Россия была готова к падению цен на нефть после выхода из ограничивающей добычу сделки ОПЕК+, поскольку понимала, что “рано или поздно” это все равно бы случилось, сказал в интервью Рейтер замминистра энергетики Павел Сорокин.

Ниже следуют полные цитаты Сорокина в интервью Рейтер.

ИСТОРИЯ СДЕЛКИ С ОПЕК

Кооперация на рынке по его стабилизации – это недопущение резких колебаний и создание предсказуемых условий для всех участников рынка, как потребителей, так и производителей. Это означает, что действия должны быть направлены на стабильные условия функционирования – недопущение либо жесткого переизбытка или дефицита нефти: любой из этих факторов приводит к дисбалансу в обе стороны. Мы видели 2014-15-16 годы, которые после периода очень высоких цен в предыдущей пятилетке привели к принятию большого количества FID по капиталоемким проектам: мы видели большой прирост добычи в ряде стран с дорогой добычей в различных географиях – Северная и Южная Америка, Северное море, мы видели прирост в Африке и, естественно, на Ближнем Востоке ряд стран начали наращивать добычу. Причина – продолжительный период стабильно высоких цен, который дает уверенность инвестору и оператору.

Есть проекты с длинным циклом, есть проекты с коротким циклом – те же сланцевые производители. Так совпало, что на период предшествующий 2015-16 годам выпало достаточно большое количество сланцевых проектов с коротким циклом инвестирования, которые тоже могли быстро реагировать на эти изменения. Более того, период рекордно низких ставок в развитых экономиках создал беспрецедентное искажение экономической реальности, снизив дисциплину инвесторов в выборе проектов, запустив цикл инвестирования в абсолютно неокупаемые проекты, связанный с низкими издержками заимствований и простотой рефинансирования, последствия чего мы наблюдаем до сих пор, хотя сегодня мы видим, что инвесторы начинают становиться разборчивее в выборе проектов.

Раньше гибкость добычи имел только ОПЕК, но в связи с обозначенными трендами добыча пошла вверх. Параллельно были страны ОПЕК и мы, страны с низкой себестоимостью производства, все из которых либо держали добычу, либо постепенно наращивали, спрос за этим не поспевал. На рынке создался профицит – по нашим оценкам, около 2% — из-за которого начался рост товарных запасов примерно на 400 млн барр, что в итоге запустило снижение цены в сторону предельных издержек по мере того, как рынок стал искать новое равновесие. Это важный уровень, где начинается уничтожение предложения — цена, рынок стремятся к нему, чтобы протестировать, где предложение перестанет расти. Мы протестировали этот уровень в 2016 году – $27-28 за баррель – там началось падение добычи. Ограничение добычи странами ОПЕК+ в тот момент дало рынку уверенность, что не будет безрассудного поведения на рынке, он не будет «заливаться». Это остановило падение и последующее уничтожение части предложения.

Затем в течении трех лет рынок постепенно оздоравливался: первые два года был очевидный выигрыш для рынка, потому что мы получили предсказуемые и стабильные условия, цена начала расти до уровня, достаточного для обеспечения адекватного возврата на капитал, чтобы инвесторы вернулись в сектор. Мы избежали провала добычи и возможного шокового роста цен. Но побочным эффектом стало то, что многие производители более дорогой нефти начали вкладывать деньги. Начиная с 2017 года мы увидели приток инвестиций в сланцевые проекты, в Канаду, в Бразилии и Мексиканском заливе пошла активность – появилась стабильность и ощущение, что страны ОПЕК+ являются гарантами нижнего уровня цены, что абсолютно не так. Мы никогда не таргетировали цену, такой задачи не было, но такое ощущение появилось у некоторых участников рынка.

Это означает, что каждое последующее продление соглашения приводит все к меньшей эффективности этого продления: трейдеры и инвесторы начинают понимать и прогнозировать вперед, видя pipeline дорогих проектов, предсказывать все большее и большее перепроизводство в будущем. Если вы посмотрите на ценовую кривую в последнее время, на backwardation, то на каких-то этапах был достаточно большой разрыв между фьючерсом на месяц вперед и на 24 месяца вперед: это значит, что инвесторы прогнозировали падение цены. Это означает, что рынок закладывал смещение баланса в сторону перепроизводства, а поскольку рынок видел гарантию нижней границы цены, то все больше и больше инвестиций шло в другие проекты.

