Oil & Gas Journal Russia: интервью с главой VYGON Consulting Григорием Выгоном

Каковы последствия сланцевой революции для мирового рынка нефти, какую роль играет ОПЕК в формировании нефтяного баланса и цен, как повлияет экспорт СПГ из США на региональные цены на газ, что будет с добычей углеводородов в России - на эти и другие вопросы в интервью для апрельского номера Oil & Gas Journal Russia ответил управляющий директор VYGON Consulting Григорий Выгон.

Тенденции мирового рынка

Как повлияет на мировой рынок в 2016 году сланцевая нефтяная революции в США и Канаде?
Наиболее фундаментальные последствия сланцевой революции проявились в системе балансировки рынка. Развитие технологий добычи нефти плотных пород привели к тому, что на протяжении нескольких лет добыча нефти в США увеличивалась более, чем на 1 млн баррелей в день ежегодно и в какой-то момент достигла 9,6 млн барр./сут. В результате в четвертом квартале 2014 года, когда на рынке образовался значительный избыток нефти, цены начали стремительно падать.

Сегодня консенсус экспертов заключается в том, что добыча сланцевой нефти в США будет находиться на уровне 5-5,5 млн барр./сут. при ценах на нефть около 60-65 долл./барр. Это означает, что если цена вырастет существенно выше этих уровней, то американцы резко увеличат добычу, что может опять привести к появлению избытка, который прижмет цены вниз.

Как повлияет на мировой рынок добыча сланцевого газа и начало экспорта СПГ из США в 2016 году?
Что касается газовой сланцевой революции, то она сначала привела к тому, что США стали крупнейшим производителем газа, самодостаточными в плане обеспечения внутреннего спроса. Это привело к тому, что многие проекты, ранее ориентировавшиеся на Америку, вынуждены были искать новые рынки сбыта, либо вовсе не состоялись (например, наш Штокман). Кроме того, отсутствие возможностей экспорта привело к затовариванию рынка в США и падению внутренних цен с 8 долл./МБТЕ до 2 долл./МБТЕ. Одним из последствий этого стал экспорт дешевого угля из США в Европу и замещение газа углем на европейских электростанциях.

С началом экспорта СПГ на рынке появится новый заметный игрок. Отгрузка танкеров уже началась, пока они ориентированы на Латинскую Америку. Появление такого крупного поставщика (ожидается, что США к 2020 г. смогут экспортировать до 40 млн т СПГ, а к 2030 г. – около 100 млн т) будет означать давление на газовые цены, снижение арбитража между Европой и Азией, собственно, что сегодня уже имеет место из-за падения цен на нефть, а в перспективе отвязку газовых цен от нефтяных. Для России это повышает экономические риски при реализации дорогостоящих проектов в Арктике и Восточной Сибири.

Какова роль ОПЕК в формировании мирового баланса и цен на нефть?
Раньше ОПЕК действительно выполняла функцию по балансировке рынка, однако сегодня ее роль существенно снизилась. Тем не менее, имея значительные запасы нефти, в том числе те, которые могут быть быстро и с небольшими затратами введены в разработку, ОПЕК может создавать дисбаланс на рынке, тем самым существенно снижая цены на нефть. Здесь возможности у картеля по-прежнему велики, другое дело, что пользоваться ими им самим невыгодно, потому что бюджеты стран ориентированы на высокие цены. Резервы государственных фондов не безграничны и при низких ценах быстро сокращаются. Получается, что ОПЕК сегодня имеет краткосрочную власть по дестабилизации рынка: картель может либо обрушить рынок, завалив его нефтью, либо создать искусственный дефицит, сократив добычу. Однако, когда это приведет к росту цен на нефть, американские компании быстро увеличат добычу и займут нишу ОПЕК. Именно поэтому картель с конца 2014 года не предпринимает никаких действий, а лишь ждет, когда рынок сбалансируется за счет роста потребления и падения добычи в США.

Куда по-вашему будет экспортировать нефть и газ Иран? Он может создать России реальную конкуренцию?
Сегодняшний углеводородный экспорт Ирана - это около 1,4 млн барр./сут. нефти, поставляемой преимущественно в страны АТР и порядка 9 млрд куб м газа – в Турцию. После снятия санкций, запрещающих Ирану поставлять нефть в страны ЕС, страна прежде всего заинтересована в своем возвращении в Европу в объеме порядка 0,6-0,8 млн барр./сут.

