Устойчивой тенденцией последних двух десятилетий было непрерывное увеличение роли нефтегазовых доходов в экономике страны. Поступления от нефти и газа являются также главной компонентой торгового баланса, основой формирования международных резервов и специализированных фондов. Вместе с тем с начала проведения налогового маневра произошла кардинальная смена приоритетов фискальной политики – снижение таможенных пошлин стимулирует экспорт сырья, а рост ставок НДПИ угнетает внутренний рынок нефтепродуктов. В результате начинает проявляться отрицательный мультипликативный эффект – пересмотр льготных коэффициентов, введение обратного акциза, рост ставок существующих налогов и планы по введению новых для компенсации выпадающих доходов.

Стратегия регулирования налогообложения в зависимости от конъюнктуры рынка и для выполнения бюджетообразующей функции способна решить только текущие задачи, а также демотивировать недропользователей и инвесторов к реализации долгосрочных программ развития. Поэтому ориентиры трансформации налогообложения нефтегазового комплекса должны быть связаны с фундаментальными факторами, обеспечивающими расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы, повышение производительности труда за счет технологического перевооружения отрасли, развитие импортозамещающих технологий освоения трудноизвлекаемых запасов (в том числе Арктической зоны и шельфа), рост глубины переработки и расширение номенклатуры продуктов высоких переделов.

Избирательная кампания в США вступила в свою финальную фазу. Для общеполитической прессы это накаленный пласт партийных дрязг, медиа-баталий, расовых волнений и уличных страстей невиданной доселе ярости. А для специализированно-отраслевых изданий это еще и столкновение между предвыборными платформами двух существующих в стране лагерей, в том числе между двумя противоположными топливно-сырьевыми концепциями и их проводниками.

Знаковым событием сентября стало принятие чувствительных для отрасли решений об отмене части налоговых льгот и изменении режима НДД в сторону увеличения налоговой нагрузки.
За последние 10 лет налоговые льготы в основном приумножались, несмотря на неоднократные падения цен на нефть. Например, в 2008 году при снижении цены нефти до $38/барр был установлен уровень необлагаемой цены $15 вместо ранее действовавшей нормы в $9/барр, что существенно уменьшило налоговую нагрузку на компании. Сейчас впервые на фоне низких цен на нефть произошла отмена конкретных льгот по весьма значительным группам месторождений – сверхвязкая нефть и месторождения с высокой степенью выработанности, также вводятся другие ограничения льгот и преференций. В качестве одного из основных аргументов в пользу принятых решений указывается невостребованность этих льгот.

В настоящее время рынок нефти находится под действием нескольких факторов. С одной стороны, восстановление котировок после апрельских минимумов на позитивных новостях о вакцинах, мерах соглашения ОПЕК+, природных катаклизмах и забастовках, а также данных по восстановлению спроса со стороны крупнейших потребителей (см. «Динамика цены нефти марки Brent…»). В результате среднеквартальная стоимость в III квартале 2020 года выросла до $43,4/барр, хотя при этом она все еще находится ниже уровней начала года в среднем на $7,6/барр. С другой стороны, растущие опасения по поводу второй волны COVID-19, глобальное замедление экономики и, как следствие, спроса на нефтепродукты.

За последнее десятилетие коэффициент восполнения запасов нефти в России снизился до 104%. В основном прирост запасов обеспечивается доразведкой и переоценкой запасов разрабатываемых месторождений, имеются значительные успехи на Таймыре и континентальном шельфе. Прослеживается интерес компаний к новым регионам, однако в традиционной Западной Сибири еще остался значительный нераскрытый потенциал – доюрский комплекс (ДЮК). Его разработка была начата еще в 70–80-е годы прошлого века, но тогда не получила серьезного развития из-за наличия менее глубоких и более простых и понятных в разработке залежей. Сегодня отрасль стоит перед новыми вызовами, и для развития доюрского комплекса необходимы новые технологии и дополнительные стимулы к их созданию.

