CC BY
24АКТУАЛЬНЫЕ ТРЕНДЫ ЭНЕРГОСЕКТОРА
Э01: 10.48137/26870703_2023_23_3_6
СТАБИЛИЗАЦИЯ РОССИЙСКОГО СЕКТОРА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ В НОВЫХ УСЛОВИЯХ: АДАПТАЦИЯ К САНКЦИЯМ. АКТУАЛЬНЫЕ ИНТЕРВЬЮ
Дата поступления в редакцию: 30.09.2023.
Для цитирования: Стабилизация российского сектора энергоресурсов в новых условиях: адаптация к санкциям. Актуальные интервью / И.В. Юшков. - Геоэкономика энергетики. № 3 (23). 2023. С. 6-22. 001: 10.48137/26870703_2023_23_3_6 Ключевые слова: экономические санкции, эмбарго на экспорт нефти, динамика цен на энергоносители, геополитические факторы, мировой энергетический рынок, рынок энергоресурсов ЕС.
В материале представлено экспертное мнение ведущего аналитика по ситуации на мировых энергетических рыках в условиях отсутствия новых антироссийских санкций. Экспертом дана оценка развития рынка нефти и газа в контексте глобальной перестройки поставок. Описана ситуация с введением эмбарго на российскую нефть и установкой ценового потолка. Дана аналитика внутреннего рынка топлива и причины стремительного роста цен. В материале дан прогноз развития отношений в энергетическом секторе России и стран Центральной Азии и общей динамики мирового рынка энергоресурсов.
Ситуация на энергетических рынках к концу осени 2023 г. относительно стабилизировалась на фоне истощения арсенала всех возможных санкций, введенных по отношению к российским экспортерам нефти и газа, при этом сохраняется интрига новых ограничений или скорее изменений со стороны стран экспортеров, объединенных под эгидой ОПЕК+. Баланс соотношения спроса и предложения практически достиг своего предела маневренности, что позволяет экспортерам даже в условиях снижения спроса на энергоносители сохранять достаточную степень влияния на рынок и стимулировать рост цен. При этом действенным инструментом влияния на мировой рынок энергоресурсов становятся изменения макроэкономи-
ческой ситуации региональных рынков, усиление рисков рецессии в крупных экономических центрах. В этой ситуации крайне интересно понять основные тенденции развития энергетического сектора в краткосрочном и долгосрочном горизонте.
Беседу провела главный редактор Аза Мигранян.
Игорь ЮШКОВ
Аза Мигранян: В первую очередь хотелось бы попросить вас поделиться вашим авторитетным экспертным мнением о состоянии рынка энергетических ресурсов, в частности, рынка нефти и газа. Насколько рынок волатилен, можно ли считать исчерпанным негативный эффект принятия девятого, десятого и одиннадцатого пакетов санкций, которые были направлены на фактическое исполнение принятых ранее ограничений? Каковы риски на энергорынках или возможно ли говорить о достижении некоторой стабильности?
Игорь Юшков: В первую очередь необходимо разделить данный вопрос на две составляющие: рынок газа и рынок нефти.
Что касается газа, то с начала 2023 г. изменений произошло не так много. По-прежнему не введены санкции, запрещающие покупку российского газа, сохранились проблемы с сокращением поставок ввиду индивидуальных проблем на газопроводах, которые начались еще в 2022 г.
Если рассматривать ситуацию с «Северным потоком — 1», вначале были сложности с турбинами для нагнетания давления. Поскольку они были построены в Канаде, обслуживание тоже должно было проходить в этой стране. Но ввиду отсутствия договоренностей между сторонами о том, как вывести турбины из-под санкций, вопрос остался нерешенным. Следовательно все лето 2022 г. можно было наблюдать сокращение объемов прокачки по газопроводу «Северный поток — 1», а осенью прокачка была вовсе остановлена. В сентябре 2022 г. произошел теракт в европейских водах, в связи с чем две нитки «Северного потока — 1» и одна нитка «Северного потока — 2» были разрушены. Несмотря на то, что одна из ниток «Северного потока — 2» осталась целой, из-за отсутствия сертификации ЕС она так и не была введена в эксплуатацию.
ЮШКОВ Игорь Валерьевич, ведущий эксперт Фонда национальной безопасности, старший преподаватель Финансового университета при Правительстве РФ. Адрес: Российская Федерация, г. Москва, 125993, Ленинградский пр-т, д. 49. E-mail: ushkovigor@gmail.com. SPIN-код: 5693-0136.
Газопровод Ямал — Европа, который идет через Беларусь далее в Польшу и Германию, в данный момент остановлен. Это произошло в связи с тем, что поляки национализировали долю «Газпрома» в компании «ЕвроПол», операторе польского участка, в ответ на это Россия ввела санкции в отношении этой компании. Следовательно Польша не может осуществлять прокачку газа, поэтому газопровод работает только на поставку для нужд Белоруссии.
Транзит через Украину осуществляется также не в полную мощность, ввиду того что более южный маршрут проходит через ЛНР и частично заблокирован. На данный момент функционирует только один из маршрутов, прокачка по которому составляет максимум 42—43 куб. м в сутки.
