Москва. 16 февраля. INTERFAX.RU - Подписание соглашения о сокращении добычи нефти 24 странами ОПЕК и не-ОПЕК стало одним из самых масштабных мировых событий 2016 года. Глава Минэнерго России Александр Новак рассказал в интервью "Интерфаксу" как выполняется это соглашение странами ОПЕК и не-ОПЕК, а также о решении других проблем и задач нефтегазовой и энергетической отрасли России.
- Главным итогом 2016 года стало достижение договоренностей о сокращении добычи нефти со странами ОПЕК и не-ОПЕК. В договоренности стран-производителей - не то что о сокращении добычи, а даже о ее заморозке - верилось с трудом, учитывая непростую историю взаимоотношений ключевых участников процесса. Что было самым сложным в переговорах? Были моменты, когда результат казался недостижимым? Какую роль в нефтяной дипломатии сыграла Россия?
- Соглашусь с тем, что договоренности стран ОПЕК и не-ОПЕК стали одним из самых значимых событий 2016 года. Впервые в истории в выработке единой позиции по добыче нефти участвовало 13 стран ОПЕК и 11 стран, не входящих в картель. Это стало возможным только после того, как цены на нефть упали до $27 за баррель, а инвестиции в отрасль после двух лет кризиса сократились примерно на полтриллиона долларов. Тогда участникам рынка стало понятно, что страны ОПЕК не смогут сами решить эту проблему.
Переговоры далеко не всегда шли гладко. Как вы знаете, в апреле из-за разногласий внутри стран ОПЕК достичь договоренностей о заморозке добычи не удалось. Для нас это стало своеобразным шоком, особенно после того, как была проведена огромная предварительная работа, и за столом переговоров удалось собрать представителей 17 стран.
Самым трудным было вновь возобновить переговоры и поверить в то, что заключить такое соглашение все-таки возможно. Ситуация в лучшую сторону стала меняться после того, как министром энергетики Саудовской Аравии был назначен Халид аль-Фалих, с которым удалось наладить конструктивный диалог. Россия и Саудовская Аравия как две крупнейшие нефтедобывающие державы мира договорились о привлечении для участия в соглашении о сокращении добычи максимального количества стран. Работа над документом проводилась в течение августа и всей осени 2016 года. Россия с несколькими другими странами взяли на себя координирующую роль в подготовке соглашения, но я бы не стал специально никого выделять: все страны внесли свой вклад в реализацию сделки. Это было коллегиальное и добровольное решение. Скажу лишь, что без России такая сделка вряд ли бы состоялась. Да и ОПЕК вряд ли бы пошел на сокращение без участия других нефтедобывающих стран.
- В начале февраля вы сказали, что добыча нефти в России в январе снизилась на 117 тыс. б/с. Как получилась эта цифра?
- Показатель 117 тысяч баррелей в сутки - это среднемесячное снижение в январе по данным ЦДУ ТЭК, которое использует определенную методику учета и сбора информации. Кроме того, следует учитывать особенности перевода тонн в баррели, которые ЦДУ ТЭК проводит по каждому месторождению в зависимости от химического состава, плотности нефти и так далее. Простым умножением на коэффициент 7,3 перевести данные из тонн в баррели точно нельзя, поскольку нефть в России очень разная.
- Насколько может сократиться суточная добыча нефти в феврале и марте? Будет ли она сокращаться с таким же опережением графика, как в январе?
- Когда мы собирали данные компаний, то посчитали, что можем выйти на целевое значение в 300 тыс. баррелей нефти в сутки ускоренными темпами к концу апреля. Это позволит в мае-июне добывать нефти ровно на 300 тыс. б/с меньше, чем в октябре прошлого года. Планировалось, что в январе сокращение будет на 50 тыс. б/с, в феврале - на 100 тыс. б/с, в марте - примерно на 150-200 тыс. б/с, в апреле - на 200-300 тыс. б/с. По факту, в январе снижение получилось несколько большее, чем планировали компании. Это объясняется разными факторами, в том числе и погодными: первые дни зимы во многих регионах России были очень морозными. Тем не менее, сейчас компании сохраняют этот темп сокращения, и даже немного увеличивают. Думаю, что в феврале сокращение будет больше, чем 100 тыс. б/с.
