"Русгидро" осенью столкнулась с проблемой дефицита угля на своих тепловых электростанциях на Дальнем Востоке. Об этом гендиректор энергокомпании Николай Шульгинов написал вице-премьеру Аркадию Дворковичу ("Ведомости" ознакомились с копией письма от 31 октября).

Дальневосточный дивизион "Русгидро" обеспечивает две трети выработки электроэнергии для Дальнего Востока. Общая мощность тепловых электростанций компании составляет 9 ГВт. В год им необходимо 16-18 млн т угля, оценивает в письме Шульгинов.

Текущая рыночная конъюнктура на мировом рынке топливно-энергетических ресурсов характеризуется высоким спросом на уголь российских предприятий со стороны зарубежных потребителей, пишет Шульгинов. Более высокая доходность экспорта по сравнению с поставками электростанциям Дальнего Востока стимулирует угольные компании увеличивать поставки угля за рубеж, описывает он проблему: сложившуюся ситуацию усугубляет дефицит подвижного состава.

В результате во втором полугодии 2017 г. создалась крайне напряженная ситуация с обеспечением ТЭС топливом, отмечает топ-менеджер. На конец октября выполнение месячного графика поставки угля по отдельным направлениям составляло менее 40%, говорится в письме. В результате на складах крупнейших тепловых электростанций Дальнего Востока — Хабаровской ТЭС-3, Благовещенской ТЭЦ, Артемовской ТЭЦ — наблюдался дефицит запасов топлива, что может привести к ограничению тепло- и энергоснабжения потребителей в осенне-зимний период, предупреждает Шульгинов.

Проблема дефицита полувагонов возникает ежегодно в октябре-ноябре, говорит аналитик АКРА Максим Худалов. Это связано с увеличением зимних экспортных закупок электростанций зарубежных стран, проблемами со смерзанием угля (в октябре — ноябре не все грузоотправители используют противозамерзающую жидкость для поливки угля) и высокой напряженностью в перевозках сельхозпродукции, перечисляет он.

Шульгинов попросил Дворковича взять на особый контроль вопросы поставок угля электростанциям Дальнего Востока. "Прошу обеспечить первоочередную доставку данных грузов", — поручил Дворкович Минтрансу, Минэнерго и РЖД. Представитель Дворковича подтвердил получение письма. Нормативы запасов топлива компаниями в настоящее время выполняются, ответили "Ведомостям" представители Минэнерго и Минтранса.

РЖД принимает необходимые меры по обеспечению вывоза всего объема предъявляемого к перевозке угля, говорит представитель компании. Он отмечает, что право распоряжения грузовыми вагонами, их подачи под погрузку тех или иных грузов и определения арендных ставок принадлежит их собственникам. Представитель "Русгидро" не ответил на запрос.

"СУЭК (крупнейшая угольная компания за Уралом. — "Ведомости") решает вопрос с обеспечением завоза угля за счет мобилизации своего парка, Федеральной грузовой компании, Первой грузовой компании, "Нефтетранссервиса" и ряда других операторов, — сказал представитель СУЭК. — Сейчас невыполнение отдельного оператора можно восполнить другими. Еще месяц назад дефицит вагонов на сети не позволял этого сделать".

Уже ко второй половине декабря напряженность с поставками традиционно сходит на нет, подтверждает Худалов, а в нынешнем году эта пробка на железных дорогах была дополнена низким уровнем воды в сибирских реках. Скорее всего, масштаб проблемы преувеличен и в течение месяца она исчезнет в связи с окончанием интенсивных поставок угля электростанциям на зимний период и сельхозпродукции, ожидает эксперт.

Весной на проблемы с поставками угля жаловался "Газпром энергохолдинг". Принадлежащая компании Новочеркасская ГРЭС в Ростовской области испытывает проблемы как с поставками угля из Донецкого бассейна, так и с его качеством. Энергохолдинг даже рассматривал вариант с переводом электростанции на газ. В октябре "Газпром энергохолдинг" просил Минэнерго увеличить тариф для угольных станций, расположенных в европейской части России и на Урале. Но добиться этого пока не удалось. Компании не хватает денег на их содержание, отмечал "Газпром энергохолдинг".

