Ключевую роль здесь играют три составляющие:

• сценарные условия, как основа инвариантности;
• топливно-энергетические балансы, включающие все производственные показатели и отражающие непосредственно развитие отраслей ТЭК;
• блок показателей для расчета доходной части федерального бюджета (НДПИ и акцизы).

Важно отметить, что процесс работы над среднесрочным прогнозом состоит из нескольких этапов, в том числе из первичного формирования (разработки) прогноза, а также последующего мониторинга ситуации в отраслях ТЭК в текущем году с соответствующей корректировкой оценочных и прогнозных данных.

Данный подход регламентирован постановлением Правительства РФ от 14 ноября 2015 г. № 1234 «О порядке разработки, корректировки, осуществления мониторинга и контроля реализации прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на среднесрочный период и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации».

Формирование среднесрочного прогноза — это первичная оценка результатов работы за 2017 год и соответствующих прогнозных значений на период до 2020 года. На этом этапе для расчета объемов производства промышленной продукции ТЭК в действующих ценах под три варианта (базовый, целевой и консервативный) применяются индексы-дефляторы, доведенные Минэкономразвития России, а также учитываются материалы и сведения компаний ТЭК, в том числе их производственные планы. Далее, на этапе уточнения прогноза (в третьем-четвертом кварталах), пересчет проводится уже на основе имеющихся отчетных данных Росстата, ФТС России и ФНС России, а также информации о деятельности предприятий и организаций ТЭК (оперативные данные «ЦДУ ТЭК»).

Тем не менее тут важно понимать и помнить, что приведенные значения предназначены для отражения основных векторов развития отраслей ТЭК, а также указывают на ключевые в данный момент факторы этого развития, что в свою очередь помогает в определении проблемных зон для организации управленческого воздействия со стороны государственной власти. Представленные в среднесрочном прогнозе объемы производства топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) могут быть обеспечены только в случае полной реализации заданных условий его исходных макроэкономических параметров, что, как показывает практика, не всегда достигается в силу объективных причин.

Прежде чем переходить к обзору ожиданий по основным производственным показателям отраслей ТЭК необходимо сказать несколько слов о ключевом для развития, как самого ТЭК, так и экономики России в целом, сценарном условии — цене на нефть марки Urals. Для его формирования основополагающими являются исторические данные по экспорту нефти, природного газа и СПГ, а также непосредственно по ценам на нефть и природный газ. В базовом сценарии текущего среднесрочного прогноза заложен уровень чуть выше $40 за баррель, который оценивается как равновесный. Тем самым можно наблюдать разрыв между заложенным и текущим уровнями на мировых рынках. Это экономически оправдано по ряду причин, фактически и потенциально поддерживающих высокий уровень предложения на рынке:

• существует дополнительное давление на рынок со стороны роста добычи в странах, не участвующих в соглашении о добровольном ограничении добычи нефти (ОПЕК+), прежде всего, в Ливии и Нигерии;
• наблюдается дополнительное увеличение предложения благодаря наращиванию производства сланцевой нефти в США;
• соглашение ОПЕК+ будет действовать до марта 2018 года: хотя и существует вероятность его пролонгации до третьего квартала 2018 года, все понимают, что это лишь временное решение по стабилизации рынка, и ожидается, что после этого страны-участницы все же вернутся к уровням нефтедобычи, предшествовавшим соглашению.

В этих условиях прогнозируется постепенное снижение цен на нефть марки Urals к концу 2018 года до указанного уровня — чуть выше $40 за баррель.

Нефть, включая газовый конденсат (далее — нефть)

Даже в рамках уточненного среднесрочного прогноза объем добычи нефти в 2017 году оценивается на уровне 547,0 млн тонн. Наибольшее увеличение добычи наблюдается в Южном федеральном округе, Ямало-Ненецком АО (ЯНАО), Сибирском федеральном округе, где добыча нефти выросла на 30,5%, 22,5% и 4,2% соответственно. Таким образом, рост добычи в текущем году будет обеспечен за счет эксплуатации новых нефтяных месторождений в Западной и Восточной Сибири, Арктике и на Каспии. Несмотря на все это отметим, что прогноз добычи нефти на 2017–2018 годы был понижен в связи с продлением соглашения об ограничении добычи нефти в мае 2017 года на дополнительные 9 месяцев, в то время как ожидается восстановление нефтедобычи на уровне 553,0 млн т в год в 2019–2020 годах.

