Венесуэла, экономика которой очень сильно зависит от экспорта нефти, из-за санкций США лишилась не только доступа ко многим зарубежным рынкам, но и возможности разбавлять свою тяжелую нефть. Поэтому режим президента Николаса Мадуро вынужден продавать ее по ценам гораздо ниже рыночных. Он также все больше зависит от "Роснефти", пишет Financial Times.

Нефть составляет более 90% венесуэльского экспорта. Прежде почти половину нефти страна поставляла в США, которые были основным источником валютной выручки, поскольку часть экспорта в Китай и Россию идет в счет погашения кредитов. Кроме того, США были основным поставщиком растворителей для разжижения венесуэльской нефти. Но в начале года Вашингтон поддержал председателя национальной ассамблеи Хуана Гуайдо, объявившего себя президентом Венесуэлы, и ввел санкции против нефтяного сектора страны в попытке помочь Гуайдо свергнуть Мадуро. Эти санкции запретили лицам из США покупать нефть у госкомпании Petroleos de Venezuela (PDVSA) и поставлять ей растворители, а также вынудили компании из многих других стран прекратить сотрудничество с Каракасом.

В результате экономического кризиса и санкций нефтедобыча Венесуэлы упала до самого низкого уровня с 1940-х гг. Сейчас она меньше 700 000 баррелей в день, хотя до прихода к власти в 1998 г. Уго Чавеса, предшественника Мадуро, превышала 3 млн баррелей в день. Сокращение добычи отчасти связано с тем, что из-за сокращения экспорта у Венесуэлы не хватает места в хранилищах. "PDVSA закрыла скважины — вот почему добыча сократилась так быстро", — отмечает лидер профсоюза ее работников Иван Фрейтес (цитата по FT).

Из-за дефицита растворителей Венесуэла вынуждена продавать более тяжелую и вязкую нефть местного сорта Merey 16 на $15-17 за баррель дешевле, чем Brent, рассказали FT аналитики, которых газета попросила оценить потери страны. Brent в последние недели торгуется дороже $60 за баррель. Прежде дисконт венесуэльской нефти к Brent был около $7 за баррель. "Сорт Merey приносит меньше денег, чем [разбавленная нефть], но его легче продавать России и таким азиатским странам, как Китай, Индия и Таиланд", — говорилось в недавнем обзоре Economist Intelligence Unit.

В результате Венесуэла теперь зарабатывает на экспорте нефти лишь $250 млн в месяц по сравнению $5,3 млрд в месяц в среднем в 2005-2014 гг., по оценкам Игоря Эрнандеса из бизнес-школы IESA в Каракасе.

Из-за боязни нарушить санкции США многие страны и компании не хотят покупать венесуэльскую нефть и заниматься транспортировкой. Даже китайская госкомпания CNPC объявила о приостановке закупок.

В этих условиях Венесуэла все больше зависит от "Роснефти", которая помогает ей, поставляя ее нефть в Китай и Индию, пишет FT. "Россия не заинтересована в отказе от этого бизнеса, — приводит газета мнение Антеро Альварадо из консалтинговой фирмы Gas Energy Latin America. — Так она хочет вернуть долг, который не может быть погашен иным образом".

В ноябре "Роснефть" отчиталась о том, что к концу III квартала 2019 г. PDVSA снизила долг перед ней до $800 млн. На начало года он составлял $2,3 млрд. Как выяснилось в 2017 г., "Роснефть" предоставила PDVSA $6 млрд в качестве предоплаты, вернуть деньги Каракас должен нефтью. Также под выданный "Роснефтью" кредит заложены 49,9% акций нефтеперерабатывающей компании Citgo, американской "дочки" PDVSA.

"Роснефть" также осталась последним крупным поставщиком бензина в Венесуэлу, писала летом FT со ссылкой на документы, с которыми ей удалось ознакомиться. Rosneft Trading, дочернее предприятие "Роснефти", организовала поставку 1,7 млн баррелей бензина в июне и была в том месяце вообще единственным поставщиком. Один из источников издания назвал эти поставки "чисто коммерческими операциями" по "прежде согласованным контрактам". Неясно, о каких именно контрактах шла речь.

В Вашингтоне следят за деятельностью "Роснефти". В октябре спецпредставитель США по Венесуэле Эллиот Абрамс в интервью FT заявил, что российская компания играет "ключевую роль" в поддержке режима Мадуро. Но, по его словам, Белый дом пока не вводит санкции против "Роснефти", поскольку "думает об этом в контексте глобальных отношений с Россией".

