Александр Новак об устойчивости энергетической системы России

— Добрый вечер.

— Необходимо сравнивать стоимость тарифа на прокачку 1000 кубических метров газа на 100 км. Если говорить о существующих маршрутах, которые сегодня используются для транзита российского газа, то украинское направление, на сегодняшний день, является самим дорогим и там самый высокий тариф установлен — он в 2-2,5 раза выше, чем другие маршруты. Чем, например, такие маршруты, как «Ямал-Европа», чем «Северный поток-1». Это обусловлено, в первую очередь, тем, что украинская газотранспортная система создавалась около 50 лет назад, тогда были еще старые технологии, достаточно большой износ основных фондов, большие потери при транспортировке газа. Реализация новых газотранспортных систем, которые строятся, такие как «Турецкий поток», «Северный поток-2, основана на самых последних современных технологиях, которые используются в этой области. Это трубы большого диаметра, это высокое давление, высокая скорость передачи газа, низкие потери.

— Кроме этого, существенный вопрос расстояния поставки газа из центра добычи до европейского потребителя. Например, у нас центр добычи на сегодняшний день находится на Ямале, это Бованенковское месторождение. Маршрут «Северного потока-1» через Балтийское море оттуда до Германии на 1885 км короче, чем через украинскую ГТС. При том, что украинская газотранспортная система, как я уже сказал, в достаточно изношенном состоянии с большими эксплуатационными расходами и так далее. Она требует просто огромных вложений, миллиардов евро для того чтобы ее восстановить и модернизировать до уровня хотя бы соответствующих современным технологиям. Какой смысл использовать, «Жигули», если у вас есть современный автомобиль, «Лада», например, если не говорить о каких-то иностранных моделях. Поэтому себестоимость транспортировки газа по «Северному потоку-1» на сегодняшний день обходится почти в 2 раза дешевле потребителю, чем себестоимость транспортировки по газовой системе Украины. И это нормально, это конкуренция. Это в любом виде экономической деятельности. Строятся новые дороги, старые становятся менее эффективными. И автомобильные, и железные. Появляются новые виды маршрутов перевозок грузов морским путем. С использованием современных технологий. Чем отличается газотранспортная инфраструктура, как вид деятельности по транспортировке газа, от других видов деятельности? Ничем. Должны использоваться наиболее эффективные, конкурентноспособные (маршруты), создающие возможность экономить, в первую очередь, потребителю. И создаваться условия для неувеличение расходов на закупку газа из транспортных расходов.

— Во-первых, я хотел начать с того, что между «Газпромом» и «Нафтогазом» существует 2 контракта, которые были подписаны в начале 2009 года на десятилетний срок. Они заканчивают свое действие 1 января 2020 г. Один контракт на поставку газа, непосредственно для потребления украинскими компаниями, потребителями. Второй контракт, касающийся транзита газа через территорию Украины, используя газотранспортную систему Украины для европейских потребителей — в целях исполнения контракта на поставку газа из России в Европу как единого экспортера газа европейским компаниям, заключившим долгосрочные контракты с «Газпромом».

— Сегодня мы находимся в стадии обсуждения возможности заключения нового контракта на использование системы украинской ГТС. Одно из условий касается экономической привлекательности украинского транзитного маршрута. Должны быть предоставлены условия, которые были бы конкурентноспособные по отношению к другим маршрутам. Таким как «Турецкий поток», «Северный поток-1», «Северный поток-2», «Ямал -Европа» (газотранспортная система, которая проходит по территории Белоруссии и Польши). И, соответственно, тарифы на прокачку газа должны быть конкурентными. Второе базовое условие - это урегулирование всех возникших споров, которые сегодня рассматриваются в различных инстанциях арбитражных судов. Как известно, этот процесс идет уже много лет, было решение Стокгольмского арбитражного суда, которое, на наш взгляд, носило дискриминационный характер, явно политический оттенок. Было принято решение, мы даже примерно понимаем как готовилось это решение, с учетом какой политической ситуации. Поэтому «Газпром» подал аппеляцию.

— Мы видим потенциал роста импорта газа (это показывает практика последних лет). Мы видим, что у нас будут загружены не только новые газопроводы и транспортные структуры, но есть потенциал, в том числе, и для того, чтобы осталась в качестве маршрута и использовалась газотранспортная система Украины. В каком-то объеме. Этот объем зависит от потребностей непосредственно потребителей Европы. Поэтому здесь предстоит еще большая дискуссия. До конца года будем взаимодействовать с нашими коллегами (на Украине) в рабочем порядке и с нашими коллегами из Еврокомиссии.

