Павел Сорокин пришел в Минэнерго в 2018 г. Его вертикальный взлет был быстрым: до 2015 г. он несколько лет работал в коммерческом инвестбанке, затем возглавил аналитический центр при Минэнерго, а через три года пересел в кресло замминистра энергетики. За эти три года он успел поучаствовать в создании нефтяного союза России и Саудовской Аравии (сделки ОПЕК и не-ОПЕК по балансировке рынка) и обратил на себя внимание президента России Владимира Путина. Сорокин считает, что чиновников нужно увольнять, если они работают неэффективно, придерживается взгляда, что нефтяной рынок может сам себя регулировать и главное – ему в этом не мешать.
– В 32 года стать заместителем министра не каждому дано...
– Повезло в какой-то степени. Работал в Morgan Stanley, занимался аналитикой нефтегазовой отрасли, и в 2015 г. друзья сказали, что министр энергетики Александр Новак ищет себе человека возглавить аналитическое направление. Была нужна дополнительная информация, чтобы лучше понимать рынок, чтобы была связь с внешним миром. Создание аналитического центра (АЦ) тогда курировал первый замминистра Алексей Текслер, мы ему представили проект, долго разговаривали о том, как это лучше сделать. Из Morgan Stanley, известного инвестбанка, уходить было боязно. Тогда я надеялся, что этот шаг позволит лучше понять отрасль. Все же аналитика – это больше теоретические изыскания, а тут была возможность приблизиться к практике, и вот так и появился АЦ.
– Все же вот так уходить из Morgan Stanley в министерство – это юношеский максимализм и желание что-то улучшить?
– Всегда хотел приносить пользу стране. Я видел много возможностей. Люди, которые уезжают, делают свой выбор по разным причинам, но они упускают возможность жить и развиваться вместе со своим домом. Потенциал в России колоссален. Госслужба ради госслужбы меня никогда не интересовала – должно быть желание что-то изменить к лучшему, участвовать в создании системы, которая поможет тем, кто хочет реализовать свой потенциал. Когда появился определенный багаж знаний и возможность пойти в министерство, применить его, я посчитал, что это очень хороший шанс сделать что-то полезное.
– Что стало определяющим для вашего решения?
– Я пообщался с Новаком и Текслером. И увидел, что эти два человека, во-первых, реально работают и имеют очень прагматичное мышление, выкладываются на пользу дела. Впоследствии много раз убеждался, что оказался прав, особенно с точки зрения командной работы. Это проявилось и на этапе подготовки сделки ОПЕК+, и в остальных вопросах. Такая взаимная поддержка, настоящая командная работа, если честно, очень редко сейчас встречается. Когда я увидел, что на госслужбе непосредственно в том ведомстве, куда я хочу сам пойти, есть вот такие люди в руководстве, то подумал, что стоит попробовать.
– К вопросу о начале пути. В какой момент пришло понимание необходимости совершения первой сделки ОПЕК+ [по снижению и ограничению добычи на 1,8 млн барр. в сутки]? За кем было последнее решение? И какую роль в подготовке сделки сыграл аналитический центр?
– Так сложилось, что именно когда я пришел в АЦ при Минэнерго, начиналась подготовка к сделке ОПЕК+. После долгих переговоров, длившихся почти год, сделка материализовалась в соглашение, я начал работать с аналитикой, просчитывать последствия и возможные варианты развития событий. У нас была достаточно маленькая команда, которая работала над этим проектом, на деле в министерстве во все детали сделки было посвящено всего четыре человека. Это позволило действительно сохранить секретность и эффективность работы. Министр был лидером процесса, но финальное решение, естественно, было за президентом.
– Но когда пришло понимание, что сделку о сокращении добычи надо заключать, в какой момент?
– В начале 2016 г. был пик панических настроений на рынке. Перед этим мы имели период достаточно высоких цен на нефть, более $100 за баррель. Это привело к очень большому притоку инвестиций в нефтяную отрасль, что еще больше подогревалось оптимистичными ожиданиями относительно глобальных темпов экономического роста и, соответственно, роста спроса на нефть в будущем. Было принято очень много инвестрешений по дорогим проектам: канадские «пески», глубоководные и сланцевые месторождения. Это было проблемой, так как, когда проект запускается и инвестиции сделаны, его уже тяжело остановить. А затем пришло понимание, что темпы экономического роста в Азии, возможно, будут сокращаться, что темпы роста спроса на нефть будут замедляться. На это наложился фактический рост производства нефти с новых проектов – и так мы получили ситуацию переизбытка нефти на рынке, усиленную пессимистическими ожиданиями. Естественно, в таких случаях рынок начинает искать дно, т. е. тот уровень цены, где предложение начнет сокращаться до момента, пока рынок не найдет нового баланса. К сожалению, поиск баланса мог затянуться, привести к необратимым последствиям для сектора.
