Алексей Белогорьев: потолок цен на нефть пока можно просто не замечать

Многолетний энергетический "брак" России и Запада всегда казался нерушимым, но обернулся быстрым и очень болезненным "разводом". Как переживают этот процесс российские нефтегазовые компании, какую роль в условиях "брачного договора" сыграли такие слова, как "эмбарго" и "потолок", а также смогут ли российские нефть и газ построить отношения с новыми партнерами – Китаем и Турцией в интервью по итогам уходящего 2022 года рассказал заместитель директора Института энергетики и финансов (ИЭФ) Алексей Белогорьев. Беседовала Татьяна Киселева.

– Как вы считаете, какие события стали поворотными для российской нефтегазовой отрасли в этом году?

– Мне кажется, поворотное событие одно – многогранный кризис, вызванный внешними причинами – разладом в отношениях России и Запада. При этом Россия осталась сильна в том, в чем была сильна и раньше. А где были слабые места – по ним и ударило больше всего.

Сам кризис можно разбить на три составляющие. Первая – эмбарго на поставки российских энергоресурсов (нефть, нефтепродукты и уголь). Вторая – потолки цен как попытка взять под контроль и снизить нефтегазовые доходы России. А третье – технологические санкции, особенно болезненные для крупнотоннажного производства сжиженного природного газа, турбин большой мощности, сейсморазведки.

Были и, наверное, остаются иллюзии, что Китай технологически нам поможет. Но Китай – все-таки мастер по производству товаров потребительского спроса, и пока в меньшей степени – технологически сложных станков и оборудования. И это долгосрочная проблема: образовавшиеся технологические провалы нельзя устранить за один-два года.

– Вы упомянули эмбарго ЕС на российскую нефть и потолок цен. Можете оценить первую реакцию рынка?

– Она противоречива. С одной стороны, нет паники – никто пока не верит, что эмбарго и ограничения на доступ к услугам европейского фрахта и страхования сильно сократят российский экспорт. С другой стороны, некоторая нервозность все-таки заметна, поскольку сохраняется неопределенность. В итоге цены колеблются на уровне 80-85 долларов за баррель Brent, но опускаться ниже 80 долларов они пока тоже не спешат.

Проблема в том, что существенная часть сделок уходит в тень. Если отталкиваться от данных, отслеживающих движение морских танкеров, то в середине декабря была просадка отгрузок – вплоть до 0,6 миллиона баррелей в сутки против 2,6-2,7 миллиона на начало декабря. Но уже через несколько дней она увеличилась до двух миллионов баррелей в сутки.

В последние месяцы Россия морем поставляла в ЕС где-то 700 тысяч баррелей в сутки, в основном, в Нидерланды, Италию и Болгарию. Но в начале декабря поставки упали до 300-310 тысяч, из которых где-то 125 тысяч идут в Болгарию, пока исключенную из-под санкций. То есть заместить надо от 200 до 600 тысяч баррелей в сутки, смотря от какой базы считать.

Проблема может усугубиться в январе, если Германия и Польша реализуют свою угрозу прекратить импорт по нефтепроводу "Дружба". Это еще примерно 500-600 тысяч баррелей в сутки, которые перенаправить уже будет сложнее. Наши основные рынки сейчас – Китай, Индия и Турция – уже перенасыщены российской нефтью, если говорить честно, потому что есть проблема энергетической безопасности (никто не хочет сильно зависеть от одного поставщика), и остается риск введения вторичных санкций со стороны США. Эти рынки можно и нужно удержать, но я не верю, что там имеются серьезные перспективы роста.

Перераспределять новые объемы придется на более мелкие рынки в той же Южной и Юго-Восточной Азии. Организационно это сложнее, придется выстраивать новые связи.

– Но, возможно, на более мелкие рынки будет легче перераспределить поставки серыми схемами?

– Проще всего для российской компании поставлять нефть в страны с наиболее коротким транспортным плечом. В этом смысле поставлять в Южную Азию, в ту же Индию, Бангладеш, Пакистан объективно далеко и дорого. Потому что, если в перспективе компании столкнутся с реальным отказом европейских судовладельцев перевозить российскую нефть, то возникнет жесткий дефицит флота.

