Российский нефтегазовый комплекс сохраняет стабильность в условиях мирового энергетического кризиса и санкционного давления со стороны недружественных государств. В стране успешно реализуется программа социальной газификации, ведутся работы по импортозамещению оборудования, а также переориентации экспорта на другие рынки. О том, как российский топливного-энергетический комплекс адаптируется к новым условиям, рассказал журналу первый заместитель Министра энергетики Павел Юрьевич Сорокин.

— Как на сегодняшний день выглядит ситуация с добычей нефти и газа? Какая динамика? По итогам года ситуация стала лучше или хуже прогноза? Есть ли какой-то прогноз или моделирование ситуации до конца года или, например, до 2025 года?

— Ситуация однозначно лучше, чем многие прогнозировали. В 2022 году добыча нефти и газа в России, согласно прогнозам, должна была составить 515 млн тонн, однако по итогам года этот план был перевыполнен на 4% – добыча составила около 535 млн тонн. Во многом это произошло из-за роста поставок на НПЗ и экспорта нефти.

Согласно действующим прогнозам, добыча нефти на горизонте до 2025 года будет находиться на стабильном уровне.

— Как Вы полагаете, придется ли консервировать скважины или откладывать какие-то добычные проекты? Насколько травматично это будет для российской нефтегазовой промышленности? Какие-то меры поддержки понадобятся?

— При стабильном уровне добычи консервировать скважины не придется. Но в любом случае у России уже имеется положительный опыт в решении подобных задач. Например, в мае 2020 года в связи с соглашениями ОПЕК+ Россия сократила добычу нефти на 2 млн баррелей в сутки до уровня в 8,6 млн баррелей в сутки. Сокращение проводилось на объектах, на которых при необходимости добычу можно восстановить без каких-либо технологических проблем. Впоследствии удалось нарастить добычу до 10,1 млн баррелей в сутки, позднее рост приостановился в связи с изменением рыночной конъюнктуры в 2022 году.

— На каком этапе находится проект по строительству стратегических хранилищ для нефти?

— В настоящее время в Минэнерго рассматриваются различные проекты создания коммерческих мощностей по хранению нефти и газового конденсата для повышения гибкости поставок с учётом текущей ситуации на международных рынках, высокой волатильности спроса и цен на нефть.

Оценка экономической эффективности использования таких мощностей станет возможна только после понимания итогового местоположения объекта, параметров предполагаемой инфраструктуры, а также затрат на транспортировку, перевалку и хранение.

Мировой опыт аналогичных проектов показывает необходимость строительства инфраструктуры по хранению нефти в непосредственной близости к рынкам сбыта, в первую очередь, рядом с морскими нефтяными портами и крупными НПЗ, с учётом логистики поставок на рынки сбыта, а также возможности их диверсификации.

При этом необходимо учитывать, что хранилища первоочерёдно должны обеспечивать возможности хранения нефти в периоды резкого колебания цен на мировом рынке.

Крайне важно также понимать то, что месторождение является лучшим хранилищем, именно поэтому страны экспортеры в основном используют хранилища для трейдинга.

— Что происходит и будет происходить с сектором нефтесервиса?

— Последние годы наблюдается тенденция к увеличению на внутреннем рынке доли внутреннего сервиса компаний, особенно на фоне ухода международных игроков.

Многие компании на российском нефтесервисном рынке увеличили благодаря этому свои финансовые и производственные показатели. К сентябрю 2022 года фонд эксплуатационных скважин вырос до 185 тыс. единиц, а фонд работающих скважин составил 159 тыс. единиц, увеличившись на 6% в сравнении с прошлым годом. Общее количество неработающих скважин сократилось на 9%.

В нынешних обстоятельствах важна поддержка интернационализации отечественных нефтесервисных компаний, а также ускоренное импортозамещение нефтесервисного оборудования. Это приоритеты развития данного сектора. Работа в этом направлении велась и до наступления энергетического кризиса, поэтому приостановка инвестиций со стороны крупных международных игроков существенного влияния на себестоимость добычи не окажет.