Иван Песчинский, Виталий Петлевой

Участникам соглашения ОПЕК+ предстоит 30 ноября обсудить на встрече в Вене дальнейшее соблюдение ограничений на добычу нефти. Соглашение действует до марта 2018 года, и решение о его продлении можно пока не принимать, но эта тема будет в фокусе в ближайшие месяцы. По данным Bloomberg, Россия и Саудовская Аравия хотели бы сохранить ограничения до конца 2018 года. Участники ОПЕК+ вряд ли быстро откажутся от стратегии, оказавшейся столь успешной в этом году. Договор, скорее всего, будет продлен. Но простое решение — продлить текущие ограничения — может оказаться неэффективным в 2018 году. Если цены на нефть продолжат расти, это может вызвать значительный рост сланцевой добычи в США. В результате на рынке может снова установиться профицит предложения и начнется падение цен. Так что сейчас экспортерам из ОПЕК+ стоит внимательно следить за ситуацией в США.

ОПЕК против сланца

Ценовая конъюнктура на рынке нефти в ближайшие годы будет складываться вокруг конкуренции ОПЕК+ со сланцевыми производителями США. Основной фактор конкурентоспособности ОПЕК+ — большая доля на рынке производителей сланцевой нефти — короткий временной лаг от инвестиций до начала добычи (пять-шесть месяцев) и рост производительности. Страны ОПЕК словно тестируют сланцевую отрасль. Первый "тест" начался в ноябре 2014 года, когда члены ОПЕК отказались ограничить добычу. Участники картеля, прежде всего Саудовская Аравия, рассчитывали, что в результате падения цен с рынка уйдут производители с высокой себестоимостью добычи. Значительного спада добычи ожидали и в сланцевой отрасли США, где после первого года эксплуатации скважины добыча падает, как правило, на 70%.

Но сланцевая отрасль оказалась устойчивой к "ценовому шоку" в 2015-2016 годах. По оценкам Управления энергетической информации США (EIA), сокращение добычи в сланцевых бассейнах в США составило лишь 0,8 млн барр. в сутки за два года — c 6,0 млн барр. в сутки на пике в марте 2015 года до 5,2 млн барр. в сутки в декабре 2016 года. Выжить сланцевым производителям удалось за счет улучшения производительности, сокращения цен на услуги подрядчиков и перехода на высокорентабельные участки (sweet spots). При этом страны ОПЕК за этот период нарастили добычу на 2,2 млн барр. в сутки — экспортеры пытались компенсировать выпадающие от снижения цен доходы за счет роста добычи, кроме того, в 2016 году с Ирана сняли запрет на экспорт нефти.

Экономические проблемы и подготовка властей Саудовской Аравии к IPO компании Saudi Aramco вынудили ОПЕК пойти на изменение стратегии. В конце ноября 2016 года ОПЕК и другие страны-экспортеры, прежде всего Россия, договорились о снижении добычи на 1,8 млн барр. в сутки в первом полугодии 2017 года. Второй "тест" ОПЕК+ должен был показать, как сланцевые компании отреагируют на рост цен. Были опасения, что производители сланцевой нефти могут сильно нарастить производство, поэтому масштаб ограничений, о которых договорились год назад, был рассчитан так, чтобы цена оставалась в пределах $60 за баррель.

В итоге рост сланцевой добычи оказался ниже ожиданий: +0,8 млн барр. в сутки в январе-октябре 2017 года. Это стало одним из ключевых факторов установления дефицита на рынке (что эквивалентно сокращению коммерческих запасов) и роста цен на нефть до двухлетнего максимума в октябре-ноябре. В СМИ, сообщавших об устойчивости сланцевых производителей в 2015-2016 годах, сейчас можно прочитать об ухудшении перспектив отрасли, несмотря на рост цен на нефть.

Прогнозы

Но нельзя однозначно сказать, что реакция сланцевой отрасли на вызов со стороны ОПЕК+ оказалась слабой. Количество активных буровых установок выросло за два года на 17% (во многом за счет крупнейшего бассейна Permian: +47%). Сланцевые компании были вынуждены повышать производительность при низких ценах в 2015-2016 годах, но продолжили этот курс и после повышения цен. Последние инновации были направлены на улучшение дизайна по заканчиванию скважин, что позволило уже в этом году увеличить средний дебит в первый месяц действия скважины (IP rate) на 16,6%.

Недостаточно динамичный рост добычи был вызван увеличением числа пробуренных, но не законченных скважин (так называемых DUC-скважин). С декабря 2016 года по октябрь 2017 года их стало на 1,9 тыс. скважин больше: в среднем компании отправляли в запас 17% пробуренных скважин. В экспертной среде нет консенсуса относительно причин такой тактики компаний. Скептики сомневаются в рентабельности скважин, отправленных в запас. Оптимисты указывают, что компании ищут возможности по улучшению их рентабельности перед запуском. Так или иначе, получилось, что производители сланцевой нефти неявно поддержали ограничения ОПЕК+.

