Управляющий партнер Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин считает, что Дели действует прагматично: с одной стороны — энергетическая безопасность и ценовая выгода, с другой — торговые договоренности с США и санкционные риски.
— Главный вопрос — на сколько в действительности, а не на бумаге снизятся поставки, — подчеркнул собеседник.При этом, по его мнению, если Индия реально сократит импорт, то эти объемы будут переориентированы в Азию, прежде всего в Китай. Однако это означает рост затрат на фрахт и страхование, что в свою очередь может отразиться на цене. В целом, по его мнению, альтернативные рынки существуют, но они либо меньше по объему, либо требуют дополнительного дисконта.
— Для цены на российскую нефть ключевой фактор — это размер дисконта. При изменении индийского спроса дисконт к Brent, вероятно, расширится, поскольку продавцу придется искать новых покупателей или усложнять схемы поставок. Мы не видим перспектив для существенного эффекта на глобальные цены из-за малозначительных изменений в торговых потоках. Таким образом, вопрос не в том, «найдет ли РФ покупателя», в этом сомнений нет, а в том, по какой цене эта нефть будет куплена, — отметил Дмитрий Касаткин.
Управляющий партнер Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин говорит, что производитель бурового и аварийно-ремонтного инструмента внутри группы станет элементом вертикальной интеграции, который снизит зависимость от внешних поставщиков в условиях ограничений.
«Для бурения и ремонта скважин критичны сроки и доступность инструмента: собственное производство позволяет сокращать сроки поставки, быстрее закрывать дефицитные позиции и уменьшать риск простоев»,— поясняет аналитик.
Дополнительным эффектом, продолжает господин Касаткин, будет контроль качества и возможность оперативно дорабатывать инструмент под конкретные геологические условия и режимы работы, что влияет на темпы бурения и долю непроизводительного времени. По его словам, часть продукции завода можно также поставлять на внешний рынок, получая дополнительный доход.
Как прогнозировали в Kasatkin Consulting, в 2026–2027 годах российский рынок нефтесервиса будет расти со среднегодовым темпом (CAGR) 14%. Доля внутреннего сервиса вертикально интегрированных нефтекомпаний, вероятно, продолжит снижаться, и бенефициарами могут стать наследники «большой четверки», а также локальные игроки с диверсифицированным сбытом (см. “Ъ” от 1 сентября 2025 года).
This year, Russia’s crude-only production will decline slightly, but higher output of a light oil called condensate will offset that, bringing the total figure to 2024 levels, when output was 516 million tons, according to
estimates from Moscow-based Kasatkin Consulting. That’s equivalent to 10.36 million barrels a day based on a 7.33 barrel-per-ton conversion rate, and compares with 10.28 million barrels a day last year.
“In theory, Russia’s potential to increase output is very high, but everything depends on the economy, OPEC+ agreements, as well as domestic constraints — the central bank’s key rate, personnel, technologies and operational efficiency — and external restrictions on marketing and delivering the nation’s crude to clients,” Dmitry Kasatkin, a managing partner at Kasatkin Consulting, said. “Changes in any of these factors will alter
the actual production potential.”
Из новых ограничений со стороны США российско-венесуэльские совместные проекты останутся вне цепочки, включающей долларовые расчеты, западные банки, страхование, фрахт, нефтесервис и комплаенс со стороны контрагентов, пояснил «Эксперту» партнер Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин. «Это приведет к сужению каналов сбыта и усложнению операций, а также к риску приостановки или заморозки любых планов развития, требующих внешних технологий и финансирования», — добавил он.
После выпуска новой лицензии Минфина США «двоякой» становится ситуация с Китаем, добавил Дмитрий Касаткин. С одной стороны, перепродажа венесуэльской нефти в КНР формально не запрещена, если первичная сделка проведена в рамках выданной лицензии, но с другой — китайские покупатели могут сами избегать сделок из-за правовых и политических рисков, резюмировал аналитик. «PetroChina, например, поручила трейдерам воздержаться от закупок венесуэльской нефти, маркетируемой под контролем США», — добавил он.