В связи с чем к началу 2023 г. максимальные мощности приходятся на «Турецкий поток», который полностью функционирует, и одну из веток транзита через Украину. Эта же ситуация наблюдается и по сегодняшний день.
Можно отметить, что транзит через Украину также периодически сокращался, однако это обусловлено в основном экономическими факторами. Весной цена на газ в Европе стала снижаться, на спотовом рынке она снижется сразу, что отражается в падении цены на СПГ. В свою очередь торговля по контракту с «Газпромом» осуществляется с неким временным лагом. В связи с чем весной можно было наблюдать ситуацию, когда СПГ уже подешевел, а трубопроводный газ — еще нет. Поэтому объемы прокачки через Украину падали, потому что страны Европы не отбирали весь объем, прописанный по договору с «Газпромом».
Ключевым моментом в газовой сфере можно назвать теплую зиму в Европе: во многих странах температура в зимний период ни разу не опускалась ниже нуля. В этой связи в ЕС остался достаточно большой запас в ПГХ. Соответственно, если 2022 г. можно охарактеризовать как период сверхвысоких цен, то в 2023 г. цены стали более умеренными, минимальная цена составляла 270 долл. за 1 тыс. куб. м. Кроме того, снизилась не только цена, но и объемы поставок.
Подобная динамика привела к существенному сокращению доходов России от газовой сферы. Объемы поставок относительно стабильны, тогда как цена варьируется в зависимости от температурного режима в ЕС, однако средняя цена не превышала 300 долл. за 1 тыс. куб. м., что все-равно является достаточно высокой ценой. Что касается объемов продажи, по итогу 2023 г. можно ожидать 20—25 млрд куб. м., тогда как в 2021 г. они составляли 160 млрд куб. м. Несомненно сокращение достаточно существенное, но оно компенсируется за счет увеличения поставок в Китай, но и в том направлении рост составит только 5 —7 млрд куб. м по сравнению с прошлым годом.
Важным изменением развития рынка газа для России стал выход «Газпрома» на рынки Центральной Азии. Несмотря на то, что ранее Узбекистан и Казахстан сами были экспортерами нефти, на данный момент наблюдается снижение собственной добычи при росте потребления. В свя-
зи с этим Узбекистан уже подписал контракт с «Газпромом» на Санкт-Петербургском экономическом форуме о начале закупки российского газа транзитом через Казахстан. Вначале поставки планируются только в зимний период, когда наблюдается пиковое потребление, однако в дальнейшем, я думаю, дефицит будет возрастать, и поставки будут осуществляться круглогодично.
Казахстан пока не заключил контракт, однако в стране наблюдается аналогичная Узбекистану тенденция, что, вероятно, приведет к закупке российского газа. Безусловно, такой курс развития крайне выгоден для «Газпрома», поскольку газ, предназначенный для Европы, можно перенаправлять в Центральную Азию. Конечно, пока объемы поставок небольшие, значительно меньше потребления в Европе, но можно наблюдать некоторое увеличение объемов экспорта. Кроме того, для экспорта в ЦА не нужны новые инвестиции: месторождения разведаны, газопроводы построены, достаточно заключить контракт и начать торговлю.
Отдельно необходимо отметить, что Россия является одним из крупнейших поставщиков СПГ на рынок Европы. Для потребителей в ЕС эта ситуация весьма удивительна, поскольку, несмотря на стремление отказаться от российских ресурсов, Россия остается вторым по объемам поставщиком. Экспорт СПГ является даже более выгодным, так как цены в Азии и Европе приблизительно одинаковые. В этой связи проекту «Ямал — СПГ» более выгодно поставлять топливо именно на европейские рынки. Это обуславливается меньшими затратами на транспортировку.
Нельзя не упомянуть о дополнительных санкциях, которые вводят США против газовой сферы. Ранее санкциями облагались СПГ—проекты: был запрет на поставку оборудования для новых проектов. Тем не менее компания «НОВАТЭК» завершила свой проект «Арктик-СПГ», начало производства запланировано на декабрь. Новые санкции направлены против перевалочных хабов в Мурманской области и на Камчатке. На этих хабах осуществляется перевалка СПГ с ледокольных танкеров-газовозов на танкер обычного класса, так как это более выгодно. США стремятся нарушить
данную систем, заблокировать подобные хабы.
* * *
Наибольшие изменения произошли в нефтяной сфере. Глобальные изменения начались с самого начала года. 5 декабря 2022 г. были введены санкции о запрете импорта нефти в ЕС морским транспортом, что толкнуло Россию к переходу на альтернативные рынки. Прежде всего были увеличены поставки в Индию и Китай, Северную Африку и на Ближний Восток. 5 февраля 2023 г. вступило в силу эмбарго на экспорт российских нефтепродуктов в страны ЕС, что привело к окончательному переходу на альтернативные рынки.
