Какова реальная стоимость российской нефти

За последний год российская нефтяная отрасль столкнулась со многими вызовами, и одним из главных стал вопрос о том, как оценивать стоимость национальной нефти в новых условиях. Ответом на него могла бы стать собственная система котировок, но для ее создания России предстоит пройти долгий путь.

До 2022 года в России и мире действовала устоявшаяся за долгие годы система ценовых индикаторов. Традиционно и экспортеры, и покупатели ориентировались на котировки международных ценовых агентств на базисах в Северо-Западной Европе (NWE/ARA) и Средиземноморье (Med). Именно эти цены указывались в контрактах, использовались при расчете налогов и таможенных пошлин, оценке эффективности инвестиционных проектов всеми: самими нефтяниками, банками, трейдерами, правительством. Дифференциал в ценах Urals и Brent не превышал $2 за баррель и был понятен и логичен — как разница в стоимости получаемых при переработке нефтепродуктов (так называемая корректировка на «качество» нефти).

Прошлый год стал революционным. Запрет на поставки российской нефти в ЕС, перенаправление экспортных потоков в Азию, рекордные дисконты и кратно выросшая стоимость фрахта полностью изменили рыночный ландшафт. А главное — пропало доверие: государство и участники рынка стали сомневаться в том, что публикуемые ценовыми агентствами котировки отражают рыночные реалии, и стали активно искать альтернативы.

Существующий порядок вещей обычно выглядит неизменным и неколебимым, но — Urals как ценовая котировка появилась не так давно: стоимость российской нефти в итальянской Аугусте агентство Platts начало рассчитывать в январе 1984 года. То есть спустя два десятилетия после физического появления сорта Urals на европейском рынке. Четыре года спустя оценки начал публиковать Argus. Однако широко использовать котировки Urals российские нефтяные компании и импортеры стали гораздо позднее — в середине 1990-х годов.

Как устанавливались цены на экспортируемую нефть в 1970–1980-х годах? Страны, входившие в Совет экономической взаимопомощи (СЭВ), обычно получали нефть по ценам существенно ниже рыночных. Хотя в отдельные годы Восточная Германия или Польша платили за Urals даже больше, чем, например, Великобритания, но это превышение было «статистическим» — из-за использования в рамках СЭВ «переводного рубля» и большого количества бартерных соглашений, в которых цены на получаемые от компаний из этих стран товары и услуги часто были выше мировых. В то же время Западная Европа и Япония импортировали нефть на «рыночных условиях», а доля бартера была небольшой. В основе ценообразования была привязка к спотовым ценам, а дисконт отражал поправку на качество и геополитические риски.

Сейчас, много лет спустя, мы де-факто вернулись к этой системе. Российские компании все чаще используют в контрактах привязку к ценам на Brent или Dubai, а Минфин при расчете НДПИ на нефть и других налогов и сборов, уплачиваемых нефтяными компаниями, уже оперирует показателем «Brent минус». Редукция на первый взгляд не выглядит значимой, ведь и в прошлом котировки Urals определялись «контрактами на разницу», а цены на бОльшую часть торгуемой на мировом рынке нефти до сих пор рассчитываются на основе дифференциалов к маркерным сортам: Brent, WTI и Dubai.

Дифференциал к бенчмарку выглядит как простая и удобная опция в условиях снижения доверия к котировкам Urals, но насколько такой механизм оптимален, особенно в долгосрочной перспективе? С одной стороны, вероятность того, что из-за США или ЕС введут ограничения, которые не позволят получать котировки маркерных сортов, остается минимальной, с другой — такой подход закрепляет привязку российской нефти к другим сортам, не позволяя получать выгоды, связанные с самостоятельным котированием на мировом рынке (в 2016 году СПбМТСБ оценивала возможные потери от привязки к Brent в $0,8–1/барр.).

Россия несколько раз пыталась отвязать Urals от Brent, создав свой собственный бенчмарк. Технически российская нефть обладает всеми необходимыми условиями: высокой физической ликвидностью (экспортные поставки Urals превышают 2,7 млн баррелей в сутки, что сравнимо с Basrah Medium, WTI Midland), относительно диверсифицированной структурой потребления (Индия, Китай, страны Ближнего Востока). Однако пока что создать самостоятельную котировку, которой доверяли бы и государство, и участники рынка, не удалось.

Сейчас помимо дифференциала к маркерным сортам у государства есть возможность использовать данные о сделках на внебиржевом рынке (агрегируемые СПбМТСБ), а также данные по стоимости нефти на базисе fob, которые продолжают собирать и публиковать российские и международные ценовые агентства. И в том, и в другом случае ключевым вопросом остается доверие к этим индикаторам из-за низкой прозрачности рынка. Внебиржевой индекс может объективно отражать экспортные цены при исключении сделок с аффилированными лицами, однако остается проблема с тем, что это «взгляд в зеркало заднего вида» — индекс может использоваться для фискальных нужд, но не при заключении экспортных контрактов. И его расчет не решает проблему «некорректности» котировок в российских портах.

Выходом может стать создание полноценной системы котировок не только в российских портах, но и на базисах поставки Urals, ESPO и других сортов, что позволило бы объективно оценивать текущий уровень дисконтов. Это сложная задача, которую вряд ли можно решить за несколько месяцев, но именно она могла бы открыть дорогу к созданию российского маркерного сорта. И на этом пути Россия могла бы сотрудничать со странами—потребителями своей нефти, что позволило бы обеспечить и решить задачу доступа к информации и необходимый уровень доверия к котировкам.

Сергей Кондратьев, руководитель Экономического департамента Института энергетики и финансов