- Соответственно, в марте уже чуть больше, чем планировавшееся ранее сокращение на 150 тыс. б/с?
- Да, рассчитываем, что будет больше. Но сразу выйти на сокращение в 300 тыс. б/с мы не можем из-за технологических особенностей нефтедобычи в России. Во-первых, зимой растет добыча и потребление газа, но газ добывается вместе с конденсатом, который в статистике учитывается вместе с добычей нефти. И это дает определенный рост добычи нефти. Во-вторых, выполняя соглашение о сокращении добычи, компании либо закрывают нерентабельные скважины, либо принимают решение отказаться от бурения новых. Эффект от принятия последнего решения растягивается во времени.
- Есть ли у Минэнерго оценка, во сколько может обойтись компаниям закрытие скважин и других объектов, задействованных при сокращении добычи?
- Речь идет о незначительных расходах, а при отказе от бурения новых скважин это может привести даже к небольшому сокращению инвестиций при одновременно увеличивающихся поступлениях с существующего фонда скважин за счет роста цен.
- Что показывают результаты заседания российской группы мониторинга добычи, есть ли проблемы и накладки? Что делать с "Башнефтью" , нарастившей добычу в январе, и "Газпром нефтью", сильно сократившей ее в январе из-за плохой погоды и обещающей дальнейший рост?
- Темпы снижения добычи должны быть у всех примерно одинаковыми. У каждой крупной компании есть очень много своих "дочек" и структурных подразделений. Мы мониторим уровни добычи в целом по холдингу. Если внутри холдинга компания решает, что одна "дочка" будет увеличивать добычу, а другая сокращать - это ее полное право. Да, у "Башнефти" растет добыча, но в целом по группе компаний "Роснефти" производство нефти снижается. В январе все компании выполнили свои планы по сокращению добычи, а многие перевыполнили.
- Очевидно, что компании, выбирая - где именно сокращать добычу, будут отдавать предпочтение месторождениям с не самым благоприятным налоговым режимом. Нет ли опасности, что в результате доходы бюджета (абстрагируясь от цен на нефть, на которые сокращение, конечно, влияет позитивно) снизятся сильнее, чем снизится сама добыча?
- Это несопоставимые вещи. Действительно, если снизить суточную добычу на 117 тыс. баррелей нефти, это приведет к выпадающим доходам бюджета. Но эффект от повышения цены многократно выше. Без достижения договоренностей о сокращении добычи, цена на нефть могла быть $35-40 за баррель, а сейчас она примерно $55 за баррель. Эта разница в $10-15 дает бюджету и компаниям минимум $110 млн дополнительных доходов в день. Если перевести это в рубли и спроецировать на год, то бюджет может получить порядка 1,5 трлн рублей дополнительного дохода, а компании - еще 700 млрд рублей. И это без учета того положительного эффекта, который оказали на нефтяной рынок переговоры между странами входящими и не входящими в ОПЕК в 2016 году.
- Есть ли уже понимание, кто из компаний больше сократит поставки нефти на внутренний рынок, а кто - на экспорт?
- Мониторить с разбивкой на экспорт и поставки на внутренний рынок нет необходимости. Этот вопрос обсуждался на заседании мониторинговой группы министров стран ОПЕК и не-ОПЕК. Важно смотреть в первую очередь на добычу нефти, так как это и есть основа предложения углеводородов. Нефть сама по себе не является объектом потребления - она сначала перерабатывается, поэтому каждая страна, ее производящая, имеет выбор, в каком виде реализовывать нефть - в виде сырья или в виде нефтепродуктов.
Снижение добычи уменьшает доступное сырьё для переработки, что в итоге и приводит к снижению поставок углеводородов на рынок. Поэтому смотреть на экспорт лишь нефти, не затрагивая переработку неверно.
- Сталкивались ли вы во время работы в мониторинговом комитете с тем, что кто-то из стран не выполняет соглашение или недовыполняет свой план по сокращению добычи? Вызывает опасения у стран ОПЕК, что Ливия и Нигерия, получившие льготные условия в рамках сделки, начали значительно увеличивать добычу?