Вследствие перестроения рынков увеличивалась скидка на российскую нефть, что привело к цене в 30—35 долл. за баррель. Резкое снижение цены на нефть повлекло за собой сокращение дохода бюджета. При этом расходы также оказались больше, чем планировалось. Подобная ситуация привела к большому дефициту, что подтолкнуло правительство к повышению налоговой нагрузки на ряд бизнесов и отраслей, экономии бюджета и сокращению расходов.
Однако динамика 2023 г. показывает, что скидка на российскую нефть снижалась, цена возрастала, во втором полугодии можно было наблюдать увеличение дохода в бюджет. На данный момент происходит компенсация во втором полугодии недополученной ранее прибыли.
Одновременно с введением эмбарго на нефть и нефтепродукты был введен потолок цен на российскую нефть. Он предполагал запрет на морскую транспортировку и страхование нефти, если она стоила более 60 долл. за баррель. Однако на практике санкция не оказывает того влияния, которое было рассчитано. Россия провела успешный подготовительный этап: был сформирован отдельный флот танкеров, который можно назвать «серым» или «сумеречным» флотом. В него входили лояльные России танкеры, которые занимаются перевозкой только подсанкционной нефти — российской, иранской, венесуэльской. Владельцы этих танкеров не боятся санкций, так как у них нет счетов в американских банках, они занимаются перевозкой только российской нефти, поэтому не боятся запрета торговли на других рынках.
Иные же танкеры отказывались от перевозки нефти из РФ, что привело к фактическому расколу мирового флота. Соответственно, идея, что Россия получит доступ к мировому танкерному флоту только если будет соблюдать потолок цен не сработала. Собственники танкеров не понимали, как не попасть под санкции, потому что формально они должны были получить справку от российской компании о цене за нефть. Если же фактическая цена не совпала бы с заявленной, собственник попал бы под санкции. Таким образом, большинство владельцев отказывались перевозить российскую нефть. Это привело к тому, что перевозка осуществляется либо государственным «Совкомфлотом», либо танкерами «сумеречного» флота.
Исходя из этого, можно сделать вывод, что санкции с установлением потолка цен не работают. Мы можем наблюдать яркие примеры, когда дальневосточная нефть сортов сахалинских «Сокол», «Витязь» или «ВСТО» торговалась на протяжении всего этого времени выше потолка цен.
На данный момент фиксируется уменьшение скидки на российскую нефть. Во-первых, она была необходима для вытеснения с азиатских рынков основных поставщиков, например, с индийского рынка — Ирак, Саудовскую Аравию, Арабские Эмираты. Для того чтобы они перешли на европейские рынки азиатским потребителям предоставлялась скидка на российскую нефть.
Во-вторых, за счет скидки можно было оправдать риски работы с российским топливом. Ранее было неясно, безопасно ли покупать нефть из РФ, какими банковскими схемами пользоваться для оплаты, какими валютами, как осуществлять доставку, как избежать попадания под санкции. На данный момент покупатели поняли, что есть варианты работать с российской нефтью безопасно. Соответственно, это привело к снижению скидок.
Отдельно необходимо отметить, что Россия с другими участниками ОПЕК+ постоянно работала над тем, чтобы поднять цены на нефть. В феврале было заявлено, что Россия сокращает добычу на 500 тыс. баррелей в сутки. Сразу же к этому решению присоединились другие страны-участники, прежде всего Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Ирак и ряд других стран. С их стороны сокращение добычи произошло еще на 1млн баррелей. Суммарно сокращение добычи достигло более, чем на 1,5 млн баррелей.
Саудовская Аравия объявила, что намерена сократить добычу в июле еще на 1 млн баррелей в сутки, помимо предыдущих сокращений. Россия поддержала саудитов и сократила экспорт нефти в августе на 500 тыс. баррелей. Формально сокращения добычи не было, добытый ресурс мог быть переработан и отправлен на экспорт как нефтепродукты, или же отправлен на собственное потребление. В связи с этими решениями наблюдался стремительный рост цены, поскольку Китай продолжил наращивать объемы потребления. Опасаясь дефицита, цена достигла коридора в 80—90 долл. за баррель, к сентябрю поднялась до 95 долл. и продолжает расти. Прогнозируется пик дефицита к IV кварталу 2023 г., цена может достичь 100 долл. за баррель. Такая тенденция сохраняется поскольку Россия и Саудовская Аравия сохранили сниженные объемы предложения на рынке — продлили до конца года.
По моему мнению, в случае увеличения цены более 100 долл. за баррель, поднимется вопрос об увеличении объемов добычи. Сверхдорогая нефть не выгодна даже для производителей, так как вызовет резкое падение спроса. Соответственно возможны договоренности об увеличении добычи и поставок на рынок с целью смещения цены в коридор 80—90 долл. за баррель. Продажа нефти в этом ценовом диапазоне все равно позволит России получать больший доход в бюджет, чем планировалось.
А. М.: В данном контексте невозможно обойти вниманием ситуацию на внутреннем рынке, где также наблюдается рост цен, сокращение предложения. Казалось бы, при снижении экспорта нефти и нефтепродуктов внутренний рынок должен был существенно нарастить предложение, у нас же наблюдается обратная картина. Какие факторы формируют эти противоречивые тренды, каковы возможные решения, и в целом, есть ли стратегия развития внутреннего рынка энергетических ресурсов?