Уже сейчас виден невероятный рост стоимости фрахта – в семь раз с начала года по отдельным направлениям. Из портов Балтики в ту же Южную Азию ставка достигала в декабре 20 долларов за баррель, хотя раньше была в пределах трех долларов. И это все вычитается соответственно из цены CIF (стоимость в порту получателя – ред.), которую мы обычно имеем в виду, когда говорим о цене на нефть, то есть стоимость поставщика плюс страхование и фрахт. Вычитая последние, мы получим цену FOB, то есть цену в порту отгрузки – в Новороссийске или Приморске. Сейчас цена FOB на наш основной сорт Urals ниже 50 долларов за баррель. При этом средняя оценка себестоимости российской нефти в порту отгрузки где-то около 40 долларов. Иными словами, маржа сильно сокращается.

И сейчас проблема основная даже не столько в ценовом потолке, сколько в невероятных ставках фрахта, а также в непомерно возросших аппетитах перекупщиков нефти – международных трейдеров. Существенная часть дисконта на российскую нефть (то есть скидки на нее к цене Brent) складывается именно из сверхприбыли трейдеров. Меньше всего в этом дисконте выгоды самих покупателей.

– Сам механизм потолка цен оставляет какую-то возможность для маневра российским компаниям?

– Сам потолок установлен для цены FOB, то есть для чистой цены нефти в порту отгрузки. А дальше все зависит от стоимости фрахта, страхования и наценки трейдеров. Раньше цены FOB и CIF были близки, разница была несколько долларов. А сейчас это совершенно разные величины. В сущности, потребитель может платить за российскую нефть цену, фактически близкую к рыночной, но российские компании из-за высокой стоимости фрахта и оседания денег в карманах трейдеров будут получать существенно меньше, чем потолок цены.

При текущей пропорции цен российские компании могут по-прежнему полноценно пользоваться европейским фрахтом и страхованием. Пока, видимо, нет дефицита судов. При этом выиграно время: с одной стороны, чтобы решить проблемы перенаправления поставок, а с другой – чтобы решить проблему организации морских перевозок.

– Как вы думаете, что произойдет, когда будет введено эмбарго и потолок цен на нефтепродукты? Будет ли это концом нефтяной отрасли РФ?

– Мы не знаем пока, каким будет этот потолок. Для стран G7 сохранение экспорта российских дизельного топлива или мазута менее принципиально, так как этот рынок более узкий и немного по-другому работающий. Пока точно можно сказать, что эмбарго – это существенная проблема. Мы по-прежнему поставляем в ЕС и Великобританию порядка одного миллиона баррелей в сутки нефтепродуктов. В основном, дизель, мазут и нафту. И, прямо скажем, очевидных рынков, куда можно перенаправить эти объемы, я не вижу.

Если мы говорим о тех же Китае и Индии, то они сами нефтепродукты экспортируют. Индия – один из четырех крупнейших экспортеров нефтепродуктов в Европу. Получается, надо искать какие-то более мелкие рынки, и не только в Азии, но и в Африке, в Латинской Америке.

Поэтому здесь точно возникнут выпадающие объемы. По сырой нефти падение в итоге ожидается небольшим, к лету следующего года, я думаю, что основную часть мы перенаправим, потеряем в пределах 200-300 тысяч баррелей в сутки. А вот по нефтепродуктам возможно потерять не менее полумиллиона баррелей.

– Европа сама готова к потерям таких объемов, все-таки февраль уже не за горами?

– Это тоже открытый вопрос, потому что Россия остается крупнейшим поставщиком в Европу. По дизельному топливу мы поставляем примерно 600 тысяч баррелей в сутки, а все остальные крупные поставщики (Саудовская Аравия, США, Индия) где-то по 200 тысяч. США вряд ли готовы нарастить. Могут ли Индия и Саудовская Аравия? Большой вопрос. Что с другими поставщиками? Тут тоже есть сложности.

– Если снижение цен на нефть продолжится, с вашей точки зрения, потолок по нефти будет уже скоро пересмотрен?

– Основная проблема потолка цен с точки зрения стран G7, для которых все-таки важно чтобы он соответствовал какому-то балансу на рынке, в том, что его будет сложно пересмотреть в сторону повышения. Политически понижать его просто, наверное, с этим будут почти все согласны, но как убедить те же восточноевропейские страны его повысить?

