«Запрет ввести легко, а отменить его потом гораздо тяжелее»

03.09.2021

Замглавы Минэнерго Павел Сорокин — о запрете на экспорт бензина, прогнозных ценах и планах на рынок водорода

03.09.2021 00:02; «Известия»: https://iz.ru/1216365/irina-tcyruleva-petr-marchenko/zapret-vvesti-legko-otmenit-ego-potom-gorazdo-tiazhelee

Минэнерго удалось стабилизировать ситуацию на рынке, избежав жесткого запрета на экспорт бензина, заявил МИЦ «Известия» заместитель министра энергетики России Павел Сорокин на полях Восточного экономического форума (ВЭФ). О том, как избежали очередного скачка цен, какой цены на нефть ждать в следующем году и когда ожидать формирования осмысленного рынка водорода, читайте в интервью.

Справились без панацеи

— Минэнерго совместно с ФАС в августе утвердило рекомендации по временному повышению в III квартале минимальных биржевых продаж бензина, дизеля — 1% к текущему уровню. Планируется ли продлить эту меру? Что она дает рынку?

— В целом норматив биржевых продаж показывает, сколько компания от своего объема производства должна отправить на биржу. Здесь очень важно понимать, что это не единственный фактор, который влияет на цену. Есть очень много спекуляций насчет этого уровня гипотетического, но я сейчас постараюсь объяснить, как это работает. Например, в прошлом году уже было повышение до 11% для норматива продаж бензина и до 7,5% по дизелю, сейчас добавляется еще 1% сверх этого. Но если вы посмотрите на общий объем, который продается на бирже, то он сейчас приближается к 20% в среднем, то есть все компании почти — и доминанты, и не доминанты — продают больше 15%, которые обсуждаются.

Сама по себе эта мера не является волшебной палочкой, которая неожиданно изменит ситуацию. Есть единый сосуд — общее производство нефтепродуктов, бензина, и оно фиксировано. По какому каналу идет эта продажа, уже вторично. Если не увеличивается общее производство, а просто перебрасывается объем, например, с мелкого опта на биржу, те, кто не смогли купить там, перейдут следом. Гораздо больше внимания нужно уделять общему объему производства и не допускать просадок именно здесь, потому что увеличение норматива на биржу может сбить цены только в том случае, если это переизбыток, то есть когда предложение превышает спрос.

Мы совместно с ФАС ежедневно проводим штабы. Каждое утро собираемся со всеми компаниями, которые продают на бирже и на рынке, даем рекомендации. Мониторим, сколько поставил каждый завод, как проходили предыдущие торги, были ли злоупотребления со стороны компаний или трейдеров, были ли покупки в первую сессию нефтяными компаниями, которые вымывали объем. Благодаря этим мерам, как вы видите, последние две недели цена на бензин и на дизель на бирже в целом имеет понижательный тренд. Уже произошло снижение в размере более 1 тыс. рублей на тонну.

Да, это пока не очень большая цифра, но тренд идет вниз. Мы уже выходим из сезонного пика спроса, заканчиваются ремонты на ряде заводов. Сургутский ЗСК после аварийной остановки возвращается сейчас с объемами. Мы ожидаем существенного улучшения ситуации в обозримом будущем и дополнительного увеличения на биржу — краткосрочного или срочного, оно, во-первых, какого-то эффекта существенного не дало бы без этих мер, а во-вторых, мы считаем, что не является необходимым.

— Вы сказали, что биржевые цены уже снижаются, ситуация практически стабилизировалась, но всё лето цены скакали. Как это отразилось на рынке, что нужно сделать и что делает Минэнерго, чтобы эту ситуацию нивелировать?

— С точки зрения потребителя цены на заправках растут темпами, близкими к инфляции. Если взять годовую, скорее всего, мы уложимся в эту инфляцию, там отклонений почти нет, поэтому для потребителя эффект минимальный. Есть эффект для независимых сетей АЗС и независимых заправок, потому что они покупают на бирже, на мелком опте или на крупном опте по рыночным ценам. Соответственно, когда оптовая цена возрастает, им приходится часто повышать цену сверх того уровня, на котором стоят вертикально интегрированные нефтяные компании.