Запрет на транзакции с Россией, Кубой, Ираном, КНДР и косвенные барьеры на операции с Китаем будут перекраивать географии поставок венесуэльской нефти, уверен Дмитрий Касаткин. Часть потоков, по его прогнозам, уйдет из Китая в США, Индию и другие «дружественные к режиму лицензии» направления, а цена будет определяться тем, насколько быстро рынок переварит новые условия и какой дисконт потребуется за правовой риск
На доразведку проекта может уйти два-три года и около 10–30 млрд руб., говорит управляющий партнер Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин. Для строительства инфраструктуры и бурения эксплуатационного фонда инвестиции могут составить сотни миллиардов рублей, добавил он. При этом, отметил господин Касаткин, в рамках кластера CAPEX можно оптимизировать за счет использования Новопортовского месторождения и терминала «Ворота Арктики».
Характеристики объекта позволяют отнести его к типу нефтегазоконденсатных, а сырьевая база, вероятно, представлена малосернистой нефтью, газом и конденсатом, полагает Дмитрий Касаткин. Полученное сырье может войти в арктический сорт Novy Port, который востребован на экспортных рынках и в качестве сырья для глубокой переработки. В то же время, продолжает аналитик, наличие газа и конденсата потребует от «Газпром нефти» создания комплексной системы сбора и подготовки, а также эффективных схем утилизации попутного нефтяного газа.
По словам Дмитрия Касаткина, месторождение обеспечивает «Газпром нефти» долгосрочный задел в развитии арктического кластера. Эксплуатация проекта, добавляет он, позволит нивелировать риски снижения производства на зрелых месторождениях традиционных нефтегазоносных провинций.
Управляющий партнер компании Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин отметил, что демпфер работает симметрично в обе стороны: когда экспортная альтернатива выше условной внутренней цены, бюджет доплачивает НПЗ, чтобы топливо оставалось на внутреннем рынке. А когда экспортная альтернатива падает ниже условной цены, деньги получает бюджет.
По словам Дмитрия Касаткина, при существующей формуле расчета, по итогам декабря и января, уже нефтяники должны будут заплатить в бюджет. Если формула не будет изменена, то в бюджет направится порядка 47 млрд рублей.
Он отметил, что из-за падения цен на нефть и нефтепродукты на внешних рынках, а также из-за снижения дисконта на российскую Urals, расчетный демпфер ушел в отрицательную зону и теперь нефтяники должны будут по итогам декабря заплатить в бюджет порядка 13 млрд рублей.
— В январе этот минус еще увеличится по двум причинам, которые заложены в формулу демпфера: во-первых, вырос параметр «Вспр» (специальный коэффициент, который позволяет снижать выплаты нефтяникам из госбюджета по топливному демпферу), он фактически снижает расчетную экспортную альтернативу в рублях при расширении дисконта, во-вторых, проиндексировали условные цены в формуле. Поэтому при нынешнем курсе рубля и котировках суммарно по бензину и дизелю выплаты нефтяников в бюджет могут составить около 34 млрд рублей за январь, — отмечает собеседник.
Снижение трубопроводных поставок сырья могло быть частично компенсировано железнодорожными отгрузками, говорит управляющий партнер Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин. Он также отмечает, что текущие показатели прокачки по трубе объясняются особенностями и сложностями, вызванными плановыми ремонтами оборудования на НПЗ.
В то же время трубопроводные отгрузки сырья на Туапсинский НПЗ компании выросли год к году на 88,06%, до 7,09 млн тонн, отмечается в обзоре. Годом ранее, указывают в Argus, предприятие долго простаивало. Потенциал для роста загрузки в 2026 году у этого НПЗ сохраняется, добавляет Дмитрий Касаткин.
Опыт 2025 года неизбежно заставит нефтекомпании адаптировать стратегии управления активами по переработке под текущие реалии, полагает Дмитрий Касаткин. Основные акценты, по его словам, будут смещены в сторону защиты объектов, расширения складских мощностей и закупки оборудования для гарантии бесперебойных поставок.
Dmitry Kasatkin, a partner at Moscow-based Kasatkin Consultancy, told Upstream that despite the anticipated revenue decline, he does not expect any major strain on the Russian government’s financial position even if the price of the North Sea benchmark oil blend Brent falls below $60 per barrel later this year.
He cited Moscow's approval last year of a set of tax initiatives designed to help the government to increase state revenues from across the economy.
Kasatkin said that with the government's focus on implementing measures to raise its revenues from other sectors of the Russian economy, he does not expect any immediate proposals to raise current taxes and levies on the country’s oil and gas producers.
