"Жестких правил регулирования не будет"

 

— Сейчас мы готовим эти поправки. Планируется, что они будут внесены в правительство в ближайшие недели в зависимости от интенсивности процесса согласования. Затем мы отработаем их в администрации президента и вынесем на осеннюю сессию Госдумы. Ожидаем, что новый закон будет принят осенью и вступит в силу с 1 января 2014 года. 

— Какие будут критерии доступа к экспорту? 

— Есть разные предложения. В соответствии с одним из них предлагается решать вопрос о доступе к экспорту на этапе выдачи лицензии для разработки того или иного месторождения, исходя из его ресурсной базы, возможных объемов производства СПГ, наличия рынков сбыта для газа с очередного проекта. Такие проекты также не должны реализовываться в ущерб потребностям внутреннего рынка. Есть и другие предложения, например, допускать к экспорту проекты на определенной территории, в частности в северной части Ямало-Ненецкого АО и на шельфе, в том числе Черного и Азовского морей. Этот путь тоже неплохой, и по нему можно пойти. Но мы считаем, что допускать к экспорту проекты только по территориальному принципу все же не совсем правильно. Потому что в случае территориального ограничения под законопроект не попадут какие-то месторождения в Восточной и Западной Сибири, где тоже могли бы быть построены заводы СПГ. Не исключено, что будет подготовлен некий "микс", который будет учитывать как территориальный признак, так и учет экспорта СПГ в лицензии на недропользование. 

— Как будет обеспечиваться отсутствие конкуренции, к чему призывал президент? Российские производители будут делить рынки стран или конкретных потребителей? 

— Все это достаточно условно, делить рынки или покупателей никто не собирается. Сегодня формула ценообразования почти у всех одинаковая. Если газ на китайском рынке стоит $12-13,5 за 1 млн BTU (британская термическая единица.— "Ъ"), то давать цену ниже этой, во-первых, нецелесообразно с точки зрения экономики того или иного проекта, а во-вторых, участники рынка этого не поймут. То есть жестких правил регулирования рынков и взаимодействия с контрагентами не будет. Я думаю, что наши крупнейшие компании, которые занимаются СПГ, и так смогут взаимодействовать с тем, чтобы не ухудшать экономические показатели. 

— Компании не должны пересекаться по рынкам или покупателям? 

— Покупателям и сегментам рынка. Например, я считаю, что независимым производителям нет необходимости поставлять дополнительные объемы СПГ в Европу, потому что там сильные позиции у "Газпрома", который имеет в Европе обширную инфраструктуру для поставок трубопроводного газа. С другой стороны, Европа все равно закупает СПГ, и в этой нише могли бы поработать и "Газпром", и независимые производители, но без ущерба для трубопроводного газа. 

— На ПМЭФ НОВАТЭК подписал соглашение и о поставках СПГ с китайской CNPC, которая собирается купить долю в "Ямале СПГ". Но переговоры с CNPC о поставках как трубопроводного газа, так и СПГ менее успешно ведет и "Газпром". Не является ли это прямой конкуренцией? 

— Нет, это не является проявлением конкуренции. В Китае тоже есть координация внешних отношений. Изначально НОВАТЭК вел переговоры о поставках газа с китайской Sinopec. Но затем в КНР было принято решение, что все внешние контракты на поставку газа будет заключать только CNPC, в том числе в интересах Sinopec. Поэтому тут между НОВАТЭКом и "Газпромом" нет противоречий. 

— "Роснефть" и CNPC в марте договорились о дополнительных поставках нефти в Китай. Вас устраивают предлагаемые "Роснефтью" направления поставок, в частности через Казахстан? 

— Мы сейчас прорабатываем этот вопрос, ждем окончательного предложения от "Роснефти", чтобы посчитать ресурсную базу. Это напрямую связано с нашим соглашением с Казахстаном, по которому с января 2014 года мы прекращаем беспошлинные поставки нефти в страну. Порядок будет следующий: Россия продолжит поставлять 7 млн тонн нефти на Павлодарский НПЗ, в обмен Казахстан также должен будет такой же объем сырья направлять на Новороссийск. Есть вариант поставлять эту нефть в рамках swap-операции в Китай. 

— Но глава "Транснефти" Николай Токарев высказывал опасение, что у "Роснефти" недостаточно запасов для осуществления дополнительных поставок в Китай и нет точного понимания по ресурсной базе. 

— Поскольку речь идет о долгосрочном периоде — межправительственное соглашение действует до 2038 года и возможно его продление,— мы специально предусмотрели в нем возможность корректировать объем поставок. Предполагается, что максимальный объем нефти, который пойдет по трубопроводу Сковородино—Мохэ, до 15 млн тонн. Будет ли ресурсная база или нет, покажет окончание геологоразведочных работ по отдельным месторождениям. Такие работы уже сейчас ведутся, есть высокая вероятность того, что запасы будут подтверждены. При этом китайцы просят еще больше, и если бы мы могли, мы подписались бы на большие объемы. Их потребность в нефти будет расти, потому что будет падать доля потребления угля. 