Здесь проблема есть, поэтому в регионах, где присутствует большое количество независимых заправок, мы видим диспаритет между ценами вертикально интегрированных нефтяных компаний и независимых сетей. Именно для того, чтобы этот диспаритет убрать, мы и используем весь тот набор мер, о котором я говорил, отвечая на предыдущий вопрос: ежедневные штабы, увеличение рекомендаций. Если даже это не норматив, то рекомендации мы даем — поставлять на биржу, на внутренний рынок фактически всё, что есть.

Мы видим, что все компании почти полностью сняли весь объем с экспорта даже без запрета. Этот запрет не понадобился, потому что компании, которые экспортировали — их немного, две компании буквально — этот объем сняли и поставляют на внутренний рынок своим коллегам по цеху для того, чтобы закрыть все потребности.

Потом был скорректирован демпфер. Это был очень существенный шаг со стороны правительства. Он был скорректирован для того, чтобы увеличить компенсацию между рыночной ценой, то есть экспортной альтернативой, и целевой ценой на внутреннем рынке.

— Правительство так и не ввело запрет на экспорт бензина, хотя такая мера активно обсуждалась. Снят ли этот вопрос или он всё равно висит в воздухе? Есть ли системные решения, которые позволят предотвратить те сценарии, которые в последнее время наблюдались на рынке?

— Все меры, которые могут быть применены, всегда в повестке, включая запрет на экспорт. Министерство энергетики внесло соответствующую нормативку, всё обсуждено, все готовы. Но это очень сильная мера. Сейчас удалось снять весь экспорт благодаря договоренностям, потому что внутренний рынок — премиальный. Те, кто экспортировал, не хотели идти на внутренний рынок из-за логистических ограничений и других причин. Но сейчас все понимают ситуацию, и почти полностью весь объем ушел на внутренний рынок. Пока есть необходимость, мы будем принимать все усилия, чтобы так и оставалось.

Этот запрет, как и прочие меры ограничительного характера, возможен в случае необходимости. Если мы будем видеть, например, что объем начал уходить на экспорт. Но мы бы все-таки хотели минимально вмешиваться в рынок какими-то мерами, которые могут его полностью сломать. Как мы знаем, запрет ввести легко, а отменить его потом гораздо тяжелее. Подобные меры потом очень долго дают эффект, плюс это непредсказуемость политики и другие факторы, которые влияют на инвестиционные решения при модернизации НПЗ.

Что касается предотвращения ситуации, подобной той, что была летом: меры, которые мы обсуждали, позволили ситуацию стабилизировать. Если бы демпфер не был изменен, если бы демпферного механизма вообще не было, цены стремились бы к экспортной альтернативе. Экспортная альтернатива сейчас, даже если брать без маржинальности заправок, на 12–13 рублей до сих пор выше без учета демпфера, чем уровень цен, который мы наблюдаем на заправках. Это очень существенная мера, которая была своевременна.

— Какой объем бензина сегодня идет на экспорт?

— Минимальный совсем.

Неблагодарные прогнозы

— Если возвращаться к рознице, какую динамику на топливо — на бензин и дизель — вы ожидаете в этом году?

— Около инфляции. И сейчас темпы роста цен находятся на уровне, очень близком к инфляции, в пределах десятых процента. Мы считаем, что до конца года мы в этот же норматив будем укладываться.

— Стабилизация или уже снижение?

— Сейчас стабилизация. Возможно некоторое снижение вслед за котировками на бирже: мы видели, что они падали, поэтому возможно похожее снижение. В целом, если мы берем более длительный период — до конца года, мы ожидаем сохранение темпа в пределах инфляции.

— Какие цены на нефть вы прогнозируете в следующем году?

