В 2017 году доля нефтегазовых доходов в федеральном бюджете России составила 39,6%. Это далеко не рекорд, но именно рост доходов от экспорта углеводородов позволяет рассчитывать на профицит бюджета 2018 года впервые за последние семь лет. Нефтегазовые компании остаются и основными инвесторами в российскую экономику. Однако их собственное положение хоть и устойчиво, отнюдь не безоблачно.

Мечты о диверсификации

К 2020 году Минфин России обещает снижение доли нефтегазовых доходов в федеральном бюджете до 33% при сокращении ненефтегазового дефицита бюджета до -5,7% ВВП (в 2017 году он составил -7,9%). Пока такие оценки не выглядят убедительными — доля нефтегазовых доходов уже достигала 30% в конце 2015 года, но тогда цена на нефть опускалась до 37 долларов за баррель. В 2017 году нефтегазовый комплекс главным образом благодаря росту мировых цен на нефть и газ обеспечил 71% прироста доходов федерального бюджета России и 36% — консолидированного. Это самые высокие показатели с 2010 и 2014 годов соответственно.

Ничуть не лучше в этом контексте и ситуация с экспортом. В 2017 году углеводороды обеспечили 59,2% всего экспорта. При этом на них пришлось 63,5% (+45,5 млрд долларов) общего прироста (весь экспорт вырос на 24,9%). В росте промышленного производства в 2017 году, по оценке Института народнохозяйственного прогнозирования РАН, доля добычи ископаемых видов топлива и нефтепереработки составила 73%. 

Как и ожидалось, снижение зависимости экономики и особенно государственных доходов России от нефтегазового комплекса, которое наблюдалось в 2015–2016 годах, было краткосрочным. Оно базировалось не на структурных изменениях, а преимущественно на обвале нефтяных цен.

Сегодня спекулятивно было бы говорить о явно выраженной тенденции отхода российской экономики от сырьевой (прежде всего, нефтегазовой) модели существования. И речь идет именно о существовании, а не о развитии, поскольку способность сырьевого сектора обеспечивать рост экономики была исчерпана еще в 2013–2014 годах в период пиковых нефтяных цен.

Во всем этом нет вины нефтегазового комплекса. Благодаря относительно низким совокупным издержкам он остается конкурентоспособным на мировых рынках. Устойчивость и высокая рентабельность комплекса делают его привлекательным как для капитальных вложений, так и для инвестиций на фондовом рынке. Зависимость от него экономики и бюджета ставит его в центр интересов государственных органов. Все это не ново и сложилось еще в 2000-е, а отчасти даже в 1990-е годы.

Преодолеть зависимость от нефтегазового комплекса удастся не благодаря ухудшению положения самого комплекса, хотя риски такие существуют, и к ним нужно относиться серьезно. При грамотной государственной политике, как внутренней, так и внешней, его запаса прочности может хватить до 2040-х годов.

Проблема в том, что буксует развитие несырьевых отраслей экономики, а это связано с изъянами государственного регулирования, плохим инвестиционным климатом, неблагоприятными условиями для развития малого и среднего бизнеса, деградацией инфраструктуры и прочим. Нефтегазовый комплекс может помочь здесь только инвестициями и политикой импортозамещения — и то, и другое активно развивается в последние годы.

Новый ценовой пузырь?

Слабый экономический рост 2017–2018 годов, обеспеченный увеличением нефтяных цен, может быть недолговечным. Это связано с раздуванием нового финансового пузыря на нефтяном рынке. Еще в конце 2017 года большинство экспертов сходилось на сбалансированности цен в диапазоне 50–60 долларов за баррель. Среднегодовая цена нефти марки Brent за первые полтора квартала 2018 года составила почти 69 долларов за баррель против 54,1 в 2017 году. Для роста среднесуточных цен до уровня 80 долларов за баррель не было фундаментальных предпосылок, противоречит он, что также необычно, и динамике курса американского доллара.