Lower hydrocarbon prices could also be mitigated by an anticipated decline in the value of the rouble against international currencies, Kasatkin added.
Lower commodity prices could tip Russia's small and mid-sized oil producers into losses later in 2026, Kasatkin said, but Russia's top five producers — Rosneft, Lukoil, Surgutneftegaz, Gazprom Neft and Tatneft — are likely to remain in the black in 2026 given the size of their business and better cost optimisation options.
Дмитрий Касаткин, управляющий партнер Kasatkin Consulting, подчеркивает, что в уходящем году главный риск топливного рынка сместился в переработку, при этом усилился элемент административного управления. "Экспорт перестал быть рыночным, демпфер начал работать как антикризисный инструмент, а импорт и давальческая переработка в Беларуси фактически стали частью системы внутреннего баланса. Рынок стал менее "рыночным" и более управляемым, при этом устойчивым к резким сбоям", - считает он.
"Топливный рынок России прошёл трансформацию от логики свободного перетока к логике приоритета внутреннего снабжения. Волатильность была в значительной степени локализована в оптовом сегменте, розница сглаживалась административно, а дефициты закрывались не экспортом, а ограничениями, импортом и регуляторными настройками. В результате вероятность повторения кризиса не исчезла, но ситуация стала более управляемой", - считает он.
Важно, что эти 90–100 тыс. т в месяц приходятся на период ремонтов и простоя НПЗ, закрывая именно «тонкий» дефицит в отдельных регионах и на бирже, согласен управляющий партнер Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин. «То есть по статистике доля скромная, а по влиянию на баланс в проблемные месяцы это очень чувствительный буфер, без которого всплески цен и локальные сбои были бы заметно жестче», — резюмирует он.
В частности, новый закон делает давальческую переработку российской нефти за рубежом (например, в Белоруссии) экономически сопоставимой с переработкой внутри страны, говорит Касаткин. «Эффект от этого закона я бы оценил как создание дополнительного страхового механизма на 2025–2026 годы: он не заменяет модернизацию российских НПЗ, но расширяет набор инструментов для быстрого пополнения внутреннего предложения в случае новых дефицитов», — считает он. В целом, по мнению эксперта, за счет принятых правительством мер внутренний рынок топлива сейчас выглядит более стабильным, чем в разгар кризиса. Однако структурная уязвимость никуда не делась: часть мощностей НПЗ все еще на ремонтах, их графики сдвинуты и баланс по бензину остается «натянутым». В такой ситуации «власти вполне могут сохранить инструмент точечных ограничений на один-два квартала», чтобы пройти ремонты и сезонные пики спроса без новых ценовых всплесков, полагает Касаткин.
Партнер Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин оценил в комментарии для «Эксперта» перспективы увеличения добычи нефти в России в следующем году более консервативно. Он напомнил, что официальные ориентиры правительства на 2026 г. находятся в коридоре от 517,7 до 525 млн т (прогноз Минэкономразвития. — «Эксперт»). Оценка Дмитрия Касаткина ближе к нижней границе этого диапазона: он ожидает добычу на уровне 520 млн т в 2026 г., что также выше ожидаемого уровня 2025 г.
Дмитрий Касаткин назвал несколько факторов, которые окажут влияние на объемы добычи нефти. Прежде всего аналитик обратил внимание на обязательства России в рамках сделки ОПЕК+ и будущие решения альянса по добровольным сокращениям добычи: пока нет решения, продлевать ли оставшуюся часть из них, или же смягчать их и интенсивно наращивать производство. На объемы производства также будут влиять доступность оборудования и сервисного обслуживания, налоговый режим для отрасли. Эти факторы задают темпы снижения добычи на зрелых месторождениях и влияют на скорость ввода новых проектов, пояснил он.
«Еще я бы учел факторы, связанные с крупными газовыми проектами, которые формально дают возможность немного нарастить объемы добычи жидких углеводородов (как раз за счет газового конденсата), но их реализация идет с задержками из‑за ограничений по технологиям и рынкам сбыта. Наконец, ценовая конъюнктура и логистика экспорта будут ограничивать аппетит компаний к агрессивному наращиванию объемов», — подчеркнул Дмитрий Касаткин.