*[Enwl-inf] для информации: российские официозы про ВИЭ и пик потребления нефти
ENWLine
Ну и много других интересных цифр, которые просто так не найдешь (КИН, капекс и пр.)
Владимир Чупров
***
Завальный (ГД): ВИЭ будут в долгосрочном периоде влиять на цены на углеводороды, в первую очередь на нефть в ближайшие 15–20 лет.
Сорокин (Минэнерго): спрос на нефть может начать падать через 20–25 лет.
http://rcc.ru/article/pavel-zavalnyy-predsedatel-komiteta-gosdumy-po-energetike-dobyt-vse-chto-u-nas-est-i-prodat-67917#astart
Павел Завальный, председатель комитета Госдумы по энергетике: Добыть все, что у нас есть, и продать
Павел Завальный в интервью «Ведомостям» продолжает многие темы предыдущего разговора, состоявшегося три года назад. Политика ОПЕК, роль США на нефтегазовом рынке, проблемы российского экспорта углеводородов, добыча на арктическом шельфе. Но условия сильно изменились. США, укрепившиеся в рядах экспортеров нефти и газа, стали более жестко диктовать условия, санкции затрудняют развитие глобальных российских проектов и лишили ведущие компании возможности приобретать мировые технологии.
Завальный считает, что именно сейчас – пока в мире есть потребность в нефти и газе из России – нужно «успеть перестроить экономику и страну, чтобы подготовиться к будущему». А для этого нужно форсировать развитие нефтегазовой отрасли, когда ее конкуренты – возобновляемые источники энергии, ядерная и термоядерная генерации – еще только набирают силу.
– В 2016 г., когда до минимума падали цены на нефть, вы еще до первой сделки ОПЕК+ уверенно сказали, что они вернутся на уровень около $60 за баррель. Прогноз сбылся. Осенью 2018 г. цена нефти за месяц обрушилась на $20 и сейчас едва стабилизировалась. Обновите прогноз на ближайшую перспективу?
– Мировой рынок, несмотря на большое количество участников и [большой] объем торговли, по-прежнему остается несовершенным. Изменение запасов или объема суточной добычи до 1 млн барр. – а это меньше процента от суточного потребления – приводит к изменению цены на десятки процентов. До тех пор пока на рынок можно повлиять одним сообщением в твиттере, я был бы осторожен в оценках. Мне кажется, надо говорить о более фундаментальных вещах и тенденциях. Структура запасов ухудшается – не только в России, во всем мире. Повышение эффективности добычи, развитие новой техники и технологий этого не компенсируют в полном объеме. Это общий тренд. И значит, себестоимость добычи будет расти. А это объективно потянет за собой рост цен на энергоресурсы, так как никто не будет продавать нефть себе в убыток.
Ограничивающим фактором становится развитие ВИЭ [возобновляемых источников энергии]. Во многих странах себестоимость производства зеленой энергии либо уже сравнялась с традиционными источниками, либо близка к тому. ВИЭ будут в долгосрочном периоде влиять на цены на углеводороды, в первую очередь на нефть.
– Это в каком горизонте?
– В ближайшие 15–20 лет, я бы сказал. Уже сейчас нефть и газ начинают конкурировать с ВИЭ с точки зрения производства тепла и электроэнергии. Все остальные факторы – не важно, геополитика или спекуляции – продолжат влиять, но в меньшей степени и кратковременно. Глобальный конкурент [конкурентный фактор] – только стоимость производства электроэнергии на ВИЭ и экологические вопросы использования углеводородов.
– Один из главных аргументов противников ВИЭ: зеленая энергетика может быть дешевле с точки зрения операционных расходов, но она требует 100%-ного резервирования. По крайней мере, пока нет промышленных накопителей.
– Углеводородный характер мировой энергетики пока сохранится по другой причине. Сейчас около 20% населения планеты в принципе не имеет доступа к электроэнергии. И темпы развития спроса на энергию пока будут опережать темпы развития ВИЭ-генерации. Это тоже общий тренд. Сейчас доля углеводородов в энергетическом балансе мира – около 54%. И прогнозируется, что к 2040–2050 гг. на фоне роста спроса на энергию в 1,4 раза доля углеводородов не снизится ниже 50%. Но развитие ВИЭ приведет к перебалансировке в этой части, все большую роль в качестве дублера зеленой генерации будет играть газовая. Тем более что рынок СПГ крайне гибкий, быстро развивается и решает вопрос доставки первичных энергоресурсов туда, куда раньше это было сделать невозможно.
– И тем не менее даже 2040 год сейчас очень далекий горизонт. Проблемы с волатильностью рынка нефти есть прямо сейчас. Поможет ли новое соглашение ОПЕК+ удерживать комфортную для нас цену на нее в 2019 г.?
– На котировки сейчас очень сильно влияет объем добычи сланцевой нефти в США, Америка выходит на более чем 12 млн барр. в сутки. Специфика добычи привычных запасов – высокие капитальные затраты на разработку и низкая себестоимость добычи потом. Для сланцевой нефти капитальных затрат на входе практически никаких нет. Каждая скважина – это фактически маленькое месторождение. Но операционные затраты высокие. Даже с учетом развития технологий они сейчас находятся на уровне не менее $45–50 за 1 барр. Нижний порог мировых цен на нефть будет определять себестоимость добычи в США, производители которой не будут работать себе в убыток и даже в ноль. Мой прогноз еще месяц-два назад был – быстрый возврат к ценам не ниже $55. Сейчас котировки будут определяться суммой факторов: спрос, предложение, размер запасов и вышеназванная себестоимость сланцевой добычи в США. А это диапазон $60–70 за 1 барр., который нас устраивает. Выше – нельзя, потому что это будет стимулировать развитие ВИЭ. Нам, как стране, это невыгодно.
ВИЭ и так развиваются, прогресс не остановишь, но мы точно не должны сами его ускорять, толкая цену за баррель выше $70.
– Балансируя цену в коридоре соглашением ОПЕК+, мы в то же время физические объемы российской нефти с рынка снимаем. А все, что снимаем мы или – условно – Саудовская Аравия, заполняет нефть из США.
– Соглашение ОПЕК+ работает именно из-за несовершенства рынка. Мы сокращаем добычу на – условно – 300 000 барр. Но цена на нефть вырастает непропорционально... в моменте получается экономика экспортных продаж намного лучше.
– Но в перспективе цена стабилизируется в названном вами диапазоне, а физический объем продаж мы уже сократили.
– Кто-то должен пострадать... Я думаю, пострадают все производители нефти в той или иной степени. Выиграют здесь только США.
– В 2016 г. ожидалось, что на росте инвестиций в отрасль в случае отскока цен будет увеличение затрат в геологоразведку и разработку трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Баженовская свита по-прежнему на месте, а аналитики говорят, что после 2022 г. страну ждет неизбежное снижение добычи из-за недоинвестированности в геолого-разведочные работы (ГРР). Есть возможность это исправить? (Баженовская свита – нефтяная сланцевая формация на площади не менее 1 млн кв. км в Западной Сибири.)
– Такая проблема есть. Из традиционных запасов российских месторождений нефти 55% мы уже выбрали. В общем объеме добычи ТРИЗы дают лишь около 7% (или 40 млн т), а если говорить о Бажене, то там не более 600 000 т в год. А себестоимость добычи там в 2,2 раза выше, чем на зрелых традиционных месторождениях, даже несмотря на их выработку.
Я считаю, что нам надо сейчас делать ставку не только на разработку ТРИЗов, но и на развитие технологий, позволяющих поддерживать добычу традиционной нефти. В той же Западной Сибири КИН [коэффициент извлечения нефти] – проектные значения – до 36%. Фактически достигнутые – 22%, а в целом по стране – 26%. Сравните с США, где проектные КИНы в среднем 42%, или с Норвегией – выше 50% на шельфе. Да, это зависит в том числе от структуры месторождений, я согласен. Но тем не менее факт, что мы добываем лишь треть, а две трети запасов оставляем в земле, причем там, где уже есть вся необходимая инфраструктура.
