В прошлом году спрос на автомобильное топливо в России впервые за многие годы продемонстрировал падение. Это было обусловлено чисто экономическими факторами — общей непростой ситуацией в стране. Но в перспективе отечественная переработка может оказаться перед лицом другой угрозы — снижения потребления горючего из-за массового распространения электромобилей.
Насколько данная угроза реальна? На первый взгляд, не очень. В России электрокары приживаются с большим трудом. Их парк едва достигает тысячи единиц, а основные зарубежные бренды электромобилей на отечественном рынке не представлены. Попытки наладить выпуск собственной модели на базе Lada Kalina также провалились — новинка не оправдала себя в экономическом плане.
Кроме того, существенным препятствием для электромобилизации России является недостаточно развитая сеть электрических заправок. Она слишком мала даже для имеющегося парка. Означает ли это, что нефтяники могут спать спокойно? Нет. Как показывает опыт ряда зарубежных стран, в первую очередь Норвегии, внедрение электромобилей может иметь взрывной характер. Основополагающим условием для этого является широкий набор мер государственного стимулирования. Если подобный сценарий будет реализован и в России, то спрос на автобензин к 2025 году может сократиться почти на четверть.

В октябре и ноябре «Газпром» обновил исторические рекорды по экспорту газа. Представители концерна утверждают, что нынешние достижения — не предел. Они с оптимизмом смотрят в будущее, ожидая, что через полтора десятилетия объем мирового потребления газа вырастет на треть, а его доля в глобальном энергобалансе будет стабильно расширяться. Предполагается, что основным драйвером спроса останется Китай, который интенсивно наращивает использование газа при производстве электроэнергии.
Обнадеживают перспективы энергопотребления и ряда других стран АТР. К 2035 году азиатский рынок по объемам потребления газа должен опередить Европу. В связи с этим «Газпром» связывает большие надежды с восточным вектором своего развития.
Но основная ставка по-прежнему на Европу. Несмотря на планы ЕС по снижению энергопотребления и развитию альтернативной энергетики, спрос на импортный газ будет расти — на 100 млрд м ³ к 2025 году и на 130 млрд м ³ к 2035-му.
Однако у «Газпрома» есть серьезные конкуренты. Прежде всего, это сланцевый газ США, который уже начал экспортироваться в виде СПГ. Пока, по мнению экспертов, он неконкурентоспособен на европейском рынке. Тем не менее европейские страны продолжают строительство новых регазификационных терминалов. Чтобы сохранить свои конкурентные позиции, «Газпрому» придется активнее работать на различных торговых площадках.

За последние годы Соединенные Штаты значительно нарастили нефтедобычу, главным образом на сланцевых месторождениях. Сланцевая революция стала шоком для других стран- экспортеров нефти. Скорость прироста американской нефтедобычи в 2010–2014 годах показала небывалый темп для мировой нефтегазовой промышленности (только в 2014 году она выросла на 2 млн барр/сут.).
Эксперты утверждают: американская сланцевая нефть — это новый балансирующий источник поставок на энергетическом рынке. Если раньше только Саудовская Аравия и Кувейт могли быстро нарастить или сократить добычу, сегодня такой возможностью обладают и Соединенные Штаты. К тому же в прошлом году США отменили действовавший в течение 40 лет запрет на экспорт нефти.
Норвежская компания Rystad Energy сообщила, что США впервые обогнали и Саудовскую Аравию, и Россию по объемам нефтяных запасов, которые экономически рентабельны для разработки в существующих налоговых и прочих условиях, при наличии доступных в этих странах технологий. Столь нетривиальные оценки вызвали негодование в России. Использование новых технологий позволяет существенно увеличить прежние оценки экономически извлекаемых ресурсов, не сдаются норвежские эксперты.