Для этого необходима единая технологическая политика и консолидация спроса, а также общепризнанная сертификация оборудования. Для этого и создан Институт нефтегазовых технологических инициатив (ИНТИ).

— ТЭК – признанный локомотив развития и кормилец экономики страны. Как меняется и будет меняться ситуация по прогнозам, учитываемым при составлении бюджета?

— Согласно текущему варианту бюджета России на 2023-2025 годы, доходы от нефтегазового сектора составят чуть меньше половины федерального бюджета. Учитывая текущую мировую конъюнктуру, в структуре доходов бюджета многое будет зависеть от мирового баланса на рынке нефти и цен на неё. В любом случае ожидается, что нефтегазовая отрасль продолжит полноценно функционировать на прежнем уровне, особенно в условиях переориентации экспорта на другие рынки и продолжит обеспечивать бюджет России. Но крайне важно понимать, что ресурсная рента не вечна – падает качество запасов, растёт себестоимость добычи и капзатраты на обустройство новых месторождений. Это означает, что мы должны уже сейчас работать над пониманием того, как будет эволюционировать налогообложение отрасли, чтобы сохранить её инвестиционный потенциал и возможность оставаться крупнейшим заказчиком для промышленности.

— Нужно ли в нынешней экономической ситуации поддерживать ТРИЗ, шельфовую добычу? При какой конъюнктуре рынка эти проекты заработают? Какой самый вероятный источник инвестиций для развития этих направлений?

— Поддержка шельфовой добычи и трудно извлекаемых запасов (ТРИЗ) необходима в любом случае, так как в большинстве прогнозов, несмотря на текущие тенденции развития мирового энергетического рынка, традиционные углеводороды продолжают играть значительную роль в формировании мирового энергобаланса, а значит будут востребованы на международном рынке.

В России уже сейчас более 40% добычи и 60% запасов приходится на ТРИЗ, а к 2030 году этот процент превысит 70%. Потому работа на ТРИЗ является критически важной.

На сегодняшний день в России разрабатывается большое количество технологий, необходимых для добычи трудной нефти. Это позволит существенно повысить процент извлечения углеводородов на месторождениях высоковязкой нефти, а также включить в широкомасштабную разработку такие виды ТРИЗ, как баженовская, доманиковая, абалакская, хадумская, и куонамская свиты. Такая инновация может обеспечить не только импортозамещение, но и импортоопережение в освоении ТРИЗ.

Сейчас развитие данного направления частично финансируется государством, но в перспективе ожидается, что после введения технологий и повышения выработки и окупаемости разработки ТРИЗ компании-производители продолжат инвестирование в подобные проекты уже самостоятельно.

— Какой прогноз можете дать на конъюнктуру рынка после введения европейского эмбарго на российские нефтепродукты? Планирует ли министерство как-то корректировать механизм топливного демпфера в связи с эмбарго на российские нефтепродукты?

— Ситуация на внутреннем рынке остается под контролем, Минэнерго России осуществляет ежесуточный мониторинг и работает в тесном взаимодействии с представителями нефтяных компаний, грузоперевозчиков и независимых участников рынка. В 2022 году рост цен на дизельное топливо был в пределах инфляции, а цены на автомобильный бензин остались на уровне 2021 года.

При этом демпфер является крайне эффективным инструментом, позволяющим сдерживать рост цен на моторное топливо для российских потребителей за счёт снижения разницы между ценами на внутреннем рынке и за рубежом. Кроме того, механизм демпфера стимулирует загрузку НПЗ, а его текущие параметры позволяют корректно выполнять свои задачи даже в условиях санкций.

Несмотря на незаконные действия западных стран и санкции на поставки нефтепродуктов, отечественная переработка остаётся устойчивой и полностью размещает весь производимый объём.