В качестве примера можно привести совместный опыт «Газпром нефти» и Shell на Западно-Салымском месторождении в ХМАО-Югре, где при использовании технологии АСП (метод химического заводнения, способствующий повышению нефтеотдачи пласта) коэффициент извлечения довели до 69%.
В развитии технологий наш резерв – поддержание полки российской добычи в ближайшие годы.
Что касается разведки, то она не должна быть только для разведки. Пример опять же Америки. Сравните текущую добычу и доказанные извлекаемые запасы – и сами все поймете.
Давайте посмотрим на Арктику...
– ...для добычи в которой у России сейчас нет технологий.
– Проблема не только в технологиях, в первую очередь в себестоимости. Для арктических месторождений она будет от $100 за 1 барр. И здесь вопрос: а к моменту добычи там будет ли в принципе нефть по такой цене востребована рынком?
– Развитие технологий принципиально упирается не только в необходимость инвестировать дополнительные средства в разработку. Та же самая «Газпром нефть» не может просто пойти на рынок и купить технологии – мы под санкциями. Насколько санкции влияют на темпы технологического развития нефтяной и газовой отраслей? Южно-Киринское до сих пор не могут разработать. (Южно-Киринское месторождение открыто «Газпромом» в 2010 г. Разведанные и выявленные запасы – 814,5 млрд куб. м газа, 130 млн т газового конденсата (извлекаемые), 3,8 млн т нефти (извлекаемые). Планируемая проектная мощность – 21 млрд куб. м газа в год.)
– Не было бы счастья – да несчастье помогло. Мы сейчас на ментальном уровне меняем отношение к собственным технологиям, импортозамещению. С газом в стране в целом сейчас такой проблемы нет. А что касается нефтянки... Сложно догонять, но мотивация догонять сегодня совершенно иная, чем была еще пять лет назад. И это не только просто потребность компаний, это насущная необходимость – если кто-то сегодня не будет этим заниматься, то завтра таких компаний просто не будет.
– И поступлений в бюджет.
– Бюджет – это вопрос другой, мы сейчас говорим о развитии нефтяной отрасли как таковой. А ее влияние на бюджет... Несет сейчас нефтяная отрасль золотые яйца – пусть она их несет и развивается по своим законам. Что касается экономики страны – это другая задача, и обсуждать надо, как уменьшить эту зависимость от нефтегазовых доходов. Не слезть с иглы, но повысить устойчивость экономики страны от влияния только одной-двух отраслей.
– Но зависимость эту мгновенно не снизить.
– Мы будем зависеть от нефтегаза всю оставшуюся жизнь. Вопрос надо ставить не «как слезть с иглы». Мы должны тот ресурс, т. е. возможности, которые нам дала природа, максимально использовать для диверсификации экономики и развития других отраслей. И использовать этот ресурс сейчас надо по максимуму. Потому что, во-первых, он конечен. Во-вторых, каменный век закончился не потому, что закончились камни. В них просто нужды не стало. Я думаю, в горизонте 40–50 лет базовой отраслью энергетики станут даже не ВИЭ, а ядерная и термоядерная генерации. Все запасы углеводородов мира обеспечивают лишь 15% от потенциала этих отраслей. Вот куда человечество должно идти, там будущее.
– Но в настоящем у нас же главный предмет гордости – величина запасов.
– В настоящем мы должны максимально сейчас постараться добыть все, что у нас есть, и продать. Потому что потом это никому не будет нужно. И за то время, пока есть спрос, успеть перестроить экономику и страну, чтобы подготовиться к будущему.
И поэтому нам сейчас очень нужна Арктика. Общие запасы нашей страны сейчас оцениваются в размере около 80 млрд т нефтяного эквивалента. Запасы арктического шельфа, по разным оценкам, составляют до 100 млрд т, при этом 80% из них приходится на газ, наиболее востребованный в рамках энергетического перехода к низкоуглеродной энергетике.
– Но это шкура неубитого медведя, а себестоимость добычи этого газа... С учетом необходимости освоения технологий для разведки и разработки новых месторождений и стоимости доставки из Арктики – где мы будем на кривой предложения?
– Вместе с развитием технологий СПГ, даже с учетом доставки, мы будем конкурентны на этом рынке. Лицензии на ГРР на арктическом шельфе сейчас получают две компании – «Газпром» и «Роснефть», обе свои обязательства по разведке выполняют. И у обеих есть планы по развитию производства СПГ на базе арктических месторождений. Пока идет разведка, чуть позднее будем обсуждать конкретные проекты, позволяющие монетизировать эти запасы.
– Пока ни одна компания о таких планах вслух не заявляла. Только «Новатэк» собирается штамповать один завод за другим в районе Ямала и Гыдана.
– «Новатэк» – первопроходец с точки зрения производства СПГ в Арктике. Пока они, правда, используют для этого газ континентальной добычи. Но уже сейчас собираются поставить крупнотоннажные установки по сжижению на мобильные платформы. Это первый шаг на пути к освоению морских месторождений. Такие платформы можно поставить в районе Штокмана, например, и монетизировать его. Хотя для этого проекта речь идет скорее о горизонте за 2030 г. Потому что пока достаточно ресурсов не столь отдаленных.
– Тем временем в получении лицензии на экспорт с проекта «Печора СПГ» «Роснефти» было отказано. И мнение вашего комитета сыграло в этом случае не последнюю роль, как я понимаю.
– Мы в комитете в этом случае были статистами на самом деле. Закон лежал пять лет, хотя по правилам мы должны были рассмотреть его раньше. За это время я неоднократно обращался и в «Роснефть», и лично к Сечину с просьбой определиться. Будут или не будут они разрабатывать это месторождение, выгоден экономически этот проект или нет. Мы не можем принимать закон и менять правила игры только «на всякий случай». Вообще, есть процедура: если у компании были расчеты, под которые требовалось изменение закона, нужно было обратиться в правительство, показать, каков будет экономический эффект для компании и государства.
– Этих расчетов не было?
– Считали они неоднократно. И пришли к выводу, что проект экономически невыгоден. Более того, этот проект был нацелен на поставки газа в Европу. На рынок, где уже есть «Газпром». [Проект] потенциально создавал излишнюю конкуренцию российского газа с российским газом.
Поэтому я извинился перед коллегами, объяснил, что мы не можем держать на рассмотрении закон просто так. Если он созреет, если будет на то воля государства, ничто не помешает нам принять такое решение.
– В ноябре весь газ «Новатэка» с «Ямал СПГ» пришел в Европу. При этом обсуждалось, что, по идее, газ «Новатэка» и газ «Газпрома» конкурировать не должны. Правительство на самом деле верит, что может регуляторными мерами избежать конкуренции российского газа на внешних рынках?
– Я понимаю, что косвенная конкуренция все равно останется, потому что, если даже «Новатэк» не будет поставлять сжиженный газ на европейский рынок, его будут агрегаторы и трейдеры поставлять. Рынок становится глобальным, и, даже если сначала СПГ придет в Азию, мы не можем быть уверены, что потом этот газ не появится в Европе. В наших силах исключить только прямую конкуренцию.
Вообще, когда начинали строительство проекта СПГ, «Ямал СПГ», 80% проекта уже было законтрактовано. И законтрактовано в основном азиатскими потребителями. Но «Ямал СПГ» был введен досрочно – что первая очередь, что вторая и третья – на год раньше срока и на год раньше обязательств по поставкам. Понятно, ввели раньше – это хорошо, повышает эффективность проекта. Но куда теперь этот газ деть? Поэтому на этом этапе можно с какими-то оговорками допустить их [«Газпрома» и «Новатэка»] конкуренцию.
Но все равно считаю, что поставки СПГ с Ямала на европейские рынки – это не лучшая практика для нашей страны. «Ямал СПГ» освобожден от экспортных пошлин, имеет кучу преференций для своего производства, которые дали, чтобы уменьшить сроки окупаемости проекта, с оглядкой на его затратность. Если сопоставить куб газа, поставленный за рубеж по сети «Газпрома», и куб газа с «Ямал СПГ», валютная выручка и там и там сопоставима. Но что во втором случае получило государство? В случае с газом «Газпрома» государство получило порядка 60% налогов, если не больше, учитывая таможенные пошлины. А с «Ямал СПГ» мы получим, может быть, 10–15% – не знаю, точно не считал – налогов. То есть поставка, продажа сетевого газа государству в разы выгоднее, чем поставка газа в виде СПГ.