В прогнозах динамики сланцевой добычи на 2018 год — также большой разброс. Это и понятно при столь противоречивых сигналах отрасли. Возможно, аналитики закладывают разные сценарии накопления/ввода DUC-скважин. Консалтинговая компания Rystad прогнозирует рост на 1,4 млн барр. в сутки, EIA — лишь на 0,3 млн барр. в сутки. Оценки точности прошлых прогнозов не добавляют ясности. В 2015-2016 годах прогнозы EIA были слишком пессимистичными, прогнозы Rystad на этот год были чересчур оптимистичными.

Из-за неопределенности с прогнозами по сланцевой отрасли участникам ОПЕК+ стоит повременить с продлением соглашения и продолжать мониторинг ситуации. Из-за наличия временного лага между решением о новом бурении и вводом новых скважин только в марте-апреле 2018 года будет видна реакция сланцевой добычи на наблюдаемый сейчас (в октябре-ноябре) рост цен. С учетом того, что сезонный пик спроса приходится на вторую половину года, участникам соглашения разумно было бы продлить его пока только на три месяца, по июнь 2018 года.

Виктор Курилов, старший эксперт Института энергетики и финансов

Нефтегаз — это тоже "цифра"

Переход на новый технологический уклад, который подразумевает развитие цифровой экономики, блокчейн, индустрию 4.0, интернет вещей (IoT), технологии Big Data, 3D-печать и многое другое, сегодня активно обсуждается государством, бизнесом и экспертным сообществом. Приняты специальные госпрограммы и меры стимулирования частного бизнеса, в стране появились стартап-инкубаторы и технопарки, активно работают акселераторы по отбору интересных проектов.

В свете этого тренда информация рассматривается как "новая нефть" — источник дальнейшего развития страны и возможность для глобальной конкуренции. Информация становится новым активом, который может быть использован бесконечное количество раз в зависимости от технологий ее использования и интерпретации. Особняком стоит тема информационной безопасности, которая приобрела особую важность как для государственных, так и для бизнес-структур.

При этом говорить о классическом ТЭКе в России становится немодно. Желание слезть с нефтяной иглы на самом деле не учитывает тот факт, что в ведущих технологических державах сам нефтегазовый сектор является одним из пионеров инноваций и развития новых технологий, в том числе и цифровых. Причин для этого несколько. Во-первых, спрос на энергоносители вопреки прогнозам не падает, а их добыча постоянно усложняется и требует новых технологических решений. Добыча труднодоступных запасов, сланец, добыча на шельфе, нефте- и газохимия — сегодня это по сложности больше напоминает освоение космоса, чем картинку, где нефть бьет струей из скважины.

Во-вторых, в нефтегазовом секторе сконцентрировано огромное количество инвестиций в научные исследования и новые технологии, которые на выходе применяются во многих сферах человеческой деятельности, включая совершенно новые направления. И в-третьих, что особенно важно, добавленная стоимость нефтегазового сектора теперь определяется наличием экосистемных технологий и компетенций, которые позволяют реализовывать комплексные проекты по добыче, транспортировке и переработке энергоносителей. Стоимость современных нефтегазовых гигантов определяется не только и не столько запасами и себестоимостью добычи, а возможностью воплотить в жизнь проекты при помощи технологий инжиниринга.

В новой технологической реальности фокусировка направлена на быстрорастущие рынки умной продукции и услуг, суть которых в переходе от "железа" к "интеллекту". И как ни парадоксально, мировой рынок новых технологий в нефтегазе является одним из наиболее перспективных, он растет опережающими темпами более 15% в год, в одном сегменте с электроникой и сферой IT. Современный нефтегаз — это научные разработки в нефте- и газохимии, новые материалы и оборудование, но даже в большей степени это технологии проектирования, строительства и эксплуатации, то есть управления всеми процессами на основании современных цифровых решений, без которых невозможен ни один конкурентоспособный нефтегазовый проект в современном мире.

Зачем нам свой инжиниринг?

