С лета 2014 года российская нефтегазовая отрасль испытывает серьезное давление в связи со снижением цен на нефть. При том, что себестоимость добычи российской нефти невысока. По словам главы Минэнерго Александра Новака, она составляет 3-15 долларов за баррель без учета налогов. Чиновники заверяют, что ни цены на нефть, ни возвращение Ирана на рынок поставщиков не должны существенно повлиять на перспективы отечественной нефтяной отрасли. В то же время, по мнению экспертов Аналитического центра при правительстве РФ, снижение цен на нефть и общемировая экономическая ситуация диктует необходимость нового подхода к энергетической стратегии России.

Как должна отреагировать российская нефтегазовая отрасль на новые вызовы? Следует ли менять стратегию развития отрасли и если стоит — то как перераспределять приоритеты?

На эти и другие ответят приглашенные эксперты:

	Крутихин Михаил партнер и аналитик консалтинговой компании RusEnergy
	Семикашев Валерий заведующий Лабораторией прогнозирования топливно-энергетического комплекса Института народнохозяйственного прогнозирования РАН, к.э.н
	Юшков Игорь ведущий аналитик Фонда национальной энергетической безопасности, преподаватель Финансового университета при Правительстве РФ

Алексей Федоров: Повлияет ли на нашу нефтегазовую отрасль отмена санкций в адрес Ирана и в какую сторону?

Михаил Крутихин: Эффект снятия санкций с Ирана будет весьма чувствительным для России. Приток новых объемов нефти на рынок, и без того перенасыщенный предложением, не может не вызвать снижения цен, тем более что Иран будет активно демпинговать, стараясь восстановить утраченные за время санкций рыночные позиции.

Игорь Юшков: Тема выхода Ирана из-под санкций довольно сложна. Стремительная активизация переговоров шестерки международных посредников с Ираном была инициирована США. Это было сделано американскими политиками для того, чтобы продемонстрировать их европейским коллегам, что не стоит бояться давить на Россию, так как поставщиком нефти и газа вместо РФ якобы может быть Иран. Но это не совсем так. В нефтяной отрасли Иран действительно сокращал добычу после введения санкций со стороны США и Евросоюза. Но при этом Иран перенаправил экспорт нефти в Азию, прежде всего в Китай. Причем данные о том, насколько Иран сократил добычу и экспорт нефти, разнятся. Управление энергетической информации США указывает, что Иран в период с 2011 по 2012 год сократил экспорт нефти на 1 млн барр. в сутки. Если пересчитать на более привычные для российской статистике млн тонн в год., то это получается 48,8 млн тонн. По данным BP, цифра выходит еще скромнее. В 2011 году добыча составила 208,8 млн тонн в год, в 2014 году – 169,2 млн тонн, т.е. падение добычи – 39,6 млн тонн. За счет роста внутреннего потребления возможность экспорта сократилась с 119,6 млн тонн в год до 76 млн тонн в год. Даже если представить, что Иран каким-то образом вернулся бы на мировой рынок, увеличив экспорт на те же 43,6 млн тонн в год, это не стало бы альтернативой для российской нефти в Европе.

Но чтобы Иран вышел на рынок с прежними объемами, ОПЕК должны перераспределить квоты на добычу. А тут возможен самый жесткий кризис за всю историю организации. Известно, что Саудовская Аравия, являющаяся лидером ОПЕК, открыто враждует с Ираном. Саудиты осудили подписание соглашения по иранской ядерной программе и заявили, что теперь тоже хотят развивать атомную отрасль. В этих условиях весьма сомнительно, чтобы саудиты так просто отдали свою долю на рынке, сократив свою квоту на добычу нефти, чтобы пустить Иран. Иран в свою очередь может провоцировать волнения в шиитских районах Саудовской Аравии и тогда уже возникнет вопрос добычей нефти у саудитов.