— Цены на нефть прогнозировать — неблагодарное дело, особенно в текущих условиях, когда штамм «Дельта» активно распространяется по планете. Мы видим, что буквально на днях Евросоюз ограничил возможность прилетать из Соединенных Штатов в связи с количеством заражений. Слава богу, в целом смертность снижается благодаря кампании по вакцинации. Но всё равно риски существуют, поэтому нельзя исключать и возобновления локдаунов в разных странах, и замедления мировой экономики. Эти факторы добавляют неопределенности.

В целом после того, как все восстановят свою добычу на допандемийном уровне, при прочих равных (и если не будет потрясений) цена равновесия, как мы думаем, находится в диапазоне $55–60.

Разведку отложим

— Минэнерго сейчас принимает или разрабатывает меры по дополнительному стимулированию добычи нефти? Глава Минприроды Александр Козлов говорил, что ваши ведомства работают над этим.

— Это всегда комплекс мер, а не какая-то одна инициатива. Надо думать системно, у нас в секторе и так уже очень много различных точечных решений проблем в законодательстве. Мы сейчас с Минфином над этим работаем. В Госдуме, при комитете по бюджету и налогам, создана рабочая группа, на этой площадке обсуждается ряд мер, которые направлены в основном на работу с механизмами НДД (налог на дополнительный доход. — «Известия»). Это одно из ключевых условий системного подхода.

Обсуждаются варианты расширения периметра или же какой-то небольшой докрутки технических моментов. Здесь очень важны две вводные. Во-первых, должно быть четкое понимание положительного бюджетного эффекта на разумный срок планирования — пять, семь, восемь лет, чтобы эти меры давали прирост добычи, которого иначе не было бы, давали положительный бюджетный эффект. Естественно, инвестиционные обязательства. Это условие тоже является краеугольным камнем: компании должны брать на себя обязательства по инвестициям, гарантировать вложения и эффект от этих мер. Обсуждение стимулирования добычи идет вокруг таких направлений.

— Недавно в Счетной палате заявили, что за первую половину 2021 года был полностью провален план по поиску новых месторождений полезных ископаемых. Какие меры стимулирования и поддержки геологоразведки в стране разрабатывает ваше ведомство и в каких регионах наибольший потенциал обнаружения новых нефтегазовых запасов?

— Конечно, в период пандемии и в период, когда тяжелая ситуация на рынке, первое, что попадает под нож в бюджете компаний, — расходы на геологоразведку, на доразведку. Это инвестиции, которые дадут эффект через 10–15 лет, и это то, что всегда, к сожалению, снижается. То же обычно происходит с НИОКР (научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы. — «Известия»).

Здесь что очень важно: у нас даже в текущей структуре запасов существенная ее часть нерентабельна при цене $50 — там около половины. Существует очень большой пласт возможностей работы с текущей ресурсной базой: с малыми месторождениями, с истощенными, с хвостовыми активами, с более глубокими и трудными пластами. Это то, на чем требуется сконцентрироваться.

Если говорить просто, увеличение коэффициента извлечения нефти на действующих месторождениях и вовлечение нерентабельных. Работа, которая ведется по НДД, на это тоже направлена.

У нас очень большой потенциал в традиционных регионах добычи на действующих месторождениях или уже в разведанных территориях.

Всегда надо смотреть на картину в комплексе. Только один элемент, например снижение геологоразведочных работ (ГРР) и количества новых открытых месторождений, не всегда показателен. На действующих месторождениях можно потерять ресурсную базу, когда она стала нерентабельной, либо расширить, когда вовлекаются в оборот запасы, которые раньше считались неразрабатываемыми по той или иной причине — экономической или технологической. Последние 5–7 лет подряд ухудшается ресурсная база, которая ставится на баланс. 30–40% от того, что ставится на баланс, — это малые или сверхмалые месторождения, которые почти везде есть. Только если вдруг они не находятся рядом с инфраструктурой, компании сразу ставят их за периметры, оставляют на потом или на никогда.

— Какие меры по стимулированию геологоразведки сегодня разрабатываются?

