Александр Новак: мы действуем в ручном режиме, ежеминутно оценивая ситуацию на рынке нефти

Глава Минэнерго рассказал о планах стран ОПЕК и не-ОПЕК по сотрудничеству на рынке нефти и переговорах России, ЕС и Украины по газу

Москва. 2 октября. INTERFAX.RU - Министр энергетики России Александр Новак в интервью "Интерфаксу" рассказал о планах стран ОПЕК и не-ОПЕК по сотрудничеству на рынке нефти после 2018 года, переговорах России, ЕС и Украины по газу и предложениях правительства по формированию дивидендов государственных инфраструктурных компаний.

- В Алжире вы и ваши коллеги по ОПЕК говорили, что текущая цена нефти сбалансирована. При этом в сентябре-октябре вы ожидаете, что сделка будет выполняться на 100%, то есть на рынок должно поступить еще 500 тыс. баррелей нефти в сутки. Что может в итоге получиться: падение цены, ее стабилизация благодаря аналогичному росту спроса?

- Рынок действительно сейчас сбалансировался. Запасы нефти снизились с 360 млн баррелей и уже два месяца держатся примерно на 41 млн баррелей ниже средних пятилетних значений. Это и означает баланс спроса и предложения.

Между тем, в рамках нашего соглашения есть страны, в которых производство нефти продолжает сокращаться. Это Венесуэла, Азербайджан, Мексика и другие. Например, Мексика планировала в этом году снизить добычу на 150 тыс. б/с, но уже вышла на уровень сокращения в 300 тыс. б/с. Венесуэла вообще сократила производство почти на 1 млн б/с и продолжает снижать его каждый месяц еще на 50 тыс. б/с.

В результате другим участникам сделки придется в течение сентября-октября увеличивать добычу для того, чтобы компенсировать падение в этих странах. В этом и состоит суть наших июньских и сентябрьских договоренностей. В августе уровень исполнения сделки составлял 129%. Это означает, для 100% ее выполнения на рынок необходимо поставить еще более 500 тыс. б/с.

Но, оценивая ситуацию на рынке, мы также должны принимать в расчет динамику добычи нефти в странах, выходящих за периметр сделки ОПЕК+. Я напомню, на участников соглашения ОПЕК+ приходится лишь половина всего производства нефти в мире, то есть примерно 50 млн б/с, тогда как в мире добывается порядка 100 млн баррелей. Среди этих стран есть те, кто активно наращивает добычу, например, США.

К тому же спрос тоже может быть волатильным. В этом году спрос на нефть должен вырасти на 1,6 млн баррелей в сутки по сравнению с прошлым годом. Однако главная неопределенность относительно стабильности роста спроса связана с торговой войной США и Китая. В случае эскалации торговой войны темпы роста спроса могут замедлиться в 2019 году до 1 млн б/с вместо ожидаемых 1,4 млн б/с.

- То есть, я правильно понимаю, что пока министерский комитет не вырабатывал стресс-сценарий, при котором добыча нефти в Венесуэле, Мексике и других странах будет падать гораздо сильнее, чем ожидалось, при этом вводятся жесткие санкции в отношении Ирана, а цена на нефть на этом фоне подскакивает до $100 за баррель?

- Нет, такой конкретный сценарий мы не рассматривали, поскольку продолжаем находиться в режиме неопределенности, в том числе по ситуации с Ираном. Но у нас есть общее понимание, что мы можем и увеличить объемы добычи нефти, и сократить их, чтобы сбалансировать рынок. Поэтому мы действуем в ручном режиме, ежеминутно оценивая ситуацию. Мы не заинтересованы в перегреве рынка, так как следом за резким скачком цены снижается ее потребление.

- Тогда насколько оперативно участники соглашения ОПЕК+ смогут среагировать на резкий рост цены?

- Достаточно оперативно. Мы можем в любой момент в режиме конференц-связи созвониться со всеми министрами...

- И сразу договориться об одномоментном увеличении добычи?

- Я бы так категорично не сказал, мы же все-таки министры, а не руководители нефтяных компаний. Соглашение носит добровольный характер, поэтому в России, например, решения о сокращении или увеличении добычи принимаются нефтяными компаниями. В Саудовской Аравии такое решение может быть принято проще, все-таки там одна компания - Saudi Aramco, которая может быстро и увеличивать, и сокращать производство.

- Получается, что в своем видении равновесной цены на нефть вы в данный момент все-таки исходите из того, что самые негативные политические сценарии, например, введение жестких санкций в отношении Ирана, не реализуются?

