применяются также такие меры, как запрет компаниям и фирмам с участием государства использовать офшорные схемы; запрет на участие менеджеров компаний с государственным участием на создание собственных фирм, которые могут быть использованы для вывода активов компаний, в том числе в офшоры; контроль за доходами компаний.
В крупных нефтедобывающих странах доходы от экспорта нефти органично перевариваются и усваиваются национальными экономиками и перераспределяются среди многочисленного населения. В арабских монархиях ситуация иная. Огромные нефтяные доходы растворило в себе немногочисленное население.
По запасам нефти и газа первое место занимает Ближний и Средний Восток. Страны этого региона на протяжении последних десятилетий входят в десятку лидеров мировой нефте- и газодобычи. Огромные запасы нефти и газа, а также высокий уровень их добычи при небольшой численности коренного населения являются главными факторами для стран подобного типа. Нефтегазовая отрасль полностью национализирована и контролируется государством через государственные нефтяные компании.
Крупнейшие страны-нефтеэкспортеры Ближнего и Среднего Востока весьма преуспели в области инвестирования в западную экономику путем целенаправленных вложений в структуры транснациональных корпораций и крупных международных финансовых организаций (включая МБРР и МВФ). Объем иностранных инвестиций Саудовской Аравии исчисляется уже сотнями миллиардами долларов, причем большая часть направляется в США. Кувейт является совладельцем десятков британских, канадских, американских, западноевропейских и японских компаний (British Petroleum, General Motors, IBM, Kodak, Total, Sony и др).
Помимо трех НПЗ на своей территории Кувейт владеет тремя европейскими заводами - в Дании, Нидерландах и Италии. В собственности Кувейта тысячи АЗС в Дании, Швеции, Великобритании, Италии и Норвегии, десять авиазаправочных станций в крупных западноевропейских аэропортах. Обладая флотом из 25 собственных танкеров, Кувейт, по сути, имеет сегодня собственную сеть сбыта (весь цикл от добычи до продажи конечному потребителю) для значительной части добываемой нефти. Прибыль от заграничных капиталовложений становится все более существенным источником валютных доходов. Таким образом, одним из стратегических направлений нефтяной политики стран Ближнего и Среднего Востока является создание инфраструктуры переработки нефти и сбыта нефтепродуктов за рубежом путем приобретения активов иностранных нефтекомпаний, что позволяет осуществлять эффективный контроль за полным циклом добычи, переработки, и сбыта. Практический интерес представляет также опыт Норвегии, в котором нефтегазовая отрасль занимает наибольший удельный вес в структуре ВВП, при этом полностью контролируется государством. Данная отрасль является крупнейшим источником доходов страны, а также важнейшим драйвером технологического и инновационного развития. В 2012 г. на нефтегазовый сектор пришлось 23 % ВВП, 30 % поступлений в государственный бюджет, 52 % экспортных доходов и 29 % всех инвестиций. Норвегия занимает седьмое место среди крупнейших мировых экспортеров нефти и третье - среди экспортеров газа (по данным за 2013 год).
Доходы от нефтегазовой промышленности Норвегии поступают в Государственный Пенсионный Фонд, а затем инвестируется в иностранные ценные бумаги. Фонд, являясь одновременно сберегательным и стабилизационным, обеспечивает долгосрочную стабильность бюджетной системы страны. Правительство Норвегии формирует политику нефтегазового сектора, осуществляет долгосрочное планирование в отрасли, выбирает территории, на которые могут быть выданы лицензии, проводит оценку запасов, геологоразведку неизученных площадей и т.д. Государство контролирует реализацию проектов на всех этапах, требуя от компаний программу бурения, отчет об открытии залежи, план по добыче, план по транспортировке, план по переработки добытого сырья и обеспечивая их соблюдение. За формирование энергетической политики Норвегии отвечает Министерство энергетики и нефти. Оно же играет ключевую роль в выдаче лицензий.
Оперативный контроль за соблюдением условий лицензий осуществляет Норвежский нефтяной директорат, который подведомственен Министерству. Сильной стороной нефтегазового комплекса Норвегии является выбранная модель управления, основным элементом которой стало государственное регулирование. Государством изначально была разработана эффективная программа развития нефтегазодобывающего комплекса, были поставлены правильные задачи: национальный контроль и участие в нефтяных проектах, рациональность управления ресурсами, высокий уровень технологической компетентности, долговременный потенциал. Среди методов достижения поставленных целей были выбраны активное привлечение зарубежных лидеров отрасли и стремительное заимствование финансовых и интеллектуальных ресурсов для вложения в нефтедобычу. Подпуская иностранные компании к своим запасам, Норвегия обязала их передавать свой технологический опыт и готовить местные кадры. Также транснациональные нефтяные компании были обязаны вносить свой вклад в финансирование проектных инженерных программ, что позволило стране решить множество научноисследовательских задач. Высокая развитость экономики, в частности социальной сферы, (перефразировать, так как экономика и частная сфера - не одно и то же) Норвегии свидетельствуют об эффективности проводимой политики в области недропользования, управления нефтегазовым сектором и его правового регулирования. - почему фрагмент текста выделен серым цветом? П
Таблица 1. Особенности развития рынка нефти и газа зарубежных стран
|
Особенности |
|
|
|
|
|
|
Ближний и Средний Восток |
|
|
Норвегия |
|
Таким образом, ряд приведенных выше подходов имеет актуальное значение для дальнейшего совершенствования механизмов развития рынка нефти и газа. К ним относятся регулирование отрасли со стороны государства, жесткая позиция в отстаивании национальных интересов, использование нефтегазовых доходов для инвестирования в национальную экономику, ориентация на инновационные технологии и т.д. Изучение и рациональное применение зарубежного опыта позволит повысить эффективность нефтегазового комплекса России.
