«Нефтегазовая вертикаль» (№5'18): интервью по итогам 2017 года с управляющим директором VYGON Consulting Григорием Выгоном

Прошедший год оказался достаточно неплохим для глобального нефтяного рынка. Наконец-то был достигнут баланс спроса и предложения, цены на углеводороды пошли вверх. На этом фоне Россия, сохраняя высокий уровень добычи нефти, увеличила инвестиции в геологоразведку. «Газпром» установил очередные рекорды в сфере добычи и экспорта газа. А НОВАТЭК реализовал масштабный проект «Ямал-СПГ», открывающий двери российскому газу на новые рынки.

Вместе с тем у отечественного нефтегазового комплекса остается немало нерешенных проблем. Это и незавершенная налоговая реформа в нефтяной отрасли, и буксующая либерализация газового рынка, и падение эффективности нефтепереработки. Не всегда гладко продвигается процесс импортозамещения технологий, особенно в сфере программного обеспечения. О том, каковы могут быть варианты решения накопившихся проблем, в интервью «Нефтегазовой Вертикали» рассказал управляющий директор компании VYGON Consulting Григорий ВЫГОН.

Ред.: Григорий Вадимович, достигнут ли, по вашему мнению, в 2017 году баланс спроса и предложения на рынке нефти? Текущую цену можно считать справедливой?

Г. Выгон: Безусловно, соглашение ОПЕК+ к концу 2017 года позволило сбалансировать мировой рынок. По некоторым оценкам даже сформировался определенный дефицит, хотя динамика изменения коммерческих запасов его пока не подтверждает. Это привело к росту цен в конце года до $70 / барр. Сложившаяся сейчас, после коррекции, цена (около $65 / барр), скорее всего, несколько завышена. В среднесрочной перспективе более справедлив уровень порядка $60 / барр, который можно считать равновесным.

Прошлогодние ожидания относительно стремительного роста добычи сланцевой нефти в США не оправдались. По факту мы видим менее оптимистичную картину. Однако к началу 2018 года в мире поставлен очередной рекорд по количеству действующих буровых установок. Это означает, что добыча во всех странах, кроме тех, которые согласились ее ограничить в рамках сделки ОПЕК+, будет расти. В среднесрочной перспективе рынок будет сбалансирован, поэтому необходимость продления соглашения за пределы текущего года пока не очевидна.

Ред.: Как заморозка добычи повлияла на российский бюджет и отрасль?

Г. Выгон: По нашим оценкам, в прошлом году российский бюджет дополнительно получил порядка 1 трлн рублей за счет того, что цены стабилизировались на уровне более $60 / барр. Это очень хороший эффект для бюджета и отрасли. Прежде всего, для нефтепереработки.

Ред.: А как обстоят дела с геологоразведкой в России? Период низких цен на нефть не мог не отразиться на этом секторе, столь важном для будущего отечественного НГК…

Г. Выгон: После падения цены на нефть компании по всему миру сократили свои инвестиции в этот сегмент. По разным оценкам, примерно вдвое по сравнению с 2014 годом снизился объем геологоразведочных работ (ГРР), выраженный в количестве пробуренных поисковых скважин и объемах сейсморазведки. Соответственно, мы увидели картину пропорционального сокращения прироста запасов за счет новых открытий. Сейчас он минимален с 50-х годов прошлого века.

В России после некоторого снижения объемы ГРР восстановились. В 2017 году, по данным Минприроды, инвестиции составили порядка 314 млрд рублей. Это связано с тем, что для наших компаний падение цен на нефть гораздо менее чувствительно, чем для мейджоров, из-за ослабления курса рубля и налоговой системы.

В прошедшем году было сделано несколько крупных открытий на шельфе – месторождения Нептун «Газпром нефти» и Центрально-Ольгинское «Роснефти». Однако вопрос достаточности такого уровня инвестиций не очевиден: компаниям сейчас необходимо ориентироваться на новые труднодоступные регионы, где стоимость ГРР значительно выше.

Ред.: С нефтянкой все более-менее понятно. А вот на газовом рынке в 2017 году произошло знаковое событие – запуск СПГ-завода НОВАТЭКа на Ямале. Что значит этот проект для России? Каковы дальнейшие перспективы нашей СПГ-индустрии?

Г. Выгон: «Ямал-СПГ» с объемом производства до 16,5 млн тонн в сутки к 2020 году будет крупным игроком на мировом рынке. Это позволит существенно увеличить долю и роль России в торговле СПГ. Параметры проекта делают газ с Ямала более конкурентоспособным в Азии и Европе, чем новый австралийский и американский СПГ. Так, стоимость ямальского сжиженного газа в Японии, по нашим оценкам, составляет $174 / тыс. куб. м, американского – $265, австралийского – $375.

