Арбитражный суд Москвы 25 апреля рассмотрит иск "Юнипро" к Федеральной антимонопольной службе. Ранее ФАС обвиняла компанию в ущемлении интересов потребителей из-за получения платы за мощность во время ремонта одного из энергоблоков. "Юнипро" настаивает на том, что деньги были переведены строго в соответствии с договором о предоставлении мощности — специальным механизмом, призванным привлечь больше инвестиций в отрасль. Насколько разбирательство между компанией и ведомством может изменить устоявшуюся систему взаимоотношений между производителем и потребителем и как это может сказаться на инвестиционной привлекательности энергетического сектора, читайте в материале "Известий".

Договор против дефицита

Осенью 2015 года компания "Юнипро" (основной акционер — немецкий концерн Uniper) ввела в эксплуатацию третий энергоблок Березовской ГРЭС в Красноярском крае. Его мощность составляет 800 МВт. Это один из крупнейших в стране энергоблоков, который появился благодаря специальному инвестиционному механизму — договору о предоставлении мощности (ДПМ).

Механизм ДПМ был разработан правительством и потенциальными инвесторами в качестве ответа на угрозу дефицита мощностей в экономике. В 2006 году потребление электроэнергии в стране увеличилось на 4,6%. Показатель использовали в качестве ориентира. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики подразумевала, что в среднем мощность должна расти на 4,3% ежегодно.

Благодаря ДПМ инвестиционная активность в отрасли значительно выросла. По экспертным оценкам, за последние 10 лет в строительство новых генерирующих мощностей вложили 3-4 трлн рублей, а мощность российской энергосистемы в целом возросла на 20 ГВт.

Согласно условиям ДПМ, инвестор берет на себя обязательство по строительству и вводу в эксплуатацию объектов генерации. Взамен он получает гарантированное возмещение расходов через повышенную стоимость поставляемой мощности. Доходность ДПМ привязана к доходности облигаций федерального займа. Одновременно ДПМ подразумевает штрафные санкции за неисполнение обязательств по поставкам.

Энергоблок на Березовской ГРЭС проработал несколько месяцев. В феврале 2016 года он вышел из строя из-за пожара. Начался аварийный ремонт, о работах проинформировали "Системного оператора Единой энергетической системы" (СО ЕЭС). Электроснабжение Красноярского края из-за аварии нарушено не было.

В результате пожара на энергоблоке "Юнипро" потеряла большую часть платежей по ДПМ. Тем не менее, в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности в течение полугода она получала 5% от полагающейся при работающем энергоблоке суммы — около 1 млрд рублей. Затем в соответствии с правилами платежи прекратились.

Признаки отсутствия

Несмотря на то что "Юнипро" формально не нарушила правила энергорынка, факт получения платы при ремонтирующемся энергоблоке вызвал недовольство ФАС. 26 января 2018 года антимонопольная служба обвинила "Юнипро" и СО ЕЭС в нарушениях. Полный текст решения ведомства компаниям отправили 8 февраля (есть у "Известий").

В нем сказано, что "Юнипро" создала условия для выставления счетов потребителям за мощность по ДПМ в "условиях фактического неисполнения требований по поддержанию генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии". В конечном счете действия компании признали ущемляющими интересы потребителей.

СО ЕЭС обвиняется в неосуществлении надлежащего мониторинга эксплуатационного состояния генерирующего объекта. Также "Системный оператор" не проводил тестирование оборудования, говорится в документе.

В нем же сообщается о "наличии признаков отсутствия" оборудования на третьем энергоблоке Березовской ГРЭС. Кроме того, служба посчитала, что "Юнипро" занимает доминирующее положение на оптовом рынке электроэнергии в границах зоны свободного перетока "Сибирь". В компании при этом указывают, что ее доля в поставке электроэнергии составляет менее 6%, а мощности — почти 5%.