13:08 — REGNUM Иран начинает отбор иностранных компаний, которые планируют принимать участие в крупных местных нефтегазовых проектах. В частности, в разработке месторождений углеводородов. Об этом стало известно из сообщения, размещенного на сайте Национальной иранской нефтяной компании (NIOC).
Прием заявок от зарубежных нефтедобытчиков начался в понедельник, 17 октября, и продлится до 19 ноября текущего года. NIOC приглашает к участию в предквалификационном отборе заинтересованных в сфере разведки и добычи черного золота инвесторов. Окончательный список выбранных организаций компания опубликует 7 декабря. Однако до сих пор ИРИ не огласила конкретный список проектов, о которых идет речь.
После отмены в январе этого года западных санкций в отношении Ирана, введенных за ядерную программу страны, ИРИ пытается нарастить добычу нефти и долю рынка до досанкционных показателей. Сначала иранские власти заявляли, что увеличат производство до намеченных 4 млн баррелей в сутки к июню этого года, потом — к сентябрю. Сейчас и вовсе перенесли сроки на 2019 год. Стало очевидно, что без финансовых инвестиций зарубежных компаний Ирану самому не справиться. Поэтому для увеличения привлекательности своих нефтегазовых месторождений Тегеран в августе этого года утвердил новую модель нефтяных контрактов для иностранных инвесторов (IPC). Согласно иранскому плану, нефтегазовой отрасли страны необходимо около $150 млрд инвестиций, чтобы к 2020 году увеличить добычу на миллион баррелей в сутки. Таким образом, за ближайшие два года ИРИ намерена подписать с зарубежными компаниями контракты на $25 млрд.
IPC предусматривает более гибкие условия деятельности зарубежных компаний по сравнению с прошлыми контрактами. Детали контрактов до сих пор не разглашаются. Но известно, что теперь иностранные инвесторы смогут заключать контракты сроком до 20 лет, что позволит компаниям как минимум возместить свои затраты. Старые контракты предполагали единовременную выплату, и срок их действия составлял всего пять лет.
Иранская национальная нефтяная компания уже подписала первый контракт по новой модели в октябре, но не с иностранной компанией, а местной Setad Ejraye Farman Emam. Эту компанию американские массмедиа называют частью конгломерата иранского лидераАли Хаменеи . По условиям контракта, предусматривается повышение методов нефтеотдачи пластов и увеличение добычи нефти на месторождении Купал в рамках разработки второй фазы месторождения Яран.
Ранее ИА REGNUM сообщало, что норвежские, голландские, британские компании в конце августа текущего года уже заявили о том, что заинтересованы в совместной работе с Тегераном в нефтяной отрасли, и попросили предоставить им возможность изучать территории в Каспийском море. Правда, заместитель генерального директора Национальной иранской нефтяной компании Голам-Реза Манучехри не уточнил, о каких компаниях идет речь. Однако, по словам Манучехри, Тегеран уже предложил зарубежным инвесторам принять участие в разведке и разработке одновременно в четырех проектах по добыче углеводородов в Каспийском море. В частности, месторождения «Сардар-е Джангал».
Что касается российско-иранского сотрудничества в нефтяной отрасли, то в августе посол РФ в Тегеране Леван Джагарян рассказывал, что российские нефтекомпании интересуются иранскими нефтяными проектами. В основном речь, конечно, идет о добычных проектах, однако возможно и участие в сфере нефтепереработки и нефтехимии. Более того, допускается и вариант создания консорциума российских нефтекомпаний для работы в Иране, заявил Джагарян.
О своем желании работать в Иране ранее заявлял «Лукойл». По словам российского посла, компания рассматривает участие в проектах по разработке двух месторождений в районе города Ахваз на западе ИРИ. Возможно возвращение «Лукойла» в проект «Анаран», где до введения санкций работала компания. Также сейчас на стадии согласования находятся меморандумы о сотрудничестве «Газпром нефти», «Газпрома» с иранскими нефтяной и газовой компаниями NIOC и NIGC в области разработки нефтегазовых месторождений. Интерес к участию в иранских проектах также выразили «Зарубежнефть» и «Татнефть».