- Увеличение производства нефти Ливией и Нигерией непосредственно не связано с договоренностью о сокращении добычи. Политическая ситуация в этих странах сейчас немного улучшилась, они восстановили работу нефтепроводов и месторождений, добыча начала расти. Мы будем мониторить ситуацию.
Если говорить о результатах работы первого заседания мониторингового комитета от 22 января в целом, то, по предварительным данным, страны-участники соглашения в целом сократили добычу нефти в январе по отношению к октябрю прошлого года примерно на 1,4 млн б/с. Данные по добыче каждой страны ОПЕК и не-ОПЕК мы будем анализировать в феврале на техническом экспертном совете. Мониторинговый комитет совместно с секретариатом ОПЕК подготовит отчет, который будет разослан всем странам-участницам соглашения. Я не исключаю, что какие-то страны картеля могут и не выполнить, какие-то - перевыполнить план по сокращению добычи. Внутри ОПЕК такое допустимо.
Аналитики и эксперты рынка в один голос говорят о том, что исполнение договоренностей о сокращении добычи нефти хотя бы на 70% было бы положительным сигналом для рынка. Но мы исходим из того, что сделка только тогда будет эффективна, когда будет выполнена на все 100%.
- Сразу после достижения договоренностей о сокращении добычи цена на нефть превысила $55 за баррель. Как долго может продолжаться этот поступательный тренд? По-прежнему Минэнерго ставит в качестве ценового ориентира к концу 2017 года уровень в $60 за баррель или министерство готово повысить прогноз? Сократились ли мировые запасы нефти в первые месяцы, как активно растет спрос на нефть?
- На мой взгляд, цена в $55 за баррель, которая складывается сейчас на рынке, достаточно объективна и сбалансирована относительно текущей картины спроса и предложения. Мы видим, что излишки нефти начали уходить с рынка. Более того, спрос превысил предложение. Весь январь цена находилась около текущего уровня с небольшими колебаниями в 2-3 доллара в сторону снижения или роста. Очевидно снижение волатильности. Я думаю, что такую цену мы будем наблюдать в течение года, может быть, она чуть вырастет в конце года. То есть мой прогноз не меняется: $55-60 за баррель. Но для нас важнее не цена на нефть, а стабильность, низкая волатильность рынка, восстановление инвестиционной привлекательности отрасли, доверие и комфорт экспортеров и импортеров нефти.
- При каких обстоятельствах Россия бы поддержала пролонгацию действия соглашения о сокращении добычи еще на полгода?
- Сейчас рано об этом говорить. Чтобы понять, как будет складываться баланс спроса и предложения, соглашение о сокращении добычи должно действовать в течение нескольких месяцев. Этот вопрос можно будет обсудить в апреле-мае.
- Какие у Минэнерго прогнозы по экспорту нефти в 2017 году?
- У нас продолжается модернизация НПЗ, поэтому в рамках нашей стратегии продолжится сокращение объемов перерабатываемого сырья. Глубина переработки нефти в прошлом году росла более быстрыми темпами, чем планировалось. Так, первоначально мы закладывали на 2016 год уровень глубины переработки нефти в 75%, а по факту получили 79% (по данным ЦДУ ТЭК). Объем производства мазута в 2017 году снизится на 8,5 млн тонн, автомобильного бензина и дизельного топлива - продолжит рост. Это означает, что у нас высвобождается от переработки часть добытой нефти, поэтому возможен небольшой прирост экспорта. В этом году объем экспорта может составить 265-269 млн тонн (по итогам 2016 года 254,8 млн т - ИФ).
- Минэнерго ранее отмечало, что главным приоритетом для отрасли является сохранение добычи на текущем уровне. В последних вариантах Энергостратегии до 2035 года был зафиксирован рост добычи до 550-555 млн тонн. Так какой сценарий интересен: рост добычи или стабилизация?
- Сохранение "полки" решает основные стратегические задачи: обеспечение внутреннего рынка собственными энергоресурсами, произведенными при помощи собственных современных технологий, и стабильный экспорт сырья и продукции глубокой переработки. При этом даже сохранение "полки" является сложной задачей. У нас очень много месторождений в Западной Сибири истощено, ежегодное падение добычи в этом регионе достигает 2-3%. И это падение будет продолжаться. Чтобы его компенсировать, нужно осваивать новые сложные регионы, выходить на шельф, разрабатывать трудно извлекаемые залежи.