Обладание вышеуказанными технологиями может и должно рассматриваться в ракурсе глобальной конкуренции в новом технологическом укладе, наравне с развитием робототехники, квантовых технологий, блокчейна и нейротехнологий. Новые технологии управления проектами в нефтегазе — это не только дополнительные миллиарды долларов в бюджет и рабочие места, но и вопросы энергетической, да и просто национальной безопасности государства и его граждан. В этом смысле России еще предстоит решить круг задач как по возвращению себе утраченных ранее рынков, так и по созданию своих отечественных национальных компаний-чемпионов в сфере инжиниринга.

Можно задаться вопросом: "А существовали ли инжиниринговые компании в Советском Союзе?" Да, только назывались они иначе — проектно-изыскательские или научно-исследовательские отраслевые институты. За 70 лет существования Советского Союза их количество только росло и достигло пика к началу 1990-х годов: порядка 1,8 тыс. проектных институтов с численностью персонала более 800 тыс. человек. Но потом наступила так называемая перестройка, и проектные организации оказались в столь тяжелом положении, что из-за дефицита заказов их численность по стране сократилась в четыре раза. Что же произошло?

Под лозунги об интеграции с Западом и отказа от советского наследия власть сквозь пальцы наблюдала, как западные инжиниринговые компании без всякого труда зашли на огромный рынок инжиниринговых услуг в российском нефтегазе. В итоге снабжение строящихся нефте- и газоперерабатывающих заводов, трубопроводной и другой ключевой инфраструктуры преимущественно импортным оборудованием, обеспечение процессов только зарубежными технологиями. Мы стали покупать технологические процессы нефте- и газопереработки, не задумываясь о конкурентоспособности этих решений. И как результат — экономический эффект в два раза ниже, чем у конкурентов.

И дело даже не в том, что западные инжиниринговые компании вели себя недобросовестно. Вполне возможно, что и нет. Просто сама модель их бизнеса подразумевала продажу лицензированных проектных решений (а вместе с ними и услуг), эффективность которых заметно ниже, чем на их собственных проектах. Логика проста — зачем отдавать потенциальным конкурентам решения, которые дают нам самим глобальные преимущества. В итоге под видом инноваций и суперэффективных технологий нам попросту впаривали старье. Учитывая силу исторического момента и общий раздрай в экономике, даже эти решения и услуги казались эффективными. Это при том, что платили российские нефтегазовые компании за них щедро.

Спустя десятилетия мы увидели новую экономическую реальность, в которой нам пытаются диктовать условия, одновременно ставя ограничения для дальнейшего развития. При этом вопрос того, куда уходит добавленная стоимость от использования технологий и насколько она экономически обоснована не поднимается. Точнее — его очень не любят обсуждать западные технологические компании, как и рассматривать мысль о потере сверхприбыльного рынка для реализации устаревших решений. Себестоимость нефте- и газодобычи, а также переработки может быть низкой, только если технологии дешевы. А дешевы они могут быть, только если мы сами их производим и внедряем. В таком случае страна становится не просто глобальным конкурентом, а начинает управлять стоимостью.

Для возвращения к российскому инжинирингу на уровне государственной политики была провозглашена программа импортозамещения, которая приносит свои плоды. Зависимость российского ТЭКа от западных технологий на пике достигала 80%, а Россия в лице национальных компаний получала прибыль в основном за счет продажи сырья. Возможно ли выстроить собственный инжиниринг в среднесрочной перспективе? Ответ на этот вопрос мучает специалистов отрасли. На самом деле за прошедшие после перестройки годы в России, как ни парадоксально, остались собственные компании и технологии, которые всё это время развивались и при наличие необходимых условий могут составить конкуренцию западным подрядчикам либо сформировать эффективные партнерства на основаниях равноправного управления стоимостью.

Возможность для появления национальных чемпионов

Как и сфера цифровой экономики, для инжиниринга в ТЭКе и конкретно в нефтегазовой отрасли требуется создание собственных национальных компаний-чемпионов. Это не прихоть импортозаместить все подряд, а объективная необходимость. Инвестиции государства и российского частного бизнеса в нефтегазовые проекты колоссальны. Десятки глобальных проектов, работа которых рассчитана не на одно десятилетие уже реализуются или будут реализованы в ближайшее время.

Вся эта инфраструктура должна обеспечить как энергетическую безопасность государства и граждан, так и послужить качественному росту экспорта. Ставка на российский инжиниринг позволит создать внутри страны тысячи высокотехнологичных рабочих мест, обеспечит заказами смежников и в итоге, создаст ощутимую прибавку к росту национального ВВП.