Развитие альтернативной энергетики набирает обороты во многих странах мира. Несмотря на падение цен на углеводороды, темпы строительства солнечных и ветряных электростанций не только не падают, но и бьют очередные рекорды.
При этом каждая страна решает с помощью ВИЭ собственные задачи. Как правило, помимо заботы об экологии, это и вполне практичные цели. В частности, для европейских государств это один из способов снизить зависимость от импорта углеводородного сырья и тем самым обеспечить свою энергетическую безопасность. В США же ВИЭ превратились в выгодный бизнес — выработка альтернативной энергии уже обходится дешевле, чем традиционной.
По пути развитых государств двинулся и Азербайджан. В стране уже реализован и реализуется ряд проектов по строительству ветряных, солнечных и геотермальных станций. Благодаря этому к 2020 году республика планирует увеличить выработку электроэнергии из ВИЭ в 280 раз! Но при этом Баку пытается решить за счет «альтернативы» достаточно оригинальную задачу. А именно: высвободить с внутреннего рынка дополнительные объемы газа, которые будут отправлены на экспорт. Ибо без такой «страховки» выполнение обязательств перед Европой по Южному газовому коридору оказывается под большим вопросом.
Однако анализ показывает, что ВИЭ тут не помогут. Во-первых, даже при идеальном варианте развития событий сэкономленные объемы газа окажутся слишком незначительными для того, чтобы подстраховать экспорт. Во-вторых, на развитие альтернативной энергетики нет денег. Государственный бюджет, сильно потрепанный в результате падения нефтяных котировок, с этой задачей не справится. А добровольно-принудительное внедрение солнечных батарей за счет населения не сработает из-за абсолютной экономической бессмысленности данного процесса.

От Шавката Мирзиёева, сменяющего многолетнего узбекского лидера Ислама Каримова, по законам психологии ждут перемен во всех сферах. Нефтегазовый комплекс в этом ряду стоит на особом месте: он обеспечивает 16% ВВП и более 35% экспортных доходов страны. Но отрасль переживает упадок: в Узбекистане снижается производство почти всех углеводородных товаров. Преодолеть эту тенденцию собственными силами и средствами республике вряд ли по силам, а общее «охлаждение» мировой экономики ограничивает приток международных инвестиций.
Такие вводные подразумевают, что новому узбекскому руководителю предстоит искать партнеров среди тех государств и участников рынка, для кого деятельность в Узбекистане не просто бизнес, а инвестиции в укрепление собственных петрополитических позиций на долгосрочную перспективу. Россия и российские отраслевые компании, как раз относятся к категории таких партнеров.

В декабре Колумбия примет первую партию импортного СПГ. Норвежская компания Hoegh закончила доставку и уста- новку в порту Картахена плавучего терминала по регазификации и хранению сжиженного газа Hoegh Grace FSRU. Судно вмещает 170 тыс. м ³ СПГ, мощность регазификационной установки 500 млн ф ³ /сут. Контракт на использование FSRU заключен на 20 лет с опционом сокращения срока до 15, 10 или 5 лет.
Между тем в рамках бюджетного плана на 2017–2020 годы инвестиции государственной нефтяной компании Ecopetrol в нефтегазовые операции в 2017 году составят $3,5 тыс. Из них $2,85 тыс. будет вложено в разведку и добычу — вдвое больше, чем в 2016 году. Ожидается, что добыча углеводородов увеличится на 760–830 тыс. барр/сут. н.э.
Справка: Колумбия занимает третье место по добыче нефти, седьмое по добыче газа в регионе.

В то время как главные мировые нефтяные корпорации были застигнуты врасплох ростом сланцевой нефтедобычи в Соединенных Штатах и изо всех сил пытались сохранить свои добывающие активы в разных частях мира, ConocoPhillips — одна из первых среди крупнейших добывающих компаний — решила поучаствовать в большой сланцевой игре на американском рынке.
По словам генерального директора ConocoPhillips Райана Ланса, разработка нетрадиционных ресурсов в США — один из главных факторов переходного периода в развитии отрасли. Свой доклад на конференции Offshore Northern Seas (ONS 2016) топ-менеджер посвятил роли сланцевых запасов для мирового рынка энергоносителей, а также связанным с их разработкой проблемам и возможностям, открывающимся перед отраслью.

