Россия: нефтегазовые развилки

В 90-е годы от экспорта жидких углеводородов Россия получила $200 млрд., в «нулевые» уже более $2 трлн. По состоянию на конец января текущего года доля продукции ТЭК в российских продажах на внешних рынках добралась до почти 75%, а удельный вес соответствующих валютных поступлений составил чуть более 50% всех доходов бюджета. Естественно, подобная зависимость требует самого внимательного отношения к конъюнктуре рынков нефти и газа, равно как и динамике рисков глобального хозяйства в целом.

К середине марта напряжение по поводу многомесячной драмы под названием «европейский долговой кризис» несколько спало. Уверенности в том, что еврозоне удалось таки выиграть время для значительного снижения рисков, добавили и появившиеся на минувшей неделе в СМИ сообщения о намерениях министров финансов стран еврозоны 30 марта принять решение об увеличении размера антикризисного фонда1 . Глава Международного валютного фонда Кристин Лагард уже заявила о том, что мировая экономика «отошла от края пропасти», а Европа больше не является главным потенциальным источником ее проблем в будущем. Однако теперь главным фактором риска возникновения новой кризисной волны, по мнению и директора-распорядителя МВФ, и главы ФРС США Бена Бернанке, становятся высокие цены на энергоносители.

На нью-йоркской бирже NYMEХ (New York Merchantile Exchange) стоимость майских фьючерсов на американскую легкую нефть марки Light Sweet Crude Oil по итогам торгов 23 марта возросла на $1,52 – до $106,87 доллара за баррель. На североморскую же нефтяную смесь марки Brent Crude Oil на лондонской бирже IСE (InterContinental Exchange Futures) – на $1,99 – до $125,13 доллара за баррель.

Текущий уровень цен на нефть марки Brent, номинированный в евро, находится на абсолютных исторических максимумах. Европа, ослабленная сегодня влиянием долгового кризиса, никогда в истории не покупала нефть по таким высоким ценам, даже на кризисном пике 2008 года. При этом Reuters со ссылкой на главу МВФ Кристин Лагард приводит оценку, согласно которой цены на нефть могут вырасти на 20-30% в случае, если рынок лишится поставок из Ирана и стран Персидского залива.

Напомним, США и другие страны Запада подозревают Иран в разработке ядерного оружия под прикрытием программы мирного атома. Тегеран все обвинения отвергает, заявляя, что его ядерная программа направлена исключительно на удовлетворение потребностей страны в электроэнергии. В конце января главы МИД и лидеры 27 стран Евросоюза на встрече в Брюсселе одобрили введение эмбарго на поставки нефти из Ирана. В рамках этого пакета санкций предполагается, что к 1 июля все члены Евросоюза, закупающие там нефть, должны будут полностью свернуть импорт из этой страны. Тегеран, в свою очередь, неоднократно грозил ответными мерами (например, перекрытием Ормузского пролива, то есть срывом поставок нефти из Персидского залива) в случае начала военных действий против него.

Тем не менее, в минувшую пятницу Главы МИД 27 стран-членов Евросоюза на заседании в Брюсселе утвердили расширение «точечных» санкций против Ирана. Решение содержит пакет конкретных мер, среди которых ограничения на торговлю нефтью и нефтепродуктами, продукцией нефтехимической промышленности и замораживание активов Центрального банка Ирана2 . Уточнены также и соответствующие административные процедуры для органов (стран ЕС), претворяющих санкции в жизнь.

В то же время финансовые аналитики полагают, что все это уже «отыграно» рынком – уже сейчас цена содержит $15-20 премии за риск возможных перебоев поставок из ближневосточного региона, которых в таких масштабах до сих пор не происходило. Скорее всего, нынешнее напряженное положение продолжится еще довольно длительное время. Однако хотя вероятность удара по Израилю со стороны Израиля и выросла, она по-прежнему оценивается невысоко (не более 15-16%). Кроме того, большинство экспертов (включая военных) считают, что, несмотря на угрозы, Тегеран едва ли решится блокировать Ормузский пролив, рискуя столкнуться с адекватным отпором стран Запада, а главное - испортить отношения с Китаем и Индией, не желающими отказываться от закупок иранских энергоносителей.