— Здесь есть две разные позиции. Наша позиция заключается в том, что это коммерческий проект, в первую очередь, «Северный поток-2». Он реализуется «Газпромом» в консорциуме с другими европейскими компаниями Франции, Англии, Голландии, Германии. И эти мировые компании, те же Engie, Shell и другие, они бы не реализовывали этот проект, если бы это было коммерчески неинтересно. Подобные проекты, они реализуются не на 1 год, а на десятки лет. Где-то, до 50 лет. И, соответственно, конечно, это коммерчески очень интересный проект.

— С другой стороны, существует некое второе мнение со стороны некоторых европейских стран, поддерживаемых Еврокомиссией. Например, что при реализации этого проекта, якобы увеличится зависимость Европы от российского газа. А Украина потеряет доходы от транспортировки газа, которые сегодня она получает. Поэтому любыми способами, любыми силами, методами, путем изменения законодательств, или путем прямого шантажа необходимо оставить этот объем газа через украинскую газотранспортную систему. Представьте, вам предложили, допустим, поехать из Москвы в Петербург. Вы хотите через 4 часа на «Сапсане» уже добраться. А вам бы сказали: «Нет, вы не можете ехать, потому что вы должны использовать старую железнодорожную инфраструктуру, старый локомотив, старые вагоны. Вот езжайте, пожалуйста, по ним, по-другому вы не можете». Но это просто нонсенс какой-тот, на самом деле. Со стороны некоторых европейских стран, особенно восточноевропейских стран.

— Плюс, естественно, тут заинтересованы США, которые цинично продавливают свой сжиженный природный газ в Европу. Причем абсолютно цинично заставляя послов во многих европейских странах просто давить по внешним экономическим каналам, шантажируя другие страны по разным направлениям, включая оказание помощи.

— Вот есть эти две точки зрения. Мы со своей стороны говорим, что готовы сохранить часть поставок через украинскую газотранспортную систему. Потому что видим, как я говорил, что потребление газа будет расти и его хватит для того чтобы загружать и «Северный поток-2», и «Турецкий поток», и обеспечивать, в том числе, и часть транзита через газотранспортную систему Украины. Надо просто понимать, будет ли модернизирована эта газотранспортная система, в перспективе будет ли она конкурентноспособной или нет. Мы не можем гарантировать, что мы еще будем 50 лет ее использовать. Если Украина будет модернизировать ее, соответственно, создавать конкурентные условия, наверно она еще сможет долгое время использовать эту инфраструктуру. Для нас это чисто коммерческий проект, и мы считаем, что все политические мнения насчет реализации других маршрутов, абсолютно противоречат рынку, противоречат конкуренции и интересам европейских потребителей.

— Суть «Газовой директивы» - это распространение действия третьего энергетического пакета на офшорные проекты.На наш взгляд, юридически в этом нет никакой необходимости. Это, честно говоря, нонсенс, потому что это не имеет отношения к прохождению таких маршрутов через территорию Европы. Во время дискуссии на встрече представителей стран Евросоюза этот вопрос рассматривался. Та же Германия подготовила поправки, которые распространили действие этого третьего энергопакета только на ту часть инфраструктуры, которая находиться в территориальных водах страны, куда заходит газопровод. И право регулировать эти взаимоотношения, тоже в соответствии с этими поправками, дается регулятору страны, куда заходит газопровод.

— Поэтому это гораздо более мягкий вариант, чем предыдущие. Тем не менее, на сегодняшний день еще идут различные процедуры обсуждений и окончательного решения не принято. В конечном итоге наверно, в марте или в другие сроки, как это будет установлено, будет непосредственно рассмотрен проект закона.

— В любом случае, реализация таких проектов не должна противоречить европейскому законодательству. Единственное наше требование и юридическое понимание было в том, что если это не касается юрисдикции европейских стран, то (ограничения) не должны распространяться, соответственно, на реализацию таких проектов.