Когда нефть была уже по $27, было много разных сценариев развития событий – по большей части негативных. Ряд крупных производителей нефти могли необратимо пострадать из-за нехватки денег на инвестиции, на восстановление запасов. Это было бы опасно для всей отрасли в долгосрочной перспективе. Когда Россия готовилась заключить сделку, Новак поручил нам сформировать различные сценарии. Моделированием последствий для экономики России и мирового рынка мы и занимались. Сделали большую работу: просчитали все возможные сценарии для нефтяных компаний и какой эффект будет для экономики в негативной ситуации, которой, к счастью, удалось избежать.
– И какой?
– Тут важно понимать, что большой фактор для успешности экономики – это ожидания участников экономических процессов: инфляционные, инвестиционные, регуляторные. В условиях, когда нефть низкая, инфляция высокая, а курс национальной валюты падает, бизнес едва ли горит желанием инвестировать, особенно в долгосрочные проекты. Совместные действия стран позволили стабилизировать производство и рынок, цена также стабилизировалась. Благодаря превышению цен над прогнозными значениями начали наполнять резервный фонд – при $40 за баррель, он, напротив, был бы источником финансирования дефицита бюджета и достаточно быстро истощился бы. Общий дополнительный доход бюджета за три года, когда сделка обсуждалась и состоялась, превысил 6 трлн руб., дополнительный доход компаний также превысил 2 трлн руб. Это совместно с политикой ЦБ и Минфина по жесткому соблюдению бюджетного правила позволило стабилизировать курс, сдержать инфляцию, которая при обесценении рубля выросла бы. А это, в свою очередь, сохраненные инвестиции, рабочие места, темпы роста ВВП...
– Нет сейчас ощущения, что вы недооценили американских производителей сланцевой нефти?
– Точные показатели роста или падения добычи сланцевой нефти в США за последние 10 лет не угадывал никто, особенно в момент смены тренда. Конечно, в свои модели мы закладывали несколько меньшее наращивание производства в США, но это были довольно близкие цифры к реальным – мы прогнозировали рост добычи на 1,1–1,3 млн барр. в сутки (с 2017 г. по конец 2018 г. добыча нефти в США выросла на 32%, или на 3 млн барр. в сутки). Превышение добычи сланцевой нефти над нашими прогнозами не стало для нас сюрпризом. Это объективная реальность, в которой нам предстоит существовать в обозримом будущем, и этого бояться не нужно. Необходимо работать над эффективностью, чтобы мы и дальше оставались одним из наиболее конкурентоспособных производителей в мире.
– Нет ли опасения, что всю добычу, которую сократим мы, компенсируют США?
– Отголоски кризиса 2014–2016 гг. мы будем чувствовать достаточно долго. Где-то с 2020 г. начнет ощущаться то недоинвестирование, которое случилось в эти годы. И США не покроют выпадающую добычу, которая сформировалась в тот момент. Нужно понимать, что происходит и естественное падение добычи на отдельных месторождениях, которое составляет примерно 4–5% в год, которое нужно также покрывать новыми проектами в дополнение к росту спроса на 1–1,3% в год. При низких ценах и таких колебаниях, какие были в 2014–2016 гг., не все возможные инвестрешения были приняты. Поэтому здесь встает вопрос долгосрочного планирования и сценарного анализа. У ОПЕК+ нет задачи таргетировать цену, но есть задача снизить волатильность рынка. Мы понимаем, что добровольное ограничение добычи поможет создать более предсказуемый рынок, особенно с учетом, что в этом добровольно участвуют почти все страны, обладающие свободными мощностями по добыче. При этом, конечно, фактор сланца США теперь является крайне важным, и мы были бы неправы, если бы сказали, что он несущественен, – конечно, риск того, что рост в США окажется выше прогнозов, существует. Важно всегда держать руку на пульсе и оперативно реагировать. Итоговая цель – это рынок.
Но вот вам и еще один важный вопрос: что лучше – иметь на 2% больше добычи нефти и на 40–50% меньше выручки или наоборот? Публичная отчетность компаний за 2017 и 2018 гг. красноречиво отвечает на этот вопрос – EBITDA компаний выросла на 15–40%. И еще один момент – при $40 за барр. большая часть отечественных НПЗ убыточна, что еще больше обостряет ситуацию и снижает стимул к инвестированию. Конечно, рынок все равно диктует свои правила и без кооперации производителей, рано или поздно он восстановился бы, но это создало бы намного большую волатильность и неопределенность, крайне болезненно сказалось бы на экономическом состоянии и многих компаний мирового ТЭКа, и стран.