- Нет. Мы готовы реагировать на любую ситуацию. Если в отношении Ирана санкции не будут введены, то на рынке сохранится баланс спроса и предложения, если будут введены санкции, значит, на рынке появится дефицит сырья.

- А у нас нет некоей двойственной позиции в отношении иранской проблемы: с одной стороны мы осуждаем санкции в отношении этой страны, а с другой - готовы занять ее нишу и восполнять выбывающие объемы нефти?

- Мы всегда выступали и выступаем против односторонних санкций. Мы заинтересованы в том, чтобы Иран как один из крупнейших мировых поставщиков энергоресурсов продолжал добывать нефть и оставался равноправным участником рынка.

- В Алжире вы очень однозначно сказали, что сделка ОПЕК+ будет действовать до конца 2018 года. Нет ли риска бесконтрольного роста цены на нефть и ребалансировки рынка после прекращения действия соглашения? Определены ли основные условия дальнейшего взаимодействия стран ОПЕК и не-ОПЕК на следующий год?

- Действительно, у нас принято решение сохранять сделку ОПЕК+ только до конца 2018 года. Но мы давно обсуждаем новое, уже бессрочное, соглашение, которое могло бы начать действовать с 2019 года. Оно может функционировать по такому же принципу, что и Форум стран экспортеров газа, в рамках которого не вводятся квоты на добычу, а обсуждаются рынки, проходят встречи министров, анализируются современные технологии и т.д.

Но при этом в соглашении ОПЕК+ может быть предусмотрена в том числе выработка в случае необходимости отдельных решений по ограничению добычи нефти, таких, какие были приняты в декабре 2016 года. Проект этого документа уже подготовлен и сейчас проходит стадию обсуждения. Надеюсь, в декабре после получения редакционных замечаний, предложений и дополнений, мы сможем его подписать.

- Какие условия возобновления соглашений о сокращении добычи нефти прописаны в этом документе? И будут ли они указаны вообще?

- Это документ общего характера, в нем не содержится конкретных условий введения ограничений на добычу, потому что критерии будут, в первую очередь, продиктованы текущей ситуацией на рынке. Другими словами, целесообразность и необходимость введения таких мер, какие были приняты, например, в 2016 году, будет определяться в каждом конкретном случае на министерской встрече стран ОПЕК и не-ОПЕК.

- Как часто будут собираться министры?

- Пока предполагается, что встречи будет проходить два раза в год. Но, возможно, мы примем решение проводить такие встречи реже, например, раз в год. Это еще предстоит обсудить.

- Как долго Россия сможет удерживать добычу нефти на уровне 11,32-11,36 млн б/с? Какой прогноз по добыче нефти на октябрь? До конца года? Какой объем добычи нефти планируется в 2019 году?

- Многое будет зависеть от динамики добычи в октябре-ноябре-декабре. С учетом восстановления уровня добычи во втором полугодии 2018 года, мы исходим из прогноза, что общий уровень производства нефти составит 553-555 млн тонн, что на 6-8 млн тонн больше, чем в прошлом году.

- А на следующий год какой прогноз?

- Все будет зависеть от ситуации на мировых рынках и от взаимодействия с другими странами. Если говорить в целом о наших возможностях, то, как я уже докладывал на совещании у председателя правительства РФ Дмитрия Медведева, мы можем к 2021 году выйти на уровень добычи в 570 млн тонн.

- Появилась информация о том, что "Роснефть" и Минэнерго прорабатывали вопрос предоставления вычетов из НДПИ и льготные ставки по экспортным пошлинам по двум месторождениям "Роснефти" : Тагульскому, Юрубчено-Тохомскому. На каких условиях могут быть предоставлены налоговые вычеты, на какие сроки?

- Компании могут подать заявку на предоставление льгот по экспортной пошлине для месторождений в Восточной Сибири до 1 января 2019 года, затем они смогут перейти на НДД или остаться в действующей налоговой системе. Так что "Роснефть" действует в рамках существующего законодательства. Минэнерго в свою очередь направило предложение в правительство о предоставлении вычета из НДПИ и льготе по вывозной таможенной пошлине для Тагульского и Юрубчено-Тохомского месторождений на объем нефти, необходимый для обеспечения экономически эффективной разработки.

- Давайте повернемся в сторону газовой отрасли. У нас каждый год повторяется своеобразный ритуал с дивидендами "Газпрома": сначала Минфин требует 50% прибыли, затем "Газпром" говорит, что ему не хватает средств на реализацию инвестпрограммы, в итоге принимается половинчатое решение: компания отдает акционерам менее 50% от чистой прибыли, при этом "доплачивает" часть суммы в бюджет дополнительно через НДПИ. По итогам 2018 года "Газпром" сможет заплатить в бюджет 50% прибыли в виде дивидендов, или инвестиционная активность вновь не позволит этого сделать?