После снятия со страны международных санкций в начале 2016 года Иран начал, быстро наращивая нефтедобычу, борьбу за возвращение своей доли на рынке. За первые два месяца экспорт иранской нефти увеличился на 900 тыс. барр и достиг 2,2 млн барр. В октябре страна вышла на досанкционные (4,1 млн барр) уровни добычи нефти и к 2020 году намерена увеличить ежесуточный объем нефтедобычи до 5,7 млн барр. Безусловно, резкое увеличение экспорта нефти было достигнуто не столько за счет роста объемов нефтедобычи в стране, сколько за счет использования накопленных ее запасов. Тем не менее фактор Ирана внес свою лепту в дальнейшее падение цен на нефть, и что будет дальше, когда рынок нефти наконец-то сбалансируется, покажет время.
Обладая огромными запасами газа, Иран ставит амбициозные цели — к 2020 году нарастить его добычу до 474,5 млрд м ³ . Что, впрочем, совершенно не реально. Даже если инвесторы понесут деньги, инвестиционный цикл занимает значительно больше четырех лет. Вероятно, Ирану придется отказаться от масштабных планов сетевых поставок своего газа в Европу и основным направлением развития газового экспорта сделать СПГ, который Исламская Республика сможет продавать большему числу государств.
Иран намерен создавать не только заводы по производству СПГ, но и пытается диверсифицировать свою экономику, вкладывая средства в другие ее сектора. В частности, развивая нефтепереработку и нефтехимию.

Об энергетической политике нового президента США пока можно судить только по декларированным в ходе предвыборной кампании энергетическим приоритетам и предпочтениям, которые мало обоснованы, никак не увязаны друг с другом и иногда противоречивы. Энергетическая риторика Дональда Трампа, особенно в нефтегазовых штатах, сводится к безусловному протекционизму нефтегазовой отрасли, поддержке угольной индустрии, сомнению в эффективности возобновляемых энергоносителей и категорическому антагонизму в отношении экологических инициатив любого толка. Трамп как президент будет поддерживать рост добычи нефти и газа и гидроразрывные технологии, ускорит выдачу лицензий на внешний континентальный шельф, аннулирует план «Чистая энергия», выйдет из Парижского соглашения по климату, возобновит работы по остановленным инфраструктурным проектам и снимет прочие ограничения на развитие американской энергетики.
Каким образом эти разрозненные инициативы стыкуются друг с другом и как отзовутся на внутреннем и мировых энергетических рынках, покажет время.

Exxon Mobil приступает к пилотному проекту добычи нефти из сланцев Vaca Muerta в нефтегазоносном бассейне Neuquen в Аргентине. Если результаты будут положительными, компания начнет полную разработку одной из самых крупных сланцевых формаций в мире, что потребует $10 млрд инвестиций в течение следующих 20–30 лет.
 Другая компания, Pan American Energy (в составе ВР), которая с 2011 года ведет разведочные работы в бассейне Neuquen и добывает сланцевый газ, планирует бурение первой эксплуатационной скважины на сланцевую нефть. Крупное скопление нефти в сланцах формации Vaca Muerta было открыто в 2010 году компанией Repsol (в то время Repsol-YPF).
 Американское агентство EIA оценивает суммарные извлекаемые ресурсы УВ формации в 16,2 млрд барр (2,2 млрд тонн) нефти и 308 трлн ф 3 (8,7 трлн м 3 ) природного газа. Wood Mackenzie ожидает, что к 2018 году добыча из сланцев Vaca Muerta увеличится вдвое.
Между тем правительства Аргентины и Великобритании договорились о совместной работе по снятию ограничений на нефтегазовое бурение на шельфе Фолклендских островов, действующих со времени территориального конфликта 2010 года.
Справка: Аргентина занимает пятое место по добыче нефти, второе по добыче газа в регионе.

Современный процесс транспортировки нефти невозможно представить без использования противотурбулентных присадок (ПТП). Сегодня на рынке присутствует значительное число ПТП разных производителей. Одна из основных сложностей для заказчика заключается в том, что современные методы расчетов не позволяют точно определить зависимость гидродинамической эффективности присадки от ее концентрации. Эта величина определяется лишь по результатам опытно-промышленных испытаний присадки на том участке трубопровода, где планируется ее использование.
Выпускаемая ГК «Миррико» противотурбулентная присадка M-FLOWTREAT удовлетворяет всем требованиям отраслевых стандартов и по эффективности не уступает импортным аналогам. Качество этого продукта было дополнительно подтверждено в ходе экспериментов в ОАО «ВНИИ НП». В этом году M-FLOWTREAT была включена в Реестр основных видов продукции, закупаемой ПАО «Транснефть».