– Но доля России на этом рынке тем временем начинает снижаться...
– Что такое доля рынка? Доля рынка в первую очередь – это сколько ты зарабатываешь. У России нет проблемы с тем, чтобы продать свою нефть на рынке. Поэтому потерей доли это назвать точно нельзя. Как только мы решили восстановить добычу в июне 2018 г. – мы сразу же разместили всю дополнительную добычу на рынке, а это почти 0,5 млн барр. Если бы доля рынка была потеряна, мы бы не смогли этого сделать.
У России есть преимущество – низкая себестоимость. В среднем в России операционные затраты – это $3–10 на барр., еще $5–10 – капитальные затраты, транспорт – $5. Итого $25 за баррель – наша себестоимость. При девальвации рубля себестоимость тоже снижается.
Все остальное – налоги. Это значит, что налоговой системой мы можем регулировать наше положение на кривой предложения и нашу конкурентоспособность. Поэтому долю рынка мы можем потерять, только если сами будем вести безграмотную налоговую политику и терять добычу. Это один из вызовов, с которым мы будем бороться совместно с Минфином. У нас сейчас с ним налажен очень хороший диалог.
То, что Россия обладает такими нефтегазовыми ресурсами, – подарок судьбы, они дают нам ту ресурсную ренту, которой мы можем распорядиться для роста других секторов экономики. Но по мере роста конкуренции в мире между производителями и источниками энергии эта рента будет снижаться, это неизбежно. Время, когда мы можем использовать наше конкурентное преимущество, не безгранично.
Страна постепенно переходит к освоению более дорогих запасов. Это означает, что себестоимость будет расти, и налоговая система под это должна подстраиваться: если вчера и сегодня $25 за баррель было достаточно, чтобы развиваться, то для освоения запасов завтра при цене на нефть ниже $60–70 этого уже не хватит. Сейчас мы совместно с Минфином и Минприроды работаем по дорожной карте по стимулированию добычи нефти, подписанной председателем правительства, и над мерами по стимулированию добычи. Будет проведен аудит запасов, ведь сегодня, по нашим предварительным оценкам, почти половина запасов из уже разведанных не будет разработана без соответствующих льгот. При применении мер стимулирования капитальные затраты нефтяников могут увеличиться еще на 40–50% к 2024 г., т. е. более чем на 600 млрд руб. в год, и привести к росту добычи относительно текущих планов. Это создаст дополнительный спрос на продукцию отечественной промышленности, что уже даст мультипликатор, который нужен для выполнения планов роста ВВП.
Западная Сибирь в этом плане идеальный пример – там существует огромный потенциал по замедлению темпов падения добычи и наращиванию инвестиций.
Я также хочу отметить, что это позволит нам создать спрос на российские промышленные и сервисные активы у иностранных инвесторов – успешный опыт РФПИ, Кирилла Дмитриева в привлечении инвесторов в те сферы, где виден долгосрочный спрос и технический потенциал, показывает, насколько эффективным инструментом может быть слаженная работа суверенного фонда и промышленности. Это особенно справедливо по отношению к предприятиям, поставляющим технологические решения для ТЭКа.
– Каким образом мы можем снизить фискальную нагрузку на те же трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗы)? Ведь Минфин опасается дефицита бюджета.
– Вот есть нерентабельные месторождения или категории запасов. Ты, конечно, можешь посчитать и записать в потенциальные доходы налоги будущих периодов от их разработки, но никто эти налоги тебе не заплатит, если они не будут разработаны. Поэтому лучше снизить за счет налогов себестоимость разработки определенных категорий запасов с условных $70 до $50–55 за барр. Ведь те деньги, которые нефтяники вложат в разработку нерентабельных запасов, будут напрямую направлены в экономику за счет новых рабочих мест, получения подоходного налога, НДС, налога на имущество и проч.
Можно стимулировать развитие за счет государства – забирать деньги в бюджет и потом их перераспределить, а можно разрешить это сделать рынку. И тот и другой подход имеют право на жизнь. Но нефтянка – один из наиболее эффективных и крупных инвесторов в России, потому что они конкурируют на мировом рынке, где не помогут ни административный ресурс, ни связи, ни уговоры: если ты не можешь вкладывать эффективно, ты в рынке не работаешь.
Часть инвестиций при этом идет на стимулирование цифровизации отрасли. В России уже сегодня где-то чуть больше четверти расходов на информационные технологии и цифровизацию несут именно нефтяные компании. Поэтому одна из задач Минэнерго на этот год – показать для страны, что нефтяная отрасль – не дойная корова, а гигантский инвестор в промышленное оборудование и цифровые технологии, драйвер того самого инвестиционного и инновационного рывка, который мы должны сделать.