Во-первых, сегодня в стране реализуются масштабные трубопроводные проекты в газовой сфере. Это Южный и Северо-Западный газовые коридоры (трубопроводы "Южный поток" и "Северный поток"), а также глобальный энергетический проект по строительству трубопровода "Сила Сибири" в Китай. Помимо этого, на территории России все участники отрасли проводят модернизацию существующих НПЗ и строительство новых. Экономика высоких переделов наиболее устойчива к ценам на сырье и позволяет развивать свои высокие технологии.

Стратегическим направлением является развитие Дальнего Востока, одним из условий которого является строительство совершенно новых нефте- и газохимических комплексов, таких как Амурский ГПЗ и ВНХК, что позволит выйти на быстрорастущие рынки стран АТР с конкурентоспособной продукцией и создать точки роста в стратегически важном регионе РФ. Еще одним стратегически важным направлением является строительство совершенно новой СПГ инфраструктуры, которая позволит России выйти на этот динамичный глобальный рынок. Проекты Дальневосточного и Балтийского СПГ, а также Ямал СПГ помогут России управлять стоимостью наравне с ведущими мировыми державами.

Все эти проекты требуют наличия инжиниринговых компаний самого высокого уровня с собственными технологиями и опытом работы. В России существуют крупные компании, способные выполнить подобные проекты, пока совместно с инжиринговыми гигантами из других стран. Хотя определенные виды работ такие компании, как "Стройтрансгаз" и "Стройгазмонтаж" научились делать сами. Но этого недостаточно, нужны новые сильные игроки с собственным ноу-хау и видением процессов.

Нефтегазовые компании, вне зависимости от того, являются ли они государственными или частными, постоянно находятся в поиске лучших технологических решений для своих проектов. Вопросы повышения эффективности и оптимизации издержек — это постоянная работа, которая ни на минуту не останавливается. Самым высоким стандартам качества должны соответствовать и подрядчики в лице инжиниринговых компаний и поставщиков оборудования. Те, кто вчера был успешен, но не развивается сегодня, не готов наращивать компетенции под тренды времени и требования заказчика, просто не имеют будущего.

В России каждый нефтегазовый проект имеет свою специфику и требует как адаптации уже сложившихся технологических решений, так и применения ноу-хау, причем отечественных. В конкурентной среде инжиниринговых услуг и подходов государство и нефтегазовые компании хотели бы видеть как можно больше российских решений, что закреплено в государственной политике импортозамещения.

Признанный экспертами в сфере ТЭКа инжиниринговый холдинг "Петон" за 20 лет разобрался во всех тонкостях и хитростях нормативной базы, стандартов и конструктивных особенностях оборудования, которые привели к своей конкурентоспособности в отрасли. "Петон" — единственная компания, которая предложила идеи реализации концептуального проектирования с экономической эффективностью всего комплекса. Это позволило снизить стоимость продукта на 20-30% для реализованных и будущих проектов.

Партнером для "Петона" стал Linde Engineering — один из мировых лидеров на рынке интеллектуальных услуг. В компании поняли, что комплексное решение от сотрудничества позволит им конкурировать на международном рынке, например, с американскими аналогами. Синергия лучших технологических решений, которые включают в себя теплообменники Linde и решения "Петона" по ректификации, уменьшает стоимость капитальных и операционных затрат, тем самым повышая экономическую эффективность конечного продукта.

Адаптация технологий — это адаптация концептуального проектирования, привязанного к стандарту отечественного производителя. Всё, что необходимо в части вспомогательного оборудования, производится в России или может быть произведено. Один из трендов "Петона" в рамках импортозамещения — это поддержка отечественного машиностроения через инжиниринг и его производственные возможности.  Объем рынка ТЭКа в человекоресурсах — не менее 100 тыс. единиц, и закрыт он не более чем на 5%. "Петон" сейчас масштабирует те процессы и интеллектуальные способности, которые он развил в себе, до уровня, покрывающего российскими возможностями потребности в области ТЭКа.

Курс на импортозамещение и развитие инжиниринговых центров нашел отклик и среди самой активной части населения — среди студентов. Молодые ученые хватают на лету тренды в самых востребованных и привлекательных отраслях экономики. Впервые 10 российских вузов вошли в предметный рейтинг британского журнала Times Higher Education в категории "Инжиниринг и технологии". Эксперты едины во мнении: развитие наукоемких секторов отечественной промышленности повысит уровень квалификации сотрудников, обеспечит преемственность и как следствие сохранит в экономике страны миллиарды долларов в виде инвестиций и налогов.