В таких условиях каждое последующее продление становится все менее эффективным. Поэтому на каком-то этапе – и все это с самого начала понимали – перед группой ОПЕК+ встанет выбор о возвращении части объема на рынок. Это неизбежно приведет к снижению цены: цена $65-70 – это выше цены равновесия, она неизбежно приводит к постепенному наращиванию предложения прочими участниками рынка. Это значит, что или ОПЕК+ надо снова убирать объемы с рынка, а ОПЕК+ добывает всего лишь 50% от всего объема в мире, либо надо не убирать и переживать падение цен. На каком-то этапе от снижения объема добычи ты начинаешь терять больше EBITDA, больше доходности, чем получаешь от прироста цены. Поэтому перед нами всегда был выбор из нескольких вариантов: либо возвращать весь объем на рынок, либо частично, чтобы цена возвращалась ближе к уровню равновесия.

ВЛИЯНИЕ КОРОНАВИРУСА

С середины февраля в мире бушует коронавирус. Это вызвало достаточно сильные панические настроения в мировой экономике, которые в первую очередь ударили по мобильности, а спрос на транспорте – это один из основных источников спроса на нефть, до 60%. Никто пока не может оценить масштаб ущерба, который был нанесен спросу в Китае, но по разным оценкам по году спрос может упасть на 400.000 барр в сутки. В какой-то момент разные комментаторы оценивали падение спроса (на) до 3 млн барр в сутки в Китае. Китай достаточно эффективно борется с подобными ситуациями: мы видели достаточно эффективное замедление прироста коронавируса, думаю, в будущем все (спрос на нефть в Китае) вернется к траектории роста. Уже сейчас есть признаки восстановления.

При этом коронавирус перекинулся на другие страны, и невозможно оценить эффект на спрос. Мы видим ситуацию в Италии, ситуацию в Израиле – это все отразится на спросе, на деловой активности и пока непонятно, какие последствия может иметь. Сейчас мы ожидаем, что мировой прирост спроса, включая Китай, на нефть по этому году может уйти в ноль – ранее мы прогнозировали рост на 900.000 – 1 млн барр в сутки. Все зависит от того, насколько сильным будет психологический эффект и масштаб принимаемых мер.

В итоге мы пришли к ситуации, когда основной неопределенностью были темпы роста спроса на нефть, это повлияло на котировки. Еще в феврале мы были уверены, что это не та ситуация, на которую надо реагировать в моменте. ОПЕК+ — это механизм, который может убрать с рынка какие-либо объемы, ограничивая свой потенциал по добыче. Но бороться с ситуацией падающего спроса, когда дно неочевидно и неясно, где оно находится, мы не можем. Очень легко оказаться в ситуации замкнутого круга, когда, срезая один раз, через две недели ты получаешь еще большую и еще худшую реакцию, потому что нефть сначала отскакивает немного, а затем снова падает, поскольку спрос продолжает падать. Это очень нездоровая ситуация для рынка: нам пришлось бы срезать добычу всей группы достаточно существенно – предлождение коллег о снижении на 1,5 млн барр в сутки это, фактически, еще почти 4% от мировой добычи, не считая той потери, которая была в Венесуэле, Ливии, Иране. Если взять на пике, сколько группа ОПЕК+ не добывает – без учета свободных мощностей, просто сколько было убрано или ушло с рынка по внешним причинам – это почти 8 млн барр (в сутки), а это почти 8% мирового рынка и 15-16% от ОПЕК+, это гигантские цифры, от которых приходится отказываться с понижающейся эффективностью этого отказа.

