Экономическая политика
для отраслей ТЭК России
в условиях санкций

Валерий СЕМИКАШЕВ
Заведующий лабораторией Института народно-хозяйственного прогнозирования РАН (ИНП РАН), к. э. н.
e-mail: vv_semikashev@mail.ru

Введение

На фоне конфликта на Украине в 2022 г. одним из наиболее вероятных и одновременно рискованных сценариев развития российской экономики является сценарий жесткого «развода» России и западных стран. Это предполагает прекращение взаимодействия с западными странами по большинству направлений. Инициатором выступают западные страны. Рассмотрим, как санкционная политика влияет на отрасли ТЭК России, и какие меры экономической политики можно и нужно реализовать в связи с этим.
На отрасли ТЭК России санкции действуют по трем направлениям:

1. Прямые ограничения на приобретение российских энергоресурсов. Уже действуют ряд прямых ограничений на закупки энергоресурсов со стороны западных стран. Пока они применяются на уровне компаний. Так, компания Shell заявила, что выйдет из всех бизнесов в России и прекратит закупку российской нефти.
   Самым крупным направлением снижения поставок стало сокращение экспорта трубопроводного газа. По заявлению «Газпрома» , в настоящее время оно составляет около трети от прошлогоднего уровня.
   Одновременно уже принят отложенный отказ на уровне стран Европы от покупок российских нефти, нефтепродуктов и угля. Запланированы другие ограничения.
   Часть западных стран приняли дополнительные добровольные решения максимально отказаться от российских поставок энергоресурсов. Ограничением в отказе может служить только интересы собственной экономки. Поэтому можно ожидать, что в течение 3–5 лет российские поставки нефти и нефтепродуктов в Европу снизятся на 70–90 %, угля – на 90–100 %, а трубопроводного газа – на 60–70 %.
   Для российских компаний это означает необходимость перестроить поставки, что потребует не только изменения логистики и строительства новой инфраструктуры, но и трансформации экономической, финансовой и промышленной политики в отраслях.
2. Косвенные ограничения. Также есть косвенное воздействие, которое в средне- и долгосрочной перспективе может оказаться не менее грозным оружием, так как влияет на маржинальность поставок, снижая доход российских экспортеров. Эти косвенные санкции состоят в ограничениях с обслуживанием торговых судов, перевозящих российские энергоресурсы, увеличением стоимости фрахта и страховки, планируемым вводом лимита цены приобретения на российскую нефть.
   Такие косвенные ограничения могут со временем создать высокие риски для функционирования отраслей ТЭК. Поэтому Правительство РФ стоит перед необходимостью разработки и принятия собственных мер по ограничению негативного влияния западных санкций на российскую экономику. Основным направлением должно стать повышение гибкости производственной политики и наращивание возможностей для транспортировки экспортных потоков.
3. Технологические ограничения. Эти санкции связаны с ограничением на поставки технологий двой­ного назначения, передового оборудования, использование западных технологий, которые не имеют отечественных аналогов. Они направлены на создание сложностей в реализации передовых проектов и программ разработки и производства энергоресурсов. Пробным шаром послужили санкции 2014 года. Напомним, что тогда были введены ограничения на поставку технологий для добычи сланцевой нефти, глубоководной добычи и добычи в Арктике.
   Часть новых санкций уже формализована, часть только обсуждается. Но опыт формирования и применения западных санкций в 2022 г. показывает, что будут затронуты все направления, которые могут нанести вред российской экономике.
   Перечислим наиболее крупные по масштабам использования и зависимости от Запада санкционные технологии:
   оборудование для крупнотоннажного производства СПГ;
   газовые турбины средней и большой мощности;
   сложное технологическое оборудование для добычи нефти и газа, а также оказание услуг в этой сфере от западных нефтесервисных компаний;
   оборудование для глубокой нефтепереработки и нефтегазохимии;
   ряд других небольших направлений, которые существенно ниже по размеру перечисленных выше, но могут оказаться узким местом в реализации сложного крупного проекта.
   По всем этим и другим направлениям должны быть запущены отраслевые программы по обеспечению работоспособности предприятий ТЭК России при любых возможных сценариях, в том числе в кооперации с другими странами.
4. Организационные ограничения участия западных компаний в российской экономике и отраслях ТЭК. Начался и продолжается уход западных компаний, как из экономики РФ в целом, так и из отраслей ТЭК. Для последних это приводит к снижению конкуренции на рынке, потере ряда управленческих технологий, кадров и опыта в менеджменте и маркетинге. Многие западные компании заявили об отказе от сотрудничества в торговле, продажах нового или обслуживании уже поставленного в Россию оборудования.
   Еще один важный аспект – это рассмотрение участия западного капитала в предприятиях ТЭК как залога за украденные  золотовалютные резервы (ЗВР) .
