Российская нефть Urals дешевеет, приближаясь к 40 долл. за баррель. Однако Россия, как и лидирующая в Организации стран — экспортеров нефти (ОПЕК) Саудовская Аравия, не собирается снижать добычу. Об этом в пятницу заявил глава Минэнерго РФ Александр Новак. Страны ОПЕК уже дали понять, что доля мирового рынка ниже 40% их не устраивает и что снижать добычу должны те, кто не входит в картель. Но российские власти, похоже, не столько добиваются сохранения доли на рынке, сколько пытаются восполнить нехватку валюты, продавая нефть по сколь угодно низким ценам.

Сокращать нефтедобычу Россия не намерена. По словам министра Александра Новака, Минэнерго ориентируется на прогнозные показатели, прописанные в Энергетической стратегии до 2035 года: сохранение нефтедобычи на уровне 525 млн т в год. Средний уровень добычи за 10 месяцев этого года составляет, по оценкам Минэнерго, 10,7 млн барр. в сутки. На фоне недавних заявлений представителей ОПЕК и запланированного на начало декабря заседания членов картеля высказывания российского министра приобретают особое значение.

Напомним, в сентябре министр нефти Кувейта Али Салех Аль-Омар говорил, что страны — члены ОПЕК не хотят брать на себя ответственность за любые решения по урегулированию цен на нефть: для восстановления нефтяных цен нужно, чтобы страны вне картеля сократили нефтедобычу. При этом сам картель не только не снижает добычу, но и по факту время от времени превышает собственную квоту, установленную на уровне 30 млн барр. в сутки.

На прошлой неделе генсекретарь ОПЕК Абдалла Салем аль-Бадри сообщил, что ОПЕК не согласится на долю нефтяного рынка менее 40%. Он подчеркнул, что даже если картель и сократит квоту, допустим, на 1,5 млн барр. в сутки, это все равно не поможет восстановить баланс спроса и предложения.

Более серьезное сокращение добычи в ОПЕК даже не обсуждается. Наоборот, по данным агентства Bloomberg, у картеля появился вполне законный повод повысить квоту — возвращение в его состав Индонезии. Логика проста: чем больше участников, тем выше будет добыча всего картеля. В противном случае ради Индонезии кто-то из членов ОПЕК должен будет пожертвовать своей долей рынка, но очевидно, что никто на это в одиночку не согласится.

Интересно также, что некоторые страны ОПЕК уже сейчас готовятся сыграть ключевую роль в будущей стабилизации нефтяного рынка. И речь идет, похоже, о стабилизации, которая начнется после того, как мировой нефтяной рынок переживет ценовую войну экспортеров. В конце минувшей недели министр энергетики ОАЭ Сухейль аль-Мазруи пояснил: "Мы продолжаем инвестировать в отрасль, в то время как международные компании отменяют свои проекты. Мы должны быть готовы к тому, чтобы поставить на рынок те объемы нефти, в добычу которых инвестируем сейчас, тогда, когда это понадобится, чтобы сбалансировать рынок. В этом и заключается роль таких ведущих производителей нефти, как ОАЭ и Саудовская Аравия".

О разбалансировке спроса и предложения говорят также российские нефтяники. Как пояснял в начале ноября глава "Роснефти" Игорь Сечин, превышение предложения над спросом сейчас составляет более 1 млн барр. в сутки. И этот дисбаланс может сохраниться до конца 2016 года, уточнил Сечин. По его словам, дисбалансы приводят не только к падению нефтяных цен, но и к иным рискам, связанным с возросшей неопределенностью и конкуренцией.

При этом глава "Роснефти" не ждет особых проблем у американских компаний, занимающихся сланцевой добычей. Как передает РИА Новости слова Сечина, у 25 таких компаний совокупный долг достигает 150 млрд долл. Однако у них есть возможность за счет существующих механизмов хеджирования и продления кредитов переждать период низких цен — по крайней мере вплоть до 2017 года.