- Вы упомянули работу по освоению шельфа. Насколько актуален вопрос о возможности расширения доступа к российскому шельфу частных компаний, прописанный в Энергостратегии? Когда это возможно, для кого и на каких условиях с учетом невысоких цен на нефть?
- Освоение шельфа требует долгосрочных и больших инвестиций. Бурение одной морской скважины может стоить $500 млн и выше, и не факт, что она покажет наличие запасов углеводородов. Поэтому компании, выбирая, на какие новые проекты направить денежный поток, рассматривают шельф в самую последнюю очередь. Сейчас с учетом общего падения инвестиционной активности и трудностей с привлечением финансирования, предложений о допуске частных компаний к российскому шельфу стало значительно меньше.
С другой стороны, шельф для России - перспективное направление, которым нужно заниматься. В стратегии мы прописали формулировку, которая позволяет в будущем при необходимости вернуться к вопросу о допуске частных компаний на российский шельф.
- Кризис на рынке нефти показал, что нынешняя "лоскутная" налоговая система оказалась очень гибкой и позволила нефтяным компаниям спокойно пережить пик низких цен. Может, эта система - это "наш особый налоговый путь", и не стоит ее менять на налогообложение с дополнительного дохода (НДД)? В каком состоянии сейчас работа по НДД с Минфином?
- Основная проблема, которую нужно решить - это создание экономических стимулов для интенсификации действующих месторождений. Например, в Западной Сибири есть месторождения, освоенные лишь на четверть потенциала. Остальные запасы не разрабатываются, так как при действующей системе налог рассчитывается от добытой тонны, а не от экономического результата. Бурение новых скважин на таких месторождениях убыточно. Такому участку можно дать очередные льготы, но, в конечном итоге, создается система, которую просто невозможно администрировать. Кроме того, при разработке системы НДД ставилась задача уйти от адресных льгот по экспортной пошлине для новых месторождений Восточной Сибири.
Основной риск, по мнению Минфина, заключается в возможности завышения затрат со стороны нефтекомпаний, что может привести к снижению налогооблагаемой базы. Но я считаю, что при существующей системе мониторинга таких затрат этот риск минимален.
- Между тем нефтяные компании не торопятся представлять проекты под пилоты для НДД. Ранее Минэнерго с Минфином планировали просчитать работу системы НДД на проектах с суммарной добычей в 15 млн тонн, но пока заявки поданы на проекты с добычей в 7 млн тонн...
- Участие в эксперименте - это выбор каждой компании. Поверьте, можно проводить эксперимент и на проектах с суммарной добычей в 7 млн тонн, цифра значения не имеет, важно, чтобы это были действующие месторождения в Западной Сибири.
Параметры нового законопроекта об эксперименте по внедрению системы НДД между Минэнерго и Минфином согласованы, в том числе в части предоставления компаниям права выбора: оставаться в действующей налоговой системе или переходить на НДД.
- То есть с Минфином принципиальных разногласий нет?
- У Минэнерго было несколько вопросов, но на недавнем совещании с Минфином по всем позициям были достигнуты договоренности. Сейчас мы должны дошлифовать законопроект с компаниями.
- Минприроды выступило с инициативой предоставить льготы по НДПИ для газовых месторождений с большой нефтяной оторочкой. Как вы относитесь к этой идее?
- В целом, мы поддерживаем это предложение. Это один из способов стимулирования добычи нефти на газовых месторождениях, невыгодной при действующей системе. В России таких месторождений много, потенциал добычи достаточно большой. Сейчас совместно с Минприроды мы ведем работу по этому направлению, в том числе по расчету критериев отнесения к льготируемой группе.
- Удалось ли уточнить критерии расчета затрат для определения точки выхода проектов на рентабельность 16,3% для сохранения льгот по пошлине? Нефтяные компании предлагали повысить порог внутренней нормы доходности для получения льгот по пошлине с 16,3% - до 18,3%, обсуждается ли этот вопрос?