— Поэтому мы будем наблюдать, будем мониторить. Нам необходимо окончательно видеть тексты этих поправок. В любом случае, мы считаем, что строительству газопровода, это не угрожает. В ежедневном режиме сейчас идет прокладка трубы по дну Балтийского моря. Даже сейчас, пока мы с вами разговариваем, в день укладывается по 5-6 км. На сегодняшний день уже более 700 км из 2400 км трубы уложено. Это порядка 30%.

— Позвольте напомнить те договоренности, которые были достигнуты в октябре-декабре 2018 года. Это, скажем так, вторая договоренность между странами ОПЕК и не входящими в ОПЕК. Первая была в декабре 2016 года, и в течение полутора лет все стороны выполняли соглашение, достигли результата – рынок сбалансировался. Во втором полугодии 2018 года был отскок – мы суммарно на 1 млн баррелей страны увеличили добычу, понимая, что рынок перегрет и тогда, как мы помним, цены росли и нужно было оперативно реагировать в другую сторону. Потом ситуация вновь изменилась. В декабре мы договорились о том, что первые полгода 2019 года суммарно страны ОПЕК и не ОПЕК сократят добычу относительно октября 2018 года на 1млн 200 тыс. баррелей нефти в сутки. Причем, 800 тыс. б/с возьмут на себя страны ОПЕК и 400 тыс. б/с – страны, не входящие в ОПЕК. Мы это обсуждали и дискуссия была очень серьезная. В том числе, мы обсуждали и особенности сокращения добычи в РФ. Еще в первый раз, когда мы выходили на цифру сокращения в 300 тыс. б/с два года назад, мы делали это плавно, в течение нескольких месяцев. Это связано со спецификой добычи России в условиях Крайнего севера, низких температур в зимний период: одномоментно просто технически невозможно завинтить вентиль и снизить добычу. Зимой очень опасно взять и резко глушить скважину – есть риск, что в будущем она может быть не восстановлена. И это будут безвозвратные потери.

— С учетом этого мы и договаривались в декабре, что Россия будет постепенно выходить на уровень сокращения, который мы на себя показатель взяли на эти полгода – на 228 тыс. баррелей в сутки. В настоящее время мы полностью соответствуем заключенным договоренностям: исполняем полностью обязательства и постепенно сокращаем добычу. В течение двух месяцев, к 1 февраля, мы вышли на сокращение добычи где-то в 90-100 тыс. б/с относительно октября 2018 года. А учитывая, что в декабре у нас показатели добычи были выше, чем в октябре, где-то на 50 тыс. баррелей, то относительно декабря сокращение сейчас составило уже почти 140-150 тыс. б/с. Это достаточно большие и высокие темпы сокращения. И я думаю, что мы в течение марта, к концу марта- в начале апреля, выйдем на те параметры, которые были оговорены в рамках соглашения. Еще раз хочу подчеркнуть, мы ничего не нарушаем, мы это обсуждали в декабре прошлого года при заключении соглашения, и мы полностью выполняем достигнутые договоренности.

— В Баку во второй половине марта, будет мониторинговый комитет, который следит за исполнением сделки, готовит рекомендации для министерской встречи, где собираются уже все министры 25 стран. Обычно в таких мероприятиях принимают участие от 5 до 10 представителей стран на уровне министров. Мы заслушаем доклады технических комитетов по исполнению сделки за январь и февраль, а также оценим текущую ситуацию на рынке, и прогнозы развития ситуации в течение первого полугодия и на второе полугодие, в том числе по балансу спроса и предложения. Сейчас я бы не загадывал о тех решениях, которые могут быть приняты. Особенно с учетом тех факторов, которые являются зачастую непредсказуемыми, на которые существенно влияют те или иные действия отдельных стран. Например, те же санкции, относительно Ирана, относительно Венесуэлы, какие-то заявления отдельные.

— Всегда есть фундаментальный фактор -— это баланс спроса и предложения. Потому что если предложение превышает спрос, на рынке образуются излишки и остатки, которые находят свое применение. И рынки очень сильно реагируют при затоваривании в сторону снижения цен. Сегодня мы видим на рынке более-менее спокойную, стабильную ситуацию, невысокую волатильность и более-менее приемлемые цены, которые устраивают и экспортеров, и потребителей. Мы считаем, что благодаря сделке в первую очередь, достигнута такая стабильность. За счет чего спокойно проходит зимний период в условиях, когда обычно спрос падает на 2 млн баррелей в сутки относительно летнего периода. У нас цены в декабре 2018 года до 50 долларов падали. Если бы затоваривание продолжалось, мы бы увидели очень низкие значения. Я даже не хотел бы называть их. Напомню, что в январе 2016 года цены доходили до уровня 25-27 долларов за баррель. И не исключено, что мы побили бы эти рекорды в сторону снижения на рынке.

