Павел Завальный в интервью «Ведомостям» продолжает многие темы предыдущего разговора, состоявшегося три года назад. Политика ОПЕК, роль США на нефтегазовом рынке, проблемы российского экспорта углеводородов, добыча на арктическом шельфе. Но условия сильно изменились. США, укрепившиеся в рядах экспортеров нефти и газа, стали более жестко диктовать условия, санкции затрудняют развитие глобальных российских проектов и лишили ведущие компании возможности приобретать мировые технологии.
Завальный считает, что именно сейчас – пока в мире есть потребность в нефти и газе из России – нужно «успеть перестроить экономику и страну, чтобы подготовиться к будущему». А для этого нужно форсировать развитие нефтегазовой отрасли, когда ее конкуренты – возобновляемые источники энергии, ядерная и термоядерная генерации – еще только набирают силу.
– В 2016 г., когда до минимума падали цены на нефть, вы еще до первой сделки ОПЕК+ уверенно сказали, что они вернутся на уровень около $60 за баррель. Прогноз сбылся. Осенью 2018 г. цена нефти за месяц обрушилась на $20 и сейчас едва стабилизировалась. Обновите прогноз на ближайшую перспективу?
– Мировой рынок, несмотря на большое количество участников и [большой] объем торговли, по-прежнему остается несовершенным. Изменение запасов или объема суточной добычи до 1 млн барр. – а это меньше процента от суточного потребления – приводит к изменению цены на десятки процентов. До тех пор пока на рынок можно повлиять одним сообщением в твиттере, я был бы осторожен в оценках. Мне кажется, надо говорить о более фундаментальных вещах и тенденциях. Структура запасов ухудшается – не только в России, во всем мире. Повышение эффективности добычи, развитие новой техники и технологий этого не компенсируют в полном объеме. Это общий тренд. И значит, себестоимость добычи будет расти. А это объективно потянет за собой рост цен на энергоресурсы, так как никто не будет продавать нефть себе в убыток.
Ограничивающим фактором становится развитие ВИЭ [возобновляемых источников энергии]. Во многих странах себестоимость производства зеленой энергии либо уже сравнялась с традиционными источниками, либо близка к тому. ВИЭ будут в долгосрочном периоде влиять на цены на углеводороды, в первую очередь на нефть.
– Это в каком горизонте?
– В ближайшие 15–20 лет, я бы сказал. Уже сейчас нефть и газ начинают конкурировать с ВИЭ с точки зрения производства тепла и электроэнергии. Все остальные факторы – не важно, геополитика или спекуляции – продолжат влиять, но в меньшей степени и кратковременно. Глобальный конкурент [конкурентный фактор] – только стоимость производства электроэнергии на ВИЭ и экологические вопросы использования углеводородов.
– Один из главных аргументов противников ВИЭ: зеленая энергетика может быть дешевле с точки зрения операционных расходов, но она требует 100%-ного резервирования. По крайней мере, пока нет промышленных накопителей.
– Углеводородный характер мировой энергетики пока сохранится по другой причине. Сейчас около 20% населения планеты в принципе не имеет доступа к электроэнергии. И темпы развития спроса на энергию пока будут опережать темпы развития ВИЭ-генерации. Это тоже общий тренд. Сейчас доля углеводородов в энергетическом балансе мира – около 54%. И прогнозируется, что к 2040–2050 гг. на фоне роста спроса на энергию в 1,4 раза доля углеводородов не снизится ниже 50%. Но развитие ВИЭ приведет к перебалансировке в этой части, все большую роль в качестве дублера зеленой генерации будет играть газовая. Тем более что рынок СПГ крайне гибкий, быстро развивается и решает вопрос доставки первичных энергоресурсов туда, куда раньше это было сделать невозможно.
– И тем не менее даже 2040 год сейчас очень далекий горизонт. Проблемы с волатильностью рынка нефти есть прямо сейчас. Поможет ли новое соглашение ОПЕК+ удерживать комфортную для нас цену на нее в 2019 г.?
– На котировки сейчас очень сильно влияет объем добычи сланцевой нефти в США, Америка выходит на более чем 12 млн барр. в сутки. Специфика добычи привычных запасов – высокие капитальные затраты на разработку и низкая себестоимость добычи потом. Для сланцевой нефти капитальных затрат на входе практически никаких нет. Каждая скважина – это фактически маленькое месторождение. Но операционные затраты высокие. Даже с учетом развития технологий они сейчас находятся на уровне не менее $45–50 за 1 барр. Нижний порог мировых цен на нефть будет определять себестоимость добычи в США, производители которой не будут работать себе в убыток и даже в ноль. Мой прогноз еще месяц-два назад был – быстрый возврат к ценам не ниже $55. Сейчас котировки будут определяться суммой факторов: спрос, предложение, размер запасов и вышеназванная себестоимость сланцевой добычи в США. А это диапазон $60–70 за 1 барр., который нас устраивает. Выше – нельзя, потому что это будет стимулировать развитие ВИЭ. Нам, как стране, это невыгодно.
ВИЭ и так развиваются, прогресс не остановишь, но мы точно не должны сами его ускорять, толкая цену за баррель выше $70.
– Балансируя цену в коридоре соглашением ОПЕК+, мы в то же время физические объемы российской нефти с рынка снимаем. А все, что снимаем мы или – условно – Саудовская Аравия, заполняет нефть из США.
– Соглашение ОПЕК+ работает именно из-за несовершенства рынка. Мы сокращаем добычу на – условно – 300 000 барр. Но цена на нефть вырастает непропорционально... в моменте получается экономика экспортных продаж намного лучше.
– Но в перспективе цена стабилизируется в названном вами диапазоне, а физический объем продаж мы уже сократили.
– Кто-то должен пострадать... Я думаю, пострадают все производители нефти в той или иной степени. Выиграют здесь только США.
– В 2016 г. ожидалось, что на росте инвестиций в отрасль в случае отскока цен будет увеличение затрат в геологоразведку и разработку трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Баженовская свита по-прежнему на месте, а аналитики говорят, что после 2022 г. страну ждет неизбежное снижение добычи из-за недоинвестированности в геолого-разведочные работы (ГРР). Есть возможность это исправить? (Баженовская свита – нефтяная сланцевая формация на площади не менее 1 млн кв. км в Западной Сибири.)
– Такая проблема есть. Из традиционных запасов российских месторождений нефти 55% мы уже выбрали. В общем объеме добычи ТРИЗы дают лишь около 7% (или 40 млн т), а если говорить о Бажене, то там не более 600 000 т в год. А себестоимость добычи там в 2,2 раза выше, чем на зрелых традиционных месторождениях, даже несмотря на их выработку.
Я считаю, что нам надо сейчас делать ставку не только на разработку ТРИЗов, но и на развитие технологий, позволяющих поддерживать добычу традиционной нефти. В той же Западной Сибири КИН [коэффициент извлечения нефти] – проектные значения – до 36%. Фактически достигнутые – 22%, а в целом по стране – 26%. Сравните с США, где проектные КИНы в среднем 42%, или с Норвегией – выше 50% на шельфе. Да, это зависит в том числе от структуры месторождений, я согласен. Но тем не менее факт, что мы добываем лишь треть, а две трети запасов оставляем в земле, причем там, где уже есть вся необходимая инфраструктура.
В качестве примера можно привести совместный опыт «Газпром нефти» и Shell на Западно-Салымском месторождении в ХМАО-Югре, где при использовании технологии АСП (метод химического заводнения, способствующий повышению нефтеотдачи пласта) коэффициент извлечения довели до 69%.
В развитии технологий наш резерв – поддержание полки российской добычи в