   Западные компании участвовали в следующих предприятиях: «Сахалин‑1» (ExxonMobil, Sodeco (Япония), «Сахалин‑2» (Shell, Mitsui, Mitsubishi), Salym Petroleum (Shell), Харьягинское СРП (TotalEnergies, Equinor), доли в компании «НОВАТЭК» (TotalEnergies) и «Роснефти» (BP), Shell и BP на рынке АЗС, «Фортум», «Юнипро», «Энел» в электроэнергетике. Важной частью являются российские дочерние структуры западных нефтесервисных компаний. В случае их ухода менеджмент и оборудование не должны быть доступны к выводу. Совокупно это можно оценить порядка 50–70 млрд долларов или 20 % от замороженных счетов ЦБ РФ .
   В мае 2022 г. состоялась сделка по продаже АЗС и маслозавода компании Shell российской компании «ЛУКОЙЛ» . Другие компании рассматривают разные варианты выхода из бизнеса. При этом сделки, по-видимому, происходят вне российской юрисдикции, так как в рамках капитального контроля нерезидентам запрещен вывод крупных средств за рубеж. В результате такой капитал перестает быть залогом. Вряд ли это та линия, которой стоит придерживаться во взаимодействии с западными «партнерами».
   Представляется, что правильнее передавать этот капитал российским юрлицам с возможной компенсацией бывшим владельцам из замороженных счетов на Западе. Новые владельцы за новые активы рассчитываются с бюджетом или специальным государственным фондом. Конкретные цифры и прочие финансовые условия могут обсуждаться. Такой пример можно увидеть с передачей акций иностранных инвесторов в пользу «Зарубежнефти» в Харьягинском СРП .
   Такая практика может быть распространена на все крупные западные компании. Для среднего бизнеса и работающего в отраслях с высокой конкуренцией (общепит, торговля, производство потребительской продукции) полезно вводить налог на выход (или в случае нормализации отношений в будущем налог на возвращение на российский рынок), или не рассматривать в качестве объектов для такого контроля.
5. Макроэкономические условия. На эти специфические условия для отраслей ТЭК накладывается изменившаяся ситуация всей российской экономики. Одно из ключевых изменений – сильный курс руб­ля.
   В условиях валютного контроля (обязательной продаже валютной выручки) и большого профицита торгового баланса произошло значительное укрепление курса руб­ля. Для экспортеров это относительно небольшая проблема, так как возросшие долларовые цены компенсируют сильный руб­ль при пересчете выручки в руб­ли. Однако, при таком курсе руб­ля «не сходится» бюджет. Поэтому Правительство РФ заинтересовано в ослаблении национальной валюты до уровня 60–70 руб­лей за доллар.
   Для этого есть три крупных механизма:
   ключевая ставка (чем они ниже, тем слабее руб­ль). Однако снижать ее до уровня 4–5 % в условиях высокой инфляции невозможно;
   наращивание импорта. Здесь на ближайшие 2–3 года будут проблемы из-за различных прямых и косвенных ограничений, так как более 50 %  в импорте составляет доля недружественных стран. Предприятия отраслей ТЭК, у которых есть большая потребность в дорогих закупках, таких как катализаторы для нефтепереработки, запчасти и расходные материалы для нефтедобычи, могут стать акторами этого процесса. Кроме того, в условиях текущего курса такие покупки будут выгодны для предприятий, особенно если хранение стоит недорого. Государство могло бы выделить беспроцентное фондирование таких операций, так как при этом снималось давление в сторону укрепления руб­ля. Сделать запасы на 2–3 года при бесплатном финансировании будет выгодно и компаниям, и государству;
   государственные траты и инвестиции. Так как инвестирование госсредств по воздействию на курс руб­ля похоже на эмиссию, то это будет способствовать ослаблению курса руб­ля.
   Соответственно может быть сформулирована задача по формированию крупных инвестиционных проектов, которые не имели бы проинфляционного влияния на экономику. В отраслях ТЭК можно сформулировать проекты в сфере НИОКР (крупнейшим проектом может стать проект создания российских технологий СПГ и газовых турбин большой мощности), строительства новой инфраструктуры для экспорта (предложения представлены далее) или модернизации в сфере ЖКХ. Это позволяет рассчитывать на высокий мультипликативный эффект.
   Представляется, что государство может потратить около 6 трлн руб­лей в рамках такой политики. Если брать существующие пропорций инвестиций по секторам экономики и уже запланированные государственные траты на их поддержку [1], то на долю ТЭК и связанной с ним транспортной инфраструктуры приходится 0,5–1 трлн руб­лей.
   В условиях высокой ценовой конъюнктуры и обязательной продажи валютной выручки у отечественных нефтегазовых компаний есть избыток руб­левых средств. Так что они также могут добавить 1,5–2 трлн руб­лей дополнительных инвестиций.
   Эти ресурсы должны быть направлены на перестройку поставок с Запада в третьи страны, решение технологических и других проблем и инвестиционные проекты развития. Предприятиям ТЭК России необходимо выходить с инициативами по вышеуказанным направлениям.

