Министр энергетики А. Новак в интервью Нефтегазовой Вертикали рассказал об итогах выполнения сделки стран ОПЕК и не-ОПЕК (ОПЕК+) по сокращению добычи и рассказал о дальнейших перспективах ее реализации.
Прошел 1 год с момента 1х договоренностей о сокращении добычи странами ОПЕК+. Что участники сделки ожидали получить, заключая соглашение, и всего ли из этого удалось добиться?
Основной задачей соглашения стран ОПЕК и не-ОПЕК о сокращении добычи нефти было ускорение балансировки спроса и предложения на нефтяном рынке, нарушенной за последние несколько лет.
Этой цели мы еще не добились окончательно, но уверенно движемся к ее достижению.
Уже можно однозначно сказать, что по результатам прошедших 8 месяцев рынок находится в намного более здоровом состоянии, чем это было до сделки.
Мы видим постепенное сокращение мировых запасов нефти.
Если на начало 2017 г запасы нефти в мире превышали средние значения за 5 лет на 338 млн барр, то на текущий момент этот показатель снизился до 170 млн барр.
В нефтегаз возвращаются инвестиции нефтяных компаний.
До начала сделки мы наблюдали резкое сокращение инвестиций примерно на 500 млрд долл США за 2,5 года, сейчас идет возврат этих средств.
Наблюдается беспрецедентное исполнение этого соглашения.
За 1 полугодие 2017 г выполнение сделки достигло 98%, то есть максимально близко, насколько это возможно, к 100%.
Россия и другие страны, не входящие в ОПЕК, впервые участвуют в таком соглашении, поэтому для нас очень важно было полностью выполнить свои обязательства.
Что касается стран ОПЕК, то их исполнение соглашения также беспрецедентно высоко.
Такого высокого исполнения взятых на себя обязательств раньше не было.
Устраивает ли участников рынка текущая цена на нефть и нет ли разочарования, что план достижения к концу 2017 г 60 долл США/ баррель пока не выполнен?
Мы не ставили перед собой задачи по достижению конкретных цен.
Мы прогнозировали, что цена на нефть может быть в коридоре 50 - 60 долл США/ барр.
Так и получилось.
Если брать в среднем цены на нефть сорта Brent за 1 полугодие 2017 г, то они достигли 51,8 долл США/ барр, что примерно на 30% выше, чем цены в 1 полугодии 2016 г YoY.
Получается, что за 1 год цены выросли примерно на 15-20 долл США/ барр.
При этом на рынке заметно снизилась волатильность.
Конечно, в отдельные месяцы, например в июне, цены опускались ниже 50 долл США/ барр, но таких резких скачков и падений до 27долл США/ барр, как это случилось в январе 2016 г, уже давно не было.
Мы продлили действие соглашения до 1 апреля 2018 г как раз для того, чтобы постепенно достичь балансировки рынка.
Одной из сложностей для стран ОПЕК+ стала сланцевая добычи нефти в США, которая выросла вместе с усилиями по стабилизации рынка. Насколько объективно сланцевая добыча нефти негативно влияет на работу по стабилизации рынка?
Мне часто задают вопрос, не привела ли сделка по сокращению добычи нефти странами ОПЕК и не-ОПЕК к возрождению сланцевой добычи нефти в США.
Я могу откровенно сказать, что когда мы только обсуждали со странами ОПЕК вопрос подписания соглашения, мы понимали, что цены на нефть станут более предсказуемыми и справедливыми, инвестиции вернутся в нефтяной сектор в целом, и в том числе в сланцевую добычу.
Так что скачок сланцевой добычи, последовавший после заключения соглашения, не стал неожиданностью.
Она бы все равно начала возрождаться.
Просто на фоне договоренностей стран ОПЕК и не-ОПЕК это произошло чуть быстрее.
В любом случае положительный эффект от сделки стран ОПЕК+ для стабилизации рынка все равно больше, чем влияние восстановления сланцевой добычи.
В последние несколько месяцев мы видим, что темпы роста сланцевой добычи в США стабилизировались, а спрос на нефть в этой стране продолжает расти более высокими темпами, чем прогнозировалось в начале 2017 г.
Такую же ситуацию мы наблюдаем в мире: спрос на нефть растет быстрее, чем ожидалось.
В 2017 г он на 1,4 млн барр выше, чем в 2016 г.
Кроме того, нужно анализировать баланс спроса и предложения в мире в целом.