Но одно дело — заявлять о стремлении не сокращать добычу, другое — действительно суметь удержать ее хотя бы на текущем уровне. По крайней мере месяц назад Александр Новак признавал, что в 2017 году нефтедобыча в России может пойти на спад из-за налоговых изъятий. "Потому что это инерционный процесс, недоинвестиции 2016 года повлияют на добычу 2017-го", — пояснял министр.

Как замечают некоторые опрошенные "НГ" эксперты, среди главных задач нефтяной отрасли РФ вовсе не увеличение своего присутствия на рынке, а недопущение резкого сокращения нефтедобычи.

"Есть расчеты, показывающие, что если государство не будет активно заниматься проблемами отрасли, тогда возникнет угроза снижения добычи к 2035 году до 300 млн т и даже меньше. Это инерционный сценарий, он возможен при сохранении текущей налоговой системы", — поясняет аналитик Sberbank Investment Research Валерий Нестеров.

Эксперт добавляет, что теоретически Россия может пойти на уступку ОПЕК и символически снизить добычу на 10-20 млн т в год, но это вряд ли устранило бы дисбалансы, ведь, по словам Нестерова, предложение превышает спрос на 100 млн т в год. Есть и технические ограничения, из-за которых Россия в отличие от стран Ближнего Востока не может спонтанно и резко сокращать добычу. "Нефть в скважинах может просто замерзнуть", — уточняет Нестеров.

Однако проблема в том, что Россия не сможет не только резко сократить в угоду ОПЕК добычу, но и нарастить ее, если решит действовать как раз в пику картелю. "У нас сейчас обострились проблемы с финансовыми ресурсами, у компаний задолженности, нет доступа к дешевым кредитам", — объясняет эксперт.

Партнер консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин замечает, что на самом деле "российские власти никак не могут повлиять на объемы добычи, добычу определяют нефтяные компании, они же определяют и объемы экспорта": "Так что заявление Новака — просто констатация того факта, что в этом году добыча останется на прошлогоднем уровне. Не более того". Никакого дополнительного смысла в высказываниях министра Крутихин не увидел.

Стоит добавить, что у России есть еще один повод не сокращать добычу. В условиях бюджетного кризиса у страны не остается иного выхода, как продавать сырье даже по самым низким ценам. Недаром Россия сейчас наращивает физические объемы экспорта нефти.

По данным Федеральной таможенной службы, в январе–сентябре 2015 года по сравнению с январем–сентябрем 2014-го физические объемы экспорта топливно-энергетических товаров выросли на 6,6%, сырой нефти — почти на 10%. В стоимостном выражении экспорт топливно-энергетических товаров за указанный период сократился на 37,5%.          

Анастасия Башкатова

Минфин разрабатывает новые бюджетные правила, предусматривающие изъятие нефтяных доходов при цене свыше $50/барр., сообщил Госдуме министр финансов Антон Силуанов. Правила должны учитывать новую ситуацию на рынках нефти и газа, отметил он.

В ближайшие 5-7 лет цена нефти будет в основном в диапазоне $40-60 и ориентир в $50 соответствует среднесрочной цене, говорит замминистра финансов Максим Орешкин. Кроме того, такая планка поддержит реальный курс рубля около уровня, обеспечивающего конкурентоспособность торгуемых отраслей экономики, так как избыточный приток валюты будет частично изыматься через покупки, говорит Орешкин.

На 2016 г. бюджетные правила были приостановлены, а сам бюджет сверстан только на год, а не на обычные три. Бюджет-2016 рассчитан исходя из прогнозируемой Минэкономразвития цены нефти как раз в $50 с дефицитом в 3% ВВП. Такой же дефицит Минфин ожидает в 2015 г.

Минфин ранее предполагал к 2018 г. снизить дефицит до уровня, который можно профинансировать займами, без резервного фонда (в прежнем бюджетном правиле это 1% ВВП). Цена нефти в 2017-2018 гг., по прогнозу Минэкономразвития, составит $52 и $55 соответственно.