- В целом подход к расчету затрат для определения точки выхода проектов на рентабельность 16,3% при расчете льгот по экспортной пошлине остался прежним, поскольку мы считаем его экономически обоснованным. Но мы немного уточнили порядок расчета обоснованности капитальных и операционных затрат для того, чтобы была возможность сравнить удельные фактические затраты компаний со среднеотраслевыми значениями. Одновременно мы определили порядок расчета показателей среднеотраслевых затрат и предусмотрели возможность при расчете внутренней нормы доходности проектов использование фактического коэффициента баррелизации (коэффициента пересчета нефти из баррелей в метрические тонны при реализации). Это позволит учитывать реальную ситуацию при экспорте нефти по нефтепроводам.
Определенный порог внутренней нормы доходности в 16,3% для прекращения льгот по пошлине является достаточным, а его повышение нецелесообразно.
- Правительство поручило Минэнерго доработать Энергостратегию России до 2035 года с учетом развития разных вариантов отраслей ТЭК, в том числе с учетом элементов государственного регулирования. Что это означает? Кроме того, какие интересы независимых производителей газа должен учитывать доработанный вариант Энергостратегии?
- В секторе транспортировки газа по газопроводам и оказании услуг по хранению газа в подземных хранилищах, используемых независимыми производителями газа, предусматривается государственное регулирование. Будет совершенствоваться методика определения тарифов на услуги ПХГ в части повышения прозрачности и обоснованности расчетов, применения единых подходов для всех поставщиков газа и повышения эффективности функционирования газотранспортной системы.
При этом Энергостратегия предусматривает сохранение единого канала экспорта сетевого газа. Но если возникнет потребность в ускорении темпов роста и расширении объемов трубопроводного экспорта, вопрос о возможности поставок газа независимыми производителями через единый экспортный канал будет рассматриваться.
- Минэнерго подготовило проект об отказе от регулирования цен на газ для экспортных СПГ-проектов и проектов газохимии. На что ориентирован этот законопроект, под какие проекты был написан, может ли он предполагать возможность скидок на такой газ, как он может применяться в будущем?
- Работа по этому законопроекту ведется по поручению правительства и, в первую очередь, направлена на стимулирование развития газохимических проектов, например, переработку газа в метанол. Законопроект предоставит возможность ресурсоснабжающей организации договариваться с покупателями о справедливой цене на газ. Сегодня, к сожалению, из-за отсутствия возможности установления рыночной цены и коммерческого интереса у поставщиков газа, в частности, многие проекты остаются нереализованными.
- Если говорить про цены на газ в Европе, Польша недавно заблокировала часть мощностей газопровода OPAL, цены в Европе взлетели. Насколько критична для России эта ситуация, и будет ли Минэнерго пытаться взять ее под свой контроль, вести переговоры с польскими коллегами или с Еврокомиссией по этому вопросу?
- Безусловно, мы в контакте с Еврокомиссией и уже обсуждали этот вопрос с еврокомиссаром по энергетике Марошом Шефчовичем. И российская сторона, и Еврокомиссия считают, что у Польши нет никаких правовых оснований отменять решение немецкого регулятора. Польская сторона обратилась по этому вопросу в суд, но мы считаем, что все решения, которые были приняты немецкими регуляторами и Еврокомиссией, соответствуют европейскому законодательству. Еврокомиссия это подтверждает. "Газпром" , со своей стороны, также подал заявку на рассмотрение этого вопроса в Европейском суде в Люксембурге. В рамках этого разбирательства компания будет отстаивать свои интересы.
- Определена ли уже схема участия иностранных партнеров в финансировании проекта "Северный поток-2"?
- Этот вопрос обсуждается компаниями, которые планируют участие в проекте. Все иностранные партнеры подтвердили свою заинтересованность, и сейчас они рассматривают варианты финансирования.
- Как решается вопрос о реализации газа "Сахалина-1"? Минэнерго определилось для себя какой вариант выгоднее: 3-я очередь в рамках "Сахалина-2" или строительство Дальневосточного СПГ? Какие затраты по каждому из вариантов?