Доля стран, участвующих в сделке, этот показатель составляет лишь примерно 55% от общемировой нефтедобычи.
Есть страны, которые не вошли в соглашение с ОПЕК, но их собственная добыча нефти при таких ценах снижается.
Это и Норвегия, и Китай, и другие страны.
Сокращение добычи нефти - это не постоянный процесс.
Когда рынок сбалансируется, запасы нефти будут снижены до уровня среднего пятилетнего значения, и мы снова будем жить в условиях рыночной конкуренции.
Но факт наличия у нас реально работающего инструмента по балансировке говорит о том, что у нефтедобывающих стран есть возможность проходить периоды кризиса быстрее и менее болезненно.
Одним из главных рисков реализации соглашения стало 100% выполнение планов по сокращению. Каков сейчас % исполнения, каким может быть алгоритм решений по странам, не выполняющим соглашение, - Ираку, Венесуэле, Казахстану, Эквадору, Алжиру?
Мы считаем, что это внутреннее дело ОПЕК разобраться, кто выполняет условия сделки, а кто нет.
Мы видим, что ОПЕК в целом исполняет свои обязательства на 98-100%, и это нас устраивает.
С другой стороны, в рамках работы мониторингового комитета мы призываем все страны, участвующие в процессе, максимально соответствовать требованиям соглашения.
Сделка носит добровольный характер, она не предполагает ни штрафных санкций, ни других наказаний.
Но те страны, которые взялись исполнять соглашение о сокращении, несут некие обязательства по его исполнению перед другими участниками сделки.
Это имидж самих стран, личный имидж министров, подписавших соглашение.
Я думаю, министрам стран-нарушителей соглашения как-то не очень удобно смотреть в глаза тем, кто полностью исполняет свои обязательства.
Доверие участников сделки друг к другу может быть фундаментом для будущей кооперации и развития отношений.
Будете ли вы работать с отдельными странами на уровне мониторингового комитета? Что делать с Ираком, не выполняющим условия сделки в принципе, с Эквадором, который, по данным МЭА, хочет покинуть соглашение, с Казахстаном, запустившим крупнейший нефтегазовый проект по освоению Кашаганского месторождения? Рассматривается ли вопрос о предоставлении этим странам скидок в соглашении?
Соглашением не предусмотрено никаких скидок ни для кого.
Мы считаем, что этого нельзя делать, так как это может расшатать сделку, привести к снижению ее эффективности.
Следует отметить, что в разных странах имеют место разные ситуации с исполнением обязательств: кто-то не выполняет от месяца к месяцу, а кто-то в 1 месяц выполнил, в другой - нет.
Надо смотреть нарастающим итогом.
МЭА, например, регулярно пишет, что Россия не полностью выполняет условия соглашения?
Мы считаем, что МЭА использует очень упрощенный подход к оценке добычи, потому что переводит данные из тонн в баррели по единому коэффициенту.
Нефть в России на разных месторождениях имеет разный химический состав, разную плотность и тд.
Мы переводим из тонн в баррели с учетом особенностей каждого месторождения и даем более объективную картину, с которой соглашаются и ОПЕК, и мониторинговый комитет.
Предлагать изменить методику мониторинга добычи мы пока не будем?
Нет. Участниками сделки был выработан единый подход к мониторингу, он и остается.
Но мониторинговый комитет может принимать во внимание данные каждой страны.
Что делать с Ливией и Нигерией? С одной стороны, страны ОПЕК говорят, что их добыча нестабильна, с другой - они ее постоянно наращивают. Например, Нигерия вплотную подобралась к квоте в 1,8 млн барр/сутки. Стоит ли ее включать в квоты ОПЕК?
Ливия и Нигерия, действительно, суммарно восстановили добычу нефти к октябрю 2016 г примерно на 500 тыс барр/сутки.
В рамках сделки им как членам ОПЕК не было установлено верхнего лимита добычи, чтобы компенсировать разрушение нефтяной промышленности после военных конфликтов.
Но здесь важно понимать дальнейшие перспективы.
Министр нефти Нигерии на заседании мониторингового комитета пообещал, что Нигерия присоединится к усилиям ОПЕК, как только обеспечит стабильный уровень добычи.
Мы ожидаем, что и Ливия в итоге присоединится к выполнению сделки.
По данным на август 2017 г , Нигерия уже вышла на заявленный по квоте объем производства в 1,8 млн барр/сутки.
