Шесть проектов в Южной Америке по добыче нефти на подсолевых месторождениях (в том числе Libra, Jupiter у побережья Бразилии), а также три проекта в Северном море, Al Ghubar на Ближнем Востоке и четыре СПГ-проекта в Австралии. Российских проектов в списке не оказалось.​

В числе мер, которые нужно принять для того, чтобы поддержать отечественный ТЭК в условиях низких цен на нефть и роста мировой конкуренции, Кудряшов предложил Путину изменение налоговой системы — введение НФР (налога на финансовый результат) и НДД (налога на добавленный доход). Также необходимо поддержать объемы бурения в традиционных регионах, в частности в Западной Сибири, и стимулировать газопереработку и газохимию, новые СПГ-проекты, говорится в докладе.

Как жить при $50 за баррель

По словам Татьяны Митровой, заведующей отделом развития нефтегазового комплекса России и мира Института энергетических исследований РАН, о приостановке разработки представленных в докладе проектов речи не идет. Она допускает, что при длительном сохранении цен на нефть ниже $50 банки не захотят финансировать такие проекты. Но по части этих проектов бюджеты уже защищены, и есть вероятность, что ценовой спад даже длиной в пять лет не заставит инвесторов их свернуть, считает Митрова.

Эксперт убеждена, что без этих объемов нефти и газа на рынке не станет меньше сырья: все указанные в докладе проекты новые и не дали еще ни барреля нефти. Другое дело, что падение добычи на действующих месторождениях по всему миру будет постепенно усиливаться, а сформировавшегося сейчас избытка нефти в какой-то момент станет недостаточно для компенсации этого падения, особенно если мировой спрос будет расти так же, как в 2015 году на фоне низких цен. По прогнозам Митровой, после 2020 года цены на нефть и газ снова начнут рост. Главная неопределенность в том, как быстро американская сланцевая добыча сможет восстановить свои объемы и успеет ли за ней Россия, говорит Митрова.

По мнению главы Фонда национальной энергетической безопасности Константина Симонова, себестоимость добычи сланцевой нефти в США с учетом маржи производителя в 10% сейчас составляет $38–45 за баррель, на бразильском шельфе и в Мексиканском заливе — от $60. У России большое конкурентное преимущество: на действующих месторождениях в Западной Сибири себестоимость добычи (без учета транспортировки) составляет $4,5–9 за баррель. При этом в Саудовской Аравии или Ираке она может опускаться ниже $1. «Понятно, что при условии $40–50 за баррель отечественные проекты, за исключением глубоководных арктических и очень дорогих проектов по разработке трудноизвлекаемых ресурсов, останутся на плаву, — говорит Симонов. — Но нет оснований надеяться на то, что мы получили фору перед США: запасы наших действующих месторождений истощаются, добыча падает, а разработка новых месторождений обойдется уже дороже, и требует новых налоговых режимов».

По мнению заведующего сектором «Энергетические рынки» Института энергетики и финансов Николая Иванова, Саудовская Аравия и ОПЕК стремятся сохранить свою рыночную долю на рынке нефти на ближайшие 20 лет путем сознательной игры на понижение цен на энергоносители путем наращивания объемов собственной нефтедобычи. «Из отрасли вытесняются дорогостоящие проекты по извлечению нефти глубоководного шельфа Бразилии и Мексики, Арктики, нефтяных песков Канады и часть СПГ-проектов», — говорит он. Они отчасти и представлены в докладе Кудряшова.

По словам Иванова, указанные в презентации для Путина СПГ-проекты в Северной Америке еще не прошли экономическую экспертизу и не получили одобрения американского Минэнерго, поэтому их могут попросту отложить в долгий ящик. «Но вряд ли полностью заморозят, так как слишком много денег уже вложено в терминалы по регазификации. Поэтому ожидать, что Россия сможет занять новые доли рынка, пока ее конкуренты восстанавливают силы после отмены разработки дорогостоящих проектов, не приходится», — предупреждает эксперт.