Во многом это объясняется низкой себестоимостью добычи и относительно небольшими расходами на сжижение, особенно в долларовом эквиваленте. Позволяет сдерживать затраты и небольшое транспортное плечо. Это даже несмотря на то, что при поставках по Северному морскому пути требуется использование ледоколов. Почти все планируемые объемы были своевременно законтрактованы: подписаны соответствующие долгосрочные соглашения.

Конкурентное преимущество проекта было обеспечено и благодаря поддержке государства. Как прямой – в виде предоставления специальных налоговых льгот и отсутствия экспортных пошлин на СПГ, так и при строительстве инфраструктуры. В перспективе у России есть все шансы войти в пятерку крупнейших поставщиков СПГ. Лидирующие позиции обеспечит реализация таких проектов, как третья очередь «Сахалина-2», «Балтийского СПГ» и «Печорского СПГ», а также, возможно, строительство дополнительных мощностей на Дальнем Востоке и в Арктике.

Мы чуть более консервативны в оценках, чем Минэнерго, но полагаем, что Россия к середине 2020-х годов сможет поставить на мировой рынок порядка 60 млн тонн СПГ. Очень многое будет зависеть от глобальной конъюнктуры. Мощности по сжижению достаточно активно строятся по всему миру, особенно в США и Австралии. В результате есть риск возникновения серьезного избытка предложения к 2020 году. Эта ситуация может продлиться десятилетие, что приведет к падению цен на газ на европейском и азиатском рынках. Соответственно, под угрозу могут попасть многие проекты. Тот же «Арктик СПГ», например.

Ред.: Давайте поговорим об экспорте сетевого газа. «Газпром» второй год подряд бьет рекорды по объемам поставок в дальнее зарубежье. И это вопреки негативной риторике многих еврочиновников и предпринимаемым ими усилиям по ограничению доли российского газа на рынке. В этой связи каковы шансы «Северного потока-2»? Как вы оцениваете будущие объемы поставок нашего газа?

Г. Выгон: Новые экспортные рекорды «Газпрома» в 2017 году вызваны рядом причин. Это холодная зима и жаркое лето в Европе, спровоцировавшие рост спроса на топливо. Это и экономический фактор: надежды, которые европейские бюрократы возлагали на американский СПГ, не оправдываются, он неконкурентоспособен. Собственное производство в ЕС падает, потребности в импорте растут, и единственной страной, которая может обеспечить Европу дополнительными объемами дешевого газа, является Россия.

Параллельно мы продолжаем диверсифицировать транспортную инфраструктуру в европейском направлении. Достаточно высоки шансы реализации проектов «Турецкий поток» и «Северный поток-2». В результате к 2020 году существенно снизится зависимость России от транзита через Украину.

В среднесрочной перспективе российским поставкам в Европу альтернативы нет. При этом, вопреки здравому смыслу, европейцы продолжают выстраивать свое законодательство таким образом, чтобы максимально снизить зависимость от нашего газа. Предпринимаются попытки расширить применение Третьего Энергопакета для увеличения числа поставщиков. Высказываются прогнозы, что к 2030 году импорт из России сократится до 140 млрд куб. м в год. Если эти негативные сценарии будут реализованы, то объемы нашего экспорта в ЕС действительно могут уменьшиться.

И здесь важно то, что Россия не останавливает работу по выходу на другие внешние рынки. Так, реализация проекта «Сила Сибири» позволит нам наладить полноценный канал поставок газа в Китай – до 38 млрд куб. м в год. На востоке нашей страны сосредоточены колоссальные запасы газа, которые необходимо монетизировать – порядка 12 трлн куб. м. Правда, для этого нужно иметь реалистичную картину объемов, востребованных в АТР. Азиатский рынок не резиновый: значительная доля будущего потребления уже законтрактована и импортная ниша поставок в тот же Китай в долгосрочной перспективе небезгранична. Мы оцениваем ее на уровне порядка 200 млрд куб. м. Вывод один – России предстоит ожесточенная борьба за азиатский рынок. Чем раньше мы ее начнем, тем больше шансов стать победителем.

Ред.: Постоянно ведутся разговоры о том, что эпоха трубопроводной экспортной монополии «Газпрома» подходит к концу и независимые игроки рано или поздно получат доступ на внешний рынок. Это действительно поможет решить проблемы газовой отрасли?