Многое будет зависеть от того, какая будет динамика цен на маркерные сорта нефти, а также стоимости фрахта. Она не включена в потолок и для российской компании принципиально важна.

– С таким потолком в 60 долларов, страхованием и дорогим фрахтом мы вообще долго протянем?

– Текущие цены за вычетом очень дорогого фрахта невысокие, прямо скажем. Это себестоимость плюс весьма небольшая маржа. Но сейчас от текущей цены FOB до потолка нас отделяет еще 12-15 долларов – на эту величину можно увеличить цену, не боясь потери европейского фрахта. При этом идет процесс постепенного замещения этого фрахта – желательно его не форсировать (иначе ставки фрахта резко растут), но он идет. В текущих условиях потолок можно просто не замечать, потому что он ни на что не влияет. Загадывать наперед пока сложно.

– Помогут ли контрмеры противодействия потолку цен, анонсированные правительством РФ?

– Рассматривалось несколько вариантов ответных мер, но в итоговый указ президента от 27 декабря вошла одна – не поставлять нефть, если в контрактах будет прописано условие потолка. Дело в том, что потолок цен – достаточно неформальный механизм, не требующий особой фиксации, никто не заставляет прописывать его в каких-либо коммерческих соглашениях. Дальнейшая правоприменительная практика этой меры, на мой взгляд, будет весьма узкой, поскольку сложно найти сам объект регулирования.

Иными словами, особенность потолка цен в его довольно неформальном характере, поэтому формализовывать противодействие ему весьма непросто и вряд ли имеет смысл. Надо просто наращивать потенциал замещения услуг европейских компаний: и страховых, и транспортных, чтобы как можно меньше от них в будущем зависеть.

– В Европе теперь приняли аналогичный механизм потолка цен на газ. Как вы считаете, какие у него перспективы и по кому он ударит?

– Общего между этими механизмами только название, но это принципиально разные явления. В ЕС какое-то время обсуждалась возможность введения потолка цен именно на российский газ, но от нее еще в начале октября отказались. И в текущем виде потолок цен на газ – это предельная цена для торгов фьючерсами на месяц, на три месяца и на год вперед на нидерландском хабе TTF и других хабах в странах ЕС. Это ограничение касается всей оптовой торговли газом в ЕС, независимо от страны происхождения газа, если в этой торговле используется привязка к фьючерсным ценам.

Несмотря на то, что сейчас цены на TTF колеблются в районе 900 долларов за тысячу кубов, вероятность их роста выше уровня потолка (2000 долларов), весьма высока. Например, в 2022 году цены держались выше этого уровня в общей сложности более двух календарных месяцев. Если это произойдет, то мы увидим разрыв между фьючерсными и спотовыми ценами, поскольку последних потолок не касается. Поставщики будут переориентироваться на спотовые сделки.

Влияние потолка цен на поставки российского газа я бы назвал нейтральным. Очевидно, немного просядет потенциальная маржа российского экспорта как трубопроводного, так и особенно сжиженного газа. Но, с другой стороны, если применение потолка, как многие ожидают, приведет к оттоку части СПГ с европейского рынка, это увеличит востребованность российского газа и соответственно усилит переговорные позиции и "Газпрома", и "Новатэка".

– Теперь в Европе говорят, что "Газпром" навсегда потерял ее как своего крупнейшего потребителя. Каковы ваши прогнозы на этот счет?

– Действительно, произошел драматический разрыв связей, которые устанавливались более полувека. Газовый "развод" с Россией, как были уверены в самой Европе, должен был занять не менее 15-20 лет, но оказалось, что можно управиться и за полгода. Вопрос только в цене – и в буквальном и в переносном смысле.

Думаю, что можно увеличить поставки по отдельным направлениям в страны ЕС, но это требует достаточно серьезных обоюдных усилий. По состоянию на конец года наши трубопроводные поставки с учетом стран бывшей Югославии, прежде всего Сербии, колеблются между 65 и 80 миллионами кубометров в сутки. Если следовать этому диапазону, то поставки в следующем году составят около 25-30 миллиардов кубометров, хотя в 2021 году они превышали 140 миллиардов.

Турция, на которую возлагаются определенные надежды, пока особо не помогает. За девять месяцев импорт российского газа там снизился на 14% к прошлому году. Это минус три миллиарда кубометров, в сумме чуть меньше 18 миллиардов. И общий импорт газа Турцией упал только на 3%. А это единственный крупный рынок в Европе вне ЕС и Великобритании.