— Дело в том, что платежи по ДПМ предусматривают непредвиденные аварии и дальнейший оплачиваемый ремонт мощностей, на них в год отводится максимум 180 дней. За этот срок мы, согласно правилам, получили положенные нам 950 млн рублей, затем оплата мощностей не производилась, — рассказали "Известиям" в пресс-службе "Юнипро". — Но ФАС всё равно, несмотря на положенный по закону срок, решила оспорить оплаченные средства. При этом сами потребители от остановки блока фактически не пострадали — во время ремонта мощность давали другие генераторы. Более того, ФАС считает, что блока после пожара не существует, такое заключение было сделано на основе того, что блок по бухгалтерским отчетам был списан. Это также в корне неверно: во-первых, блок есть, он пострадал всего на 20%, во-вторых, списан он был лишь на время ремонта, вскоре он вернется в отчеты. В разбирательства было вовлечено и Минэнерго, они разделяют нашу позицию, но их доводы ФАС не слушает.

Особое отношение

До получения итогового решения ФАС "Юнипро" обратилась с письмом к премьер-министру Дмитрию Медведеву (есть у "Известий"). В нем компания выразила озабоченность ситуацией, которая может сложиться на рынке в результате разбирательства. "Юнипро" опасается, что любой производитель энергии теперь может быть признан доминирующим вне зависимости от реальной занимаемой доли рынка. Компания также предупредила о потенциальных проблемах с ремонтом генерирующего оборудования, поскольку оно может быть признано отсутствующим. "Таким образом, производители электрической энергии лишаются предусмотренных действующим нормативно-правовым регулированием возможностей производить регулярный ремонт оборудования с сохранением за собой прав по всем заключенным договорам", — говорится в письме.

"Юнипро" опасается, что подход ФАС к проблеме может привести к стремительным и неожиданным изменениям в регулировании электроэнергетической отрасли и негативно скажется на инвестиционном климате в стране.

Позиция "Юнипро" нашла отклик у Минэнерго, которое рассмотрело обращение на имя председателя правительства. В письме замминистра Андрея Черезова в ФАС (есть у "Известий") отмечается, что нормальная эксплуатация генерирующего оборудования невозможна без регулярных ремонтов. И действующие нормативные документы определяют ремонтируемое оборудование как "осуществляющее фактическую поставку мощности на оптовый рынок".

"АО "СО ЕЭС" и ПАО "Юнипро" действовали в полном соответствии с установленными правилами и не осуществляли никаких действий, которые отклонялись бы от общего для всех порядка технологического взаимодействия "Системного оператора" с владельцами объектов электроэнергетики", — говорится в письме. В Минэнерго также указывают, что "СО ЕЭС" не мог себе позволить выделить ремонт энергоблока на Березовской ГРЭС среди "ремонтов десятков иных генобъектов". В Минэнерго отказались от дополнительных комментариев.

Обжалованию подлежит

"Юнипро" и СО ЕЭС обжалуют решение ФАС. 25 апреля Арбитражный суд Москвы рассмотрит соответствующее исковое заявление от "Юнипро", 7 мая — от "Системного оператора".

— Если суды признают правоту ФАС, создастся прецедент — потребители и антимонопольщики смогут оспорить оплату простаивающих мощностей, что будет служить основанием для расторжения договора ДПМ, — отметил представитель "Юнипро" в беседе с "Известиями". —  Сумма штрафа для нас пока рассчитывается.

Представитель ФАС сообщил "Известиям", что служба пока не определилась с размером штрафа. На это у ведомства есть как минимум год, отметил он и добавил, что ФАС пока неизвестно о недействующих энергоблоках других компаний, получающих плату по ДПМ.

— ФАС считает, что "Системный оператор" должен был выполнить действия, для которых не имел законных оснований, — пояснили "Известиям" в пресс-службе СО ЕЭС. — По их мнению, "Системный оператор" должен был выполнить проверку наличия оборудования находящегося в ремонте блока и провести его аттестацию сразу после аварии, фактически, до истечения установленных правилами 180 дней. То есть избирательно применить процедуру в отношении одного из десятков находящихся в ремонте объектов, в нарушение действующих регламентов и не имея на это оснований.