Основные игроки нефтяного рынка — США, Саудовская Аравия и Россия — заинтересованы в сохранении высоких цен в течение всего 2018 года. Разыгрывание администрацией Дональда Трампа иранского кризиса, помимо геополитических задач, решает и, возможно, задачу роста нефтяных цен. Он необходим, чтобы дать новый импульс производству сланцевой нефти и газа и их экспансии на зарубежные рынки. Именно благодаря иранскому кризису цены перешагнули уровень 70 долларов. Однако иранский кризис будет скоро отыгран рынком, тем более что его возможная глубина в пересчете на сокращение добычи и экспорта иранской нефти уже была опытным путем изучена в 2012–2015 годах. При этом Саудовская Аравия после завершения IPO Saudi Aramco (намечено на конец 2018 года) может охладеть к соглашению ОПЕК+. Им, к слову, тяготятся и многие другие участники соглашения, в том числе российские добывающие компании. В результате вполне вероятно схлопывание ценового пузыря уже в 2019 году. Это станет, прежде всего, проблемой для российского бюджета и для «Газпрома». Нефтяные компании страны в силу особенностей российского налогообложения добычи нефти не столь зависимы от динамики цен. Однако, в отличие от коллег из ОПЕК, им сложно и невыгодно искусственно сдерживать добычу.

Переход на интенсивный путь развития нефтяной отрасли в сочетании с ускоренной монетизацией нефтяных ресурсов требует решения целого ряда неотложных и масштабных задач, направленных на построение адекватной институциональной среды и стимулирование инновационного развития. Среди таких задач следует особо выделить достижение опережающего прироста запасов жидких углеводородов, включая осуществление широкомасштабных геологоразведочных работ в неосвоенных и малоосвоенных регионах, переход к массовой разработке средних и мелких месторождений нефти, значительное повышение коэффициента извлечения нефти на действующих месторождениях, массовую разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, разработку при благоприятных условиях новых месторождений на континентальном шельфе, значительное увеличение глубины переработки нефти и выхода светлых нефтепродуктов, осуществление ускоренного импортозамещения, разработку и внедрение отечественных инновационных технологий и оборудования, в том числе для создания мультипликативного эффекта в смежных отраслях промышленности и сферы услуг. Алексей Белогорьев, историк, экономист, заместитель главного директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов

Диверсификация изнутри

Нефтегазовый комплекс обладает возможностью приспосабливаться не только к низким ценам, но и к качественно новому развитию. Затяжной экстенсивный рост, который не прекращался в отрасли на протяжении почти 20 лет, близок к исчерпанию естественного потенциала. В нефтяном бизнесе это связано с ухудшением структуры и характера ресурсной базы, в газовом — с резкими ограничениями со стороны спроса. Насущной задачей остается переход к принципиально новому, интенсивному пути внутреннего развития, который позволил бы отрасли найти свое достойное место в экономике знаний и, как предполагается, создать продукты и услуги, в терминологии Минэкономразвития, с принципиально новыми характеристиками.

Шельфовая нефть

В перспективе роль новых месторождений (так называемых гринфилдов) будет ежегодно возрастать в силу объективного истощения действующей ресурсной базы. Это естественный процесс омоложения фонда месторождений и скважин. Даже сама географическая структура добычи будет меняться плавно и консервативно: наиболее рентабельными, соответственно, привлекательными для инвестиций останутся запасы в регионах с развитой инфраструктурой, прилегающих к уже разрабатываемым месторождениям. Исключение составит лишь арктический шельф, развитие добычи на котором, помимо Приразломного месторождения, ожидается не ранее 2027 года, то есть в перспективе 10 лет и более.

Новые переделы

Если возможности и стремление к интенсификации в сфере разведки и добычи вполне очевидны, то качественного прорыва в выпуске конечной продукции в России не происходит. Модернизация нефтепереработки, начатая в 2011 году, и так называемый Большой налоговой маневр, завершенный в 2017 году, позволили нарастить выпуск моторных топлив и резко снизить привлекательность производства топочного мазута. Но на внешних рынках мазут конкурировал не со светлыми нефтепродуктами, а с российской сырой нефтью. Его экспорт, с учетом затрат на переработку, был рентабельнее, чем поставки самой нефти.