Г. Выгон: Считаю, что расширение доступа с привлечением независимых производителей будет только полезно для России в части наращивания объемов поставок на внешний рынок. Но здесь важно отметить, что идея с выделением экспортной трубы из состава «Газпрома», скорее всего, не реалистична. В том числе из-за структуры акционерного капитала компании. Наиболее взвешенным выглядит вариант, предполагающий допуск независимых производителей через единого оператора – экспортера. Причем эта компания-оператор может и не входить в периметр «Газпрома». Обратной стороной медали может стать вывод на внешний рынок до 30 млрд куб. м газа независимых производителей, которые на внутреннем рынке экономически менее эффективны, чем «запертые» объемы «Газпрома». Кроме того, важно не обвалить цены на европейском рынке – в этом случае проиграют как экспортеры, так и государство.

Однако проблемы газовой отрасли темой либерализации экспорта не ограничиваются. Задача по созданию целевой модели рынка газа, поставленная президентом России еще в 2014 году, до сих пор не выполнена. А между тем решение экспортного вопроса должно быть увязано с реформой всего газового рынка, поскольку и у «Газпрома», и у независимых производителей есть свои преференции и ограничения. Если «Газпром», используя свою экспортную и транспортную монополию, всегда зарабатывал на внешних поставках, то альтернативные поставщики сумели «отъесть» значительный объем внутреннего рынка, преимущественно наиболее премиальные регионы и потребителей. Сделано это было за счет особенностей регулирования, когда «Газпром» не может снижать цены на газ в России ниже регулируемых.

В результате «Газпром» в среднем зарабатывает на внутреннем рынке на 200–300 рублей с 1 тыс. куб. м меньше, чем независимые производители. И параллельно, несмотря на снижение мировых цен на газ, несет повышенную налоговую нагрузку – дополнительные 500 руб. / тыс. куб. м.

Таким образом, сегодня ситуация с поставками газа не сбалансирована, рынок у нас абсолютно неконкурентный. В условиях жесткого регулирования, когда у разных игроков абсолютно разные возможности, развитие биржевой торговли не имеет никакого смысла.

Хочется надеяться, что регуляторы и рыночные игроки обратят внимание на необходимость скорейшего изменения базовых условий функционирования газовой отрасли. А запуск реформ станет одной из приоритетных задач нового состава правительства уже этой весной, сразу после выборов президента.

Ред.: В прошлом году завершился трехлетний налоговый маневр. Как вы оцениваете его результаты? Есть ли необходимость в его продолжении?

Г. Выгон: Налоговый маневр заключается в снижении таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты с компенсирующим ростом налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Строго говоря, он начался в 2011 году, когда была принята система «60-66-90-100». И все решения, которые принимались, начиная с этого момента носили последовательный и логичный характер.

Однако параллельно происходило увеличение налоговой нагрузки на нефтянку, не предусмотренное изначальными параметрами маневра. Каждый год дополнительно повышались ставки НДПИ на нефть и акцизы на нефтепродукты. По нашей оценке, величина налогов, уплачиваемых отраслью сегодня, на 1,4 трлн рублей выше по сравнению с налоговой системой, действовавшей в 2010 году, при текущих ценовых и макроэкономических параметрах. Основными пострадавшими являются потребители нефтепродуктов и нефтепереработка.

Но все это не отменяет необходимости продолжения маневра. Экспортные пошлины должны быть постепенно отменены, в том числе и для создания полноценного рынка ЕАЭС и устранения необъективных механизмов предоставления льгот по пошлинам. При этом, безусловно, требуется определить набор компенсационных механизмов. Они необходимы для того, чтобы российская нефтепереработка и потребители отдельных видов нефтепродуктов не понесли существенных потерь. Сейчас уже нет источника для дальнейшего роста налоговой нагрузки. Акцизы на нефтепродукты уже превышают уровень США, в то время как до 2015 года внутренний потребитель субсидировался за счет высоких таможенных пошлин. Средняя маржа НПЗ находится на низком уровне, а у некоторых заводов она отрицательна.

Ред.: Как в этих условиях модернизировать нефтепереработку?

Г. Выгон: Сейчас широко обсуждается тема дополнительного стимулирования модернизации НПЗ одновременно с завершением налогового маневра. Это совершенно правильная постановка вопроса. Для создания эффективной системы стимулов государство должно наконец сформулировать правила игры на среднюю и долгосрочную перспективу. Нужно четко расставить акценты – какие целевые нефтепродукты должны стимулироваться, какую конфигурацию нефтеперерабатывающей отрасли можно считать оптимальной в части объемов переработки и выпуска продукции, в том числе ориентированной на разные секторы внутреннего рынка. Речь идет, главным образом, о моторном и авиационном топливе, а также о продуктах нефтехимии. Сегодня настройкой механизма стимулирования совместно занимаются Минфин, Минэнерго и нефтепереработчики. Мы ожидаем, что в 2018 году будут приняты фундаментально правильные и, надеюсь, окончательные решения в этой области.