— Это вопрос Минприроды. Мы поддерживаем сам посыл, что необходимо стимулировать геологоразведку, но она ведется не только на неразведанных и неизведанных территориях. Существенная часть ГРР и расходов на сейсмику приходится на доразведку действующих месторождений. Это происходит и в процессе бурения, и в процессе освоения, и это очень существенная часть прироста запасов. Если мы понимаем, что у нас есть стимулирование разработки трудноизвлекаемых запасов нефти — будь то с заводнением, будь то с просто более высоким вычетом, в общем, любым механизмом, компания уже сама понимает, что ей имеет смысл доразведать эту категорию запасов и вкладывать деньги.

Вычет бесконтрольный, как часто предлагается, тяжело представить сейчас. Это очень тяжело проконтролировать, кроме того, непонятно, какой будет от этого эффект. Сейчас идет поиск механизма, как можно гарантировать определенные новые траты на ГРР, при этом избежав существенных выпадающих доходов бюджета. Это очень важный элемент.

Одно другому не мешает

— Как оцениваете перспективы газомоторной отрасли и какие дополнительные меры ее поддержки прорабатывают в вашем ведомстве?

— С точки зрения газомоторики нужно сделать шаг назад и посмотреть в целом на этот сегмент. Если мы хотим достичь какого-то экологического и экономического эффекта, перспективы СПГ (сжиженный природный газ. — «Известия») в качестве газомоторного топлива, особенно в большегрузах, — это наиболее перспективный путь. Это тот путь, который может дать наибольший экономический эффект именно для страны, для бизнеса с точки зрения сокращения выбросов.

Он вполне комплементарен электротранспорту. Если мы говорим про газификацию транспорта для населения, то это компримированный природный газ (КПГ) в первую очередь. Здесь тоже электрификация и газификация идут параллельно, потому что электромобили пока и в перспективе очень дорогое удовольствие. Они всё равно будут дороже: да, возможны субсидии, и операционные издержки меньше, но общая стоимость владения электромобилем пока больше на жизненном цикле.

С газом наоборот. Это достаточно экономичный вид транспорта, уже есть субсидирование ретрофиттинга и оснащения автомобилей газовыми двигателями и баллонами. Здесь мы видим потенциал для дальнейшего развития. Использование СПГ в грузовиках — и экологический эффект, и экономический реальный, не просто социальный. Если мы хотим снизить углеродный след продукции, которая транспортируется нашими грузовиками в Европу или идет транзитом через Россию, что в перспективе будет необходимым, СПГ является одним из приоритетных способов.

В перспективе — водород. Важно понимать, что сеть газовых заправок АГНКС и СПГ в перспективе может использоваться для накручивания на нее уже водородной заправочной сети с почти готовой инфраструктурой. Будет голубой водород потенциально, улавливание может происходить не на месте производства водорода — на самой станции, а в другом месте, но главное, чтобы был механизм офсета, который позволял бы зачитывать этот водород как голубой. Такой водород будет иметь низкий углеродный след, и уже будет инфраструктура, которой можно пользоваться. Здесь надо думать на будущее. Я не вижу никаких проблем для дальнейшего развития сегмента газомоторного топлива.

— Когда будут реализованы первые экспортные поставки водорода из России и в какие страны?

— Про страны говорить рано, потому что нигде в мире сейчас нет четких ориентиров, кто, куда и что будет поставлять. Есть много заявлений и планов, но рынок еще не сформировался.

— По-моему, германский журнал Der Spiegel писал, что «Северный поток – 2» может через 25 лет быть полностью переориентирован на поставки водорода.

— Это всё пока на уровне рассуждений. Когда нет ни цены, ни рынка, ни торговли, ни потребителя, ни производителя, рассуждать можно о разнородных вещах и путях развития событий. Очевидно, что будет рынок и будет спрос. Также очевидно, что нам надо быть готовыми к этому.

Мы моделируем все сценарии. Сколько процентов рынка займет голубой водород, сколько зеленый — это еще вопрос цены, конкуренции между двумя этими источниками. Насколько сильно водород сможет конкурировать с тем же СПГ в большегрузном транспорте? Водород в первую очередь — это топливо для грузовиков. Для пассажирских автомобилей он пока проигрывает тем же электромобилям. В перспективе это может поменяться, но это вопрос уже не 10, а 20 лет.