И. Ю.: Отдельно необходимо рассмотреть внутренний рынок топлива. В первом полугодии правительство было сильно озадачено дефицитом бюджета, для его ликвидации было принято решение о сокращении расходов госбюджета. Правительство заявило о сокращении выплат нефтеперерабатывающим отраслям в рамках демпфирующего механизма. Этот механизм предполагал выплату налогового вычета с целью сдерживания роста цен на внутреннем рынке. Было объявлено, что данные выплаты сократятся в два раза. Новое правило вступило в силу в сентябре этого года. Подобное решение пришлось на очень сложный период для внутреннего топливного рынка. В летний сезон значительно возросло использование автомобилей, вырос спрос на внутренний автомобильный туризм, в связи с чем вырос спрос на 95-й бензин и дизельное топливо. Особенно это заметно в августе и сентябре, поскольку начались сельхозработы, отдельное количество топлива отправляется на СВО.
Соответственно, потребление летом и в начале осени значительно возрастает, а отрасль к этому не перестроилась. По-прежнему нефтеперерабатывающие заводы летом уходят на профилактический ремонт, не формируется достаточный объем готового топлива к летнему сезону. В совокупности это приводит к дисбалансу спроса и предложения. В этом году сложности добавило сокращение выплат по демпферу и ослабление рубля.
На данный момент складывается ситуация, когда нефтяным компаниям выгоднее экспортировать нефть и нефтепродукты, поскольку стимулы насыщать внутренний рынок отсутствуют.
Но при этом мы видим, что компании реализуют на внутреннем рынке через биржу гораздо больше топлива, чем их обязало государство. Одной из мер, которой пытались воздействовать на рынок, чтобы на бирже снизились цены на топливо, было увеличение квоты обязательной продажи. Квота на бензин составляла 12 %, сейчас увеличена до 13 %. Однако нефтяные компании на бирже продают около 18—20 %, но и этого недостаточно. Цена продолжает расти. В связи с этим государство должно найти некий компромисс и заключить договоренности с компаниями.
Сейчас можно наблюдать некие подвижки в этой области. На Восточном экономическом форуме Владимир Путин, говоря о ситуации на топливном рынке, сказал, что правительство не всегда вовремя реагирует. По всей видимости, он имел в виду первое полугодие, когда принимались решения об экономии бюджета из-за большого разрыва доходов и расходов. На данный момент ситуация изменилась и можно наблюдать доминирование доходов над расходами. Следовательно, можно пересмотреть меры экономии, возможно, вернуть старую схему демпфера. На данный момент в ряде южных регионов можно наблюдать физический дефицит топлива, что связано с началом работ по сбору урожая и проблемами доставки топлива РЖД.
Сейчас проходят совещания по решению данного кризиса, но о выходе из него пока говорить рано.
А. М.: Ситуация на газовом рынке достаточно стабильна. Можем ли мы говорить о том, что на сегодняшний день за счет влияния санкций и отказа европейцев от российского трубопроводного газа мы имеем достаточно глубокую трансформацию на газовом рынке? На газовом рынке очевиден переход от торговли трубным газом на поставки СПГ, а, следовательно, отказ от долгосрочных контрактов и доминирование спотового ценообразования? Отрыв торговли газом от специфической инфраструктуры посредством перехода на торговлю более подвижным продуктом — СПГ— обусловил сдвиг типа конкурентного рынка, изменение характера взаимоотношений на газовом рынке?
И. Ю.: Трансформация ценообразования и европейского газового рынка, в принципе, проходила на протяжении длительного времени. Европейцы настаивали на развитии биржевой торговли, спотовой торговли. Потребители настаивали на отказе от долгосрочных контрактов и переходе на краткосрочные. В случае заключения долгосрочного контракта, ценообразование должно было быть привязано именно к спотовому рынку. Ранее функционировал рынок покупателя, поскольку предложение превышало спрос. Однако с середины 2021 г. можно было наблюдать дефицит предложения на газовом рынке Европы, что привело к конкурированию среди потребителей за доступные объемы и соответствующему росту цен. Однако пока отсутствует перспектива отказа от данной модели рынка. Это обусловлено двумя факторами.
Во-первых, европейским лидерам пришлось бы признать ошибочность своей энергетической политики.
Во-вторых, можно фиксировать некое равновесие рынка за счет значительного спада потребления.
Потребление газа за прошлый год в Европе сократилось на 60 млрд куб. м, в этом году также продолжилась эта тенденция. Снижение спроса происходит несмотря на снижение цены. Физические потребители продолжают экономить, так как для них сохранились прежние высокие тарифы. Отдельно нужно отметить, что отмирают крупные потребители, например, предприятия по производству азотных удобрений, металлургия, химическая отрасль. Из-за высоких цен на газ себестоимость возросла настолько, что продукция стала нерентабельна. Многие производства либо значительно сократили выработку, либо вовсе закрылись. Следовательно, равновесие рынка достигается во многом за счет деиндустриализации Европы.