Любой сложный процесс требует профессиональной организации и тщательного контроля. Организация такой деятельности называется супервайзингом. Как элемент управления нефтегазовым производством он зародился в 1990-х годах. Его появление вызвано необходимостью обеспечить высокое качество работ в отрасли.
Сейчас практически все российские ВИНК используют этот метод контроля и надзора за подрядными организациями при бурении, ремонте скважин, проведении сейсмических исследований. В последнее время растет востребованность услуг по относительно новым направлениями — таким, как рекультивация загрязненных земель, учет и складирование труб, ремонт погружных насосов и технологических установок.
Несмотря на трудные для отрасли времена, супервайзинг имеет относительно неплохие перспективы для дальнейшего развития. В том числе, за счет дальнейшего расширения круга решаемых задач. Одним из перспективных направлений является геосупервайзинг. Он включает геолого-технические исследования, инструментальные измерения и их анализ. Такой подход позволяет заказчику снизить стоимость услуг, а также за счет синергетического эффекта обеспечить их высокое качество.

Российские нефтяники продолжают увеличивать объемы добычи углеводородного сырья. Одним из основных рычагов этого процесса является строительство новых эксплуатационных скважин. В связи с этим буровые подрядчики смотрят в будущее с умеренным оптимизмом.
Один из лидеров рынка — Сибирская Сервисная Компания (ССК) — в этом году намерен сохранить прошлогодний объем проходки при росте объемов горизонтального бурения. При этом усложнение условий добычи требует от компании активно развивать технологический уровень предоставляемого сервиса. Об этой и других тенденциях бурового рынка «Вертикаль» беседует с заместителем генерального директора по маркетингу АО «Сибирская Сервисная Компания» Алексеем КАНАШУКОМ.

Падение цен на нефть и связанное с этим снижение инвестиций добывающих компаний существенно повлияли на состояние отечественного рынка буровых установок. Предполагается, что по итогам текущего года его объем в натуральном выражении сократится на 40% к рекордному уровню 2008-го — со 124 до 72 единиц. При этом в структуре производителей в последние годы произошли значительные изменения. ООО «ВЗБТ» и группа «Кунгур», которые ранее обеспечивали значительную долю продаж буровых установок, столкнулись с серьезными проблемами. Это укрепило лидерство на рынке ООО «Уралмаш НГО Холдинг».
Машиностроители заинтересованы в развитии нефтедобычи — тогда появляется дополнительный спрос на буровые установки. В ближайшие два года такие ожидания могут сбыться, но в дальнейшем ситуация, вероятно, осложнится. Ведь после 2018 года ожидается пауза со вводом в разработку новых крупных месторождений углеводородного сырья. Соответственно, и высоких темпов роста рынка буровых установок ожидать не приходится.

В кризис трудно живется всем — и добывающим компаниям, и производителям нефтепромыслового оборудования, и сервисным подрядчикам. В некотором смысле больше других повезло группе компаний «Римера» — нефтесервисному дивизиону ЧТПЗ. Наличие мощного производственного и финансового тыла в лице одного из крупнейших российских изготовителей трубной продукции помогает ей удерживать прочные рыночные позиции и развивать новые, более перспективные направления деятельности. Об этом и других реалиях сегодняшнего сервисного рынка с «Вертикалью» беседует генеральный директор ГК «Римера» Борис КОВАЛЕНКОВ.
Наш собеседник отмечает, что в сложных условиях необходима консолидация средств и усилий. Только крупная компания с комплексным подходом может позволить себе, перераспределяя средства и акценты на продукты и услуги, развиваться вопреки кризису. Вместе с тем в нашей стране не все заказчики готовы к реализации сложных комплексных проектов, поскольку они дают результат в перспективе нескольких лет. А в нефтяной отрасли пока что главенствует правило оптимизации «сегодняшних» затрат.
Но в любом случае снижение нефтедобычи на существующих месторождениях потребует применения новых технологий для повышения коэффициента извлечения сырья. А значит, будут расти требования нефтяных компаний к сервисным подрядчикам и производителям нефтегазового оборудования.