Для нефтяников цифровые системы критически важны. Именно нефтяники могут обеспечить отечественной информационной индустрии якорный заказ, который потом сделает новый продукт конкурентоспособным. Нельзя этим преимуществом – нефтью – пренебрегать. Не надо смотреть на нефтяные доходы как на проклятье или называть их «иглой». Это подарок судьбы нашей стране, которым нужно правильно воспользоваться для развития экономики.
Нефтяная отрасль должна стать драйвером и источником трансформации, потому что она может обеспечить заказ для всех остальных отраслей, науки, промышленности, чтобы они потом стали тоже конкурентоспособными за счет использования наработок в других отраслях. Просто нужно здесь не мешать переизбытком регулирования, поощрять конкуренцию и задавать направление развития.
Понятный и прозрачный заказ для промышленности также является основой эффективного импортозамещения. Именно для этого мы создали Центр компетенций технологического развития при Минэнерго, который уже приступил совместно с Минпромом к анализу реального отраслевого спроса на отдельные критические позиции оборудования, а также предложения со стороны производителей; кооперация на данном направлении – залог успеха в высокотехнологичных сегментах, ведь технология может стать окупаемой (т. е. если на нее есть достаточный спрос).
– В России большие запасы нефти и газа, мы очень любим это подчеркивать. И многие из этих запасов – «потенциальные». Но какие у нас коммерческие запасы?
– Все зависит от системы оценки.
– Многие сейчас считают по методике SEC. (SEC – учет только коммерчески извлекаемых запасов в пределах срока действия лицензии.)
– Это одна из самых жестких методик, обычно ею пользуются инвесторы. У России есть своя методика, оценивать наши запасы по SEC было бы не очень корректно. У нас потенциально 29,7 млрд т запасов, из них 14 млрд т – доказанные. До 15 млрд т добывать вполне выгодно.
– Какую часть запасов нефти и газа страна объективно может монетизировать?
– С учетом того, что при доразведке что-то доказывается и прибавляется к существующим запасам, то через 10–15 лет, вероятно, если мы будем стимулировать геологоразведочные работы и инвестиции в отрасль, то мы, не исключаю, останемся на том же уровне обеспеченности запасами. Но для этого надо создать дополнительный стимул, хотя важно понимать, что качество этих запасов будет намного хуже, чем сегодня, а стоимость разработки ниже. Уже сегодня мы видим, что бОльшая часть открытий – это малые месторождения, что требует новых подходов к стимулированию их разработки.
– Британские ученые в начале прошлого года выпустили обзор, в котором утверждают, что к 2040 г. мир выйдет на пик потребления нефти. Верите ли вы, что в какой-то момент пик случится, после чего потребление нефти и газа будет падать, уступая долю зеленой энергетике?
– Это тяжело просчитать с точностью в год. Но рано или поздно это произойдет, технологические тренды невозможно игнорировать. Естественно, идет трансформация энергетической отрасли.
– Когда, по вашим оценкам, все-таки случится пик спроса и нефтяная отрасль будет получать основной доход за счет нефтехимии?
– В большей степени за счет нефтехимии – пока не скоро. Сейчас она занимает очень маленький процент от объемов переработки нефти, примерно 13–14%, хотя этот процент и вырастет почти до 18–20% за следующие 15–20 лет. А вот спрос на нефть может начать падать через 20–25 лет.
– А по газу?
– Газ, безусловно, топливо будущего, но риски существуют для всех видов топлива. Очень часто отдается предпочтение тем же возобновляемым источникам с учетом искусственного стимулирования возобновляемых источников (ВИЭ), солнечной и ветроэнергетики.
– Но будет ли спрос на наш газ через 50 лет? Будут ли нужны потребителю в Европе запасы Бованенкова с учетом активного стимулирования возобновляемых источников?
– Это зависит от того, где будет находиться «Газпром» на кривой предложения. Россия – самый конкурентоспособный поставщик газа в Европу. Поэтому вопрос, какими темпами будет падать ее потребление газа, для нас пока не актуален. Как и в нефти – если сумеем сохранить это преимущество, то уходить с рынка будет чужой газ, хотя рента, которую можно изъять налогами, будет все равно снижаться. Электроэнергия на основе газовой генерации является привлекательной как с точки зрения своих экологических качеств, так и с точки зрения цены и доступности. Поэтому по мере падения собственной добычи газа и сокращения угольной генерации в Евросоюзе, а также возможного перехода от атомной энергетики к другим источникам потенциал для роста спроса на газ в Европе есть. А если взять в расчет также бункеровку и газ в транспорте, то создается определенная гарантия спроса.