Для России с точки зрения торговли нефтью – чем хуже ситуация на Ближнем Востоке, тем лучше.

В газовой сфере стратегически Иран может создать для России больше проблем. Иран – вторая по запасам газа страна. Но чтобы вывести эти объемы на европейский рынок, нужно построить газопровод через всю страну от месторождения Южный Парс, потом проложить его через юго-восток Турции. Какие компании возьмутся за этот проект? Риски очень высоки. Причем риски стратегические – Иран в 1979 году уже показал, как можно национализировать все активы иностранных компаний. И с тех пор в политической системе Ирана по большому счету изменений не произошло. Тем более что договоренности с Ираном достигнуты недавно, а чтобы разработать месторождения и построить газопровод до Европы, нужно как минимум лет пять. Нет гарантий того, что Иран будет все это время таким же дружелюбным с Западом. Тактические трудности тоже есть – в последние дни Турция втягивается в войну. Турки нанесли удар по ИГИЛ и заодно и по курдам, а курды проживают именно там, где предполагается проложить газопровод из Ирана. Иран скорее начнет поставлять газ в Пакистан, куда газопровод уже построен. А Китай лоббирует строительство продолжения этот трубы до своей территории.

Так что для России последствия выхода Ирана из-под санкций могут быть только негативными, но реализация этих рисков отнюдь не гарантирована.

Валерий Семикашев: Повлияет. Во-первых, расширится потенциал предложения нефти на мировом рынке, во-вторых, западным странам проще вводить санкции в отношении России, когда с Ирана санкции уже сняты, чем в противоположной ситуации (все-таки вариант санкций против двух из пяти крупнейших производителей нефти, которые в случае применения санкций наращивают поставки в Китай по более низкой цене, не должен быть привлекательным для США). Однако, этот фактор вторичен и даже третичен для отечественного нефтегазового сектора.

Николай: Уважаемые эксперты, есть ли в нынешних условиях перспектива у проектов освоения Баженовской свиты?

Михаил Крутихин: Баженовская свита содержит колоссальный объем нефти, но ресурс этот извлечь эффективно и коммерчески рентабельно не представляется возможным. И дело здесь не только в том, что себестоимость барреля российской трудноизвлекаемой нефти оценивается примерно в 80-85 долларов, а в геологической структуре Бажена. Нефть находится там под большим давлением на глубине около 4,5 км в разных по размеру скоплениях-«линзах», которые не соединяются между собой, а порода практически непроницаема – перетока между «линзами» нет, и создать его даже гидроразрыв пласта не в состоянии. Взять из этой свиты больше, чем 2-3% объема не получится.

Игорь Юшков: Добыча нефти из Баженовской свиты является одним из вариантов развития российской нефтедобычи. В настоящее время в России добыча нефти «вышла на полку», т.е. она остается на одном уровне. Это происходит за счет падения объемов добычи на старых советских месторождениях и роста добычи на новых. Но этих новых проектов крайне мало, например – Ванкорский проект. Когда ближайшее время рост добычи там остановится, то общий объем российской добычу сократится, ведь падение на старых месторождениях продолжится и заменить их будет уже нечем. Эта проблема поставила вопрос: на каких проектах наращивать добычу? Рассматривается как минимум три варианта – шельфовые месторождения, Баженовскую свиту (нефть из труднопроницаемых коллекторов), месторождения Восточной Сибири и Дальнего востока. Везде есть свои плюсы и минусы. Но если говорить о Баженовской свите, то это крайне перспективный источник нефти. Не зря нефтяники говорят, что «под Западной Сибирью есть еще одна Западная Сибирь». Запасы нефти в Баженовской свите огромны, но собственной промышленной технологии добычи сырья из данного источника в России нет. Именно поэтому «Роснефть», «Газпром нефть» и «Лукойл» привлекали зарубежные компании для разработки месторождений Баженовской свиты. Важно отметить, что слепой перенос, например американского опыта и технологий, на российские залежи «сланцевой нефти», как называют запасы Баженовской свиты нам не подойдет. Наоборот, геологи отмечают, что такие попытки «закупорят» залежи навсегда. Поэтому российские компании рассчитывали совместно с иностранными партнерами разработать адаптированную технологию, основываясь на имеющемся западном опыте. Но санкции запретили западным компаниям работать в рамках данного направления в России. Теперь можно рассчитывать на собственные силы. Самостоятельные работы по разработке Баженовской свиты ведет компания «РИТЭК», которая создает уникальную технологию, но пока не вышла на уровень промышленной добычи. Второй пионер «Газпром нефть», которая использует опыт наработанный вместе с Shell.