Во времена СССР свердловский «Уралмаш» был фактически единственным в стране производителем тяжелого бурового оборудования. В начале 2000-х годов предприятие столкнулось с серьезными организационными, производственными и финансовыми трудностями, чем не замедлили воспользоваться конкуренты.
Второе дыхание завод обрел в 2010 году, когда контролируемая Газпромбанком МК «Уралмаш» и инвестфонд United Capital Partners (UCP) учредили компанию «Уралмаш НГО Холдинг».
Акционеры объединенного предприятия озвучили масштабную программу модернизации с целью обеспечения «российским производителям лидирующих позиций на отечественном рынке тяжелых БУ». Слова не разошлись с делом: лидерство холдинга в данном сегменте рынка сегодня неоспоримо. О том, как живется заводу в сложные для экономики времена, и об общей ситуации на рынке бурового оборудования «Вертикали» рассказывает заместитель генерального директора по маркетингу и продажам ООО «Уралмаш НГО Холдинг» Владимир РАПТАНОВ.

Российский нефтесервисный рынок, вопреки кризису, в последние годы демонстрирует рост. Но приводит ли это к улучшению финансового положения, повышению технологического уровня и укреплению конкурентоспособности предприятий сектора? Об этом «Вертикаль» беседует с Владимиром БОРИСОВЫМ, президентом Ассоциации нефтегазосервисных компаний, генеральным директором МП «ГеоИнТЭК».
Наш собеседник отметил, что в целом ситуация на рынке не дает поводов для паники, объем заказов со стороны ВИНК даже растет. Но вследствие снижения расценок на сервисные операции доходы подрядчиков в лучшем случае остаются на уровне прежних лет. Конкуренция обостряется, а плату за выполненные работы приходится ждать слишком долго. Недоступность банковских кредитов и чрезмерно жесткая фискальная политика государства не позволяют отечественному нефтесервису развиваться. В результате он упустил возможности, представившиеся ему благодаря падению курса рубля и введению западных санкций.
Ему так и не удалось потеснить крупнейшие международные сервисные корпорации. Важнейшим фактором развития отечественного нефтесервиса могло бы стать формирование мощного сектора независимых нефтяных компаний. Положительную роль сыграло бы создание крупной сервисной корпорации на базе разрозненных ныне активов. Наконец, сервисники ждут более мягкой и гибкой политики со стороны государства в сфере налогообложения и финансирования НГК.

В результате падения нефтяных цен значительные финансовые потери понесли не только добывающие компания и страны- экспортеры энергетического сырья, но и сектор нефтесервисных предприятий. По всему миру его представители подсчитывают убытки и сокращают персонал, а то и находятся на грани банкротства.
Впрочем, в России ситуация не столь критическая. Отдельные сегменты нефтегазового сервиса даже продолжают развитие. В первую очередь это касается эксплуатационного бурения. В разгар кризиса активизировалось и поисковое бурение. Меняется к лучшему ситуация в секторе подземного и капитального ремонта скважин.
Но не все так безоблачно, как кажется на первый взгляд. Так, общеотраслевая положительная динамика достигнута благодаря заказам главным образом одного заказчика — «Роснефти», в то время как многие другие недропользователи сокращали объем работ. То есть у сектора нет надежной опоры. Кроме того, сохраняется высокая зависимость отрасли от дорогостоящего иностранного оборудования. И, к сожалению, это не исчерпывающий перечень проблем и рисков.

Российский нефтесервисный рынок находится в непростой ситуации. Можно сказать, что он оказался на перепутье. С одной стороны, усложнение условий бурения и развитие наиболее технологичных сегментов задают положительную динамику. С другой стороны, консолидация активов и уменьшение количества нефтяных компаний негативно влияют на конкуренцию в отрасли.
Растет доля так называемого закрытого и кэптивного сервиса, когда основная масса работ выполняется силами собственных сервисных подразделений или аффилированных организаций. Одновременно увеличивается и доля на рынке нескольких крупных буровых компаний. Все эти факторы уже в среднесрочной перспективе могут отрицательно сказаться на эффективности сервисных работ.

В условиях экономического кризиса и низких цен на нефть роль российского нефтегазового сервиса оказалась двоякой. С одной стороны, увеличение объема и повышение эффективности нефтесервисных операций — это верный способ сохранения текущих уровней добычи с минимальными издержка- ми. То есть грамотный подход к сервису позволяет дать ответ на те вызовы, которые ставит перед нефтяниками кризис.