– Какие тогда перспективы у проекта Турецкий газовый хаб?

– Существует, мне кажется, большая терминологическая путаница, связанная с этим хабом. В самом простом виде хаб – это просто приемно-распределительный узел, куда какой-то объем газа физически поступает из разных источников в какую-то точку и дальше расходится по потребителям. Такой физический инфраструктурный хаб в Турции складывается последние годы естественным путем.

На его основе может возникнуть торговая точка, где поставщики и потребители торгуют незаконтрактованным газом. Здесь есть несколько проблем. Первая – сейчас через Турцию идет в основном газ только по долгосрочным контрактам. Вторая – нужно убедить поставщиков, что им выгодно продавать газ именно в Турции, а не, например, в Италии, или в Австрии, или в Греции, в которых уже есть свои давно действующие хабы.

Рынок самой Турции достаточно большой, это 60 миллиардов кубометров в год, но турецкие власти целенаправленно изолируют его от обсуждаемого хаба. Турецкий рынок сложно либерализовать, там сильное перекрестное субсидирование, диспаритет цен импортируемых и тех, которые платят конечные потребители. Но внутренний рынок Турции – единственное, что может действительно привлечь на хаб крупных поставщиков.

Третья стадия эволюции – когда у вас уже есть какая-то достаточно большая торговля газом в этой точке, то на основе совершенных сделок можно получить некий ценовой индекс, аналогичный индексам TTF. Однако мало получить сам индекс, нужно чтобы участники рынка верили, что он отражает реальный баланс спроса и предложения на рынке, и готовы были привязать свои внебиржевые контракты к этому индексу (основная часть газа торгуется не на бирже). Достичь этого крайне сложно. Как показывает опыт Северной Америки и Европы, путь к этому занимает десятилетия.

– Что из этого предлагает создать Россия?

– Россия предлагает, насколько можно судить по заявлениям "Газпрома" и правительства, построить еще один газопровод – третью и, возможно, четвертую нитку "Турецкого потока", чтобы увеличить предложение российского газа на границе Турции с Болгарией и Грецией, тем самым подстегнув развитие турецкого инфраструктурного торгового хаба.

Проблема здесь в том, что нет никаких гарантий долгосрочного спроса на этот газ. И нужна дополнительная газотранспортная инфраструктура внутри ЕС – свободных мощностей там нет. Чтобы она появилась, ее должны построить операторы газотранспортных систем стран ЕС, которые сами в это инвестируют, а значит им нужны гарантии поставок.

– А если на границе России и Турции этот газ перестанет быть российским и будет перепродаваться турецкой стороной?

– То, что Турция может стать "серым" реэкспортером российского газа, возможно, но при все тех же условиях: наличие спроса на него именно в этом месте и наличие инфраструктуры по доставке внутри ЕС и в Сербии, если газ пойдет через нее по аналогии с действующим "Балканским потоком".

Кроме того, Турция может стать "серым" реэкспортером российского газа, если ЕС в какой-то момент введет эмбарго на поставки из России, и "Газпром" не сможет сам поставить газ по тому же "Балканскому потоку". Тогда, используя освободившиеся мощности последнего, турецкие компании "в серую" могли бы продавать российский газ, формально говоря, что это азербайджанский или СПГ. Но эмбарго со стороны ЕС на поставки российского газа пока не ожидается.

– Как вы считаете, почему в текущих условиях мы продолжаем говорить о новых трубопроводных проектах, привязывая себя к новым потребителям, а не о новых проектах СПГ? Это дешевле и проще или нет технологий?

– Россия привыкла проявлять инициативу в газовых отношениях с Европой. Достаточно вспомнить, например, опыт 2014 года, когда существовал проект "Южного потока", который активно блокировался Еврокомиссией. Россия в какой-то момент достаточно неожиданно для всех отказалась от него, предложив сначала взамен "Турецкий поток", а потом к нему добавился еще и "Северный поток 2". Оба проекта были российской инициативой в ответ на недружественные шаги со стороны ЕК.