Таким образом, освоение Баженовской свиты не только перспективно, но фактически остается одной из немногих возможностей для России развивать нефтедобычу. Причем при разработке своей технологии себестоимость добычи будет существенно ниже, чем при извлечении нефти из шельфовых проектов, что важно в условиях низких цен на нефть.

Валерий Семикашев: В нынешних условиях (высокие налоги и санкции по технологиям) перспектива работы на Баженовской свите, на мой взгляд, заключается в отработке технологий, которые при изменивших условиях позволят нарастить добычу. Этим и занимается ряд отечественных компаний, например, Сургутнефтегаз, Газпром нефть. Главное условие начала масштабного освоения – снижение налогов на добычу на Баженовской свите.

Ольга З.: Какой вы видите судьбу «Турецкого потока» после последних заявлений Турции?

Михаил Крутихин: «Турецкий поток», как и его предшественник «Южный поток», на мой взгляд – проекты политические, нацеленные на то, чтобы лишить Украину транзита газа. Большого коммерческого смысла в них с самого начала не было. Президент Путин объявил, что транзит через Украину продолжится и после 2019 года, когла закончится текущие соглашение о транзите. Попытка не удалась.

Валерий Семикашев: Мне представляется наиболее вероятной ситуация, что построят две нитки Турецкого потока (30 млрд кубометров) в расчете на спрос внутри Турции и поставки в Южную Европу транзитом через Турцию. Четыре нитки (60 млрд кубометров) маловероятны, т. к. есть противодействие со стороны США и ЕС. Что будет на самом деле никто заранее не скажет, так как каждая заинтересованная сторона (ЕС, европейские компании партнеры Газпрома по второму Северному потоку, Газпром, Украина, Турция, страны Южной Европы) рассматривает несколько вариантов. Я бы предположил, что теоретически должен получиться наиболее диверсифицированный вариант. Например, второй Северный поток, две нитки Южного потока, и какой-то компромисс по транзиту через Украину.

D.R.: При какой цене на нефть нерентабельными становятся большинство российских проектов по добыче нефти?

Михаил Крутихин: Сейчас среднюю себестоимость добычи одного российского барреля можно оценить примерно в 37 долларов, однако цифра эта довольно быстро растет с истощением запасов на действующих промыслах: не введенные в эксплуатацию запасы на 60-70% относятся к категории трудноизвлекаемых, а следовательно нуждающихся в дополнительных издержках при добыче.

Валерий Семикашев: Россия является вторым-третьим крупным производителем нефти с точки зрения наименьших издержек (ниже только в ряде ближневосточных стран ОПЕК, в первую очередь в Саудовской Аравии, ОАЭ, Кувейте и Ираке). Поэтому сложно предположить варианты, в которых большая часть российских проектов становится нерентабельной.

Если измерять производственные издержки, то можно говорить о средних затратах порядка 15 долл./баррель в 2013-2014 гг. (с девальвацией эта цифра в долларах снизилась). Экономика отрасли устроена так, что государство забирает большую часть выручки нефтяных компаний через НДПИ и экспортную пошлину, которые пропорциональны мировым ценам на нефть. Когда вводилась налоговая система, это было адекватно, так как использовались советские заделы, и государство через высокие налоги пропорциональные мировой цене забирало ренту. По мере истощения старых месторождений такой уровень налогов приводит к замедлению или падению добычи. В результате многие новые проекты получают налоговые льготы, без них они не рентабельны.