В свою очередь страны Персидского залива уже объявляют о контроле над ситуацией. На минувшей неделе кабинет министров Саудовской Аравии заявил о том, что королевство будет предпринимать как самостоятельные, так и согласованные с партнерами в ОПЕК шаги для «возвращения цены на обоснованный уровень». Ранее в Эль-Рияде считали, что справедливая стоимость бочки нефти должна составлять $100. Для достижения поставленной цели Саудовская Аравия готова увеличить производство на четверть, до 12,5 млн. баррелей в сутки, но пока, как подчеркнул премьер-министр страны Али аль-Наими, не видит в этом необходимости - спроса на дополнительное сырье со стороны ее клиентов нет. По той же причине – отсутствия дефицита на рынке - не планирует расконсервировать стратегические запасы и Международное энергетическое агентство. Об этом официально заявила его глава Мария ван дер Хувен 22 марта.

Таким образом, все указывает на постепенное снижение котировок нефти после прохождения острой фазы конфликта вокруг ядерной программы Ирана. В немалой степени этому будет способствовать и ситуация в мировой экономике, теряющей темпы роста. В МЭА ориентируются на цену в $103 за баррель на ближайшую пятилетку, предупреждая, что «черное золото» подешевеет до $100,9 в 2016 году. Рамки прогноза ОПЕК на 2020-2030 годы – $85-95 за бочку.

Понятно, что нынешняя ситуация на рынке нефти поможет в текущем году российскому бюджету сверстанному при цене Urals в $100 за баррель (позже прогноз был повышен до $110) и балансирующемуся при $117 долларов за баррель. Помощник президента РФ Аркадий Дворкович в конце прошедшей недели уже сообщил о принятых принципиальных решениях по возвращению к бюджетным правилам, когда дополнительные доходы (сверх цены отсечения) от продажи энергоносителей направляются на пополнение суверенных фондов. Учитывая увеличение ненефтегазового дефицита бюджета (по итогам января-февраля-2012 он составил более 13% ВВП против 9,7% ВВП в 2011 году3 ), такая мера выглядит весьма обоснованной.

Углеводородная зависимость имеет еще одно существенно важное измерение – нарастающую затратность функционирования и развития самого нефтегазового сектора. Так, по оценке главного экономиста МЭА Фатаха Бироля, только поддержание текущего уровня добычи нефти в РФ (около 10 млрд. баррелей в сутки) на горизонте до 2035 года потребует астрономической суммы более $700 млрд. (20-22 трлн. рублей). Заметим, что примерно такой же объем инвестиций из всех источников заложен в генеральные схемы развития нефтяной отрасли в РФ до 2020 года и газовой до 2030-го. Первая из них предполагает стабилизацию добычи на уровне 505-510 млн. тонн (в 2011 году – 517 млн. тонн), вторая – увеличение до 1 трлн. куб. метров в год (в 2001 году – 670,7 млрд. куб. м). Понятно, сто сверх этого потребуются еще минимум 10-12 трлн. рублей в 20-е годы для нефтедобычи.

Напомним, что последний вариант разрабатываемой Минприроды программы освоения континентального шельфа РФ и разработки его минеральных ресурсов (прежде всего, жидких углеводородов) до 2030 года требует госучастия на 1,3 трлн. рублей (в основном в виде мер налогового и тарифного регулирования) и 7 трлн. рублей частных инвестиций. Подобные объемы финансовых ресурсов уже сами по себе заставляют задуматься о неотложной необходимости изменений в регулятивной среде, направленных на то, чтобы вместо экстенсивного расширения добычи она стимулировала повышение ее эффективности4 и последовательную диверсификацию нефтегазового комплекса.