– А оценки роста сегмента транспортной бункеровки у вас есть?
– Сама по себе бункеровка в России, если брать весь европейский бассейн, может достигнуть 30 млрд куб. м через 15 лет. Может, это небольшой объем, но в то же время это дополнительный спрос, который не позволит упасть рынку. Если, конечно, Европа ставит целью сохранить конкурентоспособность своей экономики, ей нужно будет искать источники повышения собственной эффективности в связи с замедлением экономического роста и старением населения. А если будут еще и энергоносители дорожать, Европе будет тяжело конкурировать с США и Азией. Поэтому европейский потребитель заинтересован в получении наиболее дешевого энергоресурса, и мы его можем поставлять.
– Возникает два вопроса. С одной стороны, одним из самых конкурентных поставщиков газа для ЕС является наш трубопроводный газ, с другой стороны, зимой 2017 г. значительный объем газа с проекта «Ямал СПГ» был регазифицирован в Европе. Когда запускался проект, долго обсуждалось, что наш СПГ конкурировать с трубопроводным газом не должен. Вы еще видите возможность развести трубопроводный газ и СПГ по рынкам?
– Не уверен, что это было так, ведь большая часть газа с «Ямал СПГ» тут же перенаправляется в другие локации. Российский трубопроводный газ максимально конкурентоспособен, и поэтому сначала он удовлетворяет текущий спрос, а затем уже спрос удовлетворяется из других источников. Спрос на трубопроводный газ при этом растет – в 2018 г. мы поставили на экспорт более 240 млрд куб. м газа, рекордный объем. Но даже если говорить о СПГ, то он конкурентнее американского газа в Европе, поэтому в первую очередь он вытесняет именно его.
Кроме того, если не монетизировать эти запасы и не производить из них СПГ, то они останутся навсегда запасами и не будет судового трафика на Северном морском пути – по текущей оценке, СПГ в Арктике может обеспечить грузопоток более чем в 80 млн т к 2030 г. Без СПГ не будет такого масштабного заказа на отечественное судостроение, на криогенные технологии, перевалку СПГ, мы, наконец, упускаем хорошую возможность нарастить газификацию Мурманской области и Камчатки. Это дополнительный выход нашего ресурса на рынки и гигантский заказ для промышленности.
– Выходит, вопрос о предоставлении льгот под новые проекты «Новатэка» – это не вопрос льгот в обмен на получение прямых фискальных поступлений, а вопрос создания дополнительной инфраструктуры?
– Верно, а также заказ для импортозамещения, освоения Арктики, Северного морского пути, получение опыта в новой сфере наукой и персоналом. И важно сказать: так называемые «льготы» – это не выпадающие доходы бюджета, так как без стимулирования эти запасы не разрабатывались бы. Относительно вопроса про конкуренцию трубы с СПГ – мы за этим следим в ежеквартальном режиме, смотрим, где российский газ оказывается. Если мы увидим какое-то изменение в конъюнктуре, то будем думать, что делать.
– А как это контролировать? Это же частный бизнес, трейдинг того же «Новатэка».
– «Новатэк» – ответственная компания, она брала на себя обязательства о неконкуренции российского газа с российским.
– И как «Новатэк» отреагирует, если вдруг это произойдет и вы предъявите компании претензии?
– Сейчас для такой ситуации предпосылок нет. Совсем. Если такая ситуация возникнет – будем разговаривать, смотреть.
– То есть приоритет все же у трубопроводного газа?
– Так работает экономика: трубопроводный газ более конкурентоспособен по цене при транспортировке на средние расстояния.
– Реформа газовой отрасли сейчас нам нужна?
– Естественно, мы ознакомлены с соответствующими аналитическими отчетами (в сентябре 2018 г. Центр стратегических разработок подготовил целевую модель газовой отрасли, где говорится о том, что «Газпром» потеряет контроль над единой системой газоснабжения). Но это не та тема, которую можно реализовать в одночасье. Однако если вы посмотрите поручения вице-премьера Дмитрия Козака, в том числе по естественным монополиям, – это работа с тарифами, недискриминационным доступом, дорожной картой развития конкуренции. Она во многом включает в себя положения из сценариев потенциальной реформы отрасли. Сейчас все эти инициативы находятся в проработке. Любой из перекосов, которые могут быть вызваны внедрением отдельных мер без комплексного подхода, будет создавать неблагоприятные условия для одной из сторон без улучшения ситуации в целом. Задачи переложить деньги из одного кармана в другой нет, потому что отрасль достаточно эффективно работает, есть моменты, которые требуют развития и могут быть улучшены. Но эффект изменений должен считаться комплексно.