На мой взгляд, не надо масштабно осваивать Арктику при ценах ниже 100-120 долл./баррель, но пилотные проекты там можно и нужно сделать, пусть и в минус. Следующие по дороговизне проекты – шельф о. Сахалин. При низких ценах освоение новых месторождений там принесет мало налогов стране. Все остальные проекты требуют гармоничного налогообложения и не так сильно зависят от мировых цен.

При цене в 50-60 долл./баррель могут быть невыгодны ряд проектов в восточной части страны, на шельфе, добыча из сильно истощенных месторождений или месторождений со сложной геологией, если все эти типы проектов не получили льгот.

Александр: Как вы оцениваете перспективы строительства газопровода из России в Индию, договоренность о котором была достигнута в конце прошлого года? Целесообразно ли реализовывать этот проект в нынешних условиях?

Михаил Крутихин: Это чистая утопия – как по географии трассы, так и в плане экономической целесообразности.

Валерий Семикашев: На реализацию подобных проектов нужно не менее 10 лет. Это игра в долгую. Российский газ не будет сильно конкурентоспособен в этом направлении – из-за большого расстояния и наличия ближе более дешевого газа. Это не коммерческий проект. Но с точки зрения развития в долго- (до 30 лет) и даже дальнесрочной (свыше 30 лет) перспективе такой вариант надо рассматривать.

Игорь Юшков: Думаю, что проект строительства газопровода в Индию является лишь попыткой продемонстрировать благожелательность в двусторонних отношениях. Хотя дополнительной причиной возникновения данного проекта является желание российского руководства и менеджмента «Газпрома» показать, что политика «разворота на Восток» не сводится лишь к завязке всех контрактов на Китай. Такая ситуация создала бы монопсонию (ситуация на рынке, когда имеется только один покупатель и множество продавцов. — прим. ред.), что опасно для продавца, так как покупатель сможет диктовать свои условия по контракту. А тут вроде как есть Индия, и туда тоже может поступать газ через Китай. А значит, появляются альтернативные покупатели.

Но есть ряд существенных проблем, которые не позволят реализовать этот проект. Во-первых, транспортные издержки слишком высоки. Прокачать газ до Китая уже требует высоких затрат, а транспортировать ямальский газ через всю территорию КНР до Индии станет слишком дорогим удовольствием. К тому же нужно будет построить сам газопровод, что также требует денег. Вторая проблема – физическая. На юго-востоке Китая находятся горы, где сложно будет проложить газопровод. В Индию даже СПГ поставлять дорого из России. Поэтому целесообразно строить там АЭС по контрактам с Росатомом.

Г.Дерновой: усматривают ли уважаемые эксперты экологический аспект в происходящей переоценке ценностей некоторых амбициозных нефтегазовых проектов такого геополитического гиганта, как Россия?

Михаил Крутихин: Экологию у нас традиционно не принимают во внимание. Проекты даже в такой чувствительной среде, как арктический шельф, инициируются без учета воздействия на природу (для того, чтобы начать, например, дноуглубительные работы в порту Сабетта проекта «Ямал СПГ», были «смягчены» законодательные экологические нормы).

Валерий Семикашев: В настоящее время в развитых странах две наиболее важные тенденции, которые пошли отчасти от экологии, а отчасти от развития новых технологий – массовое энергосбережение во всех сферах и развитие распределенной энергетики (ближе к потребителю, меньше единичные мощности, более диверсифицированные источники энергии, включая возобновляемые (ВИЭ)). В России в экспертной среде осознают эти тенденции, и ведется достаточно широкая дискуссия. Понимание важности этих направлений есть и у Правительства России. Если упрощать, то организуются пилотные проекты (электростанции на ВИЭ, Россети пробуют внедрять элементы smartgrid), но это точно не приоритетное направление. Влияние на крупные нефтегазовые проекты это не оказывает.