- При принятии окончательного решения вопрос о дивидендах подробно обсуждается на уровне правительства, с тем, чтобы учесть финансово-экономическое положение компании, ее инвестиционную программу и влияние правительственных решений на ее капитализацию.

В ближайшее время планируется совещание, на котором могут быть определены правила формирования дивидендов для государственных инфраструктурных компаний, то есть для тех компаний, чья выручка формируется исключительно за счет тарифов на транспортировку. Для таких как, например, "Россети" , РЖД, "Транснефть" , газотранспортная система "Газпрома".

Такие правила необходимы, поскольку при формировании тарифов Федеральная антимонопольная служба (ФАС) не закладывает в них выплату дивидендов. В результате компании вынуждены платить дивиденды, сокращая свои инвестиционные программы. На наш взгляд, нужно выработать четкие и понятные правила формирования тарифов и расчета дивидендов, в том числе, с учетом инвестиционных программ компаний.

При этом предлагается рассматривать и утверждать на правительстве инвестиционные программы инфраструктурных компаний. Логика тут простая - раз государство формирует для них тарифы и устанавливает размер дивидендов, то оно же должно утверждать инвестиционные программы, относительно которых и будут оцениваться возможности по уплате дивидендов. При таком понятном и прозрачном подходе компания может платить дивиденды только с того уровня экономии и дополнительной прибыли, которую она получит.

Либо нужно при формировании тарифов сразу оговаривать, какой процент из чистой прибыли инфраструктурных компаний пойдет на дивиденды, а какой - на инвестиционную программу.

- Да, но у всех ситуация разная. Например, "Газпром", с одной стороны, сидит на тарифе, а с другой стороны, это добывающая компания...

- Основная проблема инфраструктурных компаний - это неучет дивидендов при формировании тарифа, в результате у них отсутствует источник формирования дивидендов, и они вынуждены кредитоваться для того, чтобы их выплатить.

Если же речь идет о государственных компаниях, работающих на свободном рынке, то их дивидендную политику определяет правительство.

- То есть "Газпром" все-таки не войдет в этот перечень инфраструктурных государственных компаний?

- Я думаю, он может войти только в части газотранспортной инфраструктуры.

- Тогда возникает старый вопрос о разделении компании...

- Нет, на сегодняшний день в "Газпроме" существует отдельный бухгалтерский учет по газотранспортной системе.

- Рынок, кстати, удивила идея ЦСР перевести экспорт газа и ГТС под прямой контроль государства, в частности, Минэнерго. Насколько эти предложения оправданны? Готово ли руководство страны и бизнес-сообщество принять эти инициативы?

- Сейчас никаких решений по этому вопросу не принято. Мы работаем в существующей парадигме, любые перемены требуют очень взвешенного подхода, все плюсы и минусы должны быть оценены. Одно лишь могу сказать, что проект концепции развития газового рынка предусматривает движение в сторону равного доступа всех участников рынка к газотранспортной системе "Газпрома" и прозрачности в тарифообразовании газотранспортной инфраструктуры.

Что касается того, кому будет подчинено отдельное юридическое лицо - "Газпрому" или Росимуществу - это вопрос, по которому нет решений, и по которому требуется дополнительное изучение, подготовка обоснования применения подобного подхода и т.д.

- А Минэнерго в этом процессе участвует?

- Конечно, участвуем в режиме разработки концепции газового рынка в рамках отраслевых дискуссий со всеми участниками.

- Производство СПГ в России активно развивается в последние годы, в том числе благодаря стимулирующей государственной политике регулирования в этой области. Может быть, пришло время расширить список компаний, имеющих право на экспорт СПГ?

- Мы сейчас активно занимаемся развитием производства сжиженного природного газа и увеличением доли России на мировых рынках, это один из векторов развития газовой отрасли, который позволяет наращивать и добычу газа, и экспорт. К 2035 году мы рассчитываем увеличить долю на мировом рынке СПГ до 20%.

На сегодняшний день в России есть только два СПГ-завода: проект "Сахалин-2" мощностью 11 млн тонн и "Ямал СПГ", который на текущий момент ввел две очереди общей мощностью также около 11 млн тонн. В ближайшее время ожидается ввод третьей очереди еще на 5,5 млн тонн. На повестке дня стоит проект "Арктик СПГ-2" мощностью 19 млн тонн. "НОВАТЭК" сейчас активно ищет инвесторов для реализации этого проекта.