В этой связи повышение выхода светлых нефтепродуктов (62,2% в 2017 году, целевой уровень к 2035 году — не менее 75%) само по себе не становится свидетельством качественно нового состояния отрасли. Так же, как им не является повсеместный переход с 2016 года к выпуску моторных топлив класса Евро-5. Это улучшение характеристик, но не создание новых. Действительно новое может быть создано только в рамках развития нефтегазохимии. Но на этом фронте успехи скромны, внутренний спрос ограничен, а выйти с готовой продукцией на внешние рынки совсем не просто.

Экспортные потоки

В силу долгосрочной стагнации внутреннего рынка и существенной доли экспорта в структуре продаж, стратегия развития нефтегазового комплекса в значительной степени зависит от динамики внешних рынков. Сейчас все меньше сомнений, что прохождение пика мирового спроса на нефть произойдет не позже середины 2040-х годов, а при неблагоприятном стечении обстоятельств — и в 2030-е. Это ставит всех основных производителей нефти перед необходимостью ускоренной монетизации уже не только запасов, но и ресурсов нефти.

В газовой отрасли пик спроса пока даже не проглядывается, но на рынке стремительно растет конкуренция, особенно в сегменте СПГ. В результате и в нефтяной, и в газовой отраслях разворачивается драматическая борьба за удержание старых рынков сбыта и закрепление на новых. Россия пока удерживает позиции в Европе и развивает в Северо-Восточной Азии, но основным вызовом будет экспансия в Южную и Юго-Восточную Азию.

В нефтяной отрасли этот процесс выражается в попытке привязать конечный спрос со стороны НПЗ к собственным экспортным мощностям. «ЛУКОЙЛ» таким образом давно закрепился в Болгарии, Румынии и Италии. «Роснефть» заняла сильные позиции в Германии (контролирует более 12% нефтепереработки), с 2017 года — в Индии (НПЗ Essar Oil), в планах — Китай (Тяньцзиньский НПЗ) и Индонезия (НПЗ Tuban).

Однако, в целом, мировая торговля нефтью остается в руках международных трейдеров, формирующих собственную нефтяную корзину, в которой важны качественные характеристики нефти, а не страна ее происхождения (каждый НПЗ заточен под переработку определенных сортов нефти). В этих условиях основная задача российских компаний — обеспечивать контроль издержек и снижать их, с тем чтобы быть готовыми к новым и неизбежным демпинговым «войнам», подобным ситуации 2015–2016 годов.

Объем предложения в этом случае вторичен, причем Россия даже в условиях стагнации добычи нефти (хотя пока в перспективе до 2024 года ожидается ее рост) за счет снижения первичной переработки может заметно нарастить экспорт. Фаворитами как для российских, так и для зарубежных экспертов в этой будущей «войне» издержек выглядят Саудовская Аравия, Россия и США. Именно эта тройка будет определять в 2020–2030 годы и цены, и объем предложения на мировом рынке.

В газовой отрасли в силу меньшей концентрированности конечного спроса, большей закрытости рынков и жестких антимонопольных требований (особенно в ЕС) такой прямой подход не работает — инвестировать в конечный спрос для производителей неэффективно.

По-другому устроена и конкуренция самих производителей. В нефтяной отрасли еще с 1980-х годов существует общемировой рынок с едиными принципами ценообразования, на которые производители напрямую не могут влиять. Отсюда популярность такого странного для рыночной экономики механизма, как квотирование добычи ОПЕК. В газовой отрасли общего рынка нет, моделей ценообразования множество и различие в ценах между отдельными рынками и производителями существенно. Это обуславливает возможность активной ценовой конкуренции (а не просто конкуренции издержек), мало присущей нефтяному рынку.

Российский газ в виде трубопроводных поставок «Газпрома» и сахалинского СПГ (в меньшей степени — «Ямал-СПГ») ценовую конкуренцию выигрывает — мало кто на рынке способен предложить газ по невысоким ценам в таких объемах, как это делает сейчас «Газпром» в Европе (его контрактная цена на границе Германии в июне 2018 года составляет 230,5 доллара за 1 тыс. кубометров).

