- Насколько серьезно низкие цены на нефть и снижение потребительского спроса ударили по российской нефтяной промышленности?
- Здесь должна быть комплексная оценка, потому что прямое снижение цен на нефть частично компенсируется девальвацией рубля. Внутри структуры каждой компании разная себестоимость в рублях и в долларах. У тех компаний, которые использовали импортное оборудование, производили много затрат в валюте, конечно, есть рост издержек. У компаний, которые работали в российских рублях, с российскими партнерами, совершенно незначительные изменения в издержках.
В целом нефтяники считают, что ситуация более-менее приемлемая. Главный вопрос - отсутствие кредитных средств, а не цена нефти. И, соответственно, в результате отсутствия финансирования у них уменьшаются объемы инвестпрограмм за счет заимствований. Теперь какое-то время они будут рассчитывать только на собственные силы, на собственную выручку.
- Какие проекты наиболее пострадали или пострадают в ближайшее время из-за изменения экономической ситуации?
- Возможно, компании отменят бурение по каким-то новым залежам в связи с тем, что эти проекты при такой цене на нефть неэффективны или нет возможности заимствовать деньги в банках на их разработку. Глобальные проекты, которые сегодня реализуются, никто не собирается откладывать, все будут продолжать работу.
- Позволят ли цены в $60-$70 за баррель сохранять добычу нефти на достигнутых уровнях в течение нескольких лет?
- Нельзя сбрасывать со счетов котировки национальной валюты. Цена нефти $70 за баррель при действующем курсе рубля или при его частичном укреплении, в принципе, вполне приемлемая для нефтяных компаний. Главное, чтобы было банковское финансирование, и ставка была нормальной. Сегодня со ставкой под 25%-30% никто, естественно, кредиты брать не будет. Ни один проект этого не выдержит.
Другим ключевым моментом, сильно влияющим на уровень добычи нефти, является система налогообложения. Если мы в ближайшие 5-7 лет не перейдем на налогообложение финансового результата (НФР) или налог на добавленный доход (НДД), а будем продолжать одинаково подходить к эффективным и неэффективным проектам, то мы можем увидеть снижение добычи нефти после 2020 года на 5-10% к той полке , которую мы в настоящее время прогнозируем в Энергостратегии. То есть уже к 2020 году добыча может составить 508-510 млн тонн.
Другим словами, если не поставить задачу к 2021 или 2022 году выйти на новую систему налогообложения, более дифференцированную по отношению к дорогим проектам, которые учитывали бы более высокую себестоимость третичных, четвертичных методов добычи, то это может привести к тому, что не будут буриться скважины, нерентабельные при действующей системе налогообложения. Это даст падение и, существующие прогнозы по добыче могут снизиться, как минимум, на 50 млн тонн.
- Как найти компромисс с Минфином по вопросу перехода на НФР?
- В первую очередь, мы должны рассмотреть пилотные проекты, а во вторую - обсудить этот вопрос в рамках Энергостратегии, когда внесем ее в правительство.
Общая проблема связана с тем, что Минфин считает, что нефтяные компании начнут самыми разными способами оптимизировать налоговые выплаты, что приведет к потерям бюджета. Пилотные проекты для того и нужны, чтобы отработать механизм, который бы позволил хорошо администрировать эти налоги. Пока нет практики - все останется на уровне теоретических рассуждений.
- Сохраняются ли планы у компаний по реализации таких крупных инвестпроектов, как Дальневосточный СПГ и Владивостокский СПГ?
- Цены на нефть упали, и неопределенность этих проектов повысилась. Явно, что они подлежат новой оценке с учетом нынешних условий, тем более что в этих проектах не все объемы законтрактованы. Нужно понимать, какая будет финансово-экономическая модель. Компании сейчас этим занимаются, изучают. При этом официально об изменении планов компании не заявляли. Проект Ямал СПГ на треть уже реализован, поэтому там других вариантов нет.
- Как будет решаться вопрос с дефицитом мощностей ВСТО? Сохраняются ли планы по его расширению? Что делать с дефицитом в ближайшее время?
- Дефицита мощностей по ВСТО нет. В соответствии с инвестиционной программой Транснефти , рассмотренной и согласованной в правительстве до 2020 года, мощности ВСТО-1 возрастут до 80 млн тонн с нынешних 58, а ВСТО-2 - с 30 млн тон до 50. В этом году заявки на прокачку нефти по ВСТО не превышают мощности. Не забывайте, что в этом году будет введен в эксплуатацию отвод от ВСТО на Хабаровский НПЗ , и уже во втором полугодии часть нефти пойдет на завод.
Дальше все зависит от планов компаний по разработке месторождений.
Кроме того, мы уже поручили Транснефти рассмотреть вопрос о расширении мощностей инфраструктуры порта Козьмино. Конкретной цифры по объемам пока нет. Нужно расширять до объема, который будет реально востребован.