Саудовская Аравия и Катар регулярно поднимают вопрос о необходимости мониторинга экспорта нефти. В последнее время Саудовская Аравия предложила поднять вопрос о сокращении не только добычи, но и экспорта. Как Россия смотрит на это?
Мы, в принципе, поддерживаем предложение о мониторинге экспорта.
Чем больше показателей мы анализируем, тем более понятной и прозрачной будет картина нефтяного рынка.
Можно мониторить экспорт нефти и нефтепродуктов, объемы запасов и потребления нефти внутри стран-участниц сделки.
Другими словами, можно и нужно отслеживать всю цепочку продвижения нефти.
Россия к этому готова, у нас есть все необходимые данные.
Если и другие страны готовы предоставлять такую информацию в мониторинговый комитет, это позволит нам иметь больше информации и понимания ситуации.
Есть ли техническая возможность объективно мониторить экспорт нефти на внешние рынки?
У мировых энергетических агентств есть определенные методики, хотя, конечно, полной и объективной информации по этому направлению меньше, чем при анализе добычи, поскольку есть много способов экспорта нефти: танкерами, по нефтепроводам и так далее.
Как мы относимся к предложению Саудовской Аравии о сокращении не только добычи нефти, но и экспорта нефти?
Нас это не сильно волнует.
Понятно, что при сокращении добычи нефти снижаются либо остатки нефти, либо экспорт.
Если заводы меньше перерабатывают нефти, значит, они меньше производят нефтепродуктов, значит, мы меньше экспортируем топлива.
Поэтому, когда поднимается вопрос о сокращении экспорта, то надо иметь в виду как экспорт нефти, так и экспорт нефтепродуктов.
Потребление нефтепродуктов в России в 2017 г не изменилось по сравнению с 2016 г.
А экспорт нефти и нефтепродуктов по результатам 1 полугодия 2017 г оказался ниже показателя 2016 г YoY.
То есть Россия может вполне безболезненно пойти на предложение Саудовской Аравии о сокращении экспорта нефти?
По экспорту нефти к нам со стороны участников сделки никаких вопросов нет.
Так же как нет и предложений по изменению системы оценки исполнения соглашения.
Обсуждается ли предложение о большем сокращении добычи нефти примерно на 1% для более быстрой балансировки рынка?
Официально такие предложения не озвучивались.
Но это и понятно. Сейчас говорить о каких-то дополнительных сокращениях, наверное, нет необходимости.
Сначала необходимо добиться 100% исполнения соглашения всеми участниками.
Какие бонусы принесла сделка бюджету России и нефтяным компаниям, была ли сделка по сокращению добычи удачной идеей для компаний?
Сделка принесла дополнительные доходы бюджету РФ от повышения цен на нефть минимум от 700 млрд до 1 трлн руб.
Компании также выиграли от данной сделки за счет повышения цен на нефть примерно на 30% от начала 2016 г.
Конечно, эффект от сделки для компаний меньше, чем для бюджета за счет укрепления рубля и прогрессивной шкалы налогообложения, зависящей от цен на нефть.
Тем не менее, поверьте, компании не в убытке.
То есть, если возникнет необходимость, компании будут готовы пойти на дальнейшее продление сделки?
Мы ведем постоянную дискуссию с нашими компаниями по этому вопросу.
Но пока конкретных предложений не обсуждаем.
До 1 апреля 2018 г еще далеко, и сейчас обсуждать вопросы нового продления сделки нет необходимости.
Эта тема больше интересует журналистов, чем участников рынка. Ни среди министров, ни среди нефтяных компаний не говорят о том, надо ли продлевать сделку после 1 апреля, потому что мы не знаем, что будет происходить в 4 кв 2017 г и в 1 кв 2018 г.
Единственное, о чем мы говорим, что у нас такая возможность есть, а стоит или не стоит ею воспользоваться - будет понятно позже.
Какой объем добычи нефти в России ожидается в целом по 2017 г?
В целом у нас будет примерно уровень 2016 г, может даже на 0,5 млн тонн меньше, чем в 2016 г.
То есть, если в 2016 г мы добыли 547,5 млн т, то в 2017 г - примерно 547 млн т.
Планируется ли рост добычи в основном добывающем регионе России - в ХМАО в 2017 и 2018 гг?
В 2016 г впервые мы увидели в Западной Сибири вместо падения стабилизацию добычи.
Однако во многом это было за счет введения новых месторождений на Севере, на Ямале.
В Ханты-Мансийском автономном округе пока продолжается снижение производства нефти.