— "Системный оператор", очевидно, действовал по регламентам рынка, поэтому его недовольство действиями ФАС вполне обосновано, — рассуждает директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. — Другое дело, что ФАС говорит и о том, что "Юнипро" могла бы действовать на опережение ситуации и не давать простаивать мощностям более 180 дней. Если суд примет сторону ФАС, структура рынка изменится не в пользу генераторов, а оплачиваемый срок ремонта, вероятно, будет сокращен вдвое или втрое.

Партнер юридической компании "НАФКО-Консультанты" Павел Иккерт убежден, что у "Юнипро" есть перспективы в обжаловании решения ФАС. По его мнению, выводы службы не основаны на полном и всестороннем анализе норм отраслевого законодательства, а также не учитывают специфику регулирования отношений поставки мощности в рамках механизма ДПМ. Причем как в порядке ценообразования, так и в порядке подтверждения факта поставки мощности по договору ДПМ, говорит юрист.

— Решение ФАС является опасным прецедентом, поскольку, во-первых, поведение "Системного оператора", строго выполнившего все предписанные ему законом, подзаконными актами и регламентами требования, было трактовано как нарушение — продолжает представитель СО ЕЭС. — Во-вторых, оспаривание права любого "генератора" на получение оплаты в период проведения ремонтов разрушает финансовую основу электроэнергетики и ведет к невозможности поддержания оборудования в работоспособном состоянии.

Вопрос доверия

Разбирательство с ФАС может навредить не только устоявшейся системе в отрасли, но и инвестиционному климату в России. Так, в ассоциации "Совет производителей энергии" насторожены сложившейся ситуацией. Представитель организации пояснил "Известиям", что спор идет об условиях действующего механизма ДПМ. Это проверенный годами инструмент, который гарантирует строительство необходимого оборудования в установленные сроки и возврат вложенных инвестиций. Подобные споры в будущем могут привести к утрате доверия инвесторов и к снижению инвестиционной привлекательности отрасли в целом, считают там.

— Любые подобные резонансные разбирательства привлекают внимание широкой аудитории, — отмечает управляющий партнер экспертной группы Veta Илья Жарский. — Уровень интереса к таким выгодным договорам для производителей электроэнергии может снизиться. На фоне санкций против российской экономики данное дело может негативно сказаться на общей инвестиционной привлекательности.

По его словам, заранее оговоренное условие долгосрочной поставки электроэнергии конкретным потребителям дает уверенность энергетикам в собственной устойчивости, а также формирует стабильный поток средств для формирования и поддержания производственных мощностей. Илья Жарский отмечает, что фактически за счет наличия такого договора компания может уверенно строить или модернизировать мощности — это гарантия возврата инвестиций в обмен на гарантию энергоснабжения.

Ожидается, что энергоблок снова введут в эксплуатацию в III квартале 2019 года. Общий объем капитальных расходов "Юнипро" на ремонт оценивается в 39 млрд рублей. В отчете компании по итогам первого полугодия 2017 года говорилось о том, что стоимость работ может вырасти еще на 5 млрд рублей.

Несмотря на дорогостоящий ремонт оборудования и еще не завершившееся разбирательство с ФАС, "Юнипро" остается прибыльной компанией. В 2016 году, когда деньги по ДПМ перестали поступать, чистая прибыль по российским стандартам бухгалтерского учета (РСБУ) превысила 10 млрд рублей. В 2017 года она выросла втрое, до 30,1 млрд рублей. Растущие расходы на ремонт энергоблока также не заставили компанию отказаться от выплаты дивидендов. Из материалов "Юнипро" следует, что в 2017–2018 годах акционеры получат 28 млрд рублей.

Арсений Погосян, Марат Селезнев

Основные риски для российских СПГ-проектов — новые санкции и высокая себестоимость, говорится в исследовании энергетического центра бизнес-школы "Сколково". При оптимистичном сценарии экспорт СПГ из России превысит 60 млн т.

Нехватка технологий

Риск возможного усиления санкций против России и отдельных российских компаний может повлиять на их инвестиционные решения о вводе в строй новых проектов в области сжижения природного газа (СПГ), говорится в исследовании "Трансформирующийся глобальный рынок СПГ: как России не упустить окно возможностей?", которое подготовили аналитики энергоцентра бизнес-школы "Сколково" под руководством Татьяны Митровой (у РБК есть копия).