Достижение стабильности на газовых рынках Европы пока не ожидается, так как во многом СПГ глобализировал рынки. Ранее можно было наблюдать абсолютно разрозненные рынки (Северная Америка, Европа, Азия), поскольку уже были построены дорогостоящие трубопроводы, заключены долгосрочные контракты. На данный момент, можно загрузить танкер СПГ на заводе и уже по ходу его движения изменить маршрут в зависимости от
динамики рынка. То есть если в Азии готовы предложить большую цену — танкеры идут к ним, или же развернутся в Европу.
Такую ситуацию можно назвать глобальным ценовым арбитражем, она подразумевает, что цены на газовом рынке Европы теперь зависят от цен и объемов потребления, и даже от температуры зимой в Азии. Сейчас это особенно заметно, потому что нового предложения на мировом рынке газа нет. Новую волну ввода в эксплуатацию СПГ-заводов можно ожидать с 2026 по 2030 гг., поскольку готовятся проекты в США, Катаре, Австралии. Российский проект «Арктик СПГ — 2» выпустит первую очередь к 2024 г. Однако система, при которой эластичность рынка будет зависеть от продаж именно сжиженного газа, сохранится.
А. М.: Европейцы сумели частично реализовать задачи, поставленные в Третьем энергетическом пакете по повышению уровня конкуренции на рынке за счет взаимозамещения не только поставщиков, но и покупателей. Если мы говорим о газовом рынке и о сохранении привязанности к инфраструктуре, то безусловным лидером транзита трубного газа является Турция, в перспективе — так называемый турецкий хаб. Скажите, пожалуйста, как мы можем оценивать потенциал развития этого так называемого турецкого хаба? В чем конкретно будет выражаться передача полномочий по распределению, регулированию? Будут ли там внедрены какие-то биржевые механизмы в функционал хаба? Не приведет ли это к возникновению очередной геополитической зависимости, т.е. когда Украину замещает Турция?
И. Ю.: На данный момент пока Турция действительно является скорее страной-транзитером. Через нее проходит одна из ниток «Турецкого потока», далее она уходит в Болгарию, Сербию, Венгрию, ответвления расходятся в основном в Балканском регионе на Грецию, Северную Македонию, Румынию и так далее.
Однако Россия задумывала и озвучивала перспективы газового хаба в Турции как именно площадку, куда Россия будет доставлять газ. Хаб подразумевался как точка сдачи-приемки, на нем будут происходить торги. Часть газа, возможно, будет находиться на хранении, туда будут приходить прежде всего европейские покупатели, приобретать на этом хабе российский газ и увозить к себе свой приобретенный газ. Права собственности будут переходить на биржевом хабе Турции.
Формально возвращается система, которая была еще 50 лет назад, когда СССР поставлял газ в Австрию (первую нейтральную за пределами социалистического блока страну), там же переходило право собственности, и страны Западной Европы брали доставку на себя.
С Турцией складывается аналогичная ситуация, кроме того, появляется опция деполитизации и обезличивания газа. Предполагалось, что на данном
хабе будет продавать газ еще Азербайджан и, возможно, Иран. СПГ также возможно принимать, но доминирующим будет именно российский газ. Однако ожидается, что газ от разных поставщиков не будет перемешиваться. Для европейских компаний это важно, поскольку при транспортировке газа до потребителя их не смогут обвинить в покупке российского газа. Официальным объяснением будет, что топливо было приобретено на бирже в ходе торгов, соответственно оно не российское, а нейтральное — из хаба.
Обсуждалась именно такая схема работы, но в действительности можно констатировать разное видение создания и функционирования данного хаба.
С одной стороны, можно заявить, что он уже именно так и работает. Мы можем видеть это на примере Болгарии, которая отказалась от перехода на рублевую схему оплаты. Соответственно, напрямую у «Газпрома» она не покупает, а покупает через турецких или сербских трейдеров. Они покупают газ у «Газпрома» с доставкой в Турцию, а далее передают Болгарии.
Конечно, предполагалось, что продажи будут идти в больших объемах, большему количеству контрагентов. В случае если на этот хаб придут европейцы и будут осуществлять массовые закупки, то можно было бы говорить о строительстве еще одной ветки трубопровода. Однако на данный момент эта перспектива находится в отдаленном будущем.
Россия ожидала, что Турция создаст условия и саму площадку для торгов. Предполагалось, что не нужно было бы вкладываться в строительство новых зданий или газопроводов. Достаточно было бы создать правила торговли на новой бирже, аналогичные существующим.
Турция предполагала обязательное подписание долгосрочного контракта с «Газпромом», по которому турецкие трейдеры получили бы гарантированный доход. Например, что Россия будет поставлять газ со скидкой 5 % от рыночной цены, следовательно, Турция станет посредником по продаже газа европейским потребителям.
По моему мнению, гарантии доходности и стали камнем преткновения. Стороны не видят для себя гарантированной выгоды, что ведет к торможению развития этой идеи. Возможно эта идея состоится, потому что излишки, которые периодически образуются в «Турецком потоке», все равно продаются разным трейдерам в Турцию либо дальше, вглубь Европы. Однако на данный момент мы не видим особенного интереса со стороны европейцев, а этот проект обязательно должен быть трехсторонний — Россия — Турция — Европа.