– Выделение в какой-то период времени газотранспортной системы «Газпрома» и пересоздание ее как условно независимой структуры, в какой-то перспективе либерализация экспорта по трубе – это часть нашей стратегии или нет?
– Сейчас изучаются все варианты с точки зрения обособления инфраструктуры, но все – внутри самого «Газпрома». Есть поручение о раздельном учете по сегментам, которое к настоящему моменту уже давно прорабатывается. Раздельный учет де-факто показывает, как функционирует газотранспортная система внутри «Газпрома». Выделять ее в абсолютно независимое юрлицо – нет такой ни задачи, ни цели. Цель – чтобы она была прозрачна и всем было понятно, как она функционирует.
– Когда будет это реализовано?
– Это одна из приоритетных задач.
– «Газпром» сопротивляется?
– «Газпром» работает с нами и с ФАС по этим направлениям. Ищем такой подход, чтобы можно было это эффективно сделать. Компания и самостоятельно делает многое, чтобы эффективность росла.
– Централизация экспорта на базе субструктуры Минэнерго возможна?
– Это сейчас не обсуждается.
– Вот уже год, как «Роснефть» платит с Самотлора меньше НДПИ, чем все остальные компании со своих обводненных месторождений. Вы, как Минэнерго, заметили увеличение инвестиций, добычи нефти, насколько эффективно это произошло?
– По результатам девяти месяцев 2018 г. инвестиции в месторождение выросли...
– ...до 52 млрд руб. Но добычу они за девять месяцев, согласно данным компании, не увеличили.
– Не совсем так. Если вы посмотрите на динамику добычи по Самотлору, вы увидите, что это одно из самых стабильных месторождений. Поэтому активность там возросла – и в этом и есть эффект. Надо понимать, что это истощенное месторождение. Это один из тех случаев, когда выделенные деньги дали реальный эффект удержания добычи около текущего уровня, хотя раньше месторождение падало каждый год. Это одна из тех льгот, по которой мы будем оценивать эффективность и смотреть, как такие вот вливания влияют на добычу.
– Когда остальные получат подобные льготы?
– Давайте вернемся к дорожной карте по стимулированию добычи. В ней есть ряд категорий запасов, которые будут проанализированы, в том числе и обводненные месторождения Западной Сибири. Мы примем решение по итогам этой работы: сколько требуется льгот и какие последствия будут для бюджета, будут ли дополнительные инвестиции в случае применения льгот.
По нашим расчетам, вычет из НДПИ для месторождений Западной Сибири может дать от $3–4 за баррель. Это может привести к довольно существенному приросту инвестиций – в перспективе до 2024 г. это до 200–400 млрд руб. в год дополнительных инвестиций в этом регионе. Оценивать окончательный эффект на добычу было бы преждевременным, но здесь речь идет о дополнительных 30–40 млн т в год относительно текущих профилей.
– Правительство готово поддерживать вычет по НДПИ для обводненных месторождений?
– Есть поручение премьера Дмитрия Медведева создать рабочую группу и дорожную карту, есть план работы над инициативами. Мы рассчитываем, что летом-осенью мы выйдем на конкретные решения, согласованные федеральными органами исполнительной власти. Это очень сжатый график и фактически превентивные меры, для того чтобы избежать падения добычи в России в 2021–2022 гг. Падение добычи – это ведь не просто сокращение производства, это падение доходов в бюджет, темпов инвестиций в отрасль. Если ничего не делать, то добыча к 2030 г. может упасть на 250 млн т в год, или более чем на 40%, а это примерно 3,4 трлн руб. упущенных доходов для бюджета в годовом исчислении при цене барреля нефти в $60 и текущем курсе. Также при таком сценарии упадут инвестиции, упадут операционные расходы – и мы получим мультипликативный эффект на ВВП со знаком минус.
– Сейчас Минэнерго по согласованию с Минфином начало применять новую методику налогообложения – налог на добавленный доход (НДД). В эксперименте участвуют несколько месторождений, все ли работает как надо?
– НДД заработал с 1 января. В нем участвуют месторождения с суммарной добычей примерно 15 млн т, а также гринфилды и часть месторождений, которые ранее получали льготы. Ряд актов были приняты в последние дни перед Новым годом, ряд актов для имплементации НДД будут еще приняты в первом полугодии.
– Есть расчеты, насколько НДД принесет в бюджет больше денег по сравнению с прежним методом взимания ресурсной ренты?
– На то и эксперимент, чтобы по его результатам сделать вывод. Мы будем мониторить месторождения, участвующие в эксперименте, более плотно, чем изначально рассчитывалось.