Нефтяной рынок заканчивает 2016 год с осторожным оптимизмом. Принятое страна- ми ОПЕК решение о сокращении добычи обещает повышение котировок в наступающем году. Означает ли это, что рынок приблизился к состоянию баланса и справедливому уровню цен? Об этом «Вертикаль» беседует с управляющим директором компа- нии VYGON Consulting Григорием ВЫГОНОМ. Как отмечает наш собеседник, решение ОПЕК может иметь только краткосрочный эффект. Но в долгосрочном плане наблюдается совершенно четкий тренд на стабилизацию и понижение нефтяных цен. И действия картеля здесь ничего не изменят. Американская сланцевая революция дока- зала свою жизнеспособность даже в условиях ценового кризиса. И ее перспективы скорее недооценены, чем переоценены. Одновременно ВИЭ уже становятся дешевле традиционных энергоносителей и активно теснят их в структуре энергобаланса западных стран.
 В этих обстоятельствах Россия нуждается в четкой стратегии развития нефтегазового комплекса по всем направлениям: геологоразведка, добыча, переработка. Необходимо также довести до логического завершения налоговую реформу в нефтяной отрасли. Наконец, надо сдвинуть с мертвой точки реформу газового сектора и разработать новую модель российского газового рынка.

Новая книга Юрия Шафраника и Валерия Крюкова «Нефтегазовый сектор России: трудный путь к многообразию» посвящена изучению проблемы функционирования и развития нефтегазового сектора России через призму современных технологических и экономических процессов. Книга написана признанными экспертами, обладающими обширными теоретическими знаниями и практическими навыками работы. Их взгляд на текущее состояние и перспективы развития отрасли, в том числе рекомендации по совершенствованию ее государственного регулирования, представляет несомненный интерес и дает богатую пищу для размышлений.
Авторы отмечают, что целью российских властей должно быть формирование благоприятных условий для успешного функционирования отрасли, вклад которой в экономику страны должен сохраняться на высоком уровне. Достичь этого они предлагают, опираясь на триаду «самые передовые технологии — опыт и навыки работы в нестандартных условиях — институциональная среда».

Этот год «юбилейный» для большинства государств, возникших на месте разрушенного СССР, но Казахстан занимает на этой карте особое место. Провозгласив свою независимость 16 декабря 1991 года, республика привлекла за это время наибольший объем международных инвестиций среди всех постсоветских стран, более остальных увеличила свой ВВП, довела среднюю зарплату до самого высокого уровня на пространствах СНГ. Локомотивом этого развития РК стала нефтегазовая отрасль, о которой президент Нурсултан Назарбаев сказал: «Не проклятие, а благословение». За 25 лет производство нефти в стране выросло более чем в три раза, газа — почти в пять раз, доходы от нефтегазовой отрасли — в десятки раз.
При этом нефтегазовая политика официальной Астаны неоднократно меняла приоритеты, в чем-то повторяя российский отраслевой курс, в чем-то делая собственные повороты. Сегодня ясно, что в новых условиях руководство Казахстана сделало другой нефтяной выбор, нежели власти РФ, — от производственной до налоговой политики. Кто прав, покажет будущее, но новейшая нефтяная история РК это весьма поучительный пример того, как превратить периферийную отрасль в фундаментальную основу национального богатства.

«Газпром нефть» утвердила стратегию реализации нового крупного проекта — освоения Отдаленной группы месторождений в южной части Ямало-Ненецкого автономного округа. Пресс-служба компании сообщила, что проект объединяет в единый кластер активы «Газпром нефти», расположенные в Красноселькупском и Пуровском районах ЯНАО, — Чатыль- кинское, Западно-Чатылькинское, Холмистое, Воргенское, Равнинное и Южно-Удмуртское месторождения, а также перспективные лицензионные участки. Оператором реализации нового крупного проекта выбран «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Ожидается, что пик добычи на Отдаленной группе месторождений будет достигнут в 2025 году и составит около 3 млн тонн нефти в год. Коммерческая добыча нефти на Западно-Чатылькинском месторождении, геологические запасы которого превышают 40 млн тонн, начнется уже в 2018 году.