– Разница прямых поступлений в бюджет от экспорта СПГ с Ямала и экспорта трубопроводного газа понятна. Это счетная задача. Считали ли вы мультипликативный эффект, который дает экономике развитие СПГ-проектов в Арктике?
– Мы не считали.
– У вас есть оценки. Может быть, компания приносила, говорила: вот, мы посчитали.
– Я надеюсь, что они есть в правительстве. Логика государства простая – столь сложным, прорывным проектам нужны более льготные условия, чем для стандартных серийных решений. Меры поддержки были нужны. Но только на срок окупаемости. На первом этапе государству надо было пойти навстречу.
Так же в свое время обсуждали механизм СРП [соглашения о разделе продукции] для Сахалина. Сейчас можно судить, правильно или неправильно это было сделано. Но 25 лет назад не было ни налогового режима для освоения шельфа, ни технологий, ни законов, позволяющих работать на таких месторождениях. Появился СРП, специальный налоговый режим, привлекли западных инвесторов, партнеров. И сейчас, когда приезжаешь на Сахалин, понимаешь, что решение было правильным.
У «Новатэка» на СПГ-проектах лицензионный характер недропользования – причем здесь, казалось бы, СРП? Но, по сути, льготы для «Ямал СПГ» и есть некоторое подобие особого режима сахалинских проектов. Нужно было гарантировать инвесторам возврат инвестиций, дали господдержку и налоговые преференции. На срок окупаемости. Чем быстрее он закончится, тем раньше государство получит свое. И наша логика именно такая: да, мы сегодня не получаем, но потом будет и проект, и доходы.
– Налоговые льготы для «Ямал СПГ» ограничены 12 годами или добычей 250 млрд куб. м газа. Учитывая досрочный запуск «Ямал СПГ» и дополнительные доходы проекта, эти параметры будут корректироваться?
– Конечно. Я не сомневаюсь, что они пересчитаны и учтены исполнительной властью, ответственной за налогообложение. После возмещения затрат доходы должно получать государство.
Кроме того, уже есть синергетический эффект, который дает этот проект СПГ. Во-первых, мы монетизируем тот газ, который иначе так и оставался бы где-то в недрах Ямала. Во-вторых, это рабочие места на территории России и в период строительства, и во время эксплуатации, а это тоже налоги, которые платятся. Заказы для промышленности страны, в том числе проект развития СМП, который влечет за собой развитие строительства ледоколов и газовозов.
– Новые СПГ-проекты «Новатэка» – «Арктик СПГ», проект в Обской губе – получат такие же преференции, как пилотный арктический завод?
– Нет, конечно. Каждый проект будет иметь свои эксклюзивные условия. Как я сказал, каждый проект имеет свои экономические показатели. Показатели целесообразности, окупаемости, затрат и т. д. Первые проекты – они самые дорогие. Прорывные. У них максимальные риски.
– То есть уже даже на «Арктик СПГ» будет другой режим?
– Конечно. По логике, должен быть другой режим, соответствующий тому, какой будет уровень затрат и сроки окупаемости. И на Обском СПГ, соответственно, будет учитываться и то, что появление новых заводов поставлено на поток, и сколько действующие проекты генерируют денег инвесторам.
– Главный экспортный рынок для нашего газа пока Европа. Но на горизонте маячит Китай, в конце года мы туда начнем поставки, а к 2025 г. «Сила Сибири» выйдет на полную мощность. Есть резервы у Китая для того, чтобы продавать туда еще больше? На слуху проект дальневосточного маршрута. Летом на Восточном форуме о «Силе Сибири – 2» вдруг вспомнили, хотя два года уже никто вслух об этом проекте не говорил. Насколько это реалистичные проекты? У вас на карте в кабинете оба нарисованы. Свежая карта?
– Карте семь лет. Поставки по газопроводу Сахалин – Хабаровск – Владивосток вполне реалистичный проект. Ресурсная база на Сахалине есть, но надо разработать эти месторождения.
– Южно-Киринское месторождение не выйдет на проектную мощность до 2031 г. – даже по оценкам «Газпрома».
– Да, там единственный, собственно говоря, источник – Киринское и Южно-Киринское. Только они в ближайшее время могут являться реальным источником и для третьей очереди СПГ-завода «Сахалин-2», и для газификации Дальнего Востока, и для экспорта.
– И каков порядок приоритетов в этом случае?
– Максимальную выгоду наша страна имеет, экспортируя газ. И только это даст возможность предоставить газ по ценам, скажем так, ниже рыночных, ниже экономически обоснованных для российских потребителей как Сахалина, так и Дальнего Востока. Экспорт газа даст такую возможность. Он нужен для монетизации газа, увеличения выручки, окупаемости затрат по разработке месторождений и создания транспортной сети. И только за счет экспортных цен и экспортных объемов поставки можно сделать окупаемыми эти проекты. Либо при поставках на внутренний рынок мы должны поднять цены в разы.
– Экспортных поставок там возможны два варианта: либо по трубе, либо через третью линию «Сахалина-2». Проект третьей очереди уже готов. Вот только FID (окончательное инвестиционное решение) по нему уже больше года откладывается, а труба дальневосточного маршрута активно строится. И в презентации Минэнерго указывался срок начала поставок – 2020 год. Пусть и без уточнения объемов. То есть сначала экспорт по трубе, потом «Сахалин-2»?
– Ну конечно. Потому что там 100%-ный эффект от экспорта получает Российская Федерация. В рамках проекта «Сахалин-2» мы получаем лишь половину.
– На Дальнем Востоке кроме газпромовского СПГ-проекта есть еще «Дальневосточный СПГ» «Роснефти» и ее партнеров по СРП «Сахалин-1».
– Вы знаете, там есть проблема – не выполняется лицензионное соглашение по разработке месторождения в рамках проекта «Сахалин-1», а там порядка 8 млрд куб. м газа, закачивается пласт. Ну, это поддерживает пластовое давление, обеспечивает объемы добычи нефти. В то же время этот газ должен подлежать монетизации. Пока он идет обратно в пласт, мы теряем выгоду.
– Вы считали, сколько уже таким образом потеряно?
– Ну, это отложенная выгода. Этот газ никуда не делся, он не пропал, он есть.
– Но недополученная сейчас.
– С другой стороны, наша доля в проекте «Сахалин-1» всего 20%. А деньги на проект нужны большие. И окупаемость под вопросом: уже несколько раз пересматривали проект – с точки зрения минимизации стоимости. Последний вариант: $6–7 млрд, что может быть окупаемо с учетом роста цен на СПГ. Но открыт вопрос набора инвесторов.
– «Роснефть» говорила, что допускает возможность строить завод СПГ не в рамках консорциума, а отдельно с партнерами. Параллельно уже два года идут переговоры о продаже газа «Сахалина-1» «Сахалину-2».
– Если «Сахалин-1» строит свой завод, наш интерес там 20%. На «Сахалине-2» – половина. Но по цене между консорциумами нет договоренности. Каждый акционер преследует свою выгоду.
– Государство и там и там в наблюдательном совете. У него нет рычагов давления?
– В рамках СРП они очень ограничены. Только в рамках своей доли.
– Если я правильно понял, государственные приоритеты в выборе между двумя заводами – «Сахалин-2». Но рычагов влияния на это нет.
– Ну, я бы не сказал, что наш приоритет – «Сахалин-2». Я говорю, что если на «Сахалин-2» будут поставки газа, государство получит большую выгоду... Кроме того, технология, которая применяется на «Сахалине-2», эффективнее (лицензиар – Shell). А проект «Дальневосточный СПГ» – он более дорогой. Мощность меньше, хуже сроки окупаемости. Хуже срок окупаемости – значит, деньги государству позже вернутся, чем с проекта «Сахалин-2». С экономической точки зрения государству было бы хорошо, если бы договорились и начались поставки на «Сахалин-2». Проект «Дальневосточный СПГ» – он тоже, скажем так, не совсем плохой. И было бы хорошо, если бы появился еще один завод по производству СПГ. Но сейчас ресурсной базы и для проекта «Сахалин-2» не хватает. А еще, напоминаю, необходимо газом обеспечить потребителей Сахалина, Приморского края, Хабаровского края.