— Если бы не было сделки. Потому что ежедневно на рынок бы дополнительно сейчас поступало 1 млн баррелей в сутки, которые бы увеличивали остатки и затоваренность. Предложение бы превышало спрос, цены бы падали.

— Наши компании, которые там присутствуют, очень внимательно следят за ситуацией, мониторят. У них есть соответствующие службы, юридические и коммерческие. На сегодняшний день у нас нет информации, что где-то есть проблемы или убытки. Идет работа в текущем порядке.

— Напомню, что достаточно сложная ситуация сложилась в мае прошлого года, когда цены на заправках — на розничном рынке — росли высокими темпами. Они тогда выросли примерно на 10%. Правительство приняло оперативные меры в целях стабилизации ситуации, было принято своевременное решение, касающееся снижения акцизов на бензин и на дизельное топливо с 1 июля 2018 года. Кроме этого, были достигнуты договоренности с компаниями о том, что цены с конца мая-начала июня не будут расти. И если смотреть динамику розничных цен на заправках, с конца мая до начала июня сохраняли свой уровень. На 21 января этого года они поднялись примерно на 1,7% из-за того, что был произошло повышение НДС с начала года с 18 до 20%. Это объективная ситуация, неожиданности не было, все заранее понимали, что в связи с увеличением НДС в рознице цены вырастут на 1,7%. Пока на протяжении двух месяцев цены стабильны, даже видим снижение на копейки. Я думаю, что такая ситуация не системная и не фундаментальная, а системно и фундаментально то, что поставлены задачи, созданы все необходимые инструменты в виде налогового регулирования, которые позволяют держать ситуацию на уровне существующих цен с темпами роста не выше инфляции. Прогноз по инфляции, напоминаю, согласно прогнозу Министерства экономического развития, составляет 4,3% по 2019 году (в докладе «Картина экономики» от 12 февраля ведомство указало на то, что «по итогам года при сохранении стабильного курса рубля инфляция опустится ниже 5%». – прим.ред.). Это те проценты повышения цен, которые могут быть достигнуты в течение этого года, но не более.

— Начнем с того, что есть три разных вида цен на моторное топливо. В первую очередь, это непосредственно цены на заправках, то есть розница. Они беспокоят потребителей, население, предприятия, которые покупают нефтепродукты для заправки грузовых автомобилей и так далее. Помимо этого, есть мелкооптовые цены, то есть стоимость закупок на нефтебазах, по этим ценам топливо закупают сами АЗС. И есть еще биржевые цены, или оптовые. Так вот оптовые и мелкооптовые цены в течение года действительно колеблются и носят сезонный характер на бирже. Они зависят от объема предложений, производства, ремонтных программ и так далее. Это было всегда было, это просто рыночный фактор. Оптовые цены могут колебаться, в этом ничего такого. Однако важно, чтобы не было дефицита предложения на внутреннем рынке.