А. М.: Какова роль в этом процессе так называемых дружественных стран и стран пояса соседства или бывших стран СНГ? Я имею в виду Туркмению, Азербайджан и друге добывающие страны региона. Можем ли мы рассматривать их потенциал газового экспорта как некий заместительный формат для
продвижения российского газа, и тем самым создавать достаточные предпосылки для развития внутреннего рынка СНГ по взаимным поставкам?
И. Ю.: Если рассматривать страны Центральной Азии, то можно наблюдать наращивание сотрудничества между Россией и Узбекистаном, Россией и Казахстаном. Уже подписаны контракты о поставках в зимний период с Узбекистаном, вероятно, аналогичный будет подписан и с Казахстаном. Вероятно, что поставки начнутся в зимний период 2024—2025 гг.
В случае с Туркменистаном ситуация складывается сложнее. По моему мнению, в Европу они никогда не начнут поставлять газ. С одной стороны, европейцы выражают готовность покупать туркменский газ. С другой стороны, США не выгоден ни один из возможных поставщиков на европейских рынках, кроме себя. Штаты активно продвигают только свою продукцию.
Ранее в Госдепартаменте США был спецпредставитель, который курировал энергетические проекты Каспия. В первую очередь лоббировал проект газопровода «Набукко»*, который так и не был реализован ввиду неопределенности правового статуса Каспийского моря. На данный момент политической поддержки у Туркменистана нет, более того — данный проект перестал быть экономически выгодным.
Окупаемость проекта такой протяженности возможна только если планируется прокачка больших объемов. Однако на данный момент страны Европы заявляют об отказе от сгораемого топлива к 2050 г., планируется полная декарбонизация и переход на ВИЭ. Соответственно, возникают огромные риски, что, если Туркменистан вложится в это строительство, он не сможет вернуть инвестиции.
В большей степени сейчас обсуждается вариант южного маршрута, в том числе с участием России. В прошлом году обсуждался вариант строительства газопровода из России в Индию через Среднюю Азию при добавлении туркменского газа. Для России данный проект мог бы быть выгодным из-за того, что поставки планировались с газовых месторождений Западной Сибири, с Ямало-Ненецкого округа, где не предполагались дополнительные вложения в ресурсную базу. Газопровод в Туркменистане уже фактически есть, вложения были бы не столь большими. Однако проблемы с афганским участком так и не были решены. Иной вариант предполагал провести газопровод через Иран и вывести его в южные регионы Индии. В данном случае главной проблемой станет большая протяженность, что сделает себестоимость доставки из России крайне высокой.
Однако наиболее значимой причиной отказа от данной идеи стал крайне сложный переговорный процесс. Газопровод планировался на территории
* Проект газопровода из Туркменистана по маршруту Туркменистан — Азербайджан — Грузия — Турция — Европа. Заявленная мощность 31 млрд куб. м в год (прим. авт.)
стран-лидеров, являющихся мировыми лидерами по запасам газа . Соответственно, каждая страна хочет монетизировать именно собственный ресурс, что ведет к жесткой конкуренции за свою долю при прокачке через трубопровод.
Если рассматривать азиатский рынок, нужно отметить заявление Китая на рубеже 2022—2023 гг. о планировании постройки четвертой ветки газопровода в Туркменистан. Разумеется, для России данная перспектива не может быть выгодной, так как мы планирует наращивать собственные поставки. Сейчас идут переговоры о строительстве газопровода «Сила Сибири — 2» с пропускной способностью 50 млрд куб. м.
Тем не менее, строительство четвертой ветки газопровода из Туркменистана в Китай, пока не началось. Четких причин задержки не называется, но есть ряд предположений.
Во-первых, есть вероятность, что Китай не хочет увеличивать энергозависимость от Туркменистана и получать газ фактически только от одного поставщика.
Во-вторых, Туркменистан, вероятно, не в состоянии обеспечить необходимые объемы добычи. Кроме того, три существующие ветки ни разу не были загружены на полную мощность.
Пока четких договоренностей о налаживании поставок из России в Китай нет, мы продолжаем работать с Узбекистаном и Казахстаном.
А. М.: Спасибо. И пару вопросов по рынку нефти. То, что мы сегодня имеем в виде ценового потолка, конечно же, в корне меняет систему ценообразования не только на рынке, но и для наших экспортеров. Очень много было информации, которую обсуждали в западной прессе и в научной литературе о том, что наши экспортеры стали вуалировать свои доходы за счет того, что контрактную цену по нефти они снижали. Был период, что контрактные цены опускались и до 40 долл. за баррель, и ниже. Но при этом экспортеры компенсировали свои потери по контрактной цене поставки нефти за счет высокой маржи по её транспортировке, особенно с учетом того, что, возможно, вот этот теневой флот в какой-то степени может контролироваться нашими крупными экспортерами. Насколько оправданны такие подходы, есть ли действительно возможность у наших экспортеров диверсифицировать свой доход, перемещая его через структуру ценообразования в другую отрасль и тем самым уходить от довольно высоких налогов по экспорту нефти?