Что касается права на экспорт СПГ, то на сегодняшний день оно принадлежит компаниям с долей участия государства свыше 50% или компаниям, которым до 2013 года были выданы лицензии на участки с обязательным требованием по сжижению газа. На основании последнего "НОВАТЭК", его проекты "Ямал СПГ" и "Арктик-СПГ-2", могут экспортировать сжиженный газ. Если другие компании подадут заявки на расширение перечня предприятий, имеющих право экспортировать СПГ, и возникнет необходимость изменить действующее законодательство, то, безусловно, государство рассмотрит их, так как все заинтересованы в стимулировании развития этой отрасли. В данном случае никаких проблем мы не видим. Другое дело, что никаких новых заявок на сегодняшний день в Минэнерго не поступало.

- Сейчас идут переговоры экспертов по вопросам транзита российского газа через Украину. Одна из первых тем, которая обсуждалась, это применение европейских правил функционирования газотранспортных систем, в том числе формирование тарифа на транспортировку газа по украинской трубе. Каков будет тариф на транзит российского газа через Украину, если будет применяться европейская методика установления тарифа в данном случае, и позволит ли это сделать транзит российского газа в Европу через ГТС Украины конкурентным с "Северным потоком 2"?

- Пока никаких конкретных цифр у нас нет и быть не может. Тарифы в соответствии с энергетическим законодательством ЕС устанавливаются не в ходе экспертных консультаций, они устанавливаются национальным регулятором, руководствующимся утвержденной методологией, и уточняются в ходе аукционов на газотранспортные мощности.

Что касается переговоров экспертов, состоялись уже две такие встречи, и на них обсуждались более общие вопросы. В частности, речь шла о приведении украинского законодательства в газовой сфере в соответствие с европейским. Например, о разделении вертикально интегрированных газовых компаний на добывающие и газотранспортные, о типовом контракте на транспортировку газа по территории Украины и новых подходах к формированию тарифов на транспортировку. Кроме того, говорили об оценках спроса и предложения на европейском рынке, объемах импорта газа в Европе на перспективу.

В ЕС, как известно, платят не за прокачку объемов газа, скажем, тысячи кубических метров газа на сто километров, а за вход "в" и выход "из" так называемой зоны "входа-выхода" газотранспортной системы, причем счет ведется в единицах энергии, а не объемах газа. Методология установления таких тарифов не очень проста, и на встречах экспертов обсуждались ее нюансы.

В любом случае, тарифы на транспортировку газа по украинской ГТС должны быть конкурентными по сравнению с другими вариантами поставок газа. Иначе такой транзит будет для нас невыгоден.

- То есть применение к украинской ГТС европейского законодательства позволит снизить тариф на прокачку российского газа?

- Мы не знаем, позволит ли это снизить тариф или нет. Пока такого анализа никто не производил. Это может определиться только в результате проведения детальных расчетов, выполненных в соответствии с согласованной методикой. Есть и другая проблема: украинская газотранспортная система находится в очень изношенном состоянии, ее модернизация требует больших инвестиций. И как это будет отражаться в тарифе на транзит, тоже пока неизвестно. Методика должна учитывать и эти обстоятельства.

- Этот вопрос обсуждается на российско-украинско-европейских переговорах, в том числе на экспертном уровне?

- Пока нет. Сейчас на экспертном уровне прошла только презентация европейского законодательства в части регулирования газотранспортной инфраструктуры. Кроме того, обсуждались оценки спроса и предложения на европейском рынке, объемы импорта газа в Европе на перспективу.

- Стартует Российская энергетическая неделя, какие встречи в рамках этого мероприятия вы планируете провести?

- Российская энергетическая неделя - это важное событие мирового масштаба в энергетической отрасли, которое будет проводиться уже второй раз в Москве. Форум соберет более десяти тысяч участников, пройдет более 60 различных панелей, встреч, дискуссий по всем направлениям - газовая, нефтяная, угольная, электроэнергетическая, атомная отрасли, возобновляемые источники энергии. Свое участие подтвердили около 30 министров энергетики разных стран.

Планируются встречи в двустороннем формате с главным исполнительным директором МИРЭС Кристофом Фраем, министром энергетики, промышленности и минеральных ресурсов Саудовской Аравии Халидом Аль-Фалихом, генеральным секретарем ОПЕК Мухаммедом Баркиндо, а также с рядом коллег из других стран.