– Если в регионе не будет новых открытий на шельфе, на всех не хватит – баланс по газу не сходится.
– Это вопрос объемов экспорта. Есть разные оценки. Они сейчас, скажем так, до 15 млрд куб. м, в том числе по трубе 8–10 млрд куб. м, все будет зависеть от ресурсной базы.
– С 1 января для нефтяников начался переход к налогу на добавленный доход (НДД), который готовили шесть лет. Почему так много времени заняла подготовка? Не поздно ли начинать такой эксперимент?
– Я скажу: лучше бы раньше. Но и сегодня мы еще пока не опоздали. С 2012 г. мы провели серьезную модернизацию налогообложения нефтедобычи. И мы видим, что каждое месторождение по-своему уникально, должны быть эксклюзивные условия их разработки с учетом всех факторов. Закон по НДД начинает работать в этом году, первые результаты этого эксперимента мы получим где-то через 3–5 лет.
– В 2022–2024-м.
– Да, в 2022–2024-м. Насколько они будут репрезентативны и можно ли на основании этих результатов будет распространить в НДД на всю отрасль, пока сложно сказать. В то же время есть договоренность с Минфином, на стадии принятия закона разговор был, что мы посмотрим через год на возможность распространения НДД на месторождения 3-й группы с совокупной добычей до 100–150 млн т (это касается Западной Сибири, речь о месторождениях с истощающимися запасами), самая доступная, самая перспективная с точки зрения эффективности добычи, результативности применения этого метода.
– Одна из горячих тем в свете завершения налогового маневра – его последствия для Белоруссии...
– Эффект для Белоруссии будет отрицательным.
– Да. Но должны ли мы его компенсировать? Если нет, почему компенсировали раньше?
– Неправильно делали, значит. Я не считаю, что мы обязаны белорусам компенсировать что-либо и как-либо. Это наше внутреннее дело. Раньше мы через таможенные пошлины субсидировали нефтепереработку в интересах потребителей России. А сейчас мы говорим: меняем модель, делаем адресное субсидирование переработки, модернизации и повышения качества. И не более того. А модернизировать нефтепереработку Белоруссии – это задача Белоруссии, а не России.
– Планы по развитию Северного морского пути (СМП) формально к вашему комитету не относятся. Но, по сути, основной грузопоток по СМП должны обеспечить энергоресурсы. СПГ, уголь, газовый конденсат, который будет вывозиться, в том числе с новатэковских проектов. До 80 млн т к 2024 г. – достаточно оптимистично посчитан этот тоннаж. Насколько это реально, все ли проекты к тому моменту будут готовы?
– Если бы 15 лет назад кто-то о 80 млн т рассказал,
ему бы пальцем у виска покрутили. 10 лет – сказали бы: «Мечтатель». А сейчас
можно говорить с уверенностью. 80 млн т или больше, к 2024 г. или к 2030 г., не
суть важно. Можно. В значительной степени благодаря синергии реализации проектов
«Ямал СПГ», «Арктик СПГ» и проч. Государство создает ледокольный флот. Не ради
самого себя, флот создается с пониманием, что грузы будут. И есть якорный
грузоотправитель в данном случае. Который обеспечивает базовую систему заказов.
Возможность транспортировки газа и на Восток, и на Запад – под это в том числе
создается ледокольный флот, атомный и дизельный.
***************
– Повезло в какой-то степени. Работал в Morgan Stanley, занимался аналитикой нефтегазовой отрасли, и в 2015 г. друзья сказали, что министр энергетики Александр Новак ищет себе человека возглавить аналитическое направление. Была нужна дополнительная информация, чтобы лучше понимать рынок, чтобы была связь с внешним миром. Создание аналитического центра (АЦ) тогда курировал первый замминистра Алексей Текслер, мы ему представили проект, долго разговаривали о том, как это лучше сделать. Из Morgan Stanley, известного инвестбанка, уходить было боязно. Тогда я надеялся, что этот шаг позволит лучше понять отрасль. Все же аналитика – это больше теоретические изыскания, а тут была возможность приблизиться к практике, и вот так и появился АЦ.
– Все же вот так уходить из Morgan Stanley в министерство – это юношеский максимализм и желание что-то улучшить?
– Всегда хотел приносить пользу стране. Я видел много возможностей. Люди, которые уезжают, делают свой выбор по разным причинам, но они упускают возможность жить и развиваться вместе со своим домом. Потенциал в России колоссален. Госслужба ради госслужбы меня никогда не интересовала – должно быть желание что-то изменить к лучшему, участвовать в создании системы, которая поможет тем, кто хочет реализовать свой потенциал. Когда появился определенный багаж знаний и возможность пойти в министерство, применить его, я посчитал, что это очень хороший шанс сделать что-то полезное.
– Что стало определяющим для вашего решения?
– Я пообщался с Новаком и Текслером. И увидел, что эти два человека, во-первых, реально работают и имеют очень прагматичное мышление, выкладываются на пользу дела. Впоследствии много раз убеждался, что оказался прав, особенно с точки зрения командной работы. Это проявилось и на этапе подготовки сделки ОПЕК+, и в остальных вопросах. Такая взаимная поддержка, настоящая командная работа, если честно, очень редко сейчас встречается. Когда я увидел, что на госслужбе непосредственно в том ведомстве, куда я хочу сам пойти, есть вот такие люди в руководстве, то подумал, что стоит попробовать.
– К вопросу о начале пути. В какой момент пришло понимание необходимости совершения первой сделки ОПЕК+ [по снижению и ограничению добычи на 1,8 млн барр. в сутки]? За кем было последнее решение? И какую роль в подготовке сделки сыграл аналитический центр?
– Так сложилось, что именно когда я пришел в АЦ при Минэнерго, начиналась подготовка к сделке ОПЕК+. После долгих переговоров, длившихся почти год, сделка материализовалась в соглашение, я начал работать с аналитикой, просчитывать последствия и возможные варианты развития событий. У нас была достаточно маленькая команда, которая работала над этим проектом, на деле в министерстве во все детали сделки было посвящено всего четыре человека. Это позволило действительно сохранить секретность и эффективность работы. Министр был лидером процесса, но финальное решение, естественно, было за президентом.
– Но когда пришло понимание, что сделку о сокращении добычи надо заключать, в какой момент?
– В начале 2016 г. был пик панических настроений на рынке. Перед этим мы имели период достаточно высоких цен на нефть, более $100 за баррель. Это привело к очень большому притоку инвестиций в нефтяную отрасль, что еще больше подогревалось оптимистичными ожиданиями относительно глобальных темпов экономического роста и, соответственно, роста спроса на нефть в будущем. Было принято очень много инвестрешений по дорогим проектам: канадские «пески», глубоководные и сланцевые месторождения. Это было проблемой, так как, когда проект запускается и инвестиции сделаны, его уже тяжело остановить. А затем пришло понимание, что темпы экономического роста в Азии, возможно, будут сокращаться, что темпы роста спроса на нефть будут замедляться. На это наложился фактический рост производства нефти с новых проектов – и так мы получили ситуацию переизбытка нефти на рынке, усиленную пессимистическими ожиданиями. Естественно, в таких случаях рынок начинает искать дно, т. е. тот уровень цены, где предложение начнет сокращаться до момента, пока рынок не найдет нового баланса. К сожалению, поиск баланса мог затянуться, привести к необратимым последствиям для сектора.
Когда нефть была уже по $27, было много разных сценариев развития событий – по большей части негативных. Ряд крупных производителей нефти могли необратимо пострадать из-за нехватки денег на инвестиции, на восстановление запасов. Это было бы опасно для всей отрасли в долгосрочной перспективе. Когда Россия готовилась заключить сделку, Новак поручил нам сформировать различные сценарии. Моделированием последствий для экономики России и мирового рынка мы и занимались. Сделали большую работу: просчитали все возможные сценарии для нефтяных компаний и какой эффект будет для экономики в негативной ситуации, которой, к счастью, удалось избежать.