Sabema: Реальны ли планы Ирана вывести на рынок двойной объем нефти? И какова тогда регулирующая роль OPEC, если уже сейчас страны-экспортры превышают установленную ими самим квоту в 30 млн баррелей в сутки?

Михаил Крутихин: Эти планы реалистичны, а ОПЕК давно перестала быть организацией картельного назначения.

Валерий Семикашев: В прессе озвучивали, что Иран накопил 40 млн барр. нефти (5 млн тонн), которую готов выбросить на рынок в случае снятия санкций. Это мизерные объемы, порядка долей процента от ежегодного потребления.

Если судить по историческим данным (наибольшая добыча – 210 млн тонн по данным BPstatreview, а сейчас 170 млн тонн), то за несколько лет Иран может увеличить добычу и экспорт на 30-50 млн тонн в год. Его запасы это позволяют. Это 0,5-1% мирового потребления. Это может быть важным фактором, держащим цены на нефть на сегодняшних относительно низких уровнях. Одним из факторов снижения цен в 2014-2015 гг. стал прирост добычи нефти в США в течение трех лет на порядка 50 млн тонн в год.

Дисциплина в ОПЕК всегда хромала. Сейчас ОПЕК и его лидер Саудовская Аравия не хотят регулировать рынок, через снижение предложения повышать цену, так как опасаются ,что их место займут другие производители.

Игорь Юшков: Двойной объем нефти Иран на рынок не выведет. Если сейчас он экспортирует около 76 млн тонн нефти в год, то до 152 млн тонн он уж точно экспорт не доведет в ближайшее время, хотя бы потому что столько он и не экспортировал до санкций. К тому на такие объемы просто не будет спроса. ОПЕК же уже давно находится в кризисе. Страны уже давно не исполняют квоты. Да и смысла в это большого нет, так как благодаря выстраиванию новой финансовой системы торговли нефтью механизм ценообразования не зависит от ОПЕК. Торговля осуществляется фьючерсами на бирже, а реальные контракты на поставку заключаются уже на основе этих котировок.

EADaily: В какой реальной цене на баррель заинтересован Иран после снятия санкций — учитывая острую нужду в инвестициях в разведку, а также растущие потребности Китая. Выше 50 долларов или ниже?

Михаил Крутихин: Для Ирана главное – вернуть утраченные рыночные ниши, и для этого иранцы готовы демпинговать в широких пределах. Что касается Китая, то экономический рост его замедляется, и на отметке 2018 год возможен даже большой спад. Этот рынок пока – большая неизвестная величина для прогнозов.

Валерий Семикашев: Любая страна производитель заинтересована в высоких ценах. Объемы инвестиций зависят как от цены, так и условий допуска к месторождениям (уровня налогообложения или распределения прибыли между инвестором и государством). На мой взгляд, наращивание поставок из Ирана вряд ли будет при низких ценах (до 50 долл./барр.).

Игорь Юшков: Как и любой экспортер нефти, Иран заинтересован в наиболее высокой цене на нефть. Естественно, что экспортеры хотели бы, чтобы цена была выше $50 долларов за баррель. Но в реальности может получиться все наоборот. Даже без выхода Ирана на рынок нефть падает в цене. В случае повышения ставки ФРС США цены на нефть, вероятно, упадут в еще большей степени, так как игрокам на бирже будет сложнее привлекать средства для покупки фьючерсов.