— Стратегическим партнёром очевидно стал Китай. В ситуации с газом мы имеем практически монополию. Не получим ли мы потенциально ситуацию, аналогичную ситуации с ЕС?

— Китай действительно является стратегическим партнёром России и одним из ключевых покупателей российского газа. В 2022 году поставки природного газа по «Силе Сибири» увеличились на 48% и достигли исторического максимума в 15,4 млрд куб. м. Более того, есть потенциал для дальнейшего наращивания экспорта в КНР – уже ведутся работы по расширению экспортной инфраструктуры. В частности, по поручению Президента России идёт работа по «Дальневосточному маршруту», прорабатывается вопрос «Силы Сибири-2».

При этом говорить о «зависимости» России от Китая как от монополиста некорректно: в 2022 году в общей структуре экспорта трубопроводного газа из РФ на долю КНР приходилось лишь 11%. Эта доля будет расти по мере выхода проектов на целевые значения, но это лишь одно из направлений для диверсификации.

Ведётся активная работа по диверсификации направлений поставок газа, в том числе за счёт развития экспортноориентированных СПГ-проектов, которые позволят России более гибко направлять газ на экспортные рынки. В этой сфере перед нами открываются серьёзные перспективы для роста, так как экономические показатели российских СПГ-проектов являются одними из наиболее конкурентоспособных в мире благодаря низкой стоимости добычи. Мы планируем выйти на производство как минимум 100 млн тонн СПГ к 2030 году.

— Можно сказать, что появилась отчётливая концепция развития СМП? Какие основные инфраструктурные точки формирования транспортного канала?

— План развития инфраструктуры Северного морского пути (СМП) на период до 2035 года был утверждён в рамках Стратегии развития Арктической зоны России. Его реализацию координирует Государственная комиссия по вопросам развития Арктики.

Кроме того, реализуется Федеральный проект «Развитие Северного морского пути». Его цель – создание инфраструктуры, способствующей увеличению грузопотока до 80 млн тонн в 2024 году, а также увеличение суммарной мощности морских портов до 110 млн тонн в 2024 году. Также налажена работа через Координационный Центр Правительства для координации всех задействованных участников.

Для того, чтобы достичь этих целей, необходимо не только выйти на плановые объёмы добычи на минерально-сырьевых месторождениях, но и обеспечить достаточный флот для их перевозки, необходимое количество ледоколов и грузовых вспомогательных судов, а также активно развивать портовую инфраструктуру. Для координации этих процессов налажена работа через Координационный Центр Правительства. Реализуется комплекс мер государственной поддержки нефтегазодобывающих компаний в условиях действий недружественных стран и внешнего санкционного давления.

— Что касается производства и экспорта СПГ, есть мнение, что Россия выйдет на рынок с качественно большими объемами в тот момент, когда доходность СПГ упадет, потому что рынок стабилизируется. Согласны ли Вы с таким прогнозом, насколько можно нарастить производство и экспорт крупнотоннажного СПГ?

— В долгосрочной перспективе ожидается значительный рост спроса на этот энергоресурс на 50% — 60%. Например, уже в 2022 году объём мировой торговли СПГ приблизился к 400 млн тонн.

К 2030 году ожидается рост мирового спроса на СПГ. В частности, объём рынка СПГ может увеличиться за счёт развивающихся стран Азии, особенно Китая и Индии, также может вырасти европейский импорт СПГ. По итогам прошлого года Россия увеличила экспорт СПГ на 10%. С учётом потенциальных проектов наша страна к 2030 году может достичь уровня производства СПГ в более чем 100 млн тонн в год.

При этом конкурентоспособность российского СПГ находится на высоком уровне, мы не сомневаемся, что сможем его разместить на рынке. Также СПГ даёт большую гибкость поставок — важный фактор в любое время. Поэтому, несмотря на ожидаемую нормализацию доходностей в данном сегменте, мы не видим предпосылок для изменения планов по наращиванию нашей доли на рынке.