– Вот уже почти год Россия живет в ожидании топливного кризиса, цены на топливо растут быстрее инфляции. Вы на себе это ощущаете? Какая у вас машина?
– Дизельная, объем двигателя – 3 л, расход – 10–11 л на 100 км. Машина стоит большую часть времени, к сожалению, в гараже. Но, естественно, бак стал дороже, здесь не бывает исключений. При этом в 2018 г. благодаря оперативным мерам удалось остановить рост конечных цен, без принятых мер (снижение акциза, соглашений с компаниями) рост был бы быстрым и масштабным.
– Минэнерго, ФАС и 10 нефтяных компаний договорились сдерживать цены в мелком опте до марта 2019 г. Что произойдет в марте?
– При текущем уровне цен на нефть в 2019 г. динамика цен на топливо будет максимум в рамках инфляции. Если цены на нефть будут более высокими, то она будет в рамках инфляции благодаря разработанным инструментам – частичной компенсации разницы между экспортными и внутренними ценами на топливо (демпфер), отрицательному акцизу на нефть для российских НПЗ и региональному мультипликатору к этому акцизу.
Все эти инструменты позволят сгладить большую часть отрицательного эффекта от роста цен, компенсируют номинально 60% от разницы между экспортной ценой и расчетной ценой на внутреннем рынке. И это с учетом того, что почти все НПЗ, которые снабжают наш рынок, находятся в глубине территории России и получат региональный мультипликатор из-за высоких экспортных цен. Поэтому компенсация для большей части заводов составит от 70 до 85% разницы между экспортной альтернативой и расчетной внутренней ценой. Это обеспечит достаточную доходность поставок на внутренний рынок. Конечно, возможны и рыночные перегибы, но поводов для них мы не видим.
– И независимые НПЗ совсем не жалуются?
– Мы понимаем, что нужно искать компромиссы. Правительство очень динамично отреагировало в мае прошлого года, был остановлен рост цен. Летом было направлено дополнительное топливо на рынок, что позволило сбить оптовые цены. Тогда была близкая к рекордной доходность внутреннего рынка. Затем нефть подорожала, и это привело к тяжелой ситуации. Поэтому был модифицирован механизм компенсации экспортной цены, было подписано соглашение между правительством и нефтяными компаниями, что позволило стабилизировать ситуацию. Да, вмешательство государства в экономику может быть не всегда эффективно, но в такой ситуации, как здесь, было принято решение из-за волатильности цен на нефть. Решение позволило стабилизировать ситуацию, потому что исключение опережающего роста цен на АЗС является важнейшей задачей правительства и критически важным элементом обеспечения социальной справедливости.
– По какой причине оптовые цены на топливо снизились, а розничные – нет? Будет ли Минэнерго каким-либо образом на эту ситуацию реагировать?
– Не очень правильно смотреть на узкий отрезок времени, надо анализировать более длительный период. Сегодня на бирже мы наблюдаем цену на бензин, которая существенно ниже экспортной альтернативы – примерно на 11 000–12 000 руб. за тонну. То есть цена на оптовом рынке ниже экономически обоснованного уровня и является результатом сезонно низкого спроса и растущего производства бензина, но при наступлении весны и росте спроса ситуация может поменяться. Если учитывать это, а также действие компенсационного механизма нефтяникам за поставку на внутренний рынок, то цена на АЗС сегодня близка к той, которая соответствует рыночному уровню, а обозначенная компенсация позволит при изменении макропараметров удерживать рост цен в пределах инфляции.
– Отмечает ли Минэнерго снижение количества независимых АЗС в связи с флуктуациями прошлого года на топливном рынке? Это из-за закрытия независимых АЗС или из-за их поглощения крупными игроками?
– Мы совместно с ФАС и ассоциациями независимых АЗС ведем мониторинг ситуации на рынке и сегодня наблюдаем стабилизацию. Прошлый 2018 год действительно был тяжелым для независимой розницы, а важность этого сегмента нельзя недооценивать, ведь почти 60% от общего количества АЗС в стране не являются структурными подразделениями вертикально-интегрированных компаний и дают стране десятки тысяч рабочих мест. При этом оперативное реагирование правительства, Козака, координирующего работу федеральных органов исполнительной власти, позволило выровнять ситуацию, минимизировать негативные последствия макроэкономических колебаний. В результате колебания количества АЗС остались в пределах исторических среднегодовых значений.
– Вы лично производите впечатление апологета рыночных инструментов. Но сейчас рынка топлива в России по сути нет. Вас это не коробит?
– Слишком много вокруг этой темы спекуляций и домыслов. Если вы посмотрите сейчас на рынок мелкого опта топлива, там цены, несмотря на то что они зафиксированы в соглашениях, все равно ниже максимальных установленных по соглашению между правительством и нефтяниками. Мы оставили рынок с наименьшим возможным ущербом для него, исходя из тех реалий, в которых мы находились.