– И какой?
– Тут важно понимать, что большой фактор для успешности экономики – это ожидания участников экономических процессов: инфляционные, инвестиционные, регуляторные. В условиях, когда нефть низкая, инфляция высокая, а курс национальной валюты падает, бизнес едва ли горит желанием инвестировать, особенно в долгосрочные проекты. Совместные действия стран позволили стабилизировать производство и рынок, цена также стабилизировалась. Благодаря превышению цен над прогнозными значениями начали наполнять резервный фонд – при $40 за баррель, он, напротив, был бы источником финансирования дефицита бюджета и достаточно быстро истощился бы. Общий дополнительный доход бюджета за три года, когда сделка обсуждалась и состоялась, превысил 6 трлн руб., дополнительный доход компаний также превысил 2 трлн руб. Это совместно с политикой ЦБ и Минфина по жесткому соблюдению бюджетного правила позволило стабилизировать курс, сдержать инфляцию, которая при обесценении рубля выросла бы. А это, в свою очередь, сохраненные инвестиции, рабочие места, темпы роста ВВП...
– Нет сейчас ощущения, что вы недооценили американских производителей сланцевой нефти?
– Точные показатели роста или падения добычи сланцевой нефти в США за последние 10 лет не угадывал никто, особенно в момент смены тренда. Конечно, в свои модели мы закладывали несколько меньшее наращивание производства в США, но это были довольно близкие цифры к реальным – мы прогнозировали рост добычи на 1,1–1,3 млн барр. в сутки (с 2017 г. по конец 2018 г. добыча нефти в США выросла на 32%, или на 3 млн барр. в сутки). Превышение добычи сланцевой нефти над нашими прогнозами не стало для нас сюрпризом. Это объективная реальность, в которой нам предстоит существовать в обозримом будущем, и этого бояться не нужно. Необходимо работать над эффективностью, чтобы мы и дальше оставались одним из наиболее конкурентоспособных производителей в мире.
– Нет ли опасения, что всю добычу, которую сократим мы, компенсируют США?
– Отголоски кризиса 2014–2016 гг. мы будем чувствовать достаточно долго. Где-то с 2020 г. начнет ощущаться то недоинвестирование, которое случилось в эти годы. И США не покроют выпадающую добычу, которая сформировалась в тот момент. Нужно понимать, что происходит и естественное падение добычи на отдельных месторождениях, которое составляет примерно 4–5% в год, которое нужно также покрывать новыми проектами в дополнение к росту спроса на 1–1,3% в год. При низких ценах и таких колебаниях, какие были в 2014–2016 гг., не все возможные инвестрешения были приняты. Поэтому здесь встает вопрос долгосрочного планирования и сценарного анализа. У ОПЕК+ нет задачи таргетировать цену, но есть задача снизить волатильность рынка. Мы понимаем, что добровольное ограничение добычи поможет создать более предсказуемый рынок, особенно с учетом, что в этом добровольно участвуют почти все страны, обладающие свободными мощностями по добыче. При этом, конечно, фактор сланца США теперь является крайне важным, и мы были бы неправы, если бы сказали, что он несущественен, – конечно, риск того, что рост в США окажется выше прогнозов, существует. Важно всегда держать руку на пульсе и оперативно реагировать. Итоговая цель – это рынок.
Но вот вам и еще один важный вопрос: что лучше – иметь на 2% больше добычи нефти и на 40–50% меньше выручки или наоборот? Публичная отчетность компаний за 2017 и 2018 гг. красноречиво отвечает на этот вопрос – EBITDA компаний выросла на 15–40%. И еще один момент – при $40 за барр. большая часть отечественных НПЗ убыточна, что еще больше обостряет ситуацию и снижает стимул к инвестированию. Конечно, рынок все равно диктует свои правила и без кооперации производителей, рано или поздно он восстановился бы, но это создало бы намного большую волатильность и неопределенность, крайне болезненно сказалось бы на экономическом состоянии и многих компаний мирового ТЭКа, и стран.
– Но доля России на этом рынке тем временем начинает снижаться...
– Что такое доля рынка? Доля рынка в первую очередь – это сколько ты зарабатываешь. У России нет проблемы с тем, чтобы продать свою нефть на рынке. Поэтому потерей доли это назвать точно нельзя. Как только мы решили восстановить добычу в июне 2018 г. – мы сразу же разместили всю дополнительную добычу на рынке, а это почти 0,5 млн барр. Если бы доля рынка была потеряна, мы бы не смогли этого сделать.
У России есть преимущество – низкая себестоимость. В среднем в России операционные затраты – это $3–10 на барр., еще $5–10 – капитальные затраты, транспорт – $5. Итого $25 за баррель – наша себестоимость. При девальвации рубля себестоимость тоже снижается.
Все остальное – налоги. Это значит, что налоговой системой мы можем регулировать наше положение на кривой предложения и нашу конкурентоспособность. Поэтому долю рынка мы можем потерять, только если сами будем вести безграмотную налоговую политику и терять добычу. Это один из вызовов, с которым мы будем бороться совместно с Минфином. У нас сейчас с ним налажен очень хороший диалог.
То, что Россия обладает такими нефтегазовыми ресурсами, – подарок судьбы, они дают нам ту ресурсную ренту, которой мы можем распорядиться для роста других секторов экономики. Но по мере роста конкуренции в мире между производителями и источниками энергии эта рента будет снижаться, это неизбежно. Время, когда мы можем использовать наше конкурентное преимущество, не безгранично.
Страна постепенно переходит к освоению более дорогих запасов. Это означает, что себестоимость будет расти, и налоговая система под это должна подстраиваться: если вчера и сегодня $25 за баррель было достаточно, чтобы развиваться, то для освоения запасов завтра при цене на нефть ниже $60–70 этого уже не хватит. Сейчас мы совместно с Минфином и Минприроды работаем по дорожной карте по стимулированию добычи нефти, подписанной председателем правительства, и над мерами по стимулированию добычи. Будет проведен аудит запасов, ведь сегодня, по нашим предварительным оценкам, почти половина запасов из уже разведанных не будет разработана без соответствующих льгот. При применении мер стимулирования капитальные затраты нефтяников могут увеличиться еще на 40–50% к 2024 г., т. е. более чем на 600 млрд руб. в год, и привести к росту добычи относительно текущих планов. Это создаст дополнительный спрос на продукцию отечественной промышленности, что уже даст мультипликатор, который нужен для выполнения планов роста ВВП.
Западная Сибирь в этом плане идеальный пример – там существует огромный потенциал по замедлению темпов падения добычи и наращиванию инвестиций.
Я также хочу отметить, что это позволит нам создать спрос на российские промышленные и сервисные активы у иностранных инвесторов – успешный опыт РФПИ, Кирилла Дмитриева в привлечении инвесторов в те сферы, где виден долгосрочный спрос и технический потенциал, показывает, насколько эффективным инструментом может быть слаженная работа суверенного фонда и промышленности. Это особенно справедливо по отношению к предприятиям, поставляющим технологические решения для ТЭКа.
– Каким образом мы можем снизить фискальную нагрузку на те же трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗы)? Ведь Минфин опасается дефицита бюджета.
– Вот есть нерентабельные месторождения или категории запасов. Ты, конечно, можешь посчитать и записать в потенциальные доходы налоги будущих периодов от их разработки, но никто эти налоги тебе не заплатит, если они не будут разработаны. Поэтому лучше снизить за счет налогов себестоимость разработки определенных категорий запасов с условных $70 до $50–55 за барр. Ведь те деньги, которые нефтяники вложат в разработку нерентабельных запасов, будут напрямую направлены в экономику за счет новых рабочих мест, получения подоходного налога, НДС, налога на имущество и проч.
Можно стимулировать развитие за счет государства – забирать деньги в бюджет и потом их перераспределить, а можно разрешить это сделать рынку. И тот и другой подход имеют право на жизнь. Но нефтянка – один из наиболее эффективных и крупных инвесторов в России, потому что они конкурируют на мировом рынке, где не помогут ни административный ресурс, ни связи, ни уговоры: если ты не можешь вкладывать эффективно, ты в рынке не работаешь.