Методический подход к формированию экономической политики в новых условиях

Стратегии развития отраслей ТЭК необходимо пересматривать с учетом следующих принципиальных развилок:

1. Разворот экспорта с Запада на Восток и в третьи страны. Как это делать? За счет поставок через существующую инфраструктуру западных портов или новой трубопроводной и железнодорожной инфраструктуры на Востоке.
2. Как эффективнее использовать естественное падение добычи нефти и природного газа (2–3 % в год – до 10–20 % за 5–7 лет)? Большее сокращение добычи тоже может быть проработано с учетом опыта «выключения» добычи нефти и газа в пандемийном 2020 г.
3. За счет какой ресурсной базы развивать добычу – старые провинции, ориентированные на поставки на Запад, с их перенаправлением в другие страны, или новые, ориентированные на Восток?
4. Нужна ли модернизация потребления или ее необходимо отложить? Например, запас по повышению эффективности использования газового топлива – 20–30 % [2]. А переработка нефти на российских НПЗ избыточна – более 100 млн т нефтепродуктов направлялось на экспорт, преимущественно в Европу. Тогда возникает вопрос, стоит ли заместить новую добычу нефти и газа сокращением неэффективных мощностей по переработке?
5. Аналогичный подход может быть при рассмотрении вопроса об инвестициях в добычу газа и повышение КПД при выработке электроэнергии. Так, на первом этапе продолжается использование старых ТЭС и ТЭЦ с относительно высоким удельным расходом топлива, и разрабатываются отечественные газовые турбины (НИОКР и испытания могут занять 5–10 лет до получения качественного образца и потребовать инвестиций в размере 1 млрд долл.). На втором этапе после разработки отечественной газовой турбины производится модернизация ТЭС и ТЭЦ с переходом с паросиловых технологий на парогазовые. Тогда можно сэкономить на инвестициях в добычу за счет высвобождения сэкономленного газа в электроэнергетике.
6. Стоит ли оставлять текущую ценовую политику на внутреннем рынке? Напомню, что ценообразование на нефтепродукты является почти государственным и сделано в логике нетбэка (ценообразования обратным счетом от крупного внешнего рынка). Если сейчас нет возможности поставлять нефтепродукты на экспорт, то зачем сохранять логику нетбэка, да еще и на приличном ценовом уровне? А при отмене поставок на Запад в стране образуется избыток дизельного топлива, что может стать причиной снижения цен внутри страны.

Экономическая оценка вышеназванных альтернатив

В вышеописанных условиях необходимо разработать меры экономической политики, которые бы решали появившиеся проблемы и способствовали развитию российской экономики. Во-первых, это переориентация поставок от Европы в другие страны. Во-вторых, развитие крупных инвестиционных проектов для преодоления последствий санкций.

Разворот экспортных поставок российских энергоресурсов в третьи страны

В таблице 1 показана доля экспортных поставок в восточном направлении. Разворот на Восток давно уже происходит: за последнее десятилетие доля поставок в восточном направлении по углю превысила 50 %, а нефти – 40 % в совокупном экспорте.