В России сейчас действует два СПГ-проекта: две очереди завода "Сахалин-2" мощностью 10,8 млн т в год, контроль в котором принадлежит "Газпрому", и первая очередь проекта "Ямал СПГ" (50,1% у НОВАТЭКа) на 5,5 млн т в год. "Ямал СПГ" строит еще две очереди мощностью по 5,5 млн т каждая и еще одну очередь на 0,9 млн т (среднетоннажное производство СПГ), которые должны быть завершены в 2019 году. К тому же НОВАТЭК планирует построить второй СПГ-завод "Арктик СПГ-2" мощностью 19,8 млн т к 2022–2023 годам. К этому времени может заработать завод "Балтийский СПГ" "Газпрома" мощностью 10 млн т в год. По проектам "Роснефти" "Дальневосточный СПГ" (5 млн т в год) и "Печора СПГ" (до 10 млн т в год) еще не готовы финансовые обоснования. Эксперты "Сколково" полагают, что эти проекты могут быть введены после 2030 года.

Возможные новые санкции могут поставить под вопрос даже покупку необходимого оборудования для российских СПГ-проектов, отмечают аналитики. Это делает еще более актуальной разработку собственных технологий сжижения СПГ или локализацию зарубежных решений, добавляют они.

В России пока нет своей технологии крупнотоннажного производства СПГ. На "Сахалине-2" используется технология британско-нидерландского концерна Shell, и, вероятно, она же будет применяться при расширении "Сахалина-2", а также при строительстве завода "Балтийский СПГ". На "Ямал СПГ" — технология американской Air Products, но на проекте "Арктик СПГ-2" планируется использовать технологию германской Linde, с которой у НОВАТЭКа уже подписано соглашение о стратегическом сотрудничестве. Поскольку СПГ-проектам угрожает запрет пользования иностранными технологиями сжижения в случае усиления санкций против России, НОВАТЭКу и "Газпрому" следует учесть эти риски и продумать альтернативу, указывают эксперты "Сколково".

НОВАТЭК в марте 2018 года запатентовал технологию среднетоннажного производства СПГ "Арктический каскад" для выпуска 0,9 млн т газа в год. А "Газпром" заказал разработку похожей технологии для производства около 1 млн т СПГ НПО "Криомаш".

Темпы роста предложения СПГ в мире могут превысить темпы роста спроса, сказал РБК аналитик "Сколково" Александр Собко. Это ведет к угрозе переизбытка газа на рынке и обостряет конкуренцию среди мировых производителей. Общемировой объем потребления СПГ в 2017 году, по его данным, составил 285 млн т, это соответствовало объему его реального производства. При этом совокупные мощности по производству СПГ составляли около 365 млн т в год, но часть из них простаивает или недозагружена. Неопределенность спроса на сжиженный газ в мире и волатильность цен на СПГ приводят к трудностям в принятии решений по созданию новых мощностей, требующих крупных инвестиций, добавляет он.

"Несколько лет подряд спрос на СПГ стагнировал: в 2012–2016 годах его среднегодовые темпы роста снизились до 0,4% в год и на фоне бурного роста мощностей по сжижению к 2017–2018 годам все ждали появления "газового пузыря", а вместо этого получили всплеск спроса на этот вид топлива в 2017 году на 11% к уровню предыдущего года. Основным покупателем стал Китай, решивший приобрести на 46% больше газа, чем в 2016 году", — говорится в исследовании "Сколково".

Высокие затраты

Чтобы не уступить рынки Катару, Австралии или даже США, российские НОВАТЭК, "Газпром", "Роснефть" должны оптимизировать свои затраты по всей цепочке производства газа: от добычи и транспортировки до поставок и регазификации, а также наладить собственный трейдинг СПГ, отмечают эксперты "Сколково". Одна из причин высоких затрат — удаленность проектов от основных потребителей, в частности, это касается арктических проектов. На себестоимости также сказываются привлечение иностранной техники для строительства заводов и перевозки топлива (например, танкеры для СПГ-завода НОВАТЭКа заказали на верфях Южной Кореи) и высокая стоимость привлечения капитала.