Часть инвестиций при этом идет на стимулирование цифровизации отрасли. В России уже сегодня где-то чуть больше четверти расходов на информационные технологии и цифровизацию несут именно нефтяные компании. Поэтому одна из задач Минэнерго на этот год – показать для страны, что нефтяная отрасль – не дойная корова, а гигантский инвестор в промышленное оборудование и цифровые технологии, драйвер того самого инвестиционного и инновационного рывка, который мы должны сделать.
Для нефтяников цифровые системы критически важны. Именно нефтяники могут обеспечить отечественной информационной индустрии якорный заказ, который потом сделает новый продукт конкурентоспособным. Нельзя этим преимуществом – нефтью – пренебрегать. Не надо смотреть на нефтяные доходы как на проклятье или называть их «иглой». Это подарок судьбы нашей стране, которым нужно правильно воспользоваться для развития экономики.
Нефтяная отрасль должна стать драйвером и источником трансформации, потому что она может обеспечить заказ для всех остальных отраслей, науки, промышленности, чтобы они потом стали тоже конкурентоспособными за счет использования наработок в других отраслях. Просто нужно здесь не мешать переизбытком регулирования, поощрять конкуренцию и задавать направление развития.
Понятный и прозрачный заказ для промышленности также является основой эффективного импортозамещения. Именно для этого мы создали Центр компетенций технологического развития при Минэнерго, который уже приступил совместно с Минпромом к анализу реального отраслевого спроса на отдельные критические позиции оборудования, а также предложения со стороны производителей; кооперация на данном направлении – залог успеха в высокотехнологичных сегментах, ведь технология может стать окупаемой (т. е. если на нее есть достаточный спрос).
– В России большие запасы нефти и газа, мы очень любим это подчеркивать. И многие из этих запасов – «потенциальные». Но какие у нас коммерческие запасы?
– Все зависит от системы оценки.
– Многие сейчас считают по методике SEC. (SEC – учет только коммерчески извлекаемых запасов в пределах срока действия лицензии.)
– Это одна из самых жестких методик, обычно ею пользуются инвесторы. У России есть своя методика, оценивать наши запасы по SEC было бы не очень корректно. У нас потенциально 29,7 млрд т запасов, из них 14 млрд т – доказанные. До 15 млрд т добывать вполне выгодно.
– Какую часть запасов нефти и газа страна объективно может монетизировать?
– С учетом того, что при доразведке что-то доказывается и прибавляется к существующим запасам, то через 10–15 лет, вероятно, если мы будем стимулировать геологоразведочные работы и инвестиции в отрасль, то мы, не исключаю, останемся на том же уровне обеспеченности запасами. Но для этого надо создать дополнительный стимул, хотя важно понимать, что качество этих запасов будет намного хуже, чем сегодня, а стоимость разработки ниже. Уже сегодня мы видим, что бОльшая часть открытий – это малые месторождения, что требует новых подходов к стимулированию их разработки.
– Британские ученые в начале прошлого года выпустили обзор, в котором утверждают, что к 2040 г. мир выйдет на пик потребления нефти. Верите ли вы, что в какой-то момент пик случится, после чего потребление нефти и газа будет падать, уступая долю зеленой энергетике?
– Это тяжело просчитать с точностью в год. Но рано или поздно это произойдет, технологические тренды невозможно игнорировать. Естественно, идет трансформация энергетической отрасли.
– Когда, по вашим оценкам, все-таки случится пик спроса и нефтяная отрасль будет получать основной доход за счет нефтехимии?
– В большей степени за счет нефтехимии – пока не скоро. Сейчас она занимает очень маленький процент от объемов переработки нефти, примерно 13–14%, хотя этот процент и вырастет почти до 18–20% за следующие 15–20 лет. А вот спрос на нефть может начать падать через 20–25 лет.
– А по газу?
– Газ, безусловно, топливо будущего, но риски существуют для всех видов топлива. Очень часто отдается предпочтение тем же возобновляемым источникам с учетом искусственного стимулирования возобновляемых источников (ВИЭ), солнечной и ветроэнергетики.
– Но будет ли спрос на наш газ через 50 лет? Будут ли нужны потребителю в Европе запасы Бованенкова с учетом активного стимулирования возобновляемых источников?
– Это зависит от того, где будет находиться «Газпром» на кривой предложения. Россия – самый конкурентоспособный поставщик газа в Европу. Поэтому вопрос, какими темпами будет падать ее потребление газа, для нас пока не актуален. Как и в нефти – если сумеем сохранить это преимущество, то уходить с рынка будет чужой газ, хотя рента, которую можно изъять налогами, будет все равно снижаться. Электроэнергия на основе газовой генерации является привлекательной как с точки зрения своих экологических качеств, так и с точки зрения цены и доступности. Поэтому по мере падения собственной добычи газа и сокращения угольной генерации в Евросоюзе, а также возможного перехода от атомной энергетики к другим источникам потенциал для роста спроса на газ в Европе есть. А если взять в расчет также бункеровку и газ в транспорте, то создается определенная гарантия спроса.
– А оценки роста сегмента транспортной бункеровки у вас есть?
– Сама по себе бункеровка в России, если брать весь европейский бассейн, может достигнуть 30 млрд куб. м через 15 лет. Может, это небольшой объем, но в то же время это дополнительный спрос, который не позволит упасть рынку. Если, конечно, Европа ставит целью сохранить конкурентоспособность своей экономики, ей нужно будет искать источники повышения собственной эффективности в связи с замедлением экономического роста и старением населения. А если будут еще и энергоносители дорожать, Европе будет тяжело конкурировать с США и Азией. Поэтому европейский потребитель заинтересован в получении наиболее дешевого энергоресурса, и мы его можем поставлять.
– Возникает два вопроса. С одной стороны, одним из самых конкурентных поставщиков газа для ЕС является наш трубопроводный газ, с другой стороны, зимой 2017 г. значительный объем газа с проекта «Ямал СПГ» был регазифицирован в Европе. Когда запускался проект, долго обсуждалось, что наш СПГ конкурировать с трубопроводным газом не должен. Вы еще видите возможность развести трубопроводный газ и СПГ по рынкам?
– Не уверен, что это было так, ведь большая часть газа с «Ямал СПГ» тут же перенаправляется в другие локации. Российский трубопроводный газ максимально конкурентоспособен, и поэтому сначала он удовлетворяет текущий спрос, а затем уже спрос удовлетворяется из других источников. Спрос на трубопроводный газ при этом растет – в 2018 г. мы поставили на экспорт более 240 млрд куб. м газа, рекордный объем. Но даже если говорить о СПГ, то он конкурентнее американского газа в Европе, поэтому в первую очередь он вытесняет именно его.
Кроме того, если не монетизировать эти запасы и не производить из них СПГ, то они останутся навсегда запасами и не будет судового трафика на Северном морском пути – по текущей оценке, СПГ в Арктике может обеспечить грузопоток более чем в 80 млн т к 2030 г. Без СПГ не будет такого масштабного заказа на отечественное судостроение, на криогенные технологии, перевалку СПГ, мы, наконец, упускаем хорошую возможность нарастить газификацию Мурманской области и Камчатки. Это дополнительный выход нашего ресурса на рынки и гигантский заказ для промышленности.
– Выходит, вопрос о предоставлении льгот под новые проекты «Новатэка» – это не вопрос льгот в обмен на получение прямых фискальных поступлений, а вопрос создания дополнительной инфраструктуры?
– Верно, а также заказ для импортозамещения, освоения Арктики, Северного морского пути, получение опыта в новой сфере наукой и персоналом. И важно сказать: так называемые «льготы» – это не выпадающие доходы бюджета, так как без стимулирования эти запасы не разрабатывались бы. Относительно вопроса про конкуренцию трубы с СПГ – мы за этим следим в ежеквартальном режиме, смотрим, где российский газ оказывается. Если мы увидим какое-то изменение в конъюнктуре, то будем думать, что делать.