О последней, казалось бы, уже сказано и написано все, что только можно. Заметно меньшие прямые затраты (по оценкам экспертов, первоочередные меры по развитию газонефтехимии, означающие по сути ее качественный скачок, стоили бы 3-5 трлн. рублей) приводят к иным результатам. Соотношение объемов добавленной стоимости при добыче первичного углеводородного сырья и седьмом-восьмом его переделах составляет 1:100-120. При такой «конечной» математике закономерно возникает вопрос, а стоит ли столько добывать, растрачивая на возобновляемые природные ресурсы и увеличивая с плохо рассчитанными последствиями нагрузку на окружающую среду?

Внятного ответа на сегодняшний день нет. Да, и не может быть. Поскольку реальная диверсификация комплекса делает лишь первые осторожные шаги. Впрочем, они уже есть. Пример тому состоявшаяся 19 марта презентация Минэнерго «Плана развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года» уже не как проекта, а действующего официального документа. Главным его результатом должно стать заметное расширение существующих и создание новых производственных мощностей по мономерной базе и полимерам (важнейшим «промежуточным» продуктам для химического комплекса5 ).

Реперные точки всей программы – создание шести кластеров: Волжского, Западно-Сибирского, Каспийского, Восточно-Сибирского, Дальневосточного и Северо-Западного. Критериями принадлежности предприятий к одному кластеру являются относительная территориальная близость, единая технологическая или логистическая инфраструктура, общие сырьевые источники и географически близкие рынки сбыта. Производственным ядром каждого кластера станут крупные пиролизные мощности с последующей линейкой производства пластмасс, каучуков, продуктов органического синтеза и конечных изделий.

Ожидается, что уже первая волна проектов модернизации газонефтехимии с учетом влияния на смежные отрасли (например, развитие необходимой транспортной инфраструктуры) даст эффект до 900 млрд. рублей в год. При этом будет создано до 80 тысяч рабочих мест. Благодаря вводу новых мощностей Россия может утроить свою долю в мировом производстве этилена (с 1,6% до 5,6%).

Более 60% легкого углеводородного сырья к 2030 году будет направлено на глубокую переработку, в дальнейшие нефтехимические переделы (30,8% в 2010 году).

Примечательно, что разработчики плана воздержались от запросов на прямые госинвестиции. Роль государства они видят в совершенствовании техрегулирования (в том числе во введении соответствующих стандартов в отраслях-потребителях), развитии инфраструктуры, поддержке экспорта с помощью инструментов таможенно-тарифной политики, гарантировании и предоставлении экспортных кредитов, привлечении для создания кластеров ресурсов Внешэкономбанка и унификации существующих налоговых льгот. Понятно, что все эти пока еще «контурные дорожные карты» перезагрузки регулятивной среды еще предстоит сделать «топографическими».

Тем не менее, подвижка налицо. И она еще более актуализирует задачу создания в нефтегазовом секторе новой институциональной «обвязки», позволяющей в полной мере раскрыть его явно недооцененный инновационный потенциал и существенно увеличить вклад в реализацию российской модернизационной повестки (в том числе основательно скорректировав существующие финансово затратные проектировки по наращиванию добычи). Помочь этому, в первую очередь, должны новые налоговые режимы, развитие техрегулирования (по оценкам экспертов, нормальное развитие комплекса требует наличия не менее пяти тысяч техстандартов, сейчас действуют чуть более 300), обновление подходов к государственному и корпоративному инвестиционному планированию6 , логистике и маркетинговым стратегиям, создание (по сути дела заново) в нефтегазовой сфере малого и среднего бизнеса.