Очевидно, что за первые 3 года и потребители и производители оказались в большом выигрыше: производители получали справедливую выручку за свою добычу – срезание добычи перекрывалось справедливой доходностью на оставшийся объем. Но когда цена падает по другим внешним причинам, на которые ты не имеешь влияния и не можешь даже предсказать, то выгода от срезания 16% добычи от всей группы становится не такой очевидной. Снижая добычу в такой ситуации мы, фактически, устанавливаем пол для всех неэффективных проектов в мире. Здесь не надо концентрироваться на каком-то одном проекте в мире, здесь все: глубоководные, ряд оффшорных проектов, тяжелая нефть. За тот период, когда мы отказываемся от поставок на рынок, эти проекты получают поддержку, начинают запускаться. Здесь речь не про сланец, а про долгосрочные проекты: когда они запущены, то у них достаточно низкие операционные издержки, они будут производить 5-7 лет. Создав для них стимул сейчас, мы получим очень большой уровень перепроизводства через 3-4 года. Рынок снова был бы в нездоровом состоянии. Мы не смотрим на сегодня или на завтра, мы смотрим вперед на десятилетия. Мы смотрим на тренды, это вопрос энергетического перехода, вопрос здоровой экономики. Если цена будет несправедливо высокой в условиях замедления – это дополнительная нагрузка на потребителя, поэтому более низкая цена в условиях коронавируса – это стимус для мировой экономики. Надо смотреть на все факторы.

С точки зрения эффекта от сделки — 10 триллионов рублей это тот эффект от сделки, который был получен в целом страной за 3 с небольшим года, рассчитанный от теоретического уровня, который был бы без сделки. Но мы много раз имели возможность убедиться, что эта цифра держится вокруг $15 долларов дополнительного прироста, в некоторых моментах больше.

РАВНОВЕСНАЯ ЦЕНА

Уровень равновесной цены находится в диапазоне $45-55 за баррель. Мы считаем это справедливым уровнем, который позволит и вкладывать в проекты, что обеспечит восполнение добычи, но и в то же время это достаточно низкая цена для мировой экономики, чтобы это было комфортно. Рынок цикличен, будут и падения ниже, и рост выше, которые за счет включения и выключения производителей с высокой маржинальностью и быстрой реакцией – как сланец – будут регулироваться.

КТО УЙДЕТ С РЫНКА

Что касается производителей сланцевой нефти, то ситуация с долгами и банкротствами влияет косвенно, важно наличие возможностей финансировать новое бурение. Если этой возможности нет, то очень тяжело поддерживать интенсивность работы, а банкротства, естественно, служат дополнительным фактором, который мешает индустрии поднимать деньги. Если банки видят банкротства мелких и средних компаний, то это определенный индикатор несостоятельности бизнес-модели. Долг в компаниях, которые находятся под риском (в США), превышает $100 миллиардов, а общий уровень долга по сланцевикам в 3-3,5 раза выше этого уровня. Если вы сравните ситуацию с 2014 и 2015 годами, то сейчас она кардинально поменялась: если тогда мы наблюдали резкое повышение эффективности работы сланцевой индустрии как за счет ухода на более продуктивные и более интересные локации, так и за счет резкого увеличения применения новых технологий, а также замены простых буровых, которые бурили вертикальные скважины на уход в горизонтальное бурение и увеличение длины боковых стволов и количества гидроразрывов… Мы в целом видели прирост эффективности на самых лучших бассейнах, да и на средних бассейнах в 4 раза. Количество буровых падало в 2,5-3-4 раза, но это с лихвой покрывалось ростом эффективности, то есть фактически надо было бурить в 3-4 раза меньше скважин, чтобы достигать того же результата. Сейчас, последние 1,5-2 года, прирост эффективности очень маленький, продолжается условная работа на эффективность с подбором растворов, продолжает увеличиваться количество гидроразрывов на каждом стволе, увеличивается плотность бурения, то есть уменьшается время на мобилизацию. Есть ряд факторов, который приводит к этому приросту эффективности, но при этом мы видим отсутствие взрывного роста продуктивности на американских буровых.