Правительство РФ планирует полностью газифицировать страну с 2020-го по 2030 год. Для реализации национального проекта предполагается запустить проект «Сила Сибири-2» – дополнительный трубопровод не только поддержит мощности первого потока «Силы Сибири», но и создаст возможность газифицировать отдаленные регионы России. Программа газификации на 2021–2025 годы уже согласована с властями 14 регионов РФ, что говорит о скором развитии внутреннего газового рынка.

Активная декарбонизация экономики ЕС, включая декарбонизацию ее газовой отрасли, создает новые возможности для сотрудничества России и ЕС в газовой сфере. И это может быть сотрудничество нового типа, основанное не только на поставках российского газа в ЕС в традиционные сферы его потребления, но и на совместном участии сторон в разработке и реализации новых технологических решений и схемы сотрудничества. В ее основе – производство и использование чистого водорода, получаемого без выбросов СО₂ глубоко внутри ЕС из российского природного газа, поставляемого традиционным путем его доставки по существующей ГТС к местам его будущего производства и потребления в так называемых водородных долинах ЕС Мнения, представленные в данной статье, могут не отражать официальную точку зрения Группы «Газпром» и (или) государственных органов РФ, и ответственность за них несет только автор Исследование проводится при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований в рамках проекта № 19-010-00782 «Влияние новых технологий на глобальную конкуренцию на рынках сырьевых материалов»

В декабре 2020 года (оптимистический сценарий) или в первой половине 2021 года (сценарий пессимистический) ожидается сдача в эксплуатацию Трансадриатического трубопровода (ТАР) – последнего звена трехчленного Южного газового коридора (ЮГК) суммарной длиною 3410 км (см. «Составные части ЮГК»). Вслед за пуском ТАР должно произойти еще одно знаковое для ЕС событие: начало поставок каспийского газа в Европу (в Грецию и Италию, а в перспективе и в Болгарию). Учитывая, сколько усилий и средств было потрачено участниками проекта на создание ЮГК ценою $16,4 млрд (реализация сырьевого проекта Шах-Дениз-2 – отдельная в $28 млрд строка расходов), начало поставок каспийского газа в Европу обязательно будет названо Баку, Брюсселем, Вашингтоном, Анкарой и другими интересантами историческим событием. В цифрах этот «историзм» выражается скромно – в относительно небольших проектных 10 млрд м3 каспийского газа в год, предназначенных Европе. Но в информационно-политической подаче – это звонкая «альтернатива, обеспечивающая энергетическую безопасность ЕС». В цифрах «альтернатива» выглядит скромнее – 1,8% годового потребления газа в ЕС в 2019 году.

Развивая договоренности Парижского соглашения по климату, многие страны приняли на себя обязательства перейти к экономике с нетто-нулевыми выбросами парниковых газов. Повышение температуры, сколько бы ни спорили о его природе и роли в этом человека, будет иметь разрушительные последствия. Чтобы минимизировать ущерб, как считают ученые, просто снизить объемы выброса уже недостаточно – необходимо добиться нетто-нулевого выброса парниковых газов (Zero-carbon footprint или безуглеродный след).

Часть континента Африки к югу от Сахары в экономико-географическом плане выделяют в отдельный субрегион, охватывающий около 50 стран. Его называют Африка южнее Сахары или Черная Африка. С точки зрения электрификации этой территории подошло бы еще одно название – Темная Африка, так как более половины ее населения не имеют доступа к электричеству. Ряд африканских стран, стремясь отойти от загрязняющей атмосферу угольной энергетики, переориентируется на природный газ. Использование газа для генерации электричества служит переходной стадией, как бы мостом в эпоху чистой энергетики на возобновляемых энергоносителях. Проекты газовой электрогенерации в первую очередь продвигают страны с собственными запасами и добычей газа. Суммарный газовый потенциал стран Африки южнее Сахары составляет около 10 трлн м3. В настоящее время 13 стран субрегиона уже используют газ для производства электроэнергии или развивают проекты газовой генерации. Десять из этих стран генерируют электроэнергию за счет собственной добычи газа и три государства полагаются на импортное топливо, поступающее по двум трансграничным газопроводам на западе и востоке региона. Другим вариантом импорта могут служить морские или внутриконтинентальные поставки СПГ.