— Поэтому правительство разработало ряд мер, сдерживающих рост цен. В первую очередь, были созданы условия для роста уровня переработки нефтепродуктов и их реализации на внутреннем рынке. Так, в прошлом году был принят законопроект, который вступил в силу с 1 января 2019 года. Он вводит обратный отрицательный акциз, который компенсирует снижение ставки экспортной пошлины, в рамках так называемого налогового маневра. Как вы знаете, принято решение в течение пяти лет снизить экспортную пошлина с 30% до нуля, при этом равномерно последовательно повышается ставка налога на добычу. Так, с 2019 года экспортная пошлина на нефть составляет уже не 30%, а 25%, соответственно, от этого зависит и экспортная пошлина на нефтепродукты. Компенсируется это обратным отрицательным акцизом для предприятий, которые выпускают нефтепродукты с высокой степенью переработки. Это стимулирует наши предприятия заниматься модернизацией нефтеперерабатывающих заводов и отказываться от так называемых самоваров, которые гонят на экспорт нефтепродукты после первичной переработки. Второй механизм, который позволяет нам держать цены на уровне, не выше инфляции, это так называемый демпфер. Если попросту говорить - это компенсация разницы между стоимостью продажи на экспорт и ценой продаж на внутренний рынок. Этот демпфирующий механизм может быть также как положительным, так и отрицательным. Он призван сгладить разницу между прибыльностью на внешнем и внутреннем рынке. Если, допустим, мировые цены выросли, и, соответственно, по рынку туда выгоднее продавать, так как на внутреннем рынке цены оптовые ниже, то эта разница частично компенсируется за счет отрицательного демпфера, то есть это частично бюджетные средства из тех доп. доходов, которые поступают в резервные фонды, а частично на себя берут компании. Получается, на 2019 год - это соотношение 60 на 40, с 2020 года, соотношение 50 на 50. Подчеркну, берут на себя эту нагрузку и государство, и компании, с тем, чтобы не увеличивать цены. При том, что если разница наоборот на внутреннем рынке более выгодна, как это сложилось сейчас в январе, то возникает обратная ситуация, когда обратный акциз уже платят компании. То есть тем самым создан инструмент сглаживания.

— Безусловно, такие факты есть. Они носят противозаконный характер. И мониторинговые службы контролируют ситуацию, выявляют такие случаи, просто закрывают эти заправки, потому что если товар не соответствует требованиям техрегламента, то игрока, который его поставляет, дисквалифицируют. Кроме того, в качестве пилотного проекта Росстандарт сейчас внедряет единую государственную информационную систему, которая бы позволила отслеживать движение нефтепродуктов непосредственно с нефтеперерабатывающего завода до заправки. Тогда это полностью исключит возможность использования некачественных продуктов. Эта система, конечно, сложнее, чем ЕГАИС в случае с алкогольной продукцией. Соответствующая система уже создана, в одном из регионов внедряется пилотный проект. И второе направление, которое мы прорабатываем вместе с Министерством финансов, ФНС, — уплата акцизов. Многие российские компании обратились с предложением рассмотреть возможность переноса уплаты акциза на нефтепродукты не на оптовом звене, а на розничном – с тем чтобы акциз платили автозаправки. Ведь сегодня автозаправки не уплачивают акциз, и это им позволяет заниматься махинациями, в том числе, как вы говорите, разбодяживать, разводить и продавать некачественный продукт. Платя акциз, у них просто не будет такой возможности, потому что тогда стоимость топлива будет совершенно другая. Здесь, конечно, важно очень обеспечить, чтобы собираемость этого акциза была на сегодняшнем уровне, во многом это зависит от налоговой службы, от системы сбора информации, мониторинга, то есть налогового администрирования. Сейчас акциз проще взять с НПЗ взять — их не так много, — чем с 25 тыс. заправок, которые разбросаны по всей стране.

— Я могу сказать, что мы в состоянии обеспечить внутренний рынок качественным бензином и дизельным топливом. Мы достаточно выпускаем. Мы выпускаем больше бензина и дизельного топлива , чем потребляет внутренний рынок. При этом по бензину это превышение не такое значительное: может, 2-3 млн тонн к объему потребления. А по дизельному топливу — ровно в 2 раза больше. Если недобросовестные заправки не будут заниматься махинациями, то те, кто работает с качественными продуктами, полностью обеспечат и закроют потребности рынка. При этом цены останутся на том же уровне.