Ред.: Одной из самых дискутируемых тем в прошедшем году было принятие решения о введении налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья для пилотных проектов. Насколько эффективен механизм НДД по сравнению с действующей системой налогообложения?

Г. Выгон: НДД надо было ввести в 2018 году. Но по техническим и бюрократическим причинам это не было сделано. Мы считаем, что периметр НДД может быть расширен. Существует масса проектов, для которых переход на новую систему налогообложения может быть эффективен. Это не только освоение новых месторождений или поддержание жизни на высокозатратных браунфилдах, включенных в список пилотных проектов. НДД может быть эффективен и в проектах с применением новых технологий (например, методов увеличения нефтеотдачи), а также для разработки истощенных и обводненных месторождений.

Чтобы понять, насколько он эффективен и нуждается в дополнительных корректировках, необходимо тестирование в пилотном режиме в течение двух-трех лет. По результатам разумно принять решение, позволяющее существенно расширить периметр применения нового налогового режима.

Ред.: Одним из ключевых векторов государственной политики сейчас стало импортозамещение и создание новых отечественных технологий во всех секторах экономики. Как эта задача решается в нефтегазовом комплексе?

Г. Выгон: Дефицит собственных технологий в российском НГК сформировался задолго до введения санкций. К сегодняшнему дню процесс импортозамещения запущен и идет достаточно эффективно. Есть ряд проектов, в которых по всему циклу – от геологоразведки до промышленной эксплуатации – уже полностью используются исключительно отечественные технологии.

Однако отрасли предстоит еще долгий путь разработки и внедрения российских решений для ряда высокотехнологичных операций: бурение на шельфе, строительство сложных горизонтальных скважин, освоение ТРИЗ. Но наиболее остро сейчас стоит проблема в сфере IT. Недавно ключевой поставщик баз данных – американская Oracle – объявил об ужесточении условий предоставления программного обеспечения российским компаниям, включенным в санкционный список. Все это заставляет задуматься об ускорении процессов импортозамещения.

Одним из регуляторных инструментов развития технологий являются полигоны для создания отечественных способов добычи ТРИЗ. Речь идет о стимулировании разработки технологий на стадии опытно-промышленных испытаний. Этот этап является ключевым для получения ответов на два важнейших вопроса. Первый – насколько экономически целесообразно отрабатывать те или иные запасы? Второй – существуют ли вообще технологии для коммерческой эксплуатации таких залежей?

Для создания полигонов необходимо внести поправки в закон «О недрах», а также скоординировать усилия различных ведомств – Минприроды, Минэнерго, Минпромторга, Ростехнадзора и Минфина. Им предстоит масштабная и напряженная работа по созданию абсолютно новой нормативной базы. В случае успеха прирост добычи на одной только баженовской свите к 2030 году может составить до 35 млн тонн против текущих 600 тыс. тонн.

Ред.: Какой эффект получит отечественная нефтянка от цифровизации? Действительно ли она нужна отрасли?

Г. Выгон: Нефтяники всегда применяли цифровые решения, но сегодня наступает очередная фаза совершенствования технологий. Искусственный интеллект, big data, машинное обучение и блокчейн могут обеспечить мультипликативный эффект для отрасли: снизить затраты, вовлечь в разработку больший объем запасов, повысить производительность и прозрачность мирового рынка. По разным оценкам, эффект снижения затрат только в сегменте добычи составит от 10 до 25 %. В конечном итоге это должно привести к увеличению предложения и к снижению цен на нефть и нефтепродукты.

Ред.: Какие долгосрочные тренды, на ваш взгляд, будут сформированы в 2018 году в нефтегазовом секторе?

Г. Выгон: В этом году мы ожидаем стабилизации нефтяного рынка, в том числе благодаря соглашению ОПЕК+. Есть высокая вероятность того, что многие вопросы, касающиеся реформы регулирования отечественного ТЭК, либо будут решены, либо получат новый импульс. В частности, должна наступить определенность в отношении введения НДД и завершения налогового маневра. И надеюсь, что государство начнет реформирование рынка газа. Все эти давно ожидаемые отраслью решения позволят увеличить долю России на целевых рынках УВС – европейском и азиатском – и улучшить финансовые показатели отечественных компаний.