"Роснефть" отрицает обвинения США и утверждает, что ее сотрудничество с PDVSA связано с контрактами, которые были подписаны задолго до американских санкций. Также "Роснефть" указывала, что Вашингтон дает нечестное преимущество американским компаниям, делая для них исключение из санкций и позволяя продолжать работу в Венесуэле. Так, в конце октября правительство США продлило Chevron и нефтесервисным компаниям Halliburton, Schlumberger, Baker Hughes и Weatherford International временную лицензию на работу в Венесуэле до 22 января 2020 г. Совместные предприятия Chevron и PDVSA в стране сейчас добывают около 200 000 баррелей нефти в день.

Действия США критиковал в конце октября главный исполнительный директор "Роснефти" Игорь Сечин, заявивший, что Вашингтон вытесняет ключевых игроков с традиционных рынков не только экономически, но и политическими методами.

Алексей Невельский

Строительство "Северного потока-2" согласовано, но загрузить газопровод полностью мешают правила ЕС. Если их не получится изменить, то "Газпрому", возможно, придется создать независимого оператора для отдельного участка трубы.

После двух с половиной лет дискуссий Дания наконец разрешила укладку "Северного потока-2" в своей эксклюзивной экономической зоне, что сняло последнее препятствие для завершения строительства газопровода.

"Газпром" ранее заявлял, что датский участок (150 км по морскому дну) можно построить за пять недель. С учетом месяца, который отводится на подачу апелляций, компания сможет приступить к строительству в последние дни ноября. Какое-то время понадобится на заполнение трубы газом, поэтому, скорее всего, "Северный поток-2" будет достроен и готов к эксплуатации к весне 2020 года, а на плановую мощность (55-60 млрд куб. м в год) сможет выйти с 2021-го. К этому времени будет достроено германское продолжение "Северного потока-2" — газопровод Eugal.

Можно уже не опасаться американских санкций против участников строительства (угрозы звучали в отношении европейских партнеров "Газпрома" и владельцев судов-трубоукладчиков), поскольку до сварки "золотого шва" остались считаные месяцы. Однако у создателей "Северного потока-2" сохраняются серьезные проблемы, связанные с его будущей эксплуатацией.

Конкуренция на дне

В мае вступили в силу поправки к Газовой директиве ЕС 2009 года, известной как Третий энергетический пакет и регулирующей поведение поставщиков газа на европейском рынке. И теперь все правила европейского законодательства, такие как разделение поставщика газа и транспортной компании, доступ третьих сторон к мощностям газопровода, недискриминационные тарифы и транспарентность, должны применяться не только к сухопутным, но и к морским газопроводам из третьих стран.

Со своими сухопутными газопроводами "Газпром" уже давно работает по правилам ЕС. Так, белорусский участок газопровода "Ямал — Европа" принадлежит "Газпрому", а польский — уже совместному оператору; газопровод "Турецкий поток", придя в ЕС по суше из Турции, будет эксплуатироваться в Болгарии и "Газпромом", и "Булгартрансгазом"; сухопутные продолжения "Северного потока" по территории Германии также управляются совместными предприятиями с германскими партнерами.

Морских газопроводов из третьих стран в ЕС много. Есть средиземноморские маршруты из Ливии и Алжира, есть североморские из Норвегии, строится газопровод TAP, который выведет азербайджанский газ на рынки стран Южной Европы, наконец, есть первый "Северный поток". Но в новой редакции директивы оговорено, что правила применяются только к газопроводам, построенным после 23 мая 2019 года, и получается, что целью поправок стал исключительно "Северный поток-2".

В результате применения новых правил "Газпром" сможет использовать "Северный поток-2" только на 50%, резервируя оставшиеся мощности для третьих поставщиков, которых просто физически не может быть в морском газопроводе. Кроме того, чтобы соответствовать правилам, "Газпрому" придется создать газотранспортного оператора морского газопровода, полностью независимого от поставщика. И если последнее требование еще как-то можно выполнить ценой потери контроля над многомиллиардным газопроводом, то первое неприемлемо для всех сторон. Смысл строительства нового газопровода через Балтику состоит в его максимальной загрузке и получении соответствующих прибылей инвесторами. С 50-процентной загрузкой срок возврата инвестиций удваивается, и политический риск, который брали на себя участники проекта, выглядит уже не столь оправданным.

Сценарии для лоббистов

Возможно ли обойти Третий энергопакет? Да, и существует по крайней мере четыре возможных сценария.