— Такой вопрос часто задается, он достаточно глобальный. В мире сейчас очень много разведанных запасов нефти и газа. Сейчас главный вопрос, который стоит перед странами и нефтедобывающими компаниями, с какой скоростью монетизировать эти запасы: у многих стран эти запасы превышают 10, 15, 20 лет, а то и выше. Например, у нас запасы по газу, исходя из объемов, которые мы сегодня добываем, — более 100 лет. Запасы по нефти на сегодняшний день – речь о категориях В и С – составляют 29 млрд тонн, правда, они тоже делятся на коммерчески извлекаемые и коммерчески не извлекаемые. Коммерческая извлекаемость зависит от нас с вами, от того, какую фискальную систему мы реализуем относительно этой отрасли. При существующей фискальной системе примерно 50% — то есть 15 млрд тонн – коммерчески извлекаемы. В прошлом году мы добыли 556 млн тонн, соответственно, простым делением получаем примерно 30 лет – это только коммерчески извлекаемые запасы. Причем, эти запасы держатся примерно на одном и том же уровне, потому что ежегодно на баланс ставятся новые запасы, и объем запасов, которые ставятся на запас, даже несколько выше объема добычи. То есть неснижаемый уровень. Конечно, следует отметить, что качество запасов, которые ставятся на баланс, сильно отличается от того, что раньше ставилось – это в основном мелкие месторождения, трудноизвлекаемые, сейчас крупных месторождений уже открывается мало. Нужно стратегически понимать и мыслить вперед насчет того, каков будет энергобаланс, как будут развиваться технологии, другие источники энергии, как нам более грамотно использовать природные ресурсы и монетизировать их с точки зрения добычи, реализации и так далее. Здесь же необходимо смотреть и на то, что в будущем углеводороды в большей степени будут использоваться не как источник энергии, например, для автомобилей, а как источник химических элементов для производства других товаров – то же углеводородное волокно и т.п. У нас больше половины вещей из искусственных материалов, так или иначе связаны с переработанными углеводородами. На самом деле, мы не видим больших проблем. Мы, конечно, считаем, что нужно мотивировать и заинтересовывать наши компании создавать условия для того, чтобы они в большей степени занимались геологоразведкой, ставили на баланс ресурсы в качестве запасов. У нас огромный потенциал в Арктике: я называл вам цифры без арктического потенциала, потому что там месторождения мало исследованы, они еще не изучены до конца, там есть только оценка потенциала в качестве ресурсов. Это десятки триллионов кубических метров газа, миллиарды тонн нефти. Это пласт, который в будущем будет являться источником углеводородов для обеспечения потребности в энергии в мире в целом. А потребление энергии в мире будет расти. По прогнозам, примерно к 2035-2040 году на 30% больше будет потребляться энергии, а доля углеводородов будет сохраняться. Сегодня эта доля в мировом энергобалансе составляет примерно 85%. По оценкам экспертов, к 2035 году она снизится до 75%, но это все равно означает примерно ¾. Поэтому надо сохранять наш потенциал, нашу конкурентоспособность на этом рынке. Зачастую говорят, что нефтегазовая отрасль – сырьевая, на самом деле эта отрасль высокотехнологичная, внедряются самые современные разработки, цифровые технологии. Это огромный заказ для науки, промышленности, других субъектов экономической деятельности. В прошлом году внутри России топливно-энергетический комплекс являлся заказчиком инвестиций на 5 трлн рублей. Это заказы для машиностроения, химической промышленности, производства оборудования и так далее. Причем, это заказ на самую инновационную продукцию, без которой мы будем просто неконкурентоспособными в современном мире.

— Что касается конкурентоспособности, я не вижу в принципе потенциала конкуренции американского сжиженного природного газа, если говорить о рыночных подходах. У нас себестоимость добычи очень низкая, у нас инфраструктура в свое время создана и самортизирована. Да, развивается новая инфраструктура, она также будет использоваться много лет. Я вижу использование американского СПГ в большей степени на тех рынках, где нет трубопроводного газа. Трубопроводный газ, если он уже поставляется, более конкурентоспособен, чем сжиженный. СПГ конкурентоспособный при транспортировке на расстояния свыше 3 тыс. километров, то есть там, куда нецелесообразно тянуть трубу. Если брать, например, активно развивающийся Азиатско-Тихоокеанский рынок, есть Китай и есть у нас месторождения, близкие к Китаю, откуда выгодно поставлять газ по трубе. Есть другие рынки, куда трубопровод не проведешь, выгоднее сжижать газ и его возить. При этом на сегодняшний день наша стратегия заключается не только в развитии поставок трубопроводного газа, но и развитии нашей доли участия на рынке производства сжиженного природного газа и поставки его на рынки, куда невозможно дотянуть трубу. Поэтому здесь есть большой потенциал. Если у нас был один завод – «Сахалин-2» — общей мощностью примерно 11 млн тонн СПГ, то после ввода в прошлом году на полную мощность завода «Ямал СПГ» на севере ЯНАО производственные мощности уже равны более 27 млн тонн. Это порядка 9% мирового рынка, то есть буквально за последние несколько лет мы увеличили долю участия России на мировом рынке СПГ (с 4,5%). Наша задача – увеличить долю до 15-20%. Есть ресурсы, уже есть инфраструктура на Ямале, есть ряд проектов, которые анонсированы и будут реализованы: например, «Арктик СПГ-2» мощностью 19,8 млн тонн в год. Это Гыданский полуостров. Сроки его строительства – с 2022 по 2025 год. Это еще почти 20 млн тонн к существующим мощностям. Таким образом, мы видим, что мы можем в принципе выйти на 100 млн тонн. А рынок СПГ в части потребления в мировой газовой системе будет развиваться более высокими темпами: сейчас доля СПГ – 35%, а к 2035 году будет 50%. И мы будем иметь свою нишу, есть компании, которые в этом заинтересованы, есть проекты, которые будут рассматриваться и по ним будут приняты инвестиционные решения: это третья очередь «Сахалина-2», это «Дальневосточный СПГ», «Балтийский СПГ», есть более мелкие проекты мощностью около 1 млн тонн – достаточно большое количество. Мы готовы. Я считаю, что нужно развивать это направление, увеличивать нашу долю и конкурировать на рынке СПГ.

