"- 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.