Изъятие из бюджета доходов сверх $50 может потребовать существенного пересмотра обязательств в ближайшие годы, но пока новая планка должна служить скорее ориентиром для снижения дефицита, а в будущем — ограничить госрасходы ростом ненефтегазовых доходов.

Чтобы сбалансировать бюджет-2017 при $50, нужна консолидация на 3% ВВП, за один год это сделать нереально, признает Орешкин: "Но о чем точно можно сказать — при подготовке бюджета на следующую трехлетку понимание выхода на новые уровни быть должно".

Если ситуация сложится как в прогнозе, то в 2016 г. две трети резервного фонда будут потрачены и к началу 2017 г. в нем останется 1 трлн руб., рассказал Силуанов. Есть риски, что бюджет недоберет в 2016 г. около 1 трлн руб. доходов — сейчас цена барреля российского сорта Urals около $41, напомнил министр. Если не принять новое правило, то резервы быстро исчерпаются и придется переходить к эмиссионному финансированию дефицита, предупреждал он ранее.

Возможно, новое правило будет введено с 2018 г., полагает руководитель Экономической экспертной группы Евсей Гурвич: "Если цена нефти немного подрастет, если будет политическая воля и плюс опасения остаться без резервного фонда перед выборами". После 2016 г. остается два варианта — печатать деньги или снижать дефицит, говорит Андрей Чернявский из Центра развития ВШЭ: "Дефицит 2017 г. ограничен остатками резервного фонда, плюс, может быть, около 600 млрд руб. займем, а на 2018 г., если не трогать ФНБ, займы в 1% ВВП — вот все наши возможности".

Изъятие нефтедоходов сверх зафиксированной цены повторяет первый вариант бюджетного правила от 2004 г., когда был создан стабфонд. Планка в $20 продержалась всего два года и была повышена до $27: росла цена нефти и вместе с ней аппетиты.

С 2008 г. бюджет перешел на правило нефтегазового трансферта — объема нефтедоходов, которые можно тратить (с 6,1% ВВП он должен был сократиться до 3,7%), остальные предназначались для разделенного надвое стабфонда: резервного фонда и ФНБ. Но правило не проработало и года: из-за кризиса резервы пришлось тратить. С 2013 г. ввели новое правило, взяв в качестве ориентира среднюю цену нефти за несколько лет и ограничив дефицит 1% ВВП. Но и это правило вскоре пришлось проигнорировать: бюджет-2015 был утвержден при цене $96, а она упала почти вдвое, и весной бюджет пришлось переверстывать, проводить 10%-ный секвестр госпрограмм. Однако общий уровень расходов снизить не удалось, нехватку доходов покрывает резервный фонд.

Механизм средней за несколько лет цены оказался неэффективным, заключает Орешкин: "Циклы на нефтяном рынке достаточно длинные, и мы, получается, фиксировали цену на высокой фазе цикла. Но прежде чем говорить о более высокой цене, надо накопить достаточный объем резервов, а у нас их нет".

Идея бюджетного правила должна заключаться в стабильности расходов в течение всего нефтяного цикла, его длина — 30 лет, пришел к выводу Гурвич с соавторами в статье в "Вопросах экономики": ориентир на среднюю за 5–10 лет цену приводил к проциклической политике.

Средняя цена барреля за последние 30 лет в постоянных ценах — около $55, говорит Гурвич: "Мое предложение приводит к тем же выводам [что и у Минфина]".

Но если нефть начнет дорожать, удержать новую цену отсечения, как и в 2005 г., едва ли удастся, сомневается Чернявский. Гарантий, конечно, нет, соглашается Гурвич: "Это просто вопрос готовности учиться на своих даже не ошибках, а проблемах".

Ольга Кувшинова

Нефтяные компании в кризис стремятся максимально отложить освоение шельфа Арктики. "Газпром нефть" задала новую планку по отсрочкам: Роснедра разрешили ей перенести добычу на Долгинском месторождении с 2019 на 2031 год.