По запасам природного газа страна занимает второе место в мире после России. Текущая добыча газа находится на уровне 220 млрд куб м. Экспортный потенциал Ирана в 2025 году находится в диапазоне 15-80 млрд куб. м.

Становление Ирана как крупного экспортера газа требует времени. Текущие трубопроводные мощности в европейском направлении заканчиваются на границе с Турцией и составляют 14 млрд куб м, из которых 10 млрд законтрактованы Турцией до 2026 г. Для начала поставок трубопроводного газа в Европу придется создавать соответствующую инфраструктуру с нуля. Также у страны имеются давние планы по строительству заводов по сжижению газа, реализация которых была невозможна в условиях технологических санкций. Суммарная мощность существующих проектов СПГ составляет 40 млн т в год.

В будущем Иран может стать серьезным конкурентом для России на европейском рынке. Тем более, что появление иранского газа в Европе полностью соответствует концепции развития Южного газового коридора ЕС.

Развитие российской нефтегазовой отрасли

Что будет с добычей углеводородов в России? Она упадет или вырастет? Возможно ли снижение экспорта нефти уже в текущем году?
Ожидается, что добыча нефти и конденсата в России в этом году вырастет от 1% до 1,5%, т.е. рост составит примерно те же 7 млн т, как и в прошлом. Правда в 2015 г. рост был во многом обусловлен увеличением добычи газового конденсата (в 2015 г. прирост добычи конденсата составил свыше 5 млн т), а также увеличением объемов бурения и наращиванием добычи на новых проектах, таких как месторождение им. Титова и Требса, активов Иркутской нефтяной компании и ряде других. В нынешнем году основными драйверами роста добычи будут гринфилды – Мессояха, Новопорт, те же Титова и Требса, Сузунское, Имилор, Филановского и т.п.

Мы ожидаем, что переработка в этом году, так же, как и в прошлом, упадет - из-за ухудшения экономики. Вследствие падения цен на нефть произошло снижение объемов таможенной субсидии. В результате маржа простых заводов стала отрицательной, многие НПЗ оптимизируют объемы производства, снимают, так называемый, мазутный слой для улучшения структуры выходов. Уменьшение объемов переработки может составить около 10 млн т. Поскольку в России будет происходить рост добычи и снижение переработки, объем экспорта сырой нефти однозначно увеличится. Наша оценка по росту экспорта в 2016 году - 15 млн т.

Расскажите о перспективах шельфовых проектов в России, с учетом низких цен на нефть.
Мы считаем, что добычные проекты в арктическом шельфе с учетом низких цен на нефть, финансовых и технологических санкций против отдельных компаний, сегодня не должны являться приоритетом. Это высокорисковые, дорогостоящие проекты, их разумно отложить. Другое дело, что изучать шельф необходимо, тем более если мы ожидаем восстановления цен на нефть до уровня 65 долл./барр. Соответственно, на сегодняшний день правильным решением было бы введение возможности проведения мультиклиентской сейсмики на шельфе с дальнейшей продажей геологической информации заинтересованным российским компаниям.

Что целесообразнее: налог на добавленный доход (НДД) или налог на финансовый результат (НФР)?
Можно настроить параметры этих налогов таким образом, что они будут для компаний и государства фактически эквивалентны. Что лучше вводить – НДД или НФР - это скорее вопрос бюрократический. Например, Минфин считает, что НФР – это в принципе неправильный налог, непонятно, что такое финансовый результат и т.д. Тогда как концепция НДД в общем-то давно проработана, и его можно было бы ввести специальной главой в Налоговом кодексе.

На самом деле ключевой вопрос - для каких объектов вводить тот или иной налог. Минэнерго сначала предлагало вводить НФР для браунфилдов, а Минфин хотел НДД только для гринфилдов, причем взамен льгот по экспортной пошлине. В целом, конечно, НДД более приспособлен для гринфилдов, но опять же, несколько видоизменив, его можно ввести и для браунфилдов.

Что касается гринфилдов, здесь вопрос, по-моему, совершенно ясен. Спокойно можно было бы ввести либо НДД, либо НФР для всех гринфилдов, хоть со следующего года. Что касается браунфилдов, здесь вопрос более сложный, поскольку затрагивает текущие налоговые поступления, возникают бюджетные риски. Кроме того, не совсем понятно, насколько налог может быть тиражирован на разрабатываемые сегодня месторождения. То есть, имеет ли смысл его применять для очень ограниченного круга – пары десятков месторождений, или он может быть распространен на всю отрасль – примерно на 2,8 тыс. месторождений. Вот эти вопросы сегодня остаются открытыми.