Но в последнее время в ХМАО было выдано несколько лицензий на крупные месторождения, такие как Гавриковское и Эргинское.
Кроме того, мы рассчитываем на активизацию разработки новых трудноизвлекаемых залежей (ТРИЗ) баженовской свиты.
Например, Газпром нефть работает над проектом по внедрению новых технологий и оборудования для такой нефти, позволяющих в будущем наладить ее добычу в промышленных масштабах.
Мы даже включили проект Бажен в число национальных технологических инициатив.
Пока Газпром нефть единственная вертикально интегрированная компания, участвующая в этом проекте, или к ней присоединяются другие?
В начале сентября 2017 г у нас было совещание в г Ханты-Мансийске, на котором глава Газпром нефти А. Дюков представил результаты работы по проекту Бажен и предложил институтам и нефтесервисным компаниям войти в состав консорциума по освоению баженовской свиты.
Мы поддержали этот проект, и, думаю, в ближайшее время будет такой консорциум создаваться.
Другим новым проектом в нефтедобыче может стать освоение территорий в районе Хатанги. Сейчас Роснефть и ЛУКОЙЛ бурят в районе первые скважины. Поднимают ли компании вопрос о необходимости подготовки специальных государственных программ для развития этого региона, с тем чтобы строить там железные дороги, порт, протягивать сети и так далее?
Север Красноярского края, в частности район Хатанги, достаточно перспективный, но пока там идет процесс бурения разведочных скважин.
Для подготовки подобных государственных программ необходимо понимать, о каких извлекаемых запасах идет речь и какие имеются возможности добычи и транспортировки нефти.
Например, на шельфе Арктики промышленная добыча нефти идет только по одному проекту - освоение Приразломного месторождения.
Это проект, осуществляющийся с одной морской добывающей платформы и не потребовавший строительства железных дорог, сетей и тд.
А если говорить об освоении российского шельфа в целом, есть ли ощущение, что этот процесс откладывается на более далекую и неопределенную перспективу, в тч, из-за большего интереса к развитию добычи сланцевой нефти в России?
Учитывая, что сейчас цены гораздо ниже, чем 3-4 года назад, когда компании активно готовили планы по освоению шельфа, то не удивительно, что они стараются направлять основной объем денежных ресурсов в более дешевые и быстроокупаемые проекты.
Шельф для России - стратегический запас, поэтому проекты по его освоению в любом случае постепенно будут развиваться.
В проекте Энергостратегии отмечается, что к 2035 г добыча на шельфе может превысить 80 млн т. Но пока это кажется нереалистичным...
В России, несмотря ни на что, добыча нефти на шельфе увеличивается достаточно быстрыми темпами - за счет проектов в Охотском море, в Печорском море на Приразломном месторождении и так далее.
В 2016 г добыча на шельфе составила порядка 23 млн т, в 2017 г объем производства вырастет уже на 13% - до 26 млн т.
Поэтому мы не будем пока менять Энергостратегию в этом направлении.
США недавно приняли новый закон о санкциях в отношении России. Как он повлияет на работу по российским проектам, может ли пострадать Северный поток-2 или другие проекты?
Новый закон США о санкциях в отношении России достаточно сложный, требующий глубокого анализа и разъяснений.
Сейчас нужно дождаться официальных разъяснений со стороны властей США об особенностях применения данного закона.
Проекты продолжают реализовываться, и никаких изменений не происходит.
Тем не менее глава ОMV (одного из участников финансирования проекта) отмечал, что газопровод Северный поток-2 может испытывать сложности с привлечением средств и что нынешняя схема финансирования будет пересмотрена…
Новый закон широкого спектра действий, поэтому палитра рисков большая.
С другой стороны, в части инфраструктурных проектов, проектов по строительству трубопроводов новый закон содержит размытые формулировки, позволяющие президенту США применять санкции при условии координации с европейскими партнерами.
Могут ли санкции сказаться на конкурентоспособности проекта магистрального газопровода (МГП) Северный поток-2?
МГП Северный поток-2 более чем конкурентоспособный.
Доставка газа по нему на 2 тыс км короче, чем с использованием действующей инфраструктуры.
Себестоимость поставки газа по МГП Северный поток-2 дешевле, чем по действующей системе, в 1,6-2 раза.
Импорт газа в Европу, как ожидается, будет только расти, как в связи с сокращением собственной добычи, так и в связи с постепенным ростом спроса.