Полные затраты по всей цепочке производства СПГ с поставкой в Бельгию к 2025 году с "Ямал СПГ" эксперты "Сколково" оценили в более $6 за MBTU (1 млн британских тепловых единиц), "Балтийского СПГ" — около $5 за MBTU. При поставке в страны АТР, включая Китай, у "Ямал СПГ" затраты могут составлять более $8 за MBTU. А у первых двух очередей "Сахалина-2" этот показатель значительно меньше — менее $4 за MBTU при поставках в страны Азии.

При поставках в Китай "Ямал СПГ" также уступает катарскому газу, а при поставках в Европу — трубопроводному газу из Норвегии и Алжира, говорится в исследовании. Но значительно дороже обходятся поставки СПГ из Австралии и Мозамбика — около $11 за MBTU.

Представитель НОВАТЭКа не стал комментировать расчеты "Сколково" по полному циклу затрат по СПГ-проектам компании. Но зампред правления НОВАТЭКа Денис Храмов говорил на Всемирном экономическом форуме в Давосе в январе 2018 года о планах снижения стоимости затрат при строительства нового СПГ-завода "Арктик СПГ-2". "Наши инженерные решения приведут к тому, что помимо очень низких затрат на добычу и геологоразведку мы сможем достичь показателя затрат на сжижение газа менее $2 за миллион британских тепловых единиц", — отмечал он. Операционные затраты на сжижение газа на "Ямал СПГ", по оценке Vygon Consulting, составляют около $2,85 за MBTU. Стоимость транспортировки СПГ из российской Арктики в АТР аналитики Vygon Consulting оценивала от $1,84 до $2,49 за MBTU в зависимости от маршрута доставки.

Пресс-секретарь "Роснефти" Михаил Леонтьев сравнил прогноз энергоцентра "Сколково" по вводу СПГ-заводов "Роснефти" (по строительству которых еще нет инвестрешения) с попыткой предсказать погоду на пять лет вперед. По его словам, перспектива строительства проектов будет зависеть от спроса на топливо, возможности привлечения капитала, а также санкций против российских компаний. Представитель "Газпрома" пока не ответил на запрос РБК, как и представитель Sakhalin Energy (оператор "Сахалина-2").

Сценарии для России

Энергоцентр "Сколково" разработал три сценария развития экспорта СПГ из России. В самом пессимистичном сценарии прогнозируется производство около 30–33 млн т СПГ в год к 2030 году при условии ввода в строй всех очередей "Ямал СПГ" до конца 2019 года и с учетом действующих мощностей по сжижению. Такой сценарий возможен при падении цен на нефть, создании "газового пузыря" на рынке и усиления санкций.

В 2017 году Россия экспортировала 10,8 млн т СПГ с проекта "Сахалин-2" и более 220 тыс. т с "Ямал СПГ". В 2018 году эти мощности могут вырасти до 27,3 млн т после запуска второй и третьей очередей "Ямал СПГ", отмечают эксперты "Сколково".

В базовом сценарии предусмотрен ввод порядка 50 млн т в год проектируемых мощностей по сжижению (включая "Балтийский СПГ" и "Арктик СПГ-2", расширение "Сахалина-2" после 2023 года) на фоне растущего спроса на СПГ и предоставления государством налоговых льгот проектам. При реализации оптимистичного сценария доля России на мировом рынке СПГ составит около 62 млн т в год к 2030 году, а к этому времени могут быть введены еще и проекты "Роснефти" — "Дальневосточный СПГ" и "Печора-СПГ".

Проекты по производству СПГ поддерживаются на государственном уровне: экспорт СПГ не облагается пошлиной, ряд проектов на Ямале и Гыдане получили налоговые льготы. На церемонии загрузки первого танкера в рамках проекта "Ямал СПГ" в начале декабря президент России Владимир Путин говорил, что "перед нами стоят огромные, масштабные задачи по освоению Арктики и Северного морского пути". Как следовало из презентации НОВАТЭКа, в России к 2030 году будет производиться более 80 млн т сжиженного газа.