Использование водорода в водородно-метановой смеси для ТЭЦ возможно уже сегодня, но здесь появляются уже другие выбросы — других газов с другим эффектом, и это еще предстоит изучить и понять, как это будет влиять на климатическую повестку. Также не все станции готовы принимать водородно-метановую смесь, не все газопроводы ее могут выдержать. Ее в каком-то проценте можно добавлять, но широкомасштабных крупных исследований на этот счет не проводилось. Это не вопрос поставки в течение пары-тройки недель, а в течение 10, 20 лет. Как это будет влиять на оборудование, какая будет коррозия — всё это еще находится в проработке.

Есть другие способы доставки водорода. Очень много потенциальных способов его использования, но вопрос цены производства и потребления всегда будет стоять наиболее остро. Мы работаем по всем этим сегментам, потому что начинать необязательно с глобального, можно начать и с малого. На Сахалине водородный хаб планирует строить «Росатом» совместно с Сахалинской областью. Рассматриваем вариант в Мурманске, в ЯНАО, в Москве уже есть экспериментальные площадки. Горный университет в Санкт-Петербурге тоже рассматривает создание полигона.

В рамках межведомственной рабочей группы под председательством Александра Валентиновича Новака в ближайшее время будет первое совещание. Там будут представлены наработки и планы по каждому направлению — это комплексная, сложная работа. Первыми мы уже не будем: во многих странах эта ниша уже есть на раннем этапе. Она точечная, но она и не появится сразу как глобальный рынок.

Посмотрите на СПГ: он появился больше 40 лет назад, но только сейчас это становится поистине глобальным рынком. Когда везде появилась инфраструктура по газификации и фактически произошла отвязка от нефтяной привязки благодаря торговым хабам, СПГ стал достаточно мобильным — с хранилищами и в достаточно большом предложении.

Любой рынок развивается постепенно, здесь будет то же самое. Если это будут кооптивные рынки, привязанные к одной трубе или к одному источнику водорода (грубо говоря, к точке производства), то это локальные рынки, которые будут зависеть от себестоимости производства в этой точке и того, сколько именно близлежащий потребитель готов заплатить по той или иной причине. Металлурги будут готовы, например, платить за зеленый водород, чтобы снизить свой углеродный след, потому что это будет требование для продажи их продукции. У них будет определенная цена, скорее всего, от $4 до $7 за килограмм в текущих условиях, но это значит, что производитель должен обеспечить такую цену. Он будет работать исключительно на этого покупателя, а чтобы появился глобальный рынок, должна появиться система торговли. А это достаточно длительный период. Мы не можем говорить только про экспорт водорода, потому что этого можно ждать очень долго. Мы будем на это работать, и наша цель — занять 20% от рынка, который будет сформирован.

Я привел пример с металлургами. НПЗ тоже в процессах переработки используют водород, нефтехимия использует водород. Сейчас это серый водород с большой эмиссией. Если он будет заменен на голубой или зеленый, мы снижаем углеродный след продукции, которая производится в итоге. Если по Scope 2 и Scope 3 (выбросы парниковых газов. — «Известия») смотреть эмиссию, это может иметь достаточно существенный эффект. То же самое в генерации. Если часть источников энергии заменит зеленый или голубой водород, это будет иметь общий эффект.

— Ориентируетесь на какой год, если говорим о глобальном рынке?

— Отдельные очаги и точки уже есть, и их будет становиться больше и больше. Но если говорить об осмысленном рынке, то мы, скорее всего, говорим о 2030 годе и позже.

Ирина Цырулева

Петр Марченко

!!! Комментарий пресс-службы АссоНефти:

Ну, что же, очень хорошая новость к празднику – Дню нефтяника…

Итак, требуется сконцентрироваться на малом, истощённом, хвостовом и трудном, констатировал в своём интервью «Известиям» замминистра энергетики, курирующий в Минэнерго тематику российского НГК.