Компания ЛУКОЙЛ представила свое видение основных тенденций развития мирового рынка нефти до 2030 года. Презентация прогноза прошла в Москве после исторического решения ОПЕК о заморозке добычи нефти на уровне 32,5 млн барр/сут. По словам вице-президента ЛУКОЙЛа Леонида Федуна, «если проанализировать историю таких операций, в течение полугода-года цена на нефть может вырасти на 50%, а в течение следующего года $60/барр будет доминирующей ценой».
Решение ОПЕК уже повысило стоимость «черного золота» в среднем на 15%. В настоящее время нефть марки Brent торгуется в интервале $54–55/барр. Однако, несмотря на то, что Россия официально поддержала решение картеля, у сторонников ограничения добычи все же есть оппоненты, которые полагают, что рынок был сбалансирован и до принятия такого решения. Теперь же, при цене на нефть свыше $50/барр, американские компании, добывающие сланцевую нефть, смогут увеличить свою добычу, что приведет опять к дисбалансу рынка и падению нефтяных цен уже в следующем году.

Крупнейшая приватизационная сделка года — продажа 19,5% акций «Роснефти» — успешно завершена в установ- ленные правительством сроки. Новым крупным акционером флагманской ВИНК России стал консорциум, созданный на паритетных началах катарским суверенным фондом Qatar Investment Authority и трейдерской компанией Glencore. Пакет продан за 10,5 млрд евро. В федеральную казну поступит порядка 721,25 млрд рублей. Кроме того, одним из дополнительных элементов сделки стало заключение долгосрочного поставочного контракта «Роснефти» с Glencore. В.Путин выразил надежду, что приход новых инвесторов улучшит корпоративные процедуры и прозрачность компании, приведет к росту капитализации.

Принятое ОПЕК решение о сокращении добычи нефти оказалось одновременно и долгожданным, и неожиданным. По сути, картель шел к нему несколько лет. Но большинство аналитиков все же не верило, что оно состоится.
Как этот шаг отразится на России? Во-первых, бюджет нашей страны получит дополнительные доходы. По оценкам экспертов, на одних только ожиданиях «нефтяной заморозки» российская казна заработала $6 млрд. А реальное сокращение добычи может принести ей еще как минимум $19 млрд.
Сложнее с оценкой производственных эффектов для отрасли. Ряд экспертов (прежде всего, в рамках самой ОПЕК) полагает, что Россия выдает неизбежное за акт своей доброй воли. То есть сокращение ее добычи произошло бы в 2017 году в любом случае, вне зависимости от результатов переговоров с картелем.
Другие же эксперты отмечают, что у России были неплохие возможности увеличения производства сырья в 2017–2018 годах.
И теперь она фактически отказывается от выхода на локальные добычные пики. Достигнуть их в последующие годы будет уже труднее. Нефтяные компании в целом подержали руководство страны и заявили о готовности сокращать добычу. Но при этом ряду из них придется пересматривать свои планы, чтобы обеспечить «заморозку» на необходимом уровне.
Сокращение добычи в России вряд ли нанесет ущерб отечественному нефтяному экспорту. При желании его можно сохранить на прежнем уровне или даже увеличить за счет уменьшения объемов внутренней переработки. При этом, если Саудовская Аравия сдержит свое слово и ограничит производство, накал конкурентной борьбы на европейском рынке может даже снизиться. И это будет еще одним плюсом для России.

Двухлетний эксперимент ОПЕК по сдерживанию роста добычи нефти в США ценой собственных потерь закончился. На заседании конференции ОПЕК 30 ноября в Вене было принято решение о снижении добычи и отказе от бесконтрольного наращивания производства в дальнейшем. К удивлению скептически настроенных обозревателей, Саудовская Аравия, Ирак и Иран сумели преодолеть разногласия, которые служили препятствием к заключению соглашения на предыдущих встречах. Члены картеля договорились снизить суммарную суточную добычу на 1,2 млн барр, до 32,5 млн барр, на шесть месяцев начиная с января 2017 года с возможностью продления на следующий период, в зависимости от условий на мировом рынке. Договор выходит за рамки картеля: отдельно оговаривается участие экспортеров нефти вне ОПЕК, которые должны сократить собственное производство на 600 тыс. барр/сут. Половину объема берет на себя Россия.
Соглашение ОПЕК вызвало одномоментный рост котировок на 5–6%. В случае исполнения обязательств цена нефти может стабилизироваться на уровне $55–60/барр. Но устойчивая репутация картеля как нарушителя квотовых обязательств и уязвимость некоторых условий заключенного соглашения особого оптимизма не внушают.