- Стратегически мы заинтересованы и в строительстве третьей очереди СПГ-завода "Сахалина-2" и в реализации проекта "Роснефти" и ExxonMobil "Дальневосточный СПГ", направленного на использование газа "Сахалина-1". В настоящее время операторы проектов "Сахалин-2" и "Сахалин-1" ведут переговоры об условиях поставки газа и о его цене.
- Поддерживает ли Минэнерго предложение о передаче "НОВАТЭКу" четырех участков "Газпрома" на Ямале для расширения ресурсной базы будущих СПГ-проектов?
- Это коммерческий вопрос, который решается в рамках договоренностей между двумя компаниями. Ямал - это самый перспективный регион газодобычи, где выявлены значительные запасы газа, который можно и нужно монетизировать. Поэтому с позиции Минэнерго, эти четыре месторождения нужно разрабатывать. А с учетом того, что в регионе уже создана инфраструктура для сжижения газа, построен порт, проведены работы по углублению Обской губы и т.д., использование этих месторождений в качестве ресурсной базы для СПГ-проектов может быть наиболее эффективным. Сейчас обсуждаются разные варианты, в том числе создание совместного предприятия "НОВАТЭКа" и "Газпрома". Но, подчеркиваю, все переговоры идут в коммерческой плоскости: будут ли эти месторождения проданы "НОВАТЭКу", будет ли "Газпром" осваивать их самостоятельно, будет ли создано совместное предприятие - зависит от экономической выгоды. Надеемся, что компании найдут взаимоприемлемый, обоюдовыгодный вариант.
- Недавно вы проводили переговоры в Испании с участием глав "НОВАТЭКа", GasNaturalFenosa и Repsol. Известно, что Repsol интересовалась участием в "Ямал СПГ", но не вошла. Интересуется ли компания новым СПГ-проектом "НОВАТЭКа" - "Арктик СПГ 2"? Интересуют ли GasnaturalFenosa закупки с нового проекта?
- Реализация проекта "Арктик СПГ-2" обсуждается с компаниями из многих стран: из Испании, Японии, Китая и так далее. Однако на данном этапе более важными являются переговоры не по участию в проекте, а по его финансированию. Что касается испанских компаний, то их больше интересует совместный трейдинг, в том числе сжиженного газа "Ямал СПГ". "НОВАТЭКу" это тоже интересно, поскольку компания намерена расширять свою сферу деятельности в сбыте СПГ.
- Последние трехсторонние переговоры с Украиной и ЕС по газу закончились на том, что вы передали в Еврокомиссию письмо об озабоченности российской стороны решением Хозяйствующего суда Киева о штрафе для "Газпрома" на $6,6 млрд за нарушение антимонопольного законодательства Украины. Какой был ответ?
- Мы получили ответ от Еврокомиссара по энергетике господина Шефчовича. В этом письме он внимательно отнесся к нашим возражениям. Он также написал, что удалось обсудить некоторые вопросы с украинской стороной. В частности, по словам Шефчовича, украинская сторона заверила его в том, что не будет предпринимать никаких действий относительно имущества "Газпрома", в том числе газа, поставляемого транзитом через Украину в Европу, в рамках решения данного суда. Мы приняли к сведению это письмо, поскольку в нем обозначена некая позиция Еврокомиссии. Оно, конечно, душу греет, но юридической силы не имеет. Мы прекрасно понимаем, что решение суда может быть использовано в любой момент.
Мы по-прежнему настаиваем, что этот вопрос должен рассматриваться в арбитражном суде Стокгольма, как это оговорено в контракте "Газпрома" и "Нафтогаза". Принятое Хозяйствующим судом Киева решение носит беспрецедентный характер и не поддается никакому логическому объяснению. Газотранспортная система Украины принадлежит украинскому "Нафтогазу". Именно он в данном случае является монополистом, никак не "Газпром", который выступает в качестве пользователя этих газопроводов.
- Украина в 2016-2017 годах так и не закупала газ у России, однако смогла за счет реверсных поставок закачать в свои ПХГ газ, который, по сути, является российским. У России есть какие-то рычаги, инструменты, чтобы пресечь реверсные поставки?