Людмила Подобедова

На Россию и других экспортеров нефти свалилась неожиданная удача. Нефть впервые обновила максимумы с конца 2014 года и торгуется около 74 долларов. Вкупе с ослаблением рубля это сулит двойные выгоды российскому бюджету. Однако Саудовская Аравия все равно недовольна — ей нужна нефть по 80–100 долларов за баррель, тогда как России комфортно и при 64 долларах. Почему?

Обе марки нефти: Brent и WTI — выросли и обновили максимумы с конца 2014 года. Brent торгуется около 74 долларов, WTI — по 69 долларов за баррель. Что же движет цены вверх?

Во-первых, последние месяцы нефть поддерживают фундаментальные факторы соотношения спроса и предложения. Рост мировой экономики привел к росту спроса на нефть. С другой стороны, сделка ОПЕК+, в которой участвует Россия, ограничивала предложение, и сейчас более-менее все выполняют свои обязательства по сокращению добычи. В итоге на рынке нефти спрос превышает предложение, что отражается в данных по снижению запасов нефти и нефтепродуктов в США и других странах, говорит руководитель экономического департамента Института энергетики и финансов (ИЭФ) Марсель Салихов.

Также в последние годы появился такой фактор влияния на цены, как сланцевая нефть. "За последние полгода стало понятно: хотя производители сланцевой нефти и увеличивают добычу в США, но не так сильно, как в целом ожидалось. У них есть краткосрочные проблемы, и пока неясно, как быстро они смогут отреагировать на рост цен и увеличить добычу", — говорит Марсель Салихов.

Есть также краткосрочные факторы, которые помогли нефти подскочить вверх. Это геополитическая премия на фоне ситуации вокруг Сирии, санкций против России и торговых войн США. "Санкции США против России негативно сказались на рынках и курсе рубля, но, с другой стороны, повысили цены на нефть. Это отчасти сработало и на пользу российской экономике", — говорит Салихов.

Тем временем белорусский президент Александр Лукашенко напрямую увязал дело Скрипаля с ростом цен на нефть, не пояснив, правда, эту связь. На просьбу прокомментировать дело Скрипаля Лукашенко послал завуалированное сообщение: "Комментировать — это не моя работа, а скорее ваша (журналистов). Вряд ли мы много знаем и можем рассуждать. Смотрите на вещи шире: цена на нефть выросла? Выросла! Дальше я не буду продолжать, подумайте".

"Его логика, на мой взгляд, очень сомнительная, слишком сложная. Формально есть дело Скрипаля, из-за которого против России ввели санкции или могут рассматриваться дополнительные санкции, и это может сказываться на рынке нефти", — говорит Марсель Салихов.

Возможно, Лукашенко пытался намекнуть на то, кому могло быть выгодно покушение на убийство Скрипаля: тому, кто очень сильно хочет поднять цены на нефть. Тогда этот выпад не в сторону России. Потому что России для балансировки бюджета хватило бы и цен около 53 долларов за баррель, посчитали в московском инвестиционном банке "Ренессанс Капитал". В целом для России комфортна цена в районе 64 долларов за баррель, говорил в начале этого года министр энергетики Александр Новак. И цена в 60–65 долларов, что уже существенно выше заложенного уровня в российском бюджете, довольно долго держалась в последнее время, менять что-либо у РФ не было нужды.

С другой стороны, более высокая цена создает слишком благоприятные условия для роста добычи сланцевой нефти в США. А этот игрок может легко вновь нарушить спрос и предложение и обвалить цены на нефть. Уж лучше средневысокие, но стабильные 60–65 долларов за баррель, что поубавит пыл строптивых сланцев.