— Мы также часто получаем обращения граждан, работаем с каждым обращением. Раньше такая проблема была с подключением к электросетям, в последнее время мы такой проблемы не видим, потому что была проделана большая работа по улучшению ситуацию и снятию различных барьеров, снижению количества этапов подключения. Мы вошли в десятку лучших стран (в соответствующем разделе рейтинга Doing Business. – прим.ред.). Сейчас мы ведем такую работу по газовой инфраструктуре: правительством утверждена и на 80% реализована «дорожная карта», в соответствии с которой разрабатываются и принимаются нормативно-правовые акты, упрощающие и сами взаимоотношения между заявителем и организацией, которая обеспечивает подключение. Второе, что должно привести к снижению стоимости, — создание так называемых эталонных расходов на эти цели. Сегодня как происходит? Сегодня в каждом субъекте региональная энергетическая комиссия на уровне губернии устанавливает расценки на подключение к газовой инфраструктуре. Речь идет о проведении газопровода от газораспределительной станции до непосредственно домовладения. Эти расценки устанавливаются по трем видам потребителей. Подключения за 50-60 тысяч руб. по стандартизированной тарифной ставке для потребителей до 20 кубометров в час на расстоянии до 200 м. Есть потребители, которые потребляют свыше 20 куб./ч газа, но ниже 500, по ним региональные энергетические комиссии устанавливают стандартизированные расценки по выполнению работ на подключение. Есть потребители, которые потребляют более 500 кубометров в час, это какие-то предприятия, то есть коммерческие предприятия. Соответственно, для таких потребителей предусмотрена разработка индивидуального проекта, который рассчитывают проектные организации: производится расчет, оценка и так далее на основе СНиПов. Приведенный вами пример со стоимостью в 2 млн руб., думаю, это индивидуальный проект. Неясно, какая у него мощность. Если есть вопросы, в первую очередь необходимо обращаться в региональные органы власти, в региональные энергетические комиссии, которые должны дать разъяснения. На будущее мы хотим сделать так, чтобы все эти подключения проходили через единый портал электронных услуг – он разрабатывается в соответствии с «дорожной картой», — чтобы заявитель мог подать заявку на подключение, получить разрешения сразу на все процедуры, при этом чтобы у него был какой-нибудь электронный калькулятор, с помощью которого можно было бы рассчитать стоимость подключения. Такие сервисы уже есть в электроэнергетике, они работают.

— Сейчас в этом направлении идут переговоры, они проходят на достаточно высоком уровне. Что касается комплексного анализа взаимоотношений по всем направлениям (промышленность, энергетика, сельское хозяйство и так далее), с российской стороны эту группу возглавляет первый заместитель премьер-министра Антон Германович Силуанов. Это не такой простой вопрос, потому что есть комплекс взаимоотношений, есть комплекс других вопросов, накопленных за период взаимодействия. Поэтому я бы не стал говорить «да» или «нет», думаю, в рамках переговоров будут выработаны решения, подходы, исходя из комплекса всех вопросов, связанных с отношениями России и Белоруссии.

— Что касается цен на газ, то договоренности о ценах на 2019 год были достигнуты несколько лет назад. Что касается цен на поставку газа с 2020 года, я думаю, это тоже предмет переговоров и комплексных решений.

— Спасибо большое.