Добавочное время

Добыча нефти на крупнейшем шельфовом месторождении в Печорском море — Долгинском, оператором которого выступает "Газпром нефть Сахалин", отложена до 2031 года. Такое решение Роснедра приняли по заявке компании в июне 2015-го (РБК удалось ознакомиться с решением комиссии по изменению условий лицензионных соглашений). Пресс-секретарь Минприроды Николай Гудков подтвердил РБК перенос сроков добычи на Долгинском месторождении, пояснив, что решение вынесено с учетом "необходимости дополнительного проведения геологоразведочных работ".

Лицензия на разведку и добычу нефти и газа на Долгинском месторождении была выдана в конце декабря 2005 года "Газпрому" сроком на 20 лет. К 2019 году компания должна была по условиям лицензии пробурить не менее трех скважин и провести сейсморазведку 3D в объеме не менее 600 кв. км. Добыча нефти должна была начаться в 2019 году. Однако за время работы на месторождении дочерняя структура "Газпром нефти" пробурила только две скважины, поисковую и разведочную, и провела сейсморазведку.

Причем разведочная скважина дала отрицательные результаты по наличию нефти. "Результаты бурения и испытания скважины свидетельствуют о некондиционности действующей геологической модели, необходимости ее корректировки по причине низкого качества выполненных сейсморазведочных работ", — писала Роснедрам "Газпром нефть". Нефтяники попросили дополнительное время на уточнение геологической модели строения месторождения и для новых сейсморазведочных работ в объеме от 400 кв. км. По новым условиям лицензии компания получила право пробурить дополнительную разведочную скважину в 2019 году вместо 2016 года.

Каждая попытка обходится "Газпром нефти" в сумму до $500  млн, такие данные есть в презентации заместителя министра природных ресурсов Дениса Храмова "Нефть и газ Сахалина 2015". В сентябре чиновник говорил о том, что компании придется "уточнять модель, сам проект" на Долгинском месторождении.

Партнерство с вьетнамцами

"Газпром нефть" собиралась разрабатывать Долгинское совместно с вьетнамской компанией Petrovietnam. В апреле этого года компании подписали меморандум о расширении сотрудничества по проектам на шельфе Печорского моря, договорившись до конца октября определить список приоритетных месторождений. Речь шла о совместной разведке, разработке и добыче углеводородов на Долгинском месторождении и Северо-Западном лицензионном участке. Однако пока этот список пока не выработан. Соглашение не носит обязывающий характер, подчеркнули РБК в "Газпром нефти".

Аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров отмечает, что дело не только в разведке, но и в себестоимости добычи нефти на арктическом шельфе России. "Она составляет не менее $100 за баррель. Это слишком дорого при текущих ценах на нефть. Поэтому нефтяные компании массово откладывают сроки начала добычи на шельфовых проектах", — говорит Нестеров.

Чиновники Роснедр и Минэнерго оказываются в сложной ситуации: перенос сроков ставит под угрозу прописанные в Энергостратегии России до 2035 года планы Минэнерго добывать на шельфе к 2035 году не менее 50  млн т нефти в год, но если не пойти на уступки компаниям, они будут сдавать лицензии. "В текущей ситуации компании не готовы планировать разработку месторождений с высокой себестоимостью добычи нефти, поэтому если экономическая конъюнктура не изменится в ближайшие пять лет, то вряд ли мы увидим 50 млн т добычи нефти на шельфе к 2035 году", — считает партнер консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин.

При текущих ценах невыгоден и шельфовый газ. "Спроса на шельфовый газ при наличии профицита менее дорогого по себестоимости добычи газа с месторождений суши попросту не будет. Что касается перспективы разработки Долгинского месторождения совместно с вьетнамцами, то, скорее всего, стороны выберут для совместной разработки на ближайшую перспективу другие участки недр", — предполагает Нестеров.