— Еврокомиссия инициировала антимонопольное расследование в отношении деятельности "Газпрома" в Европе. Вы следите за ним, что там происходит? 

— Идет работа. По этим вопросам с Еврокомиссией взаимодействует сам "Газпром". 

— Но после начала расследования появился президентский указ о защите стратегических компаний за рубежом. В соответствии с ним "Газпром" должен почти всю свою деятельность согласовывать с Минэнерго. Этот механизм работает? 

— Да, работает. Когда "Газпром" направлял в Еврокомиссию и антимонопольный комитет необходимые документы, мы их согласовывали. 

— Контракты вы тоже согласовываете? 

— Мы должны согласовывать только изменение системы ценообразования. Согласование конечных цен и контрактов — это не наша работа. 

— А "Роснефть"? 

— В "Роснефти" больше половины акций принадлежит государству. Но тем не менее это также акционерное общество, которое работает по закону об АО. Конечно, директивы для голосования на собраниях акционеров мы направляем, но перечень вопросов, регулируемых директивами, очень ограничен. 

— Но в ноябре 2012 года правительство предписало федеральным органам исполнительной власти согласовывать и утверждать инвестпрограммы акционерных обществ с госучастием, являющихся субъектами естественных монополий. 

— У нас с "Газпромом" выстроены нормальные, конструктивные механизмы взаимодействия. Обсуждение их инвестпрограммы и принятие важных решений делается в режиме наших полномочий. Мы обязательно согласовываем инвестпрограммы сетевых компаний, потому что они монопольные. А программы рыночных компаний мы не согласовываем, для этого есть инвесткомитеты, акционеры, которые следят за тем, чтобы компании эффективно тратили. Сейчас уполномоченными органами власти вырабатываются предложения о механизме согласования инвестпрограмм. 

— Сейчас в связи с решением президента рост тарифов в инфраструктурных монополиях, в том числе в энергетике, ограничивается уровнем инфляции. Возникает необходимость поиска нетарифных источников. Действительно ли за их счет будет финансироваться значительная часть инвестпрограмм? 

— В принципе все инвестпрограммы, в том числе и наших инфраструктурных компаний, всегда финансировались не только за счет тарифов, а и за счет привлечения разного рода заемных средств. Тариф, естественно, и впредь будет обеспечивать как текущие расходы, так и амортизацию и прибыль, которые являются базой для привлечения заемных средств, образуя в совокупности источники финансирования инвестпрограммы. 

— Теперь компаниям предоставлены инструменты более дешевого заимствования — такие как пенсионные средства, средства ФНБ... Но вот они кончатся, и что будет дальше? 

— Никакой трагедии не будет. Все эти деньги, которые выделены, в частности, для ФСК (100 млрд руб. средств пенсионных накоплений ВЭБа.— "Ъ"),— это такие же заемные средства, как и на рынке, только несколько дешевле. И решение о том, что их дополнительно выделяют по низкой ставке, направлено на то, чтобы простимулировать за их счет финансирование новых проектов. Если бы это были заемные средства на рынке, они бы не были такими длинными, и эти деньги пришлось бы возвращать в более короткие, чем 30 лет, сроки, а нагрузка на тарифную составляющую в ближайшие 10-15 лет была бы выше. 

— Действующие инвестпрограммы пройдут ревизию? 

— Мы сейчас подготовили комплекс мер, включая проект нормативно-правового акта, которые в целом вводят систему технологического и ценового аудита инвестпрограмм естественных монополий в энергетике. Уже начали публичное обсуждение ключевых инвестпрограмм, в первом полугодии рассмотрели с общественностью инвестпрограмму ФСК. Такое поручение было нам дано в рамках разработки стратегии электросетевого комплекса, когда был утвержден список нормативно-правовых актов, которые должны быть приняты до конца года. В соответствии с этим все инвестпрограммы будут проходить аудит. Запустили механизм ценового и технологического аудита новых объектов генерации на Дальнем Востоке, которые реализуются компанией "РусГидро". 

— В связи с ожидаемым снижением динамики роста цен на газ до уровня инфляции как будет скорректирована инвестпрограмма "Газпрома" в 2014-2015 годах? 

— Соответствующими расчетами занимаются Минэнерго и Минэкономики. Там много факторов, влияющих на коррекцию инвестпрограммы "Газпрома", в том числе НДПИ на газ. Сейчас придумана специальная формула расчета НДПИ, исходя из которой при росте цен газа растет и размер налога, при снижении цен налог падет. Частично это компенсирует замедление динамики роста цен газа, но не целиком. Поэтому объем инвестпрограммы будет, вероятно, снижаться. По прогнозу "Газпрома" на 2014-2015 годы, его выручка сократится на 10%, а объем инвестпрограммы — на 130 млрд руб. 

— Глава "Россетей" Олег Бударгин заявил о возможности появления в холдинге и его дочерней ФСК нового сильного акционера. Насколько реальным вы считаете приход инвестора — в частности, "Роснефтегаза"? 

— Вопросы о привлечении в "Россети" или ФСК частных или каких-либо других инвесторов не обсуждались. В принципе, если появится необходимость привлечения инвестора, я думаю, что при условии сохранения контрольного пакета за государством теоретически это возможно. 