— В информационном поле муссируются возможности внутреннего рынка газа, расширение потребления и переработки. Основным драйвером считается газификация. Как министерство оценивает её перспективы?

— В соответствии с прогнозом социально-экономического развития России к 2025 году ожидается увеличение внутреннего потребления газа до 529 млрд куб. м, в частности за счёт газификации и догазификации регионов. Президентом была поставлена задача поэтапного завершения газификации к 2024 и 2030 году. Уже сейчас реализуется программа социальной газификации – догазификации, которая стала бессрочной и была распространена также на медицинские и образовательные учреждения. Сейчас заключено более 760 тыс. договоров на присоединение к газораспределительным сетям в уже газифицированных населенных пунктах. До границ земельного участка газ подведён к более 519 тыс. домовладений, что в 2,5 раза больше среднегодового уровня предыдущих лет. Потенциал догазификации превышает 2 млн домовладений. К 2024 году уровень газификации России должен достичь 74,7%, к 2030 году – 82,9%. На 1 января 2023 он составлял 73%.

Одним из важнейших драйверов роста потребления газа является газификация регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока за счёт использования уже имеющейся и планируемой к созданию магистральной и распределительной инфраструктуры. При реализации Восточной газовой программы потребление газа в данных регионах превысит 10 млрд куб м.

Также ведётся работа по развитию рынка природного газа в качестве моторного топлива. Сейчас в качестве моторного топлива ежегодно потребляется около 1,7 млрд куб. м газа, к 2030 году планируется нарастить потребление до 6,8 млрд куб. м в год.

— Каковы перспективы альтернативной газификации, какая экономическая модель может их улучшить?

— В настоящее время вопрос альтернативной газификации актуален для регионов, которые не подключены к Единой системе газоснабжения (ЕСГ) и которые находятся на значительном удалении от перспективной магистральной инфраструктуры. Для некоторых населённых пунктов в таких регионах целесообразно рассматривать возможность газификации за счёт СПГ, но встает вопрос экономически обоснованной цены подобных проектов, так как капитальные затраты на строительство подобных заводов высоки.

Для того чтобы сократить затраты на их строительство и преодолеть административные барьеры, а также снизить избыточные требования к пожарной и промышленной безопасности, Минэнерго совместно с другими ведомствами разрабатывает «дорожную карту» по развитию рынка малотоннажного СПГ и газомоторного топлива в РФ. Её реализация позволит снизить капитальные затраты на строительство малотоннажных заводов и объектов потребления на 30%.

— Какие основные планы по наращиванию переработки газа и получения продуктов с высокой добавленной стоимостью?

Одним из ключевых проектов в части переработки газа является Амурский ГПЗ. Планируется, что после его выхода на полную мощность в 42 млрд куб. м природного газа в год в 2025 году он будет ежегодно выпускать 2,4 млн тонн этана, 1,5 млн тонн сжиженных углеводородов (СУГ), 0,2 млн тонн пентан-гексановой фракции и до 60 млн куб. м гелия. Этот проект обеспечит эффективную монетизацию «жирного газа», поставляемого по газопроводу «Сила Сибири». Не менее важным является ГПЗ Усть-Луга с сопоставимыми характеристиками.

Реализуется и ряд других проектов, направленных на увеличение добавленной стоимости добываемого природного газа, в том числе Амурский ГХК и ГХК Усть-Луга, предполагающий строительство комплекса по производству полиэтилена и полипропилена общей мощностью 2,7 млн тонн в год, а также Находкинский завод минеральных удобрений, где планируется выпускать до 1,8 млн тонн метанола и 3 млн тонн карбамида в год.

— Что будет с общим рынком энергоресурсов ЕАЭС?