Приведём соответствующую цитату:

«… у нас даже в текущей структуре запасов существенная ее часть нерентабельна при цене $50 — там около половины. Существует очень большой пласт возможностей работы с текущей ресурсной базой: с малыми месторождениями, с истощенными, с хвостовыми активами, с более глубокими и трудными пластами. Это то, на чем требуется сконцентрироваться».

Полагаем, что Елену Корзун, гендиректора Ассоциации независимых нефтегазодобывающих организаций «АссоНефть», эта цитата в преддверии нашего отраслевого праздника порадовала особо.

А тем, кто не в курсе, поясним, что перечисленные Павлом Юрьевичем активы являются, в основном, можно сказать, общепризнанной епархией относительно небольших независимых (т.е. не интегрированных в ВИНК, не аффилированных ни с ВИНК, ни с государством и не ведущих свою деятельность на условиях СРП) нефтегазодобывающих компаний (сокращенно - ННК), относящихся, как правило, к так называемому в просторечии малому и среднему нефтегазодобывающему бизнесу. В отличие от вертикально-интегрированных нефтегазодобывающих компаний (ВИНК) ННК являются предприятиями так называемого неполного цикла. Они не имеют коммерческой нефтепереработки, а занимаются исключительно разведкой и добычей, причём, главным образом, на разного рода так называемых неудобьях, на которых и предложил сконцентрироваться наш уважаемый зам.министра.

Очень надеемся, он подразумевал, что при этой концентрированности надо будет наконец-то уйти от крайне неэффективной нынешней практики, когда при принятии решений госрегулирования нефтегазового комплекса и смежных с ним секторов экономики учитывается специфика исключительно крупных ВИНК, а особенности деятельности небольших ННК фактически игнорируются.

А ведь именно подобные компании, как показывает передовая мировая практика (США, Канада, Норвегия…), эффективнее прочих разрабатывают мелкие и мельчайшие месторождения. Разумеется, при условии создания для таких компаний надлежащих условий, включающих, в частности, учёт при госрегулировании специфики их бизнеса.

А пока этого нет сектор ННК у нас не развивается должным образом, а в последнее время начинает даже скукоживаться. Вот, такой получается парадокс: мелких и мельчайших месторождений в нашей МСБ с каждым годом всё больше, а небольших ННК наилучшим образом приспособленным, как раз, для таких месторождений всё меньше. Налицо явно трагическая, с точки зрения ведения рационального недропользования, нестыковочка.

А ведь в утвержденной в 2020 году «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года» впервые было зафиксировано, что при нынешней устойчивой тенденции ухудшения структуры запасов УВС в России появляется особая востребованность малых и средних ННК с их повышенной инновационной активностью, управленческой гибкостью и хорошей адаптивностью к изменениям конъюнктуры рынка.

В заключение, рискнём выразить надежду, что намерение Павла Юрьевича сконцентрироваться самым позитивным образом скажется на продуктивности деятельности возглавляемой им рабочей группы Минэнерго по развитию малого и среднего предпринимательства в нефтегазовой сфере, созданной в 2019 году «в целях подготовки предложений, направленных на развитие сектора малого и среднего нефтегазового бизнеса, оптимальное использование минерально-сырьевой базы Российской Федерации и создание условий для эффективной разработки запасов нефти и газа, в том числе путём вовлечения в эксплуатацию малых и средних месторождений независимыми нефтегазодобывающими организациями».

Пользуясь случаем, напомним, в частности, о давней констатации экспертами «АссоНефти» того, что «существует устойчивый запрос на создание при главах российских регионов рабочих площадок по взаимодействию независимых нефтепроизводителей с региональной властью». Если бы с помощью Минэнерго эту идею удалось реализовать, то это стало бы первым значимым шагом в движении по практическому использованию богатейшего опыта Татарстана в развитии бизнеса малых нефтяных компаний, столь необходимых сегодня для успешной реализации предложенной зам.министра энергетики концентрации.