Как Вы полагаете, к чему приведет предложение Минфина снизить вычет по НДПИ на нефть вдвое?
Оно приведет к катастрофе, потому что изъятие из отрасли порядка 700 млрд рублей означает существенное сокращение инвестиций в нефтедобычу. Это приведет к снижению объемов бурения, падение добычи нефти, и в перспективе – к сокращению доходов государства – такой вариант просто неприемлем. Я думаю, что эта цифра по вычету - 7,5 была вброшена Минфином для затравки. Начнется традиционная торговля между нефтяниками и правительством, и в результате будет принято более взвешенное решение.

Нужна ли в России биржевая торговля нефтью? Зачем?
Для внутреннего рынка особенно не нужна. В России цена на нефть определяется по экспортному паритету, причем разные направления дают очень близкие значения нетбэка. Поэтому внутренняя цена считается легко, по формулам. Соответственно на большинстве НПЗ давно заключают формульные контракты с добывающими компаниями. Там, конечно, есть нюансы, связанные с различным качеством нефтей, логистикой и т.д., но в принципе проблемы ценообразования для потребителей нефти, т.е. нефтеперерабатывающих заводов, сегодня нет.

России нужна биржа по экспортной смеси Urals и, возможно, нефти ВСТО. Это необходимо для того, чтобы иметь более адекватное, прозрачное ценообразование. Сегодня мы торгуемся на основании дисконтов к котировкам Brent (смесь нефти 4-х шельфовых месторождений: Brent, Forties, Oseberg и Ekofisk), объемы добычи на соответствующих месторождениях постоянно снижаются. Сегодня объемы экспорта российской нефти в 5 раз превышают всю добычу смеси Brent, и Urals мог бы стать глобальным бенчмарком.

Почему у нас так трудно запускаются новые СПГ-проекты?
Потому что у нас есть всего три газовые компании, для двух из которых собственно и была проведена частичная либерализация экспорта СПГ. «Газпром» заводы СПГ строить не любит, никогда этим не занимался, предпочитает трубопроводы. «НОВАТЭК» свой проект Ямал СПГ запускает. «Роснефть» не смогла договориться с Газпромом о транспортировке своего сахалинского газа до предполагаемого места строительства Дальневосточного СПГ. Проект Печора СПГ самостоятельно реализоваться не смог и был продан Роснефти. Вот собственно и все причины: малое количество игроков, конфликт интересов между ними и приоритет трубопроводных проектов.

Каковы перспективы развития внутреннего рынка газа и есть ли вероятность увеличения доли на мировом экспортном рынке?
Перспективы развития внутреннего рынка газа сегодня печальны. Во-первых, у нас стагнирует спрос из-за падения экономики. Во-вторых, европейцы всячески сопротивляются любым нашим новым проектам. Учитывая явный избыток свободных добычных мощностей из-за ограничения внутреннего и внешнего спроса, и компании, и государство теряют деньги из-за нереализованного добычного потенциала.

При этом из-за несовершенства российского законодательства наблюдаются явные перекосы, связанные с тем, что «Газпром» и независимые производители газа (НПГ) зарабатывают совершенно разные деньги на продажах на внутреннем рынке. Причем в одном случае «Газпром» зарабатывает гораздо больше НПГ за счет экспорта, в другом он теряет за счет обязательств по поставкам на внутренний рынок населению, комбыту и прочим не премиальным потребителям. Кроме того, он страдает от неплатежей и не имеет возможности конкурировать по цене с независимыми производителями. Все это приводит к тому, что компания теряет рынок, а НПГ увеличивают свою долю, причем «отъедая» именно премиальных потребителей. Эти проблемы Президент поручил разрешить около двух лет назад, но за прошедшее время не произошло никаких движений в направлении формирования оптимальной модели внутреннего рынка. Ведутся вялотекущие дискуссии без малейшей надежды на компромисс, а нормальной конструктивной работы нет.

Что касается увеличения доли на мировом рынке, то здесь, на мой взгляд, наша доля будет снижаться. Объемы продаж в Европу вряд ли будут расти без либерализации трубопроводного экспорта. Также можно констатировать, что мы потеряли время, и возможности существенного увеличения поставок газа в АТР сегодня маловероятны. В тот момент, когда мы наконец начнем продавать газ Китаю заявленные 38 млрд куб м (а это произойдет явно после 2025 года), потребление и объемы мировой торговли газом существенно возрастут, и из-за этого наша доля просто размоется.