КАК МОЖЕТ ИЗМЕНИТЬСЯ ДОБЫЧА В США ТЕПЕРЬ

(За время сделки ОПЕК+ добыча в США показала) 4 миллиона баррелей (в сутки) прироста, но при этом количество скважин увеличилось существенно. Это означает, что фонд скважин, на котором падает добыча, который падает, он сейчас гораздо больше. Чтобы поддерживать общий уровень добычи, надо поддерживать интенсивность. Либо растет интенсивность, либо растет продуктивность. Если продуктивность растет очень медленно, то должна расти интенсивность. Сейчас в условиях низких цен интенсивность будет резко падать, особенно в условиях сложностей доступа к финансированию. В такой ситуации legacy production decline, который каждый месяц публикует EIA… там все бассейны кроме Permian падают, потому что на Permian еще хватает запаса прочности, а остальные уже падают. Снижение активности на Permian произойдет в последнюю очередь, просто может на других ускориться темп прироста (падения), мы видим, что существует потенциал снижения добычи в других регионах. Даже отсутствие роста по сланцам — это достаточно сильный сигнал. В течение 4-6 месяцев, а может раньше, мы увидим проявление этих факторов, о которых я рассказал, появятся признаки снижения активности. Дальше тяжело прогнозировать, потому что цена может при первых признаках отскочить, потому что люди думают наперёд. При отскоке будет определенное изменение динамики и естественно, у всех других производителей, например, в Канаде, если вы посмотрите на стоимость нефти, она по $20 долларов с учетом дифферинциала. Её, конечно, продолжат добывать, потому что там достаточно длинный цикл, но вопрос каким будет аппетит дополнительного инвестирования остается открытым. Поэтому мы думаем, что в целом по ряду стран с высокой себестоимостью добычи произойдет замедление темпов.

СЦЕНАРИИ СДЕЛКИ

ОПЕК+ обсуждал два сценария. Наше предложение было — продление минимум на 1 квартал, но мы были готовы рассмотреть и больше. Мы считали, что надо продлить сделку на один квартал на текущих условиях, чтобы оценить реальный ущерб от коронавируса. Мы понимали, что при таком подходе цена упадет — на $5-8 за баррель — но при этом у нас было бы время оценить последствия и принять взвешенное решение. Если коронавирус будет активен летом, то в условиях карантина, возможно, что сезональный прирост спроса в 2020 году будет меньше, чем обычно. На наш взгляд, это был оптимальный вариант, он не допускал коллапса на рынке и давал время оценить ситуацию, принять взвешенное решение.

Вторая позиция – срезание на 1,5 млн барр в сутки. Сначала предлагалось на один квартал, потом – дольше. Возможно, это избыточное предложение, с учетом возможности купирования запасов. На Россию приходилось бы примерно 300.000 с небольшим барр в сутки снижения, то есть, удвоение текущего снижения. Но помимо того, что мы считаем предложение о снижении на 1.5 млн барр в сутки избыточным, еще и технологически это гораздо более сложно осуществимо: у нас более сложная структура добычи, чем у наших партнеров из арабских стран, у нас больше скважин и ограничено поле для маневра, где мы можем ограничивать добычу. 600.000 барр в сутки – это существенное снижение и тяжелое восстановление, просто по технологическим причинам. Часть сокращения может просто не вернуться никогда, а это потеря рабочих мест, снижение инвестиций.

Мы моделировали все сценарии, включая тот, который в итоге материализовался. Первые дни показали близость наших прогнозов к реальности – мы прогнозировали краткосрочное падение до $30 за баррель. Мы прогнозируем возвращение в диапазон $40-45 за баррель во второй половине года, диапазон $45-50 – в следующем году, если не произойдет каких-либо форс-мажоров и не будет действий предпринято. Все сценарии были просчитаны, вывод очень простой: если они подразумевают продление срезания, то рано или поздно мы все равно пришли бы к падению цены до $40 и ниже – будь то с выходом через полгода, с выходом через год и так далее.

ПОЧЕМУ В ОПЕК+ НЕ УСЛЫШАЛИ ДРУГ ДРУГА?

У партнеров другая точка зрения и другой подход к решению этой проблемы. Каждая точка зрения имеет право на жизнь. Мы считаем, что наш подход был оптимальным. Мы просчитывали вариант полного выхода из соглашения и были к этому готовы: мы спрогнозировали, что и по курсу, и по падению цены мы конкурентноспособны, мы не боимся за свое положение на рынке, сможем разместить дополнительный объем – 200-300.000 барр в сутки в краткосрочной перспективе и до 500.000 в течении нескольких месяцев. Но шок, хоть это и не оптимальный сценарий, но он, скорее всего, ускорит оздоровление рынка.