- Конечно, всем понятно, что речь идет об искусственном реверсе: газ приходит в Украину не из Австрии или Словакии, а с газораспределительной станции Вельке-Капушаны на словацко-украинской границе, через которую идет транзит российского газа в Европу. Это наш российский газ, только купленный Украиной через европейских посредников. Мало того, если проанализировать баланс поставок российского газа в Европу, то можно увидеть, что его экспорт в Словакию и другие европейские страны в прошлом году вырос примерно на столько же, насколько сократились поставки газа на Украину. То есть баланс российских экспортных поставок сохраняется.
Повлиять юридически на этот процесс мы не можем, поскольку возможность использования газопроводов в реверсном режиме предусмотрена европейским законодательством.
Но, может, в этом и нет острой необходимости: если Украина хочет закупать газ по более высокой цене у европейских посредников, то это больше проблемы самой Украины. В конце концов, это ее потребители переплачивают за газ, причем значительно.
Следует также учитывать, что на Украине упало потребление газа. Если раньше страна потребляла примерно 50 млрд кубометров газа, то сейчас - порядка 30-35 млрд кубометров. Поэтому в российском балансе поставок наблюдается снижение пропорционально падению спроса на Украине.
- Почему переговоры с Белоруссией по оплате за газ в 2016 году зашли в тупик? Как сейчас идет общение России и Белоруссии по этому вопросу и какие варианты решения рассматриваются?
- Эта проблема возникла из-за того, что Белоруссия в одностороннем порядке перестала в полном объеме платить за российский газ, по-своему интерпретировав межправсоглашение, заключенное правительствами двух стран в 2011 году. По мнению белорусской стороны, цена на газ должна быть ниже, чем по контракту, заключенному до конца 2017 года. Между тем, контрактная цена рассчитывается по формуле, которая применялась много лет подряд.
Мы пытались найти компромиссы все второе полугодие 2016 года. При этом переговоры касались не только цен на 2016-2017 годы, речь шла и о дальнейших поставках на период до 2025 года, когда должен быть создан единый газовый рынок Евразийского экономического союза. Ключевым моментом переговоров является обязательство Белоруссии полностью погасить задолженность за поставки российского газа в 2016 году. Это необходимо для того, чтобы восстановить status quo. Я не стал бы говорить, что переговоры зашли в тупик. Они идут достаточно активно, совместно с коллегами мы продолжаем искать решения.
- Есть ли уже понимание, какой объем нефти мы поставим в Белоруссию во втором квартале, будут ли поставки также идти по сниженному графику, как и в первом квартале?
- Пока рано говорить о втором квартале, поскольку индикативный баланс поставок нефти формируется в последний месяц предыдущего квартала. Цифры по объемам экспорта на второй квартал появятся в марте. Многое будет зависеть от технических возможностей поставок и от общей ситуации на рынке.
- В каком состоянии на данный момент находится диалог Москвы и Ашхабада в газовой сфере? Закупки газа и суды приостановлены, и это всех устраивает? Или есть намерение возобновить закупки/поставки и скорректировать контракт? Какие обсуждаются условия мирного урегулирования арбитражного спора? С выплатой компенсации или просто отзыв иска?
- В августе прошлого года "Газпром" и "Туркменгаз" договорились об установлении в период с 1 января 2016 г. по 31 декабря 2018 г. "коммерческих каникул" (отсутствие взаимных обязательств по поставке и отбору туркменского газа - ИФ), о приостановке судебных разбирательств и об отказе от предъявления друг другу каких-либо претензий по контракту.
- На какие проекты в Иране претендуют "ЛУКОЙЛ" и "Газпром" после первого раунда переговоров в Иране? И когда могут быть заключены СРП с российским компаниями?
- Идет текущая работа наших компаний с Иранской национальной нефтяной компанией (NIOC). Мы со своей стороны оказываем содействие в рамках межправительственной комиссии. Это нормальный процесс, когда компании встречаются, получают информацию, оговаривают условия сделки. "Газпром нефть" и "Зарубежнефть" уже подписали меморандумы по изучению возможности работы на нескольких месторождениях. "ЛУКОЙЛ" и "Роснефть" ведут свои переговоры по конкретным проектам.
- Перейдем к электроэнергетике. В конце прошлого года Минэнерго сформулировало несколько вариантов компенсации ТСО выпадающих доходов по "последней миле". Принято ли решение, как это сделать?