И. Ю.: Действительно, сейчас большая интрига и вопрос как детально происходит экспорт российской нефти, через какие структуры, какие ком-
* По данным ОПЕК за 2020 г. Россия занимает первое место, Иран второе, Туркменистан пятое. (прим. авт.)
пании осуществляют транспортировку и страхование? Работу с российской нефтью не афишируют ни страховые, ни транспортные компании, в связи с риском попасть под санкции. В этом плане мы четко видим позицию, что бизнес и деньги любят тишину.
Можно очевидно заявлять, что часть нефти реализуется именно через трейдеров, которые полностью поменялись. Возможно, они принадлежат российским структурам, возможно, азиатским, некоторые, скорее всего совместные.
К этому предположению можно привести следующий пример. Когда был введен потолок цен, Турция начала останавливать российские танкеры. В СМИ говорилось, что это происходит из-за продажи нефти выше потолка. Однако далее оказалось, что Турция пропускает российские танкеры через черноморские проливы, но блокирует суда из Казахстана, которые принадлежат иностранным, в том числе американским, компаниям. Объяснялось это «неправильной страховкой».
Подобный инцидент может свидетельствовать о переделке долей на рыках страхования. Вероятно, Турция стала встраивать на страховой рынок собственные или совместные компании. Таким образом турецкая сторона могла заявлять о недействительности (неправильности) страховки от британских компаний, требуя приобретать свою. Перестройка рынка произошла во многих сегментах: перевозка, страхование, расчет в разных валютах.
Отказ от оплаты в долларах и переход на оплату в национальной валюте на данный момент также являются крайне запутанным процессом. Например, при продаже российской нефти в Индию, вероятно, участвует целая цепочка трейдеров. По условиям экспортной сделки чаще всего право собственности на нефть переходит трейдеру из ОАЭ, он производит расчет с российской компанией в дирхамах. Далее он может реализовать ее на индийских рынках и рассчитаться в индийских рупиях, полученные средства трансформировать в новые вложения и так далее. Поэтому при продаже схемы стараются сделать максимально запутанными, что мы и можем наблюдать.
Однако наиболее важным является, какую среднюю цену берет Минфин при расчете экспортной пошлины НДПИ. Потому что наиболее значимыми будут доходы российских компаний в госбюджет, а не схемы продажи. На сегодняшний день можно констатировать прибыльность российских компаний. Средняя цена на российскую нефть Urals, которую Минфин использует для расчета экспортной пошлины НДПИ, постоянно растет. Месяц назад она стоила 70 долл. за баррель, сейчас — 77 долл., и от этой цифры Минфин высчитывает размеры экспортной пошлины НДПИ, что позволяет получать дополнительно доходы бюджета.
В бюджете стоимость нефти рассчитана была по 70 долл. за баррель. По данным Минфина в августе она была 74, но средняя за январь — август по-прежнему пока еще 56, из-за того что в первое полугодие Минфин брал
зачастую не совсем адекватные цифры. Вполне возможно, что нефтяные компании это действительно устраивало, так как Минфин высчитывает им низкие налоги, низкую экспортную пошлину. Поэтому зачем что-то менять? Даже если в реальности компании продают дороже, это для них замечательно.
Но Минфин противодействовал подобному замораживанию цен, тем, что ввел меры потолка на ограничения скидки. Каждый месяц Минфин снижал дозволяемую скидку на 3 долл., тем самым побуждая нефтяные компании действительно эту скидку уменьшать или демонстрировать, что они продают дороже, для того чтобы Минфин эти цифры брал при расчете экспортной пошлины НДПИ.
В связи с этим можно отметить, что для бюджета наиболее значим рост цены и увеличение дохода от отрасли. Вопрос с деталями торговли остается в сфере интересов компаний. Вместе с тем компании также остаются в плюсе, так как при большей прибыли, они получат больше дивидендов. Учитывая, что большинство компаний принадлежат государству, без прибыли они не останутся. По итогу даже если компании получали большую выручку, то налог на прибыль у них будет больше и, соответственно, дивиденды выплат тоже будут большие.
Поэтому часть тех денег, которые государство недополучило тогда — получит некую долю за счет других инструментов. Действительно, пока это вуаль неведения. Сложно сказать, как конкретно продают компании, потому что сами они, конечно, скрывают эту информацию. Периодически появляются утечки информации, например, данные о теневом флоте, но досконально как работает российский рынок, пока неизвестно.
А. М.: В качестве пролога к нашей следующей беседе по итогам текущего года, скажите, пожалуйста: каков может быть прогноз по этим двум основным видам энергоресурсов (нефти и газу) с точки зрения перспектив ужесточения контроля по уже введенным санкциям, либо введения каких-то новых, дополнительных санкций? Могут ли наши партнеры повысить риски и стремиться к дестабилизации ситуации на рынке, которая сегодня складывается?