Альтернативой, напоминаю, была экспортная пошлина на нефтепродукты (до 90% от экспортной пошлины на нефть), которая могла стать критической даже не для рынка, а для всей отрасли. Да, это очень сильная дубинка, применение ее возможно только в краткосрочной перспективе. Но если бы мы эту пошлину применили, а цены на нефть не упали бы, то через полгода-год независимым АЗС было бы просто нечего покупать. Поэтому, имея такую возможность – ввести пошлину на нефтепродукты, – правительство выбрало наименее болезненный вариант, обеспечив независимому сегменту розничного топливного рынка маржу, пусть и небольшую.
При этом мы прекрасно понимали, что при фиксации цен в условиях падающей нефти цены на мелкооптовом рынке топлива все равно пойдут вниз, это бы не захеджировало риски крупных нефтяников. Когда мы заключали соглашения с нефтяными компаниями, мы понимали, что в случае падения экспортного рынка эти предельные цены, которые мы зафиксировали, будут идти вниз – и они идут. При этом соглашения являлись подстраховкой на случай роста цен на нефть.
– В марте, после истечения соглашения с нефтяниками, стоит ли ждать колебания розничных цен на топливо?
– Как и было анонсировано, с 1 января произошел небольшой рост цен в связи с ростом НДС, на 1,7%, это естественный процесс, далее – если будут предпосылки для роста, то он будет в пределах инфляции.
– Насколько проблемны трейдеры-спекулянты на сырьевой бирже?
– В отдельных регионах, где сконцентрированы рынки, проблема может возникать, и этим занимается сейчас ФАС. Правила должны быть едины для всех. И очень важно понимать, что и нагрузка по снабжению внутреннего рынка тоже должна быть в определенной степени солидарна, над этим мы работаем. Трейдеры как рыночный механизм необходимы – они дают в первую очередь ликвидность рынку. Новые меры ужесточения правил игры на бирже (в том числе увеличение взноса для допуска на торги Санкт-Петербургской товарно-сырьевой биржи со 100 000 до 3 млн руб.), которые были приняты в конце прошлого года, назрели, они обсуждались с участниками биржи. Главная задача этих мер – избежать злоупотребления, а не избавиться от трейдеров как класса.
– А как быть с Дальним Востоком? Там же топлива физически не было, его предлагали завозить из-за рубежа.
– Таких предложений не было точно, не обсуждалось, потому что снижение объемов было в условиях, когда цены на нефть зашкаливали, а внутренние были заморожены. Сейчас поставки на этот регион возобновлены из-за восстановления доходности.
– На какой стадии сейчас обсуждение «нефтехимического маневра»?
– Нефтехимия – гигантский потенциал прироста инвестиций в Россию. Мы обладаем потенциалом, к примеру, выделять 7–10 млн т этана, который сейчас сжигают в составе газа, и мы уже экспортируем 7 млн т сжиженных углеводородов (СУГ), которые тоже можно было бы оставить в стране и пустить в нефтехимию. Но для этого нужен экономический стимул. Если это будет сделано, то те проекты, которые есть на радаре – Амурский газохимический комплекс (ГХК), ГХК в Усть-Куте, Усть-Луге, Восточная нефтехимическая компания «Роснефти», ряд установок в Татарстане... Если все эти вещи будут реализованы, то мы можем в теории к 2030 г. привлечь до $40 млрд дополнительных инвестиций и задействовать почти 10 000 новых рабочих мест, получить более $5 млрд дополнительного несырьевого экспорта.
– И для этого всего лишь нужна инфраструктура?
– Для этого нужен стабильный налоговый режим на 15 лет и достаточный экономический стимул для постройки нефтехимических мощностей, к примеру.
– Вы договорились уже об этом?
– Говорили. С Минфином – о возможности возвращать инфраструктурную составляющую при строительстве этановых проектов за счет отрицательного акциза мы находимся в достаточно поздней стадии переговоров, надеемся, что вскоре расскажем больше об этом. По СУГам (предполагается введение обратных акцизов на сжиженные углеводороды. – «Ведомости») ведутся дополнительные переговоры, так как там нужен источник для субсидирования. Было поручение Дмитрия Николаевича [Козака] по разработке дорожной карты по стимулированию нефтехимии, мы ее подготовили. При принятии решения и с максимальной реализацией всех инструментов доходность нефтехимических проектов будет около 13–14%. Мы также планируем, что поэтапное наращивание уровня локализации технологий будет одним из требований, с возможными исключениями для уже реализующихся проектов. Это комплексный подход.