Людмила Подобедова

"Газпром" вновь пересмотрел прогноз добычи газа на 2015 г. в меньшую сторону. Теперь компания рассчитывает добыть 427 млрд куб. м, следует из его отчета за девять месяцев. Это на 3,8% ниже, чем в 2014 г. За девять месяцев группа добыла 289,7 млрд куб. м газа (65% от общероссийской добычи, по данным ЦДУ ТЭК).

В начале года "Газпром" прогнозировал рост по итогам года до 485 млрд куб. м за счет снижения закупок среднеазиатского газа (около 10 млрд куб. м), взаимодействия с независимыми производителями газа "на основе учета интересов "Газпрома", рассказывал заместитель предправления концерна Александр Медведев. Одновременно "Газпром" в 2015-2017 гг. собирается нарастить экспорт в Европу до 155-160 млрд куб. м. Но все будет зависеть от погоды, говорил Медведев. Например, 2014 год стал самым теплым за всю историю наблюдений, поэтому экспорт снизился тогда, объяснял он.

По итогам I квартала "Газпром" скорректировал план добычи до 471 млрд куб. м, затем еще раз по итогам II квартала — до 444,6 млрд куб. м. Добыча концерна может составить 414 млрд куб. м, говорилось в июньском мониторинге Минэкономразвития. "Это самый пессимистичный сценарий. Может быть, он и станет базовым. Все зависит [от того], какой будет декабрь", — говорит аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. По его словам, рынок ожидал, что добыча концерна составит между 420 млрд и 440 млрд куб. м газа.

В июне начальник департамента добычи газа, газового конденсата, нефти "Газпрома" Всеволод Черепанов на вопрос, удастся ли в этом году удержать добычу выше 400 млрд куб. м, ответил: "Удастся. Удастся" (по "Интерфаксу").

"Газпром" добывает столько газа, сколько может продать, объясняет директор East European Gas Analysis Михаил Корчемкин. "Объем продаж снижается по многим причинам. Во-первых, на всех рынках теплая погода сокращает потребление газа для отопления. Во-вторых, в России независимые производители успешно отбирают у "Газпрома" потребителей. В-третьих, ЕС сознательно проводит политику "газпромозамещения", — перечисляет Корчемкин.

Снижение добычи связано с падением поставок газа на Украину, говорит Полищук. Экспорт в страну сократился в 3 раза до 4,6 млрд куб. м. Киев не покупал российский газ с июля по середину октября. Другая причина — рост добычи газа независимыми производителями, говорит директор Small Letters Виталий Крюков. Так, "Роснефть" за девять месяцев увеличила добычу на 12,3% до 46 млрд куб. м.

С началом отопительного сезона экспорт газа "Газпромом" вырос (в октябре — на 41%) и за 10 месяцев вышел на уровень 130,8 млрд куб. м по сравнению со 125,4 млрд куб. м годом ранее (+4,3%). "Компания в сжатый срок в полтора раза нарастила суточную добычу и поставила абсолютный рекорд — 22 октября мы добыли 1,556 млрд куб. м газа <...> В пересчете на год это 568 млрд куб. м. В условиях роста спроса объем подачи газа в Единую систему газоснабжения независимые производители сохранили на прежнем уровне", — говорил предправления "Газпрома" Алексей Миллер.

К 2020 г. "Газпром" рассчитывает добывать до 490-555 млрд куб. м газа "при наличии платежеспособного спроса российских потребителей и благоприятной конъюнктуры внешнего рынка", говорится в его отчете. В 2016 г. добыча "Газпрома" может вырасти на 5%, считает Полищук. Конкуренцию российскому газу может составить дешевеющий СПГ, указывают аналитики Goldman Sachs. К 2018 г. спотовые цены на СПГ в Европе снизятся до $4,5 за 1 млн BTU с $6,4 за 1 млн BTU в 2015 г. Планы на следующий год концерн не раскрывал еще. Представитель компании не ответил на запрос.

Галина Старинская