На среднесрочную перспективу (до 2020 года) в данный момент ставится задача стабильного удовлетворения потребности внутреннего рынка и выполнения обязательств страны перед контрагентами по обеспечению экономически оправданного уровня экспорта нефти. Ее реализация тесно связана с производственными планами российских нефтяных компаний, а именно ожиданиями по вводу в промышленную разработку крупных месторождений, таких как:

• Тагульское («Роснефть») в 2017 году с максимальным проектным уровнем 5,0 млн т/год (Красноярский край);
• Куюмбинское («Славнефть») в 2018 году с максимальным проектным уровнем 6,5 млн т/год (Красноярский край);
• Юрубчено-Тохомское («Роснефть») в 2019 году с максимальным проектным уровнем 5,0 млн т/год (Красноярский край);
• Эргинский участок Приобского месторождения («Роснефть») в 2019 году с максимальным проектным уровнем 4,0 млн т/год (Ханты-Мансийский автономный округ).

Как видно, ключевым субъектом в этом отношении является «Роснефть», что не удивительно, ведь компания устойчиво лидирует по рейтингу нефтедобывающих предприятий России по добыче нефти. При этом свои стратегические позиции укрепляет Красноярский край.

Однако достижение поставленной задачи не является однозначно простым, так как нефтяная промышленность России находится в достаточно сложных условиях на сегодняшний день. Это связано как с внешними, так и с внутренними факторами.

Основное внешнее влияние, естественно, оказывает текущая конъюнктура мирового рынка нефти. Россия является на нем не последним игроком, что подтверждается активной позицией страны в работе формата ОПЕК+. Конечно, это оказало свое влияние на временное нивелирование дестабилизации рынка, обеспечило разворот цен на нефть к повышению и позволило формировать более оптимистичные прогнозные значения в стоимостном выражении. Однако Минэнерго России в этом вопросе солидарно с ЦБ РФ и Минэкономразвития России и склонно к развитию базового сценария среднесрочного прогноза, исходя из цен на нефть марки Urals на уровне $40 за баррель в среднесрочной перспективе, даже несмотря на скачок мировых цен до двухлетних максимумов и превышение уровня $60 за баррель Brent в середине ноября 2017 года.

Прочие внешние факторы также широко известны:

• влияние внешнеэкономической и геополитической ситуации: целесообразно исходить из того, что санкции в отношении России и соответствующие контрмеры отменены не будут;
• рост конкуренции на мировом рынке нефти;
• технологический разрыв при сравнении с мировыми нефтяными компаниями.
Минэнерго России проводятся мониторинги по этим направлениям с последующей актуализацией государственной энергетической политики. К примеру, в настоящее время завершается разработка комплексной методики по мониторингу уровня технологического развития по видам экономической деятельности в отраслях ТЭК. Ежегодный мониторинг по ней планируется начать с первого квартала 2018 года. Вместе с тем, к сожалению, необходимо констатировать факт, что в среднесрочной перспективе оказать влияние на внешние факторы маловероятно. Поэтому целесообразно сосредоточится на выявлении и работе с внутренними вызовами. Среди них можно выделить три аспекта:
• истощение экономических и рентабельных запасов в регионах добычи с развитой инфраструктурой (Западная Сибирь, Урал, Поволжье);
• сложные природные условия и неразвитость инфраструктуры в новых регионах добычи (Восточная Сибирь, Крайний Север, Дальний Восток);
• нехватка необходимых компетенций для реализации шельфовых и других сложных проектов при ограничениях импорта оборудования и технологий для их реализации.