Ирану нужны большие инвестиции в развитие нефтяной и газовой промышленности. В последнем случае стране необходимо будет развивать газотранспортную сеть для того, чтобы обеспечить хотя бы внутреннее потребление. Сейчас Иран экспортирует газ в Турцию, но при этом импортирует газ из Туркмении. Все это потребует денег. Существенная строка затрат Ирана – военные расходы на поддержку Сирии и войну против ИГИЛ, а также поддержка хуситов в Йемене. Поэтому Иран будет добывать и экспортировать нефть при любой стоимости нефти, лишь бы выйти на рынок и получить хоть какую-то прибыль.

Алёна: Уважаемые эксперты, а известна ли вам стратегия развития нефтегазовой отрасли нашей страны, о которой говорят в Аналитическом центре при Правительстве РФ или о ней знают только в этом центре? И какой, на ваш взгляд, должна быть стратегия в соответствии с недавними изменениями на мировом рынке (цены на нефть, отмены санкций и тд)?

Михаил Крутихин: Проект Энергетической стратегии по решению правительства находится в переработке. Большого практического значения этот документ, как и его предшественники, не имеет, будучи не директивным, а индикативным.

Валерий Семикашев: Есть несколько документов регламентирующих развитие отрасли. Для нефтегазовой отрасли это Энергостратегия-2035 (сейчас происходит ее обновление), а также Генеральная схема развития нефтяной отрасли до 2020 г. В настоящее время также обновляют этот документ. Также есть проекты развития газовой отрасли, но они не приняты официально.
Названные официальные документы это индикативные планы. Реальная жизнь может достаточно сильно отличаться от этих планов.

Мое мнение (не я первый это говорю), что стратегия должна быть гибкой и адаптивной. Позволять как добычу на традиционных и нетрадиционных месторождениях, так и развивать нефтесервисную деятельность. Я бы в качестве целевого ориентира предпочел, чтобы добыча нефти к 2030-2040 гг. в России наращивалась до 600 млн тонн, а не оставалась стабильной на сегодняшнем уровне или даже снижалась, как это записано в официальных документов. Еще очень важно в стратегии иметь план действий на случай, если случится бурное развитие электротранспорта.

Игорь Юшков: Энергетическая стратегия РФ – очень странный документ. Его проблема в том, что никто точно не может сказать, что должен из себя представлять этот документ и зачем он вообще нужен. Авторы стратегии проделывают большую работу, а в энергетических компаниях этот документ даже не читают, и тем более не собираются воспринимать как руководство к действию. Возникает вопрос: как заставить компании конкурентного сектора экономики (нефтяная, газовая, угольная промышленность, электроэнергетика) делать не то, что они считают нужным для собственной выгоды, а то, что считает полезным для себя государство. Тут возникают два варианта написания стратегии: 1) Поисковый прогноз: нужно описать, что будет в 2030 году, если в энергетике будут сохраняться нынешние тенденции. 2) Нормативный прогноз: нужно описать, что государство хочет видеть в энергетике в 2030 году, и рассказать, что нужно для достижения этой цели сделать. Авторам энергостратегии приходится каким-то образом совмещать оба этих подхода в своем документе.

Еще одна проблема в том, что у России нет единой энергетической политики. Компании конкурируют между собой как на внутреннем, так и на внешнем рынке. Последствия этого негативно сказываются на экономике страны. Росатом может строить АЭС в странах, куда «Газпром» поставляет газ. Ведь понятно, что спрос на газ упадет из-за ввода в строй АЭС. Или «Роснефть» просит дать право экспорта независимым производителям. Это приведет к конкуренции между поставщиками российского газа и как следствие – снижению цены. А с низкой цены и налоги, и пошлины в госбюджет идут в меньшем объеме. При этом нет четкой государственной позиции по этим проблемам.

Проблема закрытости проекта «Энергостратегии» существует. Я знаю, что осенью прошлого года проект документа рассылался экспертам. А в самом документе было написано – «для служебного пользования». То есть свободно распространять этот документ нельзя. При этом Аналитический центр активно призывал всех заинтересованных лиц поучаствовать в обсуждении стратегии.

energy-experts.ru