До недавнего времени «Газпрому» сильно мешали косность его собственных контрактов и ставка на максимизацию прибыли. Это охлаждало спрос и в итоге привело к антимонопольному расследованию Еврокомиссии 2012 года, завершившемуся только в мае 2018-го. В рамках него «Газпром» добровольно пошел на радикальный пересмотр наиболее спорных контрактных условий, что позволило ему заметно укрепить свои позиции на рынке ЕС уже в 2015–2018 годах.

Сейчас «Газпром» занят крупными трубопроводными стройками — «Силой Сибири» в Китай, «Северным потоком — 2» в Германию и «Турецким потоком» в Юго-Восточную Европу. Все три проекта должны быть запущены практически одновременно — до конца 2019 года. Из них только «Сила Сибири» создает новый рынок сбыта (38 млрд м3 в год на северо-востоке Китая) и служит каркасом для развития всей газовой отрасли в Якутии, Иркутской, Амурской областях и отчасти в Красноярском крае.

С экономической точки зрения это весьма спорный проект: по мнению многих независимых экспертов, он окупится только к середине века («Газпром» свои расчеты ни разу не приводил). Но его основной смысл не связан с газовой отраслью. Этот проект должен дать стимул развитию экономики Восточной Сибири и Дальнего Востока (сопоставимых по масштабу инвестиционных идей просто нет), а также стать основой долгосрочных добрососедских отношений с Китаем, устойчивость которых в перспективе 20–30 лет далеко не очевидна.

«Северный поток — 2» и «Турецкий поток» на новые рынки сбыта напрямую не ориентированы. Их основная подоплека всем известна — снизить зависимость от транзита газа через Украину. При этом «Северный поток — 2» все-таки создает возможность для увеличения поставок российского газа в Нидерланды, Бельгию, Францию и Великобританию (совокупно потенциальный прирост можно оценить в пределах 10–12 млрд м3 в год). Первая очередь «Турецкого потока» обеспечивает резервные мощности для роста поставок газа в Турцию. В 2017 году они достигли 29,03 млрд м3 в год, что критически близко к пределу существующих пропускных мощностей сухопутного Трансбалканского газопровода и подводного «Голубого потока». Турецкий рынок — единственный из крупных газовых рынков Европы, который еще далеко не насыщен и где действительно будет расти спрос. Правда, Турция, как и страны ЕС, нацелена на диверсификацию своего импорта, поэтому не стремится к увеличению зависимости от России.

Помимо турецкого рынка, «Турецкий поток» может быть востребован для поставок газа в Южную Италию, но это высококонкурентный рынок (туда будет стекаться газ из Азербайджана, Ливии, Алжира, а также СПГ), и занять его «Газпрому» будет непросто, даже если удастся обеспечить строительство газопровода через территорию Греции.

В остальном оба проекта лишь замещают существующие, хотя и сильно изношенные и политически неблагонадежные, с точки зрения России, украинские газопроводы. Это очень портит экономику самих проектов, придавая им, по мнению европейских наблюдателей, явно выраженную политическую окраску. Такое отношение крайне затрудняет развитие второй очереди «Турецкого потока», поскольку Еврокомиссия не хочет усиления ни экономических, ни политических позиций России на Балканском полуострове. Однако репутация «политического проекта» почти не влияет на «Северный поток — 2». Германии он дает уникальную возможность стать ключевым газораспределительным хабом в Европе. И именно этого, а не российского влияния больше всего боятся соседние Польша и Чехия, возглавляющие лагерь противников проекта. Странам Бенилюкса, Франции и Великобритании он также выгоден, избавляя их от транзитных рисков и обеспечивая надежные прямые поставки недорогого газа. Еврокомиссия, со своей стороны, не выступает однозначно против этого проекта, но пытается использовать его, чтобы убедить российские власти демонополизировать трубопроводный экспорт (это вряд ли удастся, по крайней мере, сразу). Все это вместе позволяет рассчитывать на то, что «Северный поток — 2» будет построен в срок, несмотря на давление со стороны США и фронду со стороны восточноевропейских стран. 

Алексей Белогорьев