ЗА И ПРОТИВ В РОССИИ

Это было коллективное решение, как вы видите, наша точка зрения подкреплена расчетами, она не является эмоциональной, навязанной, она подкреплена прагматичным и обоснованным расчетом. Пока это было выгодно, с точки зрения рынка, и те сценарии, которые мы считали, продолжали быть выгодными рынку, мы их продвигали, но, к сожалению, коллеги из ОПЕК имели другую точку зрения и не согласны были обсуждать варианты сокращения ниже 1,5 млн барр в сутки по ряду причин, с которыми мы не совсем согласны

ВЛИЯНИЕ СДЕЛКИ НА МАКРОЭКОНОМИКУ

Стабильное и предсказуемое поступлене валютной выручки в результате сделки ОПЕК+ позволило успешно проводить политику, направленную на макроэкономическую стабилизацию: низкая инфляция, снижение ставки — они становятся возможными, когда есть макроэкономическая стабильность. Когда есть резервы, инвесторы приобретают дополнительную уверенность, замедляются инвестиционные ожидания, которые позволяют осуществлять макроэкономическую монетарную политику, направленную на стимулирование. При цене $36-37 за баррель, а мы думаем, цена все равно будет выше, у нас риски минимальны. В целом макроэкономика стабильна, а ЦБ РФ и Минфин объявили о ряде мер, направленных на дополнительную стабилизацию, и в целом, они компетентно и превентивно действуют.

В обозримом будущем, если мы выйдем на здоровый рынок, даже в диапазоне цен $45-55 за баррель, это будет абсолютно нормально для экономики, достаточно стимулов для инвестций.

ВОЗМОЖНОСТЬ СКООРДИНИРОВАННЫХ ДЕЙСТВИЙ С ОПЕК В БУДУЩЕМ

Как говорил министр (энергетики Александр Новак), хартия ОПЕК+ работает, все каналы коммуникации открыты. Я не берусь делать прогнозы, когда мы снова соберемся – это во многом зависит от партнеров и от их желания обсуждать эти вещи. Но рынок – это такой механизм, который требует hands on approach, за ним надо постоянно следить. Хартия – это механизм общения, далее зависит от того, какое желание и необходимость страны испытывают в каких-то мерах. Сейчас мы видим ситуацию на рынке как прогнозируемую, хоть и неприятную, но рабочую. Мы не видим проблем с текущей ситуацией – это рынок и рыночные силы, которые достаточно быстро в текущих условиях его отрегулируют. Мы видим большое количество производителей на рынке с высокой себестоимостью, мы видим замедление производства сланцевых производителей в США, которое началось даже при цене нефти в районе $60, замедление существенное.

ЭКСПОРТ ПРИ РОСТЕ ДОБЫЧИ

У нас на текущий момент нет bottlenecks или проблем с экспортом, с размещением дополнительных 15-25 миллионов тонн нефти, нет вообще, это и есть 300.000-500.000 баррелей в сутки. Все (экспортные направления) зависит от конъюнктуры на каждом направлении, потенциал есть почти на всех направлениях.

(Сможет ли Россия достигнуть уровня добычи в 12 млн барр в сутки как Саудовская Аравия?)

А мы ни с кем не соревнуемся. Мы не гонимся за круглыми цифрами, мы не гонимся за местами в рейтинге, компании руководствуются своими возможностями и экономическим смыслом деятельности. (В 2020 году) Мы добудем от 10 миллионов тонн дополнительно, в случае, если не будет принято других решений (совместно с ОПЕК).

СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ В РФ

OPEX составляет от $3-8 на баррель в среднем на большей части месторождений. CAPEX на баррель будет $4-8. В среднем OPEX + CAPEX — от $9-10 до $15-20 (за баррель) плюс транспорт. В сумме при текущем курсе рубля в любом прогнозируемом диапазоне цен российская нефтянка конкурентоспособна как за счет гибкой системы налогообложения, так и за счет плавающего курса рубля.

ЦЕНА БАРРЕЛЯ В РУБЛЯХ

Из-за гибкой системы налогообложения нет конкретного уровня, на каждом проекте он свой. На зрелом месторождении с низким CAPEX и высоким OPEX уровень безубыточности все равно ниже любого прогнозируемого уровня цены, компании все равно будут добывать. Мы не видим краткосрочных рисков того, что цена создаст проблемы для добычи. Для новых проектов, по которым решения еще не приняты, и для решений по интенсификации разработки действующих месторождений, естественно, хорошо бы иметь цену повыше. При текущей цене на нефть диапазон стоимости барреля — 2.100-2.500 рублей, при ней мы вполне уверенно себя чувствуем. Цена в районе 3.000 рублей за баррель позволяет чувствовать себя гораздо более вольготно, но и в текущей цене мы чувствуем себя достаточно уверенно.