Зато цена в 80–100 долларов за баррель нужна Саудовской Аравии, о чем она накануне и заявила. И эти вербальные интервенции помогли нефти прибавить еще пару долларов. "Комментарии Саудовской Аравии были расценены рынком как намек на готовность сохранять ограничения в добыче, несмотря на то что запасы нефти в хранилищах сейчас близки к средним значениям за пять лет", — говорит финансовый аналитик FxPro Александр Купцикевич. Многим членам ОПЕК, кстати, тоже нужна более дорогая нефть, в частности Йемену и уж конечно Венесуэле, которая продолжает сокращать добычу топлива, себестоимость добычи которого крайне высока.

Зачем саудитам более дорогая нефть, чем России? Дело в том, что у саудитов фиксированный валютный курс, а у России — плавающий. В итоге цены на нефть сказываются на российской экономике и на экономике Саудовской Аравии совершенно по-разному.

"В России основным бенефициаром роста цен на нефть выступает бюджет. Можно считать, что 80–90% выгоды от прироста цены забирает бюджет, остальное остается компаниям. При этом у нас есть возможность за счет плавающего курса рубля сглаживать колебания нефтяных цен, чтобы они меньше сказывались на экономике. Плюс Минфин проводит интервенции на рынке, что дополнительно нивелирует колебания", — поясняет собеседник.

В Саудовской Аравии курс нацвалюты фиксированный, и у них нет механизмов защиты от колебаний нефтяных цен. "Поэтому когда цены на нефть снижаются, саудиты вынуждены тратить резервы, чтобы поддерживать курс. Для них чем цены на нефть выше, тем более высок положительный эффект. У России нет: когда цены на нефть растут, рубль также укрепляется, а это несколько снижает положительный эффект для экономики", — говорит эксперт ИЭФ.

Это сейчас сложилась нестандартная ситуация, когда и цены на нефть выросли, и курс рубля снизился. "В текущей ситуации Минфин РФ получает двойную выгоду. Если бы не было санкций, то при росте цены на нефть рубль бы сильно укреплялся", — говорит Салихов.

Кроме того, саудитам нужна дорогая нефть для того, чтобы подороже продать 5% в своем добывающем гиганте Saudi Aramco. Это IPO обещает стать крупнейшим в истории. Саудиты пытаются продать долю уже несколько лет, но на падающем рынке это делать невыгодно.

У саудитов большие резервы — 250 млрд долларов. Однако и дефицит бюджета только на 2018 год заложен в 52 млрд долларов, и планы у наследного принца Мухаммеда крайне амбициозные. Он предложил программу Vision 2030, в которой говорится о строительстве "умного" города за 500 млрд долларов, о проекте производства солнечной энергии стоимостью 200 млрд долларов и о многих других не менее дорогих проектах. Поэтому саудитам нужна дорогая нефть, чтобы хватило на текущие нужды и на будущее. России же и дальше снижать добычу ради цены не особенно хочется.

В пятницу состоится очередное заседание членов ОПЕК+, на котором стороны могут обсудить новые формы соглашения. Сейчас есть только два варианта сделки ОПЕК+: либо РФ находится в соглашении и сокращает добычу, либо выходит из сделки. Но есть обеспокоенность, что если Россия выйдет из сделки, то цены на нефть опять обвалятся. Поэтому стороны могут разработать на ближайших встречах ОПЕК промежуточный вариант — некие оперативные механизмы влияния на цены, сейчас оперативное воздействие оказывается только через вербальные заявления российского министра энергетики или Саудовской Аравии, думает Салихов. Иными словами, привязать уровни сокращения добычи к реальной цене на нефть.

Дело в том, что при высоких ценах на нефть американские сланцевики могут достаточно быстро нарастить добычу так, что снова испортят фундаментальную стабильность.

"Баланс рисков скорее находится на стороне снижения. Если, конечно, не начнется какое-то военное противостояние на Ближнем Востоке, тогда, конечно, цена может и до 100 долларов дойти. Но это экстремальный сценарий, а базовый таков: США нарастят добычу, ОПЕК­+ придется выходить из соглашения либо сокращать его масштабы. Это окажет понижательное значение на нефть. Но цена в 60 долларов более-менее устраивает всех: и нас, и саудитов, и американцев, и потребителей", — делает прогноз собеседник.

Ольга Самофалова