Пожалуй, в наибольшей степени структурные перемены назрели в газовой отрасли. Наглядное свидетельство тому – прозвучавшая на минувшей неделе просьба «Газпрома» об индексации в четвертом квартале его цен для промышленных потребителей на 26,3% (в дополнение к 15%, которые запланированы на июль7 ). Только так, уверены в компании, можно компенсировать 64 млрд. рублей выпадающих доходов от двукратного роста НДПИ с начала текущего года. Реакция на эту инициативу, как и можно было ожидать, оказалась резко отрицательной как в потребляющих отраслях (прежде всего, у энергетиков), так и в правительственных структурах. Наблюдатели сразу же обратили внимание на угрозу развала всей новой конструкции тарифов для естественных монополий и возросшие риски ускорения инфляции, отметив, что внутренние проблемы «Газпрома», если откладывать их решение, вполне могут стать значимым фактором макроэкономической нестабильности.

Ответ Правительства РФ не заставил себя ждать. 23 марта на выездном совещании, посвященном поставкам газа, Владимир Путин заявил: «Мы ничего не планируем повышать сверх того, что было запланировано в прошлом году. Я понимаю, что имеет место рост нагрузки, повышение НДПИ, но резервы нужно искать в эффективности, а не в росте тарифов». Вопрос о возможной дополнительной поддержке компании, пояснил он, следует обсудить позднее.

Основания для этого, действительно, есть. В настоящее время у 15 субъектов РФ существует просроченный долг перед «Газпромом» в сумме около 110 млрд. рублей. Эти деньги, как подчеркнул Владимир Путин, застряли в разного рода коммунальных и прочих посреднических конторах. Поэтому срочно необходимы предложения по совершенствованию системы расчетов на всех этапах ценообразования, «также как в электроэнергетике, рынок нужно очищать от всякого рода мутных и полукриминальных схем», - подвел итог премьер-министр.

Другое обременяющее обстоятельство – значительные затраты на масштабные трубопроводные проекты (Северный и Южный потоки, дальневосточный газопровод и т.п.), окупаемость которых составляет 10-15 лет. На деле речь идет о десятках миллиардов долларов8 . Возмещение таких геополитических инвестиций стало одним из основных вопросов налоговой политики. Логично было бы выработать стабильную на 5-7 лет формулу расчета НДПИ на газ, позволяющую изымать 80% доходов «Газпрома» от повышения внутренних цен. При достижении равнодоходности внутренних и внешних цен (что в принципе возможно в 2015-2018 годах) дополнительные доходы бюджета могут составить до 1% ВВП в год. Проблема в том, что меняется структура рынка газа в странах-партнерах, то есть, соотношение между долями потребления на основе долгосрочных контрактов и так называемого спотового рынка (в основном на базе сжиженного природного газа), уже практически независимого от цен на нефть. В этих условиях не вполне ясно, как сложатся в перспективе внешние цены, и на каком уровне будет достигнута их равнодоходность с внутренними. К тому же «Газпром» запаздывает с освоением спотового рынка. Здесь больше шансов у независимых производителей («Новатэк» и др.).

Замглавы Минфина РФ Сергей Шаталов уверен, что в текущем году никакой формулы создано не будет. Не определено пока и повышение НДПИ на газ в 2013 году. Не исключено, что индексация налога будет проходить ежегодно в «ручном режиме» на основе политических решений. Оно и понятно, выработать формулу невозможно без структурной реформы самого «Газпрома», направленной, прежде всего, на его адаптацию к переменам на глобальных рынках газа.

Как видим, нефтегазовая «игла» изрядно проржавела и грозит иммунодефицитом всему экономическому организму. Исправить положение еще можно развитием внутренней конкуренции и глубоким пониманием структурного маневра в направлении диверсификации нефтяной и газовой отраслей. Чем быстрей здесь будут сделаны «врачебные назначения», тем содержательнее и системнее осуществится переход страны через историческую развилку к новой модели роста.