– А как это контролировать? Это же частный бизнес, трейдинг того же «Новатэка».
– «Новатэк» – ответственная компания, она брала на себя обязательства о неконкуренции российского газа с российским.
– И как «Новатэк» отреагирует, если вдруг это произойдет и вы предъявите компании претензии?
– Сейчас для такой ситуации предпосылок нет. Совсем. Если такая ситуация возникнет – будем разговаривать, смотреть.
– То есть приоритет все же у трубопроводного газа?
– Так работает экономика: трубопроводный газ более конкурентоспособен по цене при транспортировке на средние расстояния.
– Реформа газовой отрасли сейчас нам нужна?
– Естественно, мы ознакомлены с соответствующими аналитическими отчетами (в сентябре 2018 г. Центр стратегических разработок подготовил целевую модель газовой отрасли, где говорится о том, что «Газпром» потеряет контроль над единой системой газоснабжения). Но это не та тема, которую можно реализовать в одночасье. Однако если вы посмотрите поручения вице-премьера Дмитрия Козака, в том числе по естественным монополиям, – это работа с тарифами, недискриминационным доступом, дорожной картой развития конкуренции. Она во многом включает в себя положения из сценариев потенциальной реформы отрасли. Сейчас все эти инициативы находятся в проработке. Любой из перекосов, которые могут быть вызваны внедрением отдельных мер без комплексного подхода, будет создавать неблагоприятные условия для одной из сторон без улучшения ситуации в целом. Задачи переложить деньги из одного кармана в другой нет, потому что отрасль достаточно эффективно работает, есть моменты, которые требуют развития и могут быть улучшены. Но эффект изменений должен считаться комплексно.
– Выделение в какой-то период времени газотранспортной системы «Газпрома» и пересоздание ее как условно независимой структуры, в какой-то перспективе либерализация экспорта по трубе – это часть нашей стратегии или нет?
– Сейчас изучаются все варианты с точки зрения обособления инфраструктуры, но все – внутри самого «Газпрома». Есть поручение о раздельном учете по сегментам, которое к настоящему моменту уже давно прорабатывается. Раздельный учет де-факто показывает, как функционирует газотранспортная система внутри «Газпрома». Выделять ее в абсолютно независимое юрлицо – нет такой ни задачи, ни цели. Цель – чтобы она была прозрачна и всем было понятно, как она функционирует.
– Когда будет это реализовано?
– Это одна из приоритетных задач.
– «Газпром» сопротивляется?
– «Газпром» работает с нами и с ФАС по этим направлениям. Ищем такой подход, чтобы можно было это эффективно сделать. Компания и самостоятельно делает многое, чтобы эффективность росла.
– Централизация экспорта на базе субструктуры Минэнерго возможна?
– Это сейчас не обсуждается.
– Вот уже год, как «Роснефть» платит с Самотлора меньше НДПИ, чем все остальные компании со своих обводненных месторождений. Вы, как Минэнерго, заметили увеличение инвестиций, добычи нефти, насколько эффективно это произошло?
– По результатам девяти месяцев 2018 г. инвестиции в месторождение выросли...
– ...до 52 млрд руб. Но добычу они за девять месяцев, согласно данным компании, не увеличили.
– Не совсем так. Если вы посмотрите на динамику добычи по Самотлору, вы увидите, что это одно из самых стабильных месторождений. Поэтому активность там возросла – и в этом и есть эффект. Надо понимать, что это истощенное месторождение. Это один из тех случаев, когда выделенные деньги дали реальный эффект удержания добычи около текущего уровня, хотя раньше месторождение падало каждый год. Это одна из тех льгот, по которой мы будем оценивать эффективность и смотреть, как такие вот вливания влияют на добычу.
– Когда остальные получат подобные льготы?
– Давайте вернемся к дорожной карте по стимулированию добычи. В ней есть ряд категорий запасов, которые будут проанализированы, в том числе и обводненные месторождения Западной Сибири. Мы примем решение по итогам этой работы: сколько требуется льгот и какие последствия будут для бюджета, будут ли дополнительные инвестиции в случае применения льгот.
По нашим расчетам, вычет из НДПИ для месторождений Западной Сибири может дать от $3–4 за баррель. Это может привести к довольно существенному приросту инвестиций – в перспективе до 2024 г. это до 200–400 млрд руб. в год дополнительных инвестиций в этом регионе. Оценивать окончательный эффект на добычу было бы преждевременным, но здесь речь идет о дополнительных 30–40 млн т в год относительно текущих профилей.
– Правительство готово поддерживать вычет по НДПИ для обводненных месторождений?
– Есть поручение премьера Дмитрия Медведева создать рабочую группу и дорожную карту, есть план работы над инициативами. Мы рассчитываем, что летом-осенью мы выйдем на конкретные решения, согласованные федеральными органами исполнительной власти. Это очень сжатый график и фактически превентивные меры, для того чтобы избежать падения добычи в России в 2021–2022 гг. Падение добычи – это ведь не просто сокращение производства, это падение доходов в бюджет, темпов инвестиций в отрасль. Если ничего не делать, то добыча к 2030 г. может упасть на 250 млн т в год, или более чем на 40%, а это примерно 3,4 трлн руб. упущенных доходов для бюджета в годовом исчислении при цене барреля нефти в $60 и текущем курсе. Также при таком сценарии упадут инвестиции, упадут операционные расходы – и мы получим мультипликативный эффект на ВВП со знаком минус.
– Сейчас Минэнерго по согласованию с Минфином начало применять новую методику налогообложения – налог на добавленный доход (НДД). В эксперименте участвуют несколько месторождений, все ли работает как надо?
– НДД заработал с 1 января. В нем участвуют месторождения с суммарной добычей примерно 15 млн т, а также гринфилды и часть месторождений, которые ранее получали льготы. Ряд актов были приняты в последние дни перед Новым годом, ряд актов для имплементации НДД будут еще приняты в первом полугодии.
– Есть расчеты, насколько НДД принесет в бюджет больше денег по сравнению с прежним методом взимания ресурсной ренты?
– На то и эксперимент, чтобы по его результатам сделать вывод. Мы будем мониторить месторождения, участвующие в эксперименте, более плотно, чем изначально рассчитывалось.
– Вот уже почти год Россия живет в ожидании топливного кризиса, цены на топливо растут быстрее инфляции. Вы на себе это ощущаете? Какая у вас машина?
– Дизельная, объем двигателя – 3 л, расход – 10–11 л на 100 км. Машина стоит большую часть времени, к сожалению, в гараже. Но, естественно, бак стал дороже, здесь не бывает исключений. При этом в 2018 г. благодаря оперативным мерам удалось остановить рост конечных цен, без принятых мер (снижение акциза, соглашений с компаниями) рост был бы быстрым и масштабным.
– Минэнерго, ФАС и 10 нефтяных компаний договорились сдерживать цены в мелком опте до марта 2019 г. Что произойдет в марте?
– При текущем уровне цен на нефть в 2019 г. динамика цен на топливо будет максимум в рамках инфляции. Если цены на нефть будут более высокими, то она будет в рамках инфляции благодаря разработанным инструментам – частичной компенсации разницы между экспортными и внутренними ценами на топливо (демпфер), отрицательному акцизу на нефть для российских НПЗ и региональному мультипликатору к этому акцизу.
Все эти инструменты позволят сгладить большую часть отрицательного эффекта от роста цен, компенсируют номинально 60% от разницы между экспортной ценой и расчетной ценой на внутреннем рынке. И это с учетом того, что почти все НПЗ, которые снабжают наш рынок, находятся в глубине территории России и получат региональный мультипликатор из-за высоких экспортных цен. Поэтому компенсация для большей части заводов составит от 70 до 85% разницы между экспортной альтернативой и расчетной внутренней ценой. Это обеспечит достаточную доходность поставок на внутренний рынок. Конечно, возможны и рыночные перегибы, но поводов для них мы не видим.
– И независимые НПЗ совсем не жалуются?