- Действительно, эта проблема существует, поскольку в 2013 году были приняты изменения в законодательство по ликвидации "последней мили". Естественно, в некоторых регионах переход крупных потребителей на более низкий тариф должен был сопровождаться компенсацией потерь распределительных сетей. Компенсации должны были осуществляться за счет сокращения издержек, повышения эффективности, индексации тарифов.
Кроме того, в 2013 году ожидалось, что в будущем электропотребление будет расти. Однако этого не произошло, электропотребление осталось на уровне 2013 года. В результате проблема "последней мили" существует в 14 регионах.
Минэнерго подготовило предложения, как сгладить данную ситуацию, и направило их в правительство. В частности, по некоторым регионам предлагается продлить период сглаживания выхода "перекрестки" по последней миле. Согласно законодательству, срок перехода от "последней мили" составляет три года, по отдельным регионам - пять лет, по регионам Дальнего Востока - до 15 лет. Мы предлагаем продлить сроки перехода для регионов Средней России, не трогая при этом Дальний Восток.
Кроме того, есть предложение запретить подключать потребителей к сетям "Федеральной сетевой компании" для того, что ориентировать их на подключение к распределительным сетям. Это даст возможность увеличить мощности распределительных сетей, снизить нагрузку на оставшихся потребителей и уменьшить выпадающие доходы. Есть еще ряд предложений.
Мы пытаемся решить этот вопрос без привлечения средств федерального бюджета и совместно с потребителями ищем внутренние резервы. Финального решения нет, вопрос находится на рассмотрении в правительстве.
- Есть ли решение по предложению потребителей об одностороннем расторжении договора на поставку мощности при долговременном отсутствии поставок после аварии?
- Такие предложения поступали, но мы их не поддерживаем. Расторгать договор в одностороннем порядке не совсем правильно, поскольку инвестор вложил свои деньги. Безусловно, к компании должны применяться штрафные санкции за недопоставку мощности на рынок. Такая возможность договором предусмотрена, хотя это не штрафы, а снижение оплаты мощности. Согласно регламентам рынка, сейчас это снижение достигает 100%. Вместе с тем, полностью отказываться от ДПМ нельзя.
- Когда и где стартуют "пилоты" по "альтернативной котельной"? Когда новый механизм будет распространен на всю страну?
- Закон касается возможности участия в реализации новой системы взаимоотношений в области теплоснабжения на уровне муниципальных образований. Я думаю, что говорить о конкретных регионах мы будем после принятия соответствующего закона. Объявлять регионы заранее было бы неправильно, тем более, что интерес к этому проекту высказывали муниципальные образования, а не регионы в целом. Такие муниципальные образования есть в Красноярском крае, в Алтайском крае, в Татарстане, других регионах. Сейчас законопроект принят Госдумой в первом чтении, прорабатываются поправки ко второму чтению.
Принятие законопроекта позволит привлечь инвестиции, существенно снизить потери и повысить эффективность, качество и надежность поставок тепла населению и коммерческим потребителям.
- Но правильно мы понимаем, что первые пилотные проекты могут быть запущены не в этом, а в следующем году?
- Если закон будет принят в этом году, то муниципальные образования могут войти в пилотные проекты с 1 января 2018 года.
- Когда Минэнерго планирует провести конкурс по выбору подрядчика на строительство ТЭС на Тамани? Как планируется оптимизировать условия конкурса для привлечения инвесторов?
- Мы объявим конкурс в самые кратчайшие сроки. В целом, нормативная база уже принята, но необходимы корректировки с учетом дополнительных требований, в том числе по составу оборудования, по снабжению газом и по схеме выдачи мощности.
- Эти корректировки дают возможность рассчитывать на привлечение инвесторов к проекту?
- Безусловно, инвесторам будет интересно участие в проекте, поскольку он гарантирует возврат инвестиций.
- Какой штраф может заплатить "Русгидро" за просрочку ввода ТЭС на Дальнем Востоке?
- Действующим соглашением предусмотрено, что при просрочке ввода объектов в эксплуатацию налагаются штрафы. Размер штрафа будет определяться правительством.