Сейчас по сути происходит то же самое. Мы видим недружественные шаги, взамен, пытаясь сохранить инициативу, предлагаем какой-то новый вариант сохранения отношений в газовой отрасли. Логика здесь мне понятна, но в текущих условиях строить какие-либо новые мощности в направлении стран ЕС – действительно очень рискованно. И риск, на мой взгляд, уже не оправдан.

– То же самое мы делаем и в отношении Китая, предлагаем новые и новые трубы.

– Это немного другая история. В Китае мы строим под гарантии спроса. И насколько я могу судить, это одна из основных проблем, почему так долго идут переговоры по "Силе Сибири 2". Китай сам до конца не понимает, сколько газа ему нужно будет в 2030-е годы: прогнозов множество, но они сильно друг другу противоречат. При этом для того, чтобы принять российский газ Китаю нужно еще самому построить под него внутреннюю инфраструктуру, вести огромную стройку. Это вопрос больших денег, и Китай в таких случаях обычно весьма осторожен.

Ну и, конечно, цена вопроса. Потому что "Газпрому" нет никакого смысла поставлять газ близко к себестоимости, нужна какая-то маржа. Но эта маржа в любом случае оказывается для России намного меньше, чем при поставках в Европу: Китай не готов платить за газ так дорого, как европейцы, тем более прекрасно понимая, что он безальтернативный покупатель как для первой, так и для потенциальной второй "Силы Сибири". И Китаю есть из чего выбирать.

– Что вы можете сказать по первым зимним данным отбора газа из европейских ПХГ? Они набирают темпы, удастся ли Европе пройти эту зиму гладко?

– Пока ситуация выглядит благоприятно для Европы. Погода ей прямо-таки благоволит. Во-первых, очень поздно начался отопительный период – только 14 ноября (обычно его начало приходится на октябрь). Во-вторых, как во второй половине ноября, так и во второй половине декабря в большей части Европы стояла относительно теплая погода. Дело дошло до того, что 24-26 декабря европейские ПХГ перешли в режим преимущественной заказчика газа (то есть закачивается в них больше, чем отбирается), что для этого времени года крайне нехарактерно. В итоге на конец года ПХГ стран ЕС остаются заполненными почти на 83%. Это не исторический максимум: в 2019 году было около 89%, но по сравнению с 2021 году разница огромная: тогда было около 54%.

К этому надо добавить по-прежнему стабильные поставки газа, в первую очередь, СПГ и резко просевший спрос. По предварительным данным Евростата, в период с 1 августа по 30 ноября потребление газа в странах ЕС снизилось на 20% к средним пятилетним значениям. Все это вместе почти гарантирует ЕС более-менее безболезненное прохождение текущего отопительного периода. Если абстрагироваться, конечно, от высоких цен и крайне нездорового сокращения спроса, особенно в промышленности.

– А что насчет следующей зимы?

– Накопленный эффект сокращения поставок из России будет давать знать о себе еще, как минимум, две зимы. Все-таки накопить большие запасы газа в ПХГ в этом году ЕС удалось во многом потому, что в первом полугодии сохранялось большое предложение российского газа. Прирост новых мощностей СПГ в 2023-2024 годах будет минимальным, при этом спрос в других регионах мира, в той же Азии, должен расти. В следующем году там ожидается рост на 3% при нулевом в 2022 году. Это означает, что Европе в лучшем случае удастся сохранить объемы поставок СПГ этого года.

С 2025 года или самое позднее с 2026 года (по срокам идет дискуссия) на рынке СПГ ожидается большой прирост новых мощностей и соответственно возникновение профицита. Скорее всего, только тогда ситуация для ЕС улучшится, и можно будет вздохнуть спокойно.

– Ну и напоследок, поделитесь своим прогнозом по ценам на нефть и газ на следующий год?

– Я думаю, что цены в среднем по году останутся где-то в районе 80 долларов за баррель Brent, плюс-минус. При этом среднесуточно волатильность их может быть очень высокая, в зависимости от того, что будет происходить на рынке. Но пока ситуация не выглядит такой, что будет обвал цен или какой-то резкий рост.

Что касается газа, Европе объективно будет нужно по-прежнему переманивать грузы СПГ из Азии. Это неизбежно будет поддерживать достаточно высокий уровень цен. Я пока не вижу серьезных перспектив, чтобы среднегодовая цена ушла ниже 1000-1200 долларов за тысячу кубических метров по TTF. Более вероятно, что она будет ближе к 1500 долларов.