Елена Винница

Сумма планируемых "Газпромом" капитальных вложений на ближайшие два года сравнима с капитализацией компании. 23 ноября правление "Газпрома" одобрило проект инвестпрограммы на 2018 г. в размере рекордных 1,27 трлн рублей. Во вторник председатель правления компании Алексей Миллер сообщил, что в 2019 г. она увеличится еще почти на 10% до 1,4 трлн руб. На закрытие торгов на Московской бирже 28 ноября капитализация "Газпрома" составляла около 3,2 трлн руб.

Дивиденды в течение 2018-2019 гг. "Газпром" повышать не планирует. "Хотя инвестиции компании в ближайшие два года будут расти, мы абсолютно точно сохраним сбалансированную дивидендную политику. Объем дивидендных выплат в настоящее время составляет более 190 млрд руб., и, несмотря на рост инвестиционной программы "Газпрома", в ближайшие годы дивидендные выплаты останутся на том же самом уровне", — сказал Миллер (цитата по "Интерфаксу").

Почти треть инвестпрограммы 2018 г. — около 417 млрд руб. — "Газпром" рассчитывает обеспечить за счет заемных средств. Проект бюджета еще должен быть утвержден советом директоров "Газпрома". Принятый правлением финансовый план должен обеспечить покрытие обязательств "Газпрома" без дефицита, ожидает компания.

Скорее всего у "Газпрома" не возникнет проблем с выполнением программы заимствований — к компании не применялись финансовые санкции и она по-прежнему имеет свободный доступ к долговым рынкам, включая евробонды, говорит директор отдела корпораций Fitch Дмитрий Маринченко. "Единственное, что может помешать, — это усиление санкционного режима, но с учетом ключевой роли "Газпрома" в удовлетворении спроса на газ в Европе такой сценарий не очень вероятен", — говорит Маринченко.

Во вторник "Газпром" сообщил, что компания договорилась с японскими Mizuho Bank, Sumitomo Mitsui Banking Corporation и американским банком JPMorgan Chase о предоставлении кредита в размере 1 млрд евро сроком на пять лет. "Кредит привлекается в рамках программы заимствований 2017 г.", — сообщил "Ведомостям" представитель компании. В декабре 2016 г. этот же консорциум банков подписал с "Газпромом" соглашение о четырехлетнем кредите на 800 млн евро по ставке EURIBOR + 2,6%. По сравнению с соглашением прошлого года "Газпром" получил более привлекательные условия, рассказал "Ведомостям" первый вице-президент Газпромбанка (корпоративный брокер "Газпрома") Денис Шулаков. "Ставка точно ниже прошлогодней и ниже того уровня вторичной кривой, который "Газпром" имеет в евро на рынках капитала. Обеспечения по этому займу нет, кредит привлечен на общекорпоративные цели", — рассказал банкир. В середине ноября "Газпром" разместил евробонды на 750 млн евро под 2,25%, что для компании стало исторически самой низкой ставкой размещения долговых бумаг.

Общий долг группы "Газпром" по МСФО на 30 июня составлял около $59 млрд. Отношение чистого долга к EBITDA было на уровне 1,6. "Мы ожидаем, что долговая нагрузка "Газпрома" может несколько возрасти в 2017-2019 гг. во многом за счет реализации Восточной газовой программы и необходимости завершения строительства экспортных газопроводов в Европу и Турцию к концу 2019 г., — говорит вице-президент Moody’s Денис Перевезенцев. — Небольшой рост долговой нагрузки не несет существенных рисков для кредитоспособности "Газпрома", так как она находится на комфортном для компании уровне и сопоставима с глобальными компаниями нефтегазового сектора". Сохранение дивидендных выплат на текущем уровне — элемент консервативной финансовой политики компании — также позволит профинансировать инвестиционную программу, не прибегая к привлечению избыточного долга, предполагает Перевезенцев.

В 2018 г. у "Газпрома" ожидается пик погашений — почти $12 млрд в целом по группе, напоминает Маринченко. "Компании по меньшей мере нужно будет рефинансировать этот долг, а также, вероятно, покрыть отрицательный свободный денежный поток после дивидендов, связанный с интенсификацией "строек века". План "Газпрома" по заимствованиям — $7 млрд по головной компании и $3 млрд по "Газпром нефти" — должен покрыть большую часть", — считает Маринченко. Оставшуюся часть, вероятно, "Газпрому" придется покрывать за счет подушки ликвидности, которая на 30 июня превышала $20 млрд, предполагает аналитик.

Артур Топорков