— Создание общих рынков энергоресурсов ЕАЭС имеет особое значение с точки зрения энергетической безопасности каждой страны – члена ЕАЭС, в том числе и России. Сегодня как никогда важно обеспечить бесперебойность поставок энергоресурсов для устойчивого функционирования экономик наших стран. Механизмы регулирования общих энергетических рынков ЕАЭС позволят странам-участницам стать более независимыми от внешних условий.

Нашей ключевой задачей является выстраивание новых логистических схем и обеспечение потребностей дружественных стран, а также большей интеграции наших энергобалансов. Делая упор на масштабную интеграцию, включающую скоординированную энергетическую политику на евразийском пространстве, мы получаем уникальную возможность нарастить собственные технологические компетенции, выстроить новые устойчивые индустриальные, научные, логистические, рыночные связи, разорванные после распада СССР, и сохранить конкурентное преимущество, которое найдет реальное воплощение в более предсказуемых подходах к торговле энергоносителями.

— Как вы оцениваете перспективы импортозамещения оборудования и технологий в нефтегазовой отрасли?

— В настоящее время ведётся активная работа совместно с Минпромторгом по обеспечению компаний нефтегазовой отрасли необходимым оборудованием. Работы проводятся по всему технологическому спектру. В частности, в сегменте бурения проводятся испытания комплекса установок для гидроразрыва пласта (ГРП), идет тестирование оборудования для геологоразведки. Кроме того, создается комплекс внутрискважинного оборудования, который применяется при строительстве морских нефтегазовых скважин.

Также ведётся реструктуризация Научно-технического совета по развитию нефтегазового оборудования (НТС) и его экспертных групп для рассмотрения перечня с учётом новых вызовов, исходя из необходимости локализации в России критически важных технологий и оборудования.

Ключевым направлением системной работы является объединение отраслевого спроса, единая система постановки задачи для промышленности и сертификации продукции. Для этого создан и работает ИНТИ, идет работа по запуску координационного совета по импортозамещению в ТЭК.

— Каким образом в нынешней ситуации можно сохранить инвестиционную привлекательность нефтегазовой отрасли?

— Для сохранения привлекательности нефтегазовой отрасли необходимо, в первую очередь, независимое развитие собственных технологий и ускоренное импортозамещение. Это позволит реализовывать долгосрочные проекты и снизить себестоимость разработки месторождений. С учётом ресурсного потенциала это позволит заключать новые, долгосрочные партнерства с дружественными странами и разрабатывать новые месторождения, которых только в 2022 году было открыто 34.

Необходимо также продолжать политику переориентации поставок для их последующей диверсификации и обеспечения независимости притока нефтегазовых доходов в бюджет России. Это также повысит надежность поставок и реализации продукции с месторождений, что также является одним из факторов инвестиционной привлекательности.

И третей важной составляющей является обеспечение грамотной эволюции налогового законодательства в нефтегазовой сфере с учётом снижающейся ренты из-за ухудшения качества месторождений и превращения нефтегазовой отрасли в источник инвестиций для смежных секторов экономики.

— Каким образом сегодня будет выстраиваться информационная поддержка отрасли в плане сбора адекватных и объективных данных по ценам, объемам, логистике и прочим рыночным маркерам?

— Информационная поддержка по всем отраслевым показателям не прекращалась. Мы продолжаем регулярно получать сведения от нефтяных компаний, дополнительно располагаем биржевой информацией о заключенных сделках при поставках нефти на экспорт российскими компаниями, а также сведениями по экспортным операциям от ФТС России. Минэнерго владеет всей необходимой информацией о текущей ситуации в отрасли.

Кроме того, во исполнение указа Президента Минэнерго разработало порядок мониторинга цен на российскую нефть, поставляемую на экспорт. Благодаря этому мы будем видеть индикативную цену на основные отечественные сорта нефти, которую можно будет считать справедливой, и далее сопоставлять с данными международных ценовых агентств.

Интервью на сайте «Нефтегазовой вертикали».

https://minenergo.gov.ru