Российские компании стремятся к расширению зон эксплуатационного бурения и сохранению рентабельности традиционных месторождений, при этом по ряду из них прослеживается падение темпов нефтедобычи. В среднесрочной перспективе с учетом структуры вклада в совокупную нефтедобычу риски могут быть оценены как средние. Однако, если тенденция будет укрепляться, то уже через 2–3 года на том же среднесрочном прогнозном горизонте мы рискуем столкнуться с ситуацией, когда необходим будет значительный дополнительный объем нефти для удовлетворения растущего спроса на фоне падения предложения со стороны традиционных месторождений (об этом также говорится и в прогнозе IEA). Задача определения возможностей компенсации этого потенциального разрыва стоит перед субъектами ТЭК уже сейчас.

Природный газ и СПГ

С учетом текущих тенденций объем добычи газа в 2017 году уже со значительной точностью оценивается на уровне 694,9 млрд куб. м., тем самым годовой прирост составит около +8,4%. Две трети этого объема (68,3%) составит добыча, осуществляемая «Газпромом». Именно с его активным освоением месторождений связано обеспечение указанного прироста газодобычи в прогнозном периоде. При отсутствии ресурсных ограничений этот прогноз определяется потребностями внешнего и внутреннего рынков, поэтому интерес вызывает анализ структуры прироста: наращивание экспортной составляющей почти в два раза превосходит увеличение внутреннего потребления в натуральном выражении.

Потребление газа на внутреннем рынке оценивается на уровне 466,2 млрд куб. м (+1,3%) — и это основной объем от добычи (67,1%). Перспективы увеличения внутренних поставок связаны с продолжением успешной реализации программ газификации регионов, устойчивой тенденцией увеличения использования газа в качестве альтернативного моторного топлива, а также развитием газохимии. При этом необходимо отменить, что главная задача сейчас, это не скачкообразное расширение объемов, а стабилизация темпов роста с учетом снижения газоемкости промышленности.

Объем экспорта газа по магистральным трубопроводам ожидается на уровне 210 млрд куб. м (+5,7%). Увеличение объемов экспорта является экономически оправданным и не создает никаких рисков для обеспечения полной удовлетворенности внутреннего спроса. С учетом уточнения по данным о поставках газа в Европу за 9 месяцев 2017 года объем экспорта газа в Дальнее Зарубежье оценивается на уровне 175 млрд куб. м (+6,3%). Этот прогноз мог быть и выше в силу того же увеличения дефицита в странах ЕС, а также возможного снижения поставок газа из Северной Африки, но предпочтительно несколько ограничить ожидания в силу влияния противодействующих факторов: роста доли возобновляемых источников энергии в структуре энергопотребления стран рассматриваемой группы, в том числе за счет доли газа, а также стремлением европейских стран снизить зависимость от российского газа. На этом фоне все большую привлекательность приобретают страны АТР, которые рассматриваются как наиболее перспективные рынки сбыта. Экспорт газа в страны Ближнего Зарубежья в 2017 году составит 35 млрд куб. м (+2,9%). Этот прирост связан с ожиданием увеличения поставок в Республику Беларусь и Армению, несмотря на отсутствие договоренностей по поставкам газа в Украину.

В рамках рассмотрения СПГ в прогнозном периоде интерес вызывает прогноз увеличения его экспорта к 2020 году до 26,7 млн тонн. Это произойдет за счет ввода первой очереди проекта «Ямал-СПГ» в 2018 году. Развитие проектов СПГ имеет наибольшую перспективу из всех, но при этом требует значительных инвестиционных затрат, что является решающим сдерживающим фактором.