1. Как сообщило агентство Bloomberg со ссылкой на источник в Еврогруппе, министры финансов еврозоны обсуждают цифру 692 млрд. евро, которая представляет собой ESM (Европейский механизм стабильности должен быть полностью сформирован к 1 июля и стать постоянно действующим) в полном объеме и средства уже действующего временного Европейского фонда финансовой стабильности (EFSF), включая уже предоставленные проблемным странам. Основной вариант расширения антикризисного фонда, рассматриваемый Европейской комиссией, предусматривает объединение в полном объеме и на постоянной основе ESM и EFSF. Другие предполагают лишь временное, до 2013 года, когда прекратит существовать EFSF, увеличение размеров ESM либо до 940 млрд. евро (полное объединение фондов), либо до 740 млрд. евро (в случае принятием ESM на себя всех гарантий EFSF) с последующим уменьшением обратно до 500 млрд. евро - первоначального размера ESM. При этом, по информации Financial Times, в Еврокомиссии полагают, что вариант расширения фонда до 940 млрд. евро на постоянной основе является «более рациональным и жизнеспособным», а также «с большей степенью вероятности позволит рассчитывать на средства партнеров по G20».

2. В конце 2011 года в США был принят практический аналогичный закон, согласно которому иностранные финансовые институты потеряют доступ к финансовой системе страны, если продолжат проводить операции с Центральным банком Ирана. Кроме того, в настоящее время иранские банки не обслуживаются международной системой платежей и расчетов SWIFT.

3. Напомним, в 2007 году был введен норматив так называемого ненефтегазового бюджета: 4,7% ВВП.

4. В февральском докладе Всемирного фонда дикой природы «Государственная поддержка нефти и газа в России: какой ценой?» объем стимулирующих мер, включая операторов СРП, оценивается в $20 млрд. в год. Это в разы больше, чем в США, Канаде и Норвегии. Между тем прироста эффективности добычи не наблюдается: коэффициент извлечения нефти падает (в 2009 году, считают в фонде, в среднем по России он составил 20%, в США – 35%, для нефтегазоносной провинции Северного моря – 46 процентов. Вместе с тем, как показывают расчеты, повышение российского коэффициента лишь на 5% могло бы привести к увеличению начальных извлекаемых запасов на 4 млрд. тонн.

5. Например, пиролизные мощности по выпуску этилена к 2030 году должны вырасти в 4,8 раза. Потребление нефтехимического сырья (СУГ, нафта, этан), избыток которого, не находящий применения в национальной экономике, явно ощущается в последнее время, увеличится в 4,3 раза (до 37 млн. тонн) При этом производство крупнотоннажных пластмасс возрастет в 4,9 раза, синтетических каучуков – в 1,4 раза и т.п.

6. По мнению экспертов ИНСОРа, к числу неотложных задач относится составление долгосрочного (как минимум до 2020 года) финансового баланса нефтегазового сектора, то есть «матрицы» финансовых потоков между элементами его институциональной структуры. См. подробнее http://finam.fm/archive-view/5784/

7. Если бы правительство согласилось с предложением «Газпрома», то среднегодовая цена газа в 2012 году на 17% превысила бы прошлогоднюю, составив $137 за 1000 м3, почти вдвое выше биржевой цены США. Напомним, что в 2005-2011 годах НДПИ для газовой монополии не индексировался. За это время оптовые цены выросли как минимум вдвое, удвоилась и выручка концерна – до 3 трлн. рублей. Сейчас в России в зависимости от региона тарифы установлены в коридоре $52-$119 за 1000 м3 (для некоторых стран-импортеров цена составляет $450 за 1000 м3). Себестоимость добычи в третьем квартале 2011 года составила $27,63 (оценка East European Gas Analysis).
8. Затраты по Южному потоку – $16,5 млрд. ($10 млрд. – морская часть, $6,5 млрд. – наземная), по Дальневосточному газопроводу - $10 млрд. Окупаемость нередко осложняется и вновь открывающимися обстоятельствами. Так, Nord Stream в ближайшее время будет загружен в лучшем случае наполовину. Причина – решение Евро