— Но без передачи конкретного пакета? 

— Да, без передачи контрольного пакета. 

— Вы успеваете в срок внести в правительство новую модель энергорынка? 

— Успеваем. У нас, правда, остаются разногласия, которые, похоже, придется снимать на уровне правительства, учитывая стратегическую значимость решения и возможные последствия. Мы попросили продлить срок до 1 сентября, чтобы максимально сблизить позиции. 

— Модель претерпела какие-то изменения кроме внесения в нее механизма гарантированных инвестиций (МГИ)? Найден ли и возможен ли какой-либо компромисс с моделью, предложенной "Интер РАО" и "Газпром энергохолдингом"? 

— Компромисс между моделями — это как раз сроки и способы работы МГИ. Мы сейчас считаем последствия, делаем дополнительные расчеты по всем моделям. 

— В чем компромиссность МГИ? Ведь генераторы хотят не совсем этого. Они хотят получать ДПМ (договоры на поставку мощности, обеспечивающие окупаемость инвестиций) для модернизации своих станций, а не для строительства системной генерации... 

— На мой взгляд, МГИ может охватывать как новое строительство, так и модернизацию. То есть, во-первых, государство должно определить точки, где должна быть построена генерация, провести конкурс по привлечению соответствующих инвесторов. И во-вторых, если оно считает, что нужно обновить какую-то часть основных фондов, самые старые в самом плачевном состоянии, то оно может предоставить такой МГИ для модернизации. 

— "Транснефть" активно привлекает внимание к теме расширения нефтепродуктопроводов, объясняя это дефицитом экспортных мощностей. Есть такая проблема? 

— Как такового дефицита нет, есть очень большой износ. Существующий тариф на прокачку нефтепродуктов не может покрыть расходы на их модернизацию. Предложение "Транснефти" состоит в том, чтобы использовать для работ деньги "Транснефти", а не "Транснефтепродукта". 

— А как вы относитесь к этому варианту? 

— На мой взгляд, подход в целом неверный. Системы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов — две совершенно разные, в них работают разные компании. К тому же существует риск перекрестного субсидирования, поэтому с точки зрения экономики и интересов поставщиков нефти это не совсем целесообразно. Но как источник финансирования такое предложение "Транснефти" выглядит заманчиво. 

— А откуда же иначе компании деньги брать? 

— Делать долгосрочные займы, например. 

— В чем заключается компромисс, которого достигли Минэнерго, Минфин и правительство по льготным ставкам НДПИ на трудноизвлекаемую нефть? 

— В проекте изменений в Налоговый кодекс, подготовленном Минфином, было прописано, что до 2016 года компании должны обеспечить прямой раздельный учет трудноизвлекаемой нефти на своих месторождениях. Но на совещании у Аркадия Дворковича мы договорились о том, что не будем требовать от нефтяников выполнения этого условия. Мы пришли к выводу, что это сложно и экономически нецелесообразно, потому что на создание системы учета нужно в пять раз больше, чем тот экономический эффект, который компании смогут получить от льгот. 

— Каков прогноз по добыче нефти к 2020 году? 

— В нашем консервативном прогнозе объем нефти не увеличивается, а сохраняется на достигнутом уровне. Однако это тоже непростая задача, так как необходимо принять меры для увеличения коэффициента извлечения нефти Западной Сибири, а также поддерживать или даже наращивать объем добычи трудноизвлекаемой нефти, стимулировать разработку новых месторождений. 

— Какой будет структура добычи, например, через 15 лет? 

— Если будут приняты все законы, которые мы разработали, то заработают стимулирующие факторы для добычи трудноизвлекаемой нефти и добычи на шельфе. Уже в краткосрочной перспективе, за один-два года, по нашим оценкам, это даст свой положительный эффект и позволит компаниям делать дополнительные инвестиции — например, в баженовскую или ачимовскую свиты. За счет трудноизвлекаемой нефти уровень добычи может вырасти на 15 млн тонн в год, то есть примерно на 3% к текущему уровню. 

— Этого достаточно, чтобы уровень добычи не снижался? 

— Да. Плюс мы рассчитываем на добычу на шельфе. "Роснефть" и "Газпром" уже готовы начать геологоразведочные работы и бурение вместе с партнерами. К 2022-2025 годам на шельфе по планам компаний должна начаться промышленная добыча. 

— Как вы оцениваете систему налогообложения нефтяной отрасли "60-66"? Не планируется ли ее менять? 

— Пока не планируем — в этом сейчас нет необходимости. Правила должны действовать какое-то время, ведь у компаний есть горизонт планирования. Наши специалисты считают, что система в этом виде стимулирует развитие добычи в Западной Сибири. В этом регионе раньше было снижение ее уровня на 0,8% в год, а в этом году уровень уже стабильный. Кроме того, на 9-10% увеличилось разведочное бурение, уровень добычи — на 15%, а переработки — на 26%. На мой взгляд, все эти показатели свидетельствуют об эффективности системы "60-66".