И. Ю.: Я думаю, что если мы говорим про дальнейшие санкции, то, наверное, все будет зависеть от погоды предстоящей зимой: какая она будет по температуре, как европейцы ее пройдут. Потому что американцы явно дают европейцам некую передышку, не подталкивают их к вводу запрета на покупку российского газа. Конечно, поставки весьма ограниченны, но, если российского газа не будет вовсе, в Европе будут еще большие проблемы. Можно предположить, что по результатам этой зимы европейцы либо потеряют интерес к вводу эмбарго на российский газ, либо убедятся в гло-
бальном изменении климата и вовсе от него откажутся. Вероятно, продолжится динамика деиндустриализации, что еще больше может подтолкнуть к отказу от наших поставок.
Санкции относительно продажи нефти работают в полную силу: Россия не продает ни в Европу, ни в США. В 2023 г. под влиянием Польши Германия отказалась закупать российскую нефть по нефтепроводу «Дружба». Интересно, что Германия отказалась первой, сотрудничество с Польшей разорвала российская сторона.
В 11-м пакете санкций прописано, что нельзя использовать северную ветку нефтепровода «Дружба». Но вместе с тем южная продолжает работать и поставлять нефть транзитом через Венгрию и Хорватию в Сербию. На этом маршруте можно ожидать некоторые изменения. Возможно, Украина поднимет так тариф на прокачку, что побудит венгров отказаться от покупки. Возможно, будут введены новые санкции. Однако для Венгрии российские поставки являются наиболее выгодными, и можно ожидать, что они будут предпринимать все усилия для их сохранения.
При всем том наибольшие поставки нефти идут только на азиатские рынки. Стратегически, наверное, это правильно, потому что европейцы планировали отказываться от углеводородов, а азиаты — нет. Поэтому здесь что-то ожидать не стоит.
А. М.: Каковы перспективы формирования общих рынков энергетических ресурсов в ЕАЭС? Потому что, если мы помним, 2024 г. итоговый по Договору о Евразийском экономическом союзе и в 2025 г. у нас должны быть сформированы все условия для функционирования общих (единых) рынков. Можем ли мы говорить, что фрагментарно через эти рынки мы подключаем и страны СНГ, такие как Узбекистан, Туркмения, Азербайджан? И тогда уже можно рассматривать уже некий энергетический союз (клуб) стран СНГ? В этом контексте также хотелось бы большей ясности по трехстороннему газовому союзу Казахстана, России и Узбекистана, который пока еще не подписан. Можно ли предположить развитие этого формата с участием большего количества партнеров (потребителей или производителей)? Есть ли такие перспективы развития на евразийских энергетических рынках?
И. Ю.: Как показывает практика 2022—2023 гг., зачастую излишняя помпезность и политизация вредят этому сотрудничеству. По моему мнению, было бы правильнее задать такой бюрократический тон в создании единых рынков, который бы сводился к рутинному согласованию параметров подобного сотрудничества с массой технических и технологических параметров. Потом можно, конечно, объявить, что это действительно и политическая победа, но пока работу нужно вести исключительно бюрократически. Необходимо создавать единые правила игры, единые правила функциони-
рования рынков, а все остальное отдать в распоряжение компаниям, как это сейчас произошло.
Когда объявили о «тройственном газовом союзе», в Центральной Азии это многих напугало, и оппозиционные политики начали, всячески порождать слухи. Например, был слух в Узбекистане, что на самом деле «Газпром» уже получил эксклюзивные права на все месторождения газа в стране и теперь будет крутить веревки из потребителя, зашкаливая цены и так далее. Естественно, это вредит подписанию дальнейшего контракта.
Как только деполитизация произошла, договор с Узбекистаном был подписан ввиду объективной необходимости. Для выгодного сотрудничества с Казахстаном также нужно предоставить возможность бюрократам доделать работу по созданию правил игры. В таком случае компании смогут самостоятельно вести торговлю.
Как пример можно привести договоренность о транзите через Россию нефти из Казахстана. При заключении всех договоренностей, возможно гармоничное сотрудничество. Единые рынки заработают тогда, когда появится экономическая целесообразность, поэтому стоит идти из экономического прагматизма.
STABILIZATION OF THE RUSSIAN ENERGY SECTOR IN NEW CONDITIONS: ADAPTATION TO SANCTIONS. INTERVIEWS
DOI: 10.48137/26870703_2023_23_3_6 Received: 30.09.2023.
For citation: Stabilization of the Russian energy sector in new conditions: adaptation to sanctions. Interviews / I.V. Yushkov. - Geoeconomics of Energetics. № 3 (23). 2023. P.6-22. DOI: 10.48137/26870703_2023_23_3_6 Keywords: economic sanctions, oil export embargoes, energy prices dynamics, geopolitical factors, global energy market, EU energy market.
The article presents the expert opinion of a leading expert on the situation on the world energy markets in the absence of new anti-Russian sanctions. The expert assessed the development of the oil and gas market in the context of the global restructuring of supplies. The situation with the introduction of an embargo on Russian oil and the installation of a price ceiling is described. The analysis of the domestic fuel market and the reasons for the rapid price growth are given. The article provides a forecast of the development of relations in the energy sector of Russia and Central Asian countries and the overall dynamics of the global energy market.