Первый и наименее вероятный — это либерализация экспорта газа из России. В этом случае уже в Усть-Луге, на российском берегу, в трубе будет газ разных поставщиков, что обеспечит полное соответствие европейским правилам (и полное нарушение существующего политико-экономического баланса сил в России).

Второй сценарий — решение проблемы в рамках германского законодательства, над чем сейчас работают в бундестаге. После вступления в силу поправок к Газовой директиве у стран — членов ЕС есть девять месяцев (до 23 февраля 2020-го), чтобы привести свое энергетическое законодательство в соответствие с европейским. В Берлине причесывают законы под брюссельские правила с одним нюансом: "построенные до 23 мая 2019 года газопроводы" планируется назвать "осуществляемыми до 23 мая 2019 года инвестициями". В таком случае "Северный поток-2" вправе получить исключение из правил ЕС, ведь его инвестиционный цикл начался задолго до изменения директивы. Однако главный риск здесь состоит даже не в межпартийных баталиях, а в том, что Еврокомиссия, которая является финальным согласующим органом, просто не поставит подпись под германской версией новых правил.

Третий сценарий — это создание независимого газотранспортного оператора на 12-мильном участке в территориальных водах Германии. То есть "Газпром" транспортирует российский газ по нейтральным водам Балтики, а в момент пересечения морской границы Германии функции транспортной компании передаются другому игроку. Кроме того, юридически точку сдачи газа по германским контрактам можно перенести с побережья на морскую границу, и тогда по всей территории Германии часть объемов будет транспортировать условный Uniper или Wingas. Конечно, во многом это виртуальные изменения, и новый оператор не будет вести никакой коммерческой деятельности, речь лишь о формальном соответствии правилам ЕС.

Существует и четвертый, скорее теоретический, сценарий, при котором поправки к Газовой директиве либо отменяются, либо "Северный поток-2" каким-то образом получает равные права с другими газопроводами. Nord Stream 2 AG — компания — оператор проекта — еще летом обратилась в Европейский суд, а в конце сентября и в Арбитраж Энергетический хартии с просьбой об отмене дискриминирующих проект поправок. Однако такие процессы могут длиться годами (процесс по делу ЮКОСа в Арбитраже Энергетической хартии занял десять лет). Да и для Еврокомиссии отмена выстраданного законодательства будет означать потерю лица.

Таким образом, двумя вполне работоспособными вариантами остаются косметические изменения в Газовую директиву в рамках германского законотворчества и создание независимого оператора на отдельном участке трубы. Риски все те же: попытки оспорить решение со стороны регуляторов и компаний недовольных газопроводом стран, таких как Польша и Украина. С одной стороны, все эти тяжбы могут оказаться многолетними и неприятными, с другой — мы видим, что сегодня "Газпром" находит способы выхода из юридических тупиков (так, осенняя блокировка половины транзитных мощностей газопровода OPAL привела не к сокращению поставок по "Северному потоку-1", а к увеличению поставок в альтернативные OPAL газопроводы Германии).

В любом случае участники проекта могут быть уверены, что газопровод будет достроен. Вопрос его эксплуатации — это уже проверка искусства юристов и силы промышленного лобби Германии. Страна готовится стать крупнейшим в мире транзитером газа, и ее заинтересованность в "Северном потоке-2" очень велика.

Сергей Капитонов, аналитик по газу Центра энергетики Московской школы управления "Сколково"

Государственная нефтяная компания Саудовской Аравии Saudi Aramco — самая прибыльная в мире — 9 ноября опубликовала 658-страничный проспект (.pdf) своего первичного публичного размещения акций (IPO). В нем представлены специально собранные и обработанные для этого данные о полной себестоимости добычи нефти в разных странах мира с учетом налогов.

По версии Saudi Aramco, себестоимость саудовской нефти наряду с кувейтской самая низкая в мире — всего около $17 за баррель. Российская нефть находится в верхней части спектра — более $40, дороже даже, чем нефть США, добываемая в Мексиканском заливе.

Оценка Saudi Aramco близка к оценке российского правительства, но немного завышена, говорит РБК источник, близкий к кабмину. По его оценке, самые дорогие новые месторождения находятся в Арктике и на Дальнем Востоке, с учетом действующих льгот себестоимость их разработки оценивается в $50-55 за баррель.