Потенциал роста европейского рынка оценивается в 100 млрд м3 газа, которые мы можем поставить.
Поэтому мы не боимся конкуренции.
Еврокомиссар по энергетике М. Шефчович начал процедуру получения мандата на ведение переговоров по МГП Северный поток-2. Есть ли в этом какой-то риск для России?
Наша позиция простая - никакого дополнительного мандата на переговоры по этому проекту не нужно.
МГП Северный поток-2 полностью соответствует действующему европейскому законодательству.
Это коммерческий проект, который реализуют между собой коммерческие компании.
Морской участок МГП Северный поток-2 не подпадает под действие 3го энергического пакета по аналогии с маршрутом МГП Северный поток-1 и другими маршрутами, такими как транспорт газа в Европу из Алжира.
А что касается сухопутного участка, то он будет соответствовать всем требованиям европейского законодательства.
Возвращаясь на российский рынок. В апреле 2017 г на коллегии Минэнерго вы признали, что нефтеперерабатывающая отрасль промышленности России переживает не лучшие времена и многие НПЗ работают на грани рентабельности. Нужны ли меры стимулирования работы НПЗ и если да, то какие?
Во-1х, в нефтеперерабатывающей отрасли промышленности уже много лет идет реконструкция и модернизация НПЗ с повышением глубины переработки, с выходом на более качественные и экологически более чистые продукты, со снижением выпуска мазута.
На текущий момент из 130 установок реконструировано и отремонтировано более 50%, а это требует значительных инвестиций.
Во-2х, в РФ существует разница между экспортной пошлиной на нефть и экспортной пошлиной на нефтепродукты.
Эта разница, по сути, и есть тот объем субсидий, который выделяется, чтобы поддерживать нефтепереработку.
Разница между пошлинами постепенно сокращается, поэтому и объем субсидий уменьшается.
Со стороны Минэнерго считаем, что сокращение экспортной пошлины на нефть и н/продукты должно проходить постепенно, по мере завершения модернизации НПЗ.
Полное обнуление пошлины и полное прекращение субсидирования нефтеперерабатывающей отрасли промышленности должно произойти уже после 2022 г, а не в ближайшие 1-2 года, как предлагал Минфин.
Нефтеперерабатывающая отрасль на сегодня находится в гораздо лучшем состоянии, чем при ценах на нефть в 30-40 долл США/ барр.
Каким образом можно заинтересовать белорусских партнеров в транспортировке н/продуктов с использованием российской инфраструктуры? Насколько это большие объемы и стоят ли они введения специальных тарифов?
Предложения о том, каким образом российская портовая и железнодорожная инфраструктура может быть использована при поставках н/продуктов из Белоруссии, подготовлены и отправлены в правительство.
Мы их также обсуждаем с белорусскими партнерами. Это коммерческий вопрос компаний.
Вы недавно провели встречу с министром нефти Венесуэлы Эулохио дель Пино. Какие вопросы обсуждались и предлагал ли ваш коллега из Венесуэлы увеличить порог сокращения добычи?
Мы обсуждали тему взаимоотношения ОПЕК и не-ОПЕК, тему сотрудничества в энергетической сфере.
С предложением об увеличении порога сокращения, как я уже говорил, никто официально не выходил.
Какие проекты Вы обсуждаете с Саудовской Аравией вне сделки с ОПЕК?
Мы наметили более 30 различных проектов, которые подробно обсуждали в рамках визита министра энергетики Саудовской Аравии Халида аль-Фалиха в г Санкт-Петербург.
Среди них :
- участие российских сервисных компаний в проектах освоения месторождений на территории Саудовской Аравии,
- проект по созданию совместного научно-исследовательского центра,
- проекты по совместному трейдингу нефти и СПГ.
Министр встречался с руководством всех ведущих российских добывающих и нефтесервисных компаний.
Сейчас идет обсуждение конкретных совместных проектов на корпоративном уровне.
Мы уже разработали дорожную карту по этим проектам и на очередном заседании рабочей группы планируем ее подписать.
Украина хорошо прошла зимний период 2016-2017 гг без российского газа. Какие перспективы у Украины на прохождение предстоящей зимы, как долго страна сможет обходиться без российского газа?
Сейчас идет более активный процесс закачки газа в подземные газохранилища (ПХГ) Украины.
То есть проблем с Украиной у нас в ОЗП 2017-2018 гг не будет?
Пока об этом говорить рано, многое будет зависеть от погоды.