– Мы понимаем, что нужно искать компромиссы. Правительство очень динамично отреагировало в мае прошлого года, был остановлен рост цен. Летом было направлено дополнительное топливо на рынок, что позволило сбить оптовые цены. Тогда была близкая к рекордной доходность внутреннего рынка. Затем нефть подорожала, и это привело к тяжелой ситуации. Поэтому был модифицирован механизм компенсации экспортной цены, было подписано соглашение между правительством и нефтяными компаниями, что позволило стабилизировать ситуацию. Да, вмешательство государства в экономику может быть не всегда эффективно, но в такой ситуации, как здесь, было принято решение из-за волатильности цен на нефть. Решение позволило стабилизировать ситуацию, потому что исключение опережающего роста цен на АЗС является важнейшей задачей правительства и критически важным элементом обеспечения социальной справедливости.
– По какой причине оптовые цены на топливо снизились, а розничные – нет? Будет ли Минэнерго каким-либо образом на эту ситуацию реагировать?
– Не очень правильно смотреть на узкий отрезок времени, надо анализировать более длительный период. Сегодня на бирже мы наблюдаем цену на бензин, которая существенно ниже экспортной альтернативы – примерно на 11 000–12 000 руб. за тонну. То есть цена на оптовом рынке ниже экономически обоснованного уровня и является результатом сезонно низкого спроса и растущего производства бензина, но при наступлении весны и росте спроса ситуация может поменяться. Если учитывать это, а также действие компенсационного механизма нефтяникам за поставку на внутренний рынок, то цена на АЗС сегодня близка к той, которая соответствует рыночному уровню, а обозначенная компенсация позволит при изменении макропараметров удерживать рост цен в пределах инфляции.
– Отмечает ли Минэнерго снижение количества независимых АЗС в связи с флуктуациями прошлого года на топливном рынке? Это из-за закрытия независимых АЗС или из-за их поглощения крупными игроками?
– Мы совместно с ФАС и ассоциациями независимых АЗС ведем мониторинг ситуации на рынке и сегодня наблюдаем стабилизацию. Прошлый 2018 год действительно был тяжелым для независимой розницы, а важность этого сегмента нельзя недооценивать, ведь почти 60% от общего количества АЗС в стране не являются структурными подразделениями вертикально-интегрированных компаний и дают стране десятки тысяч рабочих мест. При этом оперативное реагирование правительства, Козака, координирующего работу федеральных органов исполнительной власти, позволило выровнять ситуацию, минимизировать негативные последствия макроэкономических колебаний. В результате колебания количества АЗС остались в пределах исторических среднегодовых значений.
– Вы лично производите впечатление апологета рыночных инструментов. Но сейчас рынка топлива в России по сути нет. Вас это не коробит?
– Слишком много вокруг этой темы спекуляций и домыслов. Если вы посмотрите сейчас на рынок мелкого опта топлива, там цены, несмотря на то что они зафиксированы в соглашениях, все равно ниже максимальных установленных по соглашению между правительством и нефтяниками. Мы оставили рынок с наименьшим возможным ущербом для него, исходя из тех реалий, в которых мы находились.
Альтернативой, напоминаю, была экспортная пошлина на нефтепродукты (до 90% от экспортной пошлины на нефть), которая могла стать критической даже не для рынка, а для всей отрасли. Да, это очень сильная дубинка, применение ее возможно только в краткосрочной перспективе. Но если бы мы эту пошлину применили, а цены на нефть не упали бы, то через полгода-год независимым АЗС было бы просто нечего покупать. Поэтому, имея такую возможность – ввести пошлину на нефтепродукты, – правительство выбрало наименее болезненный вариант, обеспечив независимому сегменту розничного топливного рынка маржу, пусть и небольшую.
При этом мы прекрасно понимали, что при фиксации цен в условиях падающей нефти цены на мелкооптовом рынке топлива все равно пойдут вниз, это бы не захеджировало риски крупных нефтяников. Когда мы заключали соглашения с нефтяными компаниями, мы понимали, что в случае падения экспортного рынка эти предельные цены, которые мы зафиксировали, будут идти вниз – и они идут. При этом соглашения являлись подстраховкой на случай роста цен на нефть.
– В марте, после истечения соглашения с нефтяниками, стоит ли ждать колебания розничных цен на топливо?
– Как и было анонсировано, с 1 января произошел небольшой рост цен в связи с ростом НДС, на 1,7%, это естественный процесс, далее – если будут предпосылки для роста, то он будет в пределах инфляции.
– Насколько проблемны трейдеры-спекулянты на сырьевой бирже?
– В отдельных регионах, где сконцентрированы рынки, проблема может возникать, и этим занимается сейчас ФАС. Правила должны быть едины для всех. И очень важно понимать, что и нагрузка по снабжению внутреннего рынка тоже должна быть в определенной степени солидарна, над этим мы работаем. Трейдеры как рыночный механизм необходимы – они дают в первую очередь ликвидность рынку. Новые меры ужесточения правил игры на бирже (в том числе увеличение взноса для допуска на торги Санкт-Петербургской товарно-сырьевой биржи со 100 000 до 3 млн руб.), которые были приняты в конце прошлого года, назрели, они обсуждались с участниками биржи. Главная задача этих мер – избежать злоупотребления, а не избавиться от трейдеров как класса.
– А как быть с Дальним Востоком? Там же топлива физически не было, его предлагали завозить из-за рубежа.
– Таких предложений не было точно, не обсуждалось, потому что снижение объемов было в условиях, когда цены на нефть зашкаливали, а внутренние были заморожены. Сейчас поставки на этот регион возобновлены из-за восстановления доходности.
– На какой стадии сейчас обсуждение «нефтехимического маневра»?
– Нефтехимия – гигантский потенциал прироста инвестиций в Россию. Мы обладаем потенциалом, к примеру, выделять 7–10 млн т этана, который сейчас сжигают в составе газа, и мы уже экспортируем 7 млн т сжиженных углеводородов (СУГ), которые тоже можно было бы оставить в стране и пустить в нефтехимию. Но для этого нужен экономический стимул. Если это будет сделано, то те проекты, которые есть на радаре – Амурский газохимический комплекс (ГХК), ГХК в Усть-Куте, Усть-Луге, Восточная нефтехимическая компания «Роснефти», ряд установок в Татарстане... Если все эти вещи будут реализованы, то мы можем в теории к 2030 г. привлечь до $40 млрд дополнительных инвестиций и задействовать почти 10 000 новых рабочих мест, получить более $5 млрд дополнительного несырьевого экспорта.
– И для этого всего лишь нужна инфраструктура?
– Для этого нужен стабильный налоговый режим на 15 лет и достаточный экономический стимул для постройки нефтехимических мощностей, к примеру.
– Вы договорились уже об этом?
– Говорили. С Минфином – о возможности возвращать инфраструктурную составляющую при строительстве этановых проектов за счет отрицательного акциза мы находимся в достаточно поздней стадии переговоров, надеемся, что вскоре расскажем больше об этом. По СУГам (предполагается введение обратных акцизов на сжиженные углеводороды. – «Ведомости») ведутся дополнительные переговоры, так как там нужен источник для субсидирования. Было поручение Дмитрия Николаевича [Козака] по разработке дорожной карты по стимулированию нефтехимии, мы ее подготовили. При принятии решения и с максимальной реализацией всех инструментов доходность нефтехимических проектов будет около 13–14%. Мы также планируем, что поэтапное наращивание уровня локализации технологий будет одним из требований, с возможными исключениями для уже реализующихся проектов. Это комплексный подход.
Вы получили это сообщение, поскольку подписаны на группу "seu-international".
------------- * ENWL * ------------
Ecological North West Line * St. Petersburg, Russia
Independent Environmental Net Service
Russian: ENWL (North West), ENWL-inf (FSU), ENWL-misc (any topics)
English: ENWL-eng (world information)
Send information to en...@lew.spb.org, enwl...@lew.spb.org, en...@lew.spb.org, en...@lew.spb.org
Subscription, Moderator: vf...@lew.spb.org or en...@enw.net.ru
Archive: http://groups.google.com/group/enwl/
Additionally: http://www.enwl.net.ru/
(C) Please refer to exclusive articles of ENWL
-------------------------------------