Как считал консультант Saudi Aramco

Оценку себестоимости нефти для Saudi Aramco проводил ее отраслевой консультант — компания IHS Markit. Она считала так называемую безубыточную цену нефти (breakeven costs), то есть ту, при которой добыча на проекте является допустимо рентабельной. У расчетов IHS были следующие особенности:

— цена рассчитывалась для "типичных" новых нефтяных проектов страны, начатых в 2019 году;
— эта цена должна покрывать все производственные издержки компании при полном цикле освоения месторождения;
— издержки учитывают налоги;
— затраты на проект учитываются по 2030 год, рентабельность добычи должна составлять 10% в год (отраслевой стандарт).

В России нефть дороже, чем в большинстве стран

По расчетам IHS Markit, такая безубыточная цена нефти для новых нефтяных проектов на суше России в среднем составляет около $42 за баррель сорта Brent. Для проектов морской добычи — около $44.

Для сравнения: в Саудовской Аравии цена breakeven для сухопутных и офшорных месторождений оценивается примерно в $16-18 за баррель. Отдельно IHS указывает, что порог рентабельности на действующих месторождениях Саудовской Аравии (соответственно, затраты на разведку и освоение не учитываются) составляет менее $10.

— С точки зрения IHS Markit, на всем Ближнем Востоке себестоимость нефти дешевле, чем в России: в Ираке — около $20, в Иране — $22, в ОАЭ — $20/30 (для сухопутных/морских месторождений).
— В Нигерии (проекты на суше) безубыточная стоимость оценена примерно в $28 за баррель.
— В Венесуэле (проекты на суше) — $36.
— В Великобритании (Северное море) — чуть меньше $40.
— В США (Мексиканский залив) — $40.

Дороже, чем в России, добыча нефти в Казахстане ($46/51 на сухопутных/морских проектах), на сухопутных проектах в США ($49), в Анголе и Таиланде (около $50, офшорные проекты), в Азербайджане, Индии и Китае ($55-60).

Это все из-за налогов

Для России основную долю полной себестоимости нефти составляют налоги. Замминистра энергетики Павел Сорокин в феврале 2019 года говорил в интервью "Ведомостям", что себестоимость российской нефти сегодня составляет $25 и меньше, "все остальное — налоги". "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", — сказал Сорокин.

Согласно данным Росстата, полная себестоимость российской нефти (в фактических ценах, без НДС, акцизов и аналогичных обязательных платежей) во втором квартале 2019 года составила 2508 руб. за баррель, или $31,9 по среднему курсу квартала.

В 2018 году налоговая нагрузка на добычу в России составляла 65% от выручки компаний, тогда как для крупнейших нефтегазовых структур, работающих по всему миру, эта величина значительно меньше — 18-35% от выручки (без учета проектов, которые реализуются по соглашениям о разделе продукции), отмечает директор Московского нефтегазового центра EY Денис Борисов.

Налоговая нагрузка на нефтяные проекты в России очень высокая, так что государство предоставляет стимулы для развития новых месторождений в удаленных регионах или ввода в разработку трудноизвлекаемых запасов, говорит директор по консалтингу в сфере регулирования ТЭК Vygon Consulting Дарья Козлова. Без льгот себестоимость добычи с учетом налогов на таких месторождениях может превышать текущий уровень цен в $60-65 за баррель, указывает она.

Конкуренция налоговых режимов

Недавно министерства провели инвентаризацию запасов, которая показала, что в зависимости от макроусловий в России нерентабельны 50-65% из них, напоминает Козлова. Но это был только первый этап. Сейчас Минэнерго по поручению правительства предстоит проанализировать, насколько эффективны действующие льготы и какой должна быть оптимальная фискальная система для отрасли, уточняет она. Формально отчет о результатах этой работы должен быть представлен к июню 2020 года.

Глава крупнейшей российской нефтяной компании "Роснефть" (более 40% всей российской добычи) Игорь Сечин говорил в июне 2019 года, что в мире обостряется конкуренция налоговых режимов в нефтяной отрасли. "В США в последние годы приняты беспрецедентные меры поддержки отрасли за счет снижения налоговой нагрузки и регуляторных барьеров. <...> Произошедшее с 2017 года снижение налоговой нагрузки в Саудовской Аравии (ставка налога на прибыль снизилась с 85 до 50%) привело к тому, что по итогам 2018 года национальная нефтегазовая компания Saudi Aramco показала мировой рекорд по чистой прибыли, превысив $100 млрд", — пояснил Сечин. В России же, по его словам, "разнонаправленные тенденции — российский регулятор балансирует между задачами наполнения бюджета и стимулирования экономического роста с одновременным поиском решений социальных проблем за счет рынка".

Представитель Минэнерго и представители IHS Markit не ответили на запрос РБК на момент публикации.

Иван Ткачёв, Алина Фадеева