Газовые поставки пока сохраняют западную ориентацию в силу объективных трудностей: удаленность ресурсной базы, наличие по сути единственного сухопутного потребителя – Китая, отсутствие собственных технологий СПГ в России. Однако постепенно и они переориентируются на Восток. Так, имеющиеся контракты уже обеспечивают 36–46 млрд кубометров поставок трубопроводного газа в Китай, а ежегодные поставки с «Сахалин‑2» составляют около 10 млн т СПГ, что эквивалентно 14 млрд кубометров.
В данной таблице также представлены оценки возможных объемов поставок энергоресурсов в перспективе до 2030 года, которые могут быть достигнуты по мнению автора.
Для реализации потребуется:
строительство новых магистральных газопроводов;
расширение ВСТО и портовой инфраструктуры для угля, нефти и СПГ, а также строительство множества заводов СПГ малой и средней мощности;
расширение пропускной способности железной дороги за пределами проекта Восточного полигона.
Данные проекты потребуют до 7–10 трлн руб­лей инвестиций в течение 10 лет. Такой объем инвестиций необходимо формировать уже сейчас и вписывать в общеэкономическую стратегию (соединение проектов с макроэкономической политикой).

Поставки природного газа и СПГ

В 2021 г. в Европу из России было поставлено 167 млрд кубометров трубопроводного газа. Это ямальский газ, который не может быть перенаправлен на Восток без строительства новой инфраструктуры.
В 2022 г. сокращение поставок российского трубопроводного газа в Европу относительно предыдущего года (167 млрд кубометров) составит порядка 80 млрд кубометров. Далее они могут сократиться до 30–60 млрд кубометров (см. таблицу 2) [3].
Высвободившийся газ может быть направлен на внутренний рынок и на экспорт в другие страны.

Внешние поставки

Увеличение поставок газа на внешний рынок возможно за счет уже проектируемого газопровода «Союз-­Восток» («Сила Сибири‑2»), который должен поставлять газ с Ямала в Китай через Монголию. Его мощность должна составить 50 млрд кубометров в год, а ресурсной базой может служить ямальский газ, который ранее поставлялся в Европу. Однако, надо учитывать, что газопровод находится пока в виде проекта, а контракт с Китаем по поставкам газа с помощью этого маршрута не подписан. Опыт подписания контракта по «Силе Сибири‑1» показывает, что сроки могут составлять более 10 лет, к ним надо прибавить еще время на строительство в 3–5 лет. Так что ориентироваться только на этот проект нельзя.
На мой взгляд, обеспечение контракта, подписанного в феврале 2022 г. на поставку дополнительных 10 млрд кубометров природного газа в Китай и проект «Союз-­Восток» потребуют соединения единой системы газоснабжения (ЕСГ) с газопроводом «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» (СХВ) и доведения газа до заводов СПГ на восточном побережье, которые также предстоит построить.
Газификация регионов Дальнего Востока из ЕСГ и строительство малотоннажных установок СПГ могут решить проблему избыточности ямальского газа после отказа от него Европы и усилить переговорную позицию с Китаем, который является, по сути, единственным возможным покупателем сырья данного проекта, так как потребности Монголии в газе малы.

Дополнительное использование газа на внутреннем рынке

Еще одним вариантом роста потребления российского газа может стать ускорение догазификации внутреннего рынка. Большая часть мер по газификации была запланирована до 2024 года, но ее полное завершение ожидается до 2030 г. Это направление может увеличить потребление газа до 20 млрд кубометров.
Газификация Дальнего Востока может потребовать в период до 2030 г. дополнительных 15–20 млрд кубометров газа. Сейчас для большой энергетики на Дальнем Востоке используется дорогой сахалинский газ или уголь. Можно начать поставлять сырье из ЕСГ или с восточно-­сибирских месторождений, но для этого нужно строительство соединений ЕСГ с дальневосточной газовой инфраструктурой:
соединение ЕСГ, заканчивающееся в Кемеровской области, с Ковыктинским месторождением в Иркутской области, от которого уже строится газопровод до «Силы Сибири»;
соединение «Силы Сибири» и газопровода «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» (СХВ) с увеличением мощности участка «Силы Сибири», который идет до СХВ.
Газификация регионов Восточной Сибири, в отличие от Дальнего Востока, может не форсироваться из-за эффективного использования угольного топлива на электростанциях и значимости для экономики угольной промышленности.
Возможно также увеличение объемов производства газохимической продукции, особенно в части выпуска удобрений и замещения выбывающих химических производств в Европе (еще 10–15 млрд кубометров в год).
Остатки можно забалансировать за счет естественного сокращения добычи (старые месторождения снижают производство ежегодно, если не делать инвестиций в новое бурение и не проводить специальные мероприятия по повышению производительности), а также благодаря переносу сроков ввода новых добывающих мощностей на полуострове Ямале и в старом Надым-­Пур-­Тазовском регионе добычи.
За счет всех выше обозначенных мер можно в ближайшие 5–7 лет перестроить существенную часть экспортных потоков, от которых откажется Европа (см. таблицу 3).