ВЫХОД ИЗ СДЕЛКИ — ИГРА ВДОЛГУЮ?

Я руководствуюсь текущим положением дел. Рынок не совсем прямолинейный, всегда могут возникнуть ситуации, которые потребуют каких-то совместных действий (с ОПЕК).

ПОТЕРЯНО ЛИ ДОВЕРИЕ МЕЖДУ ПАРТНЕРАМИ ОПЕК+?

Я бы не переводил это в плоскость доверия и личных вещей. Все люди, которые ведут эти переговоры, являются профессионалами высшего уровня с большим опытом и хорошим пониманием рынка, это просто разные точки зрения на решение проблемы и разные взгляды на методы решения. В данной ситуации мы не согласны с тем, что шоковый сценарий является оптимальным, но мы к нему готовы, и он не является худшим из возможных сценариев, если смотреть стратегически.

РОССИЯ И САУДОВСКАЯ АРАВИЯ В ЦЕНОВОЙ ВОЙНЕ?

Мы сейчас ни с кем не ведем ценовой войны, не ведем борьбы. Мы выступали исключительно за стабильный рынок, то есть текущая ситуация в какой-то степени является результатом наращивания добычи странами, объявления ряда действий, которые рынок трактует как наращивание объемов и строит свою модель спроса и предложения, понимая, что нефть должна уйти куда-то к marginal costs. Мы конкурентоспособны, смотрим на рынок и понимаем, что такая ситуация приведет к оздоровлению рынка и к тому, что уйдут проекты с дорогой стоимостью по всему миру.

НИЗКАЯ ЦЕНА НА НЕФТЬ И АРКТИЧЕСКИЕ ПРОЕКТЫ РФ

У нас в процессе принятия находится пакет достаточно обширных мер поддержки развития Арктики, это очень долгосрочные проекты и в целом те меры поддержки, которые были выработаны, они позволяют получать адекватную доходность в любом разумном долгосрочном диапазоне цен. Цена $45-55 за баррель позволяет работать на этих проектах. Это цена рыночного равновесия, эти проекты никогда не обсчитывались в высоких ценах, когда мы считали систему преференций и стресс-тест, то достаточно взвешенно подходили к расчетам.

СОВЕЩАНИЕ С КОМПАНИЯМИ В ЧЕТВЕРГ

У нас есть рабочая группа с представителями всех компаний, которая собирается раз в 2 недели и обсуждает состояние мировых рынков. У нас есть общие подходы к анализу и моделированию рынка.

ПОСТАВКИ ГАЗА В КИТАЙ И КОРОНАВИРУС

На проекты, которые рассчитаны минимум на 25-30 лет, неправильно смотреть на примере 1-2 месяцев, даже 1-2 лет, потому что любой проект в цикличной индустрии рассчитывается и строится исходя из циклов, которые он будет проходить- как с повышенной, так и пониженной ценой. Это проекты с запасом прочности и рассчитаны на долгосрочный период, имеющие потенциал повышения эффективности в настоящем и будущем.

Мы не считаем, что короновирус создает риск для нашего долгосрочного сотрудничества, потому что наши углеводороды с учетом созданной инфраструктуры, потраченных на это средств являются одними из наиболее конкурентоспособных.  иметь трубопроводный доступ к рынку дает гораздо большую гибкость, чем любому другому поставщику на этот рынок. Мы не сомневаемся, что на этой базе мы сможем дополнительно развивать отношения.

ВЛИЯНИЕ НИЗКИХ ЦЕН НА СПГ НА ПРОЕКТЫ

Все эти проекты долгосрочные, с очень длинным инвестиционным циклом. Падение цен в моменте, резкие рыночные колебания не должны становиться фактором, который приводит к кардинальной смене вектора. Естественно, все это сказывается на стоимости финансирования, но наши СПГ-проекты — одни из самых конкурентоспособных в мире… План производства СПГ в России — 80-140 миллионов тонн к 2035 году в зависимости от рынка и ряда факторов.

ОСТАТКИ ХЛОРОРГАНИКИ

В России осталось около 300.000 тонн. На Украине и в Белоруссии уже ничего не осталось. Работа по обсуждениям выплаты компенсаций продолжается.