Уголь

Угольная промышленность предполагает рост в среднесрочной перспективе, но при сохранении действующих барьеров развития. Уточненный среднесрочный прогноз предполагает объем добычи угля на уровне 407,0 млн т в 2017 году (+5,6%). Несмотря на существенную ресурсообеспеченность, для отрасли характерны высокая капиталоемкость и длительность разработки новых месторождений. С целью нивелирования этого барьера в стране продолжается реализация «Технологической платформы твердых полезных ископаемых», предполагающая поиск и внедрение решений по интенсификации производственных процессов с обеспечением безаварийной, энергоэффективной и экологически безопасной работы горных предприятий. Это вносит свой вклад в ожидание достижений прогнозных значений по добыче угля на уровне 425,0 млн т к 2020 году (+10,3% к 2016 году). Вместе с тем, потребность в новых технико-технологических решениях — это не единственная проблема. Одним из ключевых барьеров также являются высокие логистические издержки. Оба наиболее угленосных месторождения (Кузнецкий и Канско-Ачинский угольные бассейны) значительно удалены от основных российских регионов-потребителей угля и, соответственно, издержки транспортировки в структуре себестоимости по ряду направлений доходят до 50%.

Несмотря на барьеры, наращивание объемов добычи обеспечивается преимущественно с ожиданиями рос­та экспорта в страны Дальнего Зарубежья (вне СНГ) на фоне устойчивого, но низкого темпа роста спроса со стороны внутреннего рынка страны.

Внутрироссийское потребление ожидается на уровне 191,0 млн т (+3,2%). Сохранение этого ежегодного темпа приведет к достижению значения в 194,8 млн т к 2020 году. Такая стабильность в среднесрочном прогнозе объясняется переходом на долгосрочные контракты поставок угля как одну из основных форм сотрудничества, что характерно для широкого круга предприятий, прежде всего, представителей категории основных потребителей: электроэнергетики, жилищно-коммунального хозяйства и металлургии. Также позитивной тенденцией является расширение использования угольной продукции: все больший спрос начинают формировать компании цементной и химической промышленности, а также глубокой переработки. Тем не менее говорить о структурных сдвигах еще рано. В целом же торговля углем становится все более организованной, помимо форм контрактации, свою роль также играет постепенное формирование биржевой торговли в этом сегменте, что немаловажно для рынка. Но все же этого недостаточно для преодоления очередного барьера в развитии угольной промышленности, а именно отсутствия экономических стимулов и востребованности рынка к повышению качества и глубины переработки угля, в том числе развитию углехимии.

В структуре внутреннего потребления особое внимание привлекает проблема стагнации спроса на энергетический уголь. Несмотря на пересмотр условий поставок, уголь все чаще не выдерживает ценовую конкуренцию с газом в сегменте электроэнергетики. Поэтому так важна работа по регулированию внутренних цен на газ, которая носит межотраслевой характер. В настоящее время расчеты показывают, что возобновление интереса инвесторов к угольной промышленности возможно только при более чем двукратном повышении цен на газ. Преодоление ситуации лежит исключительно в плоскости решений долгосрочного стратегического планирования, и сейчас ТЭЦ продолжают рассматривать возможности преобразования своих режимов функционирования с установлением газа как основного вида топлива.

Экспорт угля показывает рост в 2017 году до 189 млн т (+10,2%), но даже при таком темпе он значительно сдержан. В основном это связано с ограничением со стороны низкой пропускной способности железнодорожной сети (в особенности пограничных переходов) и портов. Для решения этой проблемы в настоящее время в стране проводится политика по развитию морской портовой инфраструктуры. В этих условиях угольные компании вкладывают значительные средства в создание собственных портовых терминалов по перевалке угля и оптимизацию логистики экспортных поставок (снижение транспортных издержек), повышая тем самым конкурентоспособность своей продукции на мировых рынках. Это позволяет ожидать наращивание объема экспорта угля к 2020 году до 199 млн т (+16,1% к 2016 году).

Обзор ключевых прогнозных производственных показателей по первичным топливно-энергетическим ресурсам в среднесрочной перспективе показывает значение этого инструмента в рамках разработки государственной энергетической политики. Необходимо не только реагировать на ранее не влиявшие, а также новые факторы и реализовывать отдельные адресные меры, но и стремиться к комплексному нормативно-правовому регулированию, обеспечивающему планомерное развитие отраслей ТЭК как единой и целостной системы.