Поставки нефти и нефтепродуктов

Санкции в этом секторе привели к снижению цен на российскую нефть – на фоне отказа одних покупателей, другие стали требовать дисконт к цене поставки. См. подробнее в [4].
Преодолеть это можно путем повышения гибкости поставок за счет расширения нефтепроводов в неевропейские страны, увеличения пропускной мощности морских терминалов, перестройки нефтепереработки (она была ориентирована на производство нефтепродуктов для рынка ЕС), строительства системы коммерческих нефте- и нефтепродуктохранилищ.
Представляется, что усилия по увеличению гибкости поставок со стороны нашей страны купируют кратные усилия западных стран по ограничению доходов России от экспорта нефти.
Набор возможных проектов и направлений:

• расширение ВСТО на 20–30 млн т и направление западно-­сибирской нефти в этот трубопровод;
• наращивание емкостей для хранения нефти с целью использования и в качестве хранилищ, и для накопления добытой нефти в период низкой конъюнктуры, которая, конечно же, последует за периодом высоких цен;
• увеличение собственного танкерного;
• отказ от добычи части нефти, которую легко добыть или где добыча может быть остановлена без сильного вреда для состояния месторождений. Такой опыт применялся в 2020 г. в рамках сделки ОПЕК+;
• новая ценовая политика на нефтепродукты в России (в условиях избытка нефтепродуктов, которые нельзя перенаправить из Европы в третьи страны) или перенастройка российских НПЗ на новую структуру выпуска;
• поиск оптимума между полной или частичной инвестиционной паузой и сохранением бурения [5];
• использование процессов естественного падения добычи, которым можно купировать снижение экспортных поставок.

Крупные инвестиционные проекты и НИОКР для отраслей ТЭК

До начала специальной военной операции на Украине считалось, что производство СПГ в России могло бы вырасти с 30 млн т в 2020 г. («Сахалин‑2» и «Ямал СПГ») до 80–140 млн т в 2035 г.
На данный момент все крупнотоннажные проекты СПГ в России реализованы на базе зарубежных технологий и оборудования: в проекте «Сахалин‑2» используется технология компании Shell, а в проекте «Ямал СПГ» – технология Air Products, «Арктик СПГ‑2» планируется строить с использованием технологий компании Linde. Использование западных технологий зачастую предполагает применение определенного набора западного оборудования (газовые турбины, теплообменники, компрессоры). В условиях санкций такие технологические схемы невозможны. Поэтому новые крупнотоннажные заводы СПГ могут не появляться в России еще долгое время.
В настоящее время технологий производства крупнотоннажного СПГ в России нет. Единственным успешным примером разработки и внедрения российского производства с использованием отечественного оборудования является среднетоннажная 4‑я линия «Ямал СПГ» мощностью порядка 1 млн т.
Представляется возможным, что и на западном, и на восточном направлении необходимо интенсифицировать строительство мощностей по производству СПГ за счет отечественных и импортируемых из дружественных стран технологий малого и среднего масштаба. Например, технологии среднетоннажного СПГ имеет Китай [6].
Множественность проектов позволит компенсировать малые единичные мощности установок. Кроме того, это хорошая база для дальнейшего развития отечественных технологий более крупного масштаба. Надо выпускать сериями установки по сжижению с нарастанием мощности в каждой следующей серии, а также всячески стимулировать такие проекты, как со стороны средних, так и крупных газовых компаний.
Эта задача должна стать одной из основных для отечественной промышленности на ближайшие 10 лет.
В Минпромторге России потребности российских газовых компаний в ключевом СПГ-оборудовании (технологии и оборудование для средне- и крупнотоннажного производства СПГ) до 2035 года оценивали в 1,56 трлн руб­лей . Это значимые деньги для российского машиностроения. Организационные и исследовательские (НИОКР) проекты должны быть максимально поддержаны госфинансированием.
Строительство множества малых и средних заводов СПГ на северо-­западном побережье и в южных портах позволит заместить таким СПГ часть трубопроводного экспорта, что снизит нагрузку на перенаправление поставок ямальского газа на восточное направление.
Развитие технологий и производства оборудования для СПГ, строительство заводов по сжижению природного газа и СПГ-терминалов, системы ПХГ на востоке страны имеет ключевое значение. Развитие собственных технологий и строительство системы заводов средне- и малотоннажного производства СПГ укрепит позиции России на мировом рынке газа, повысит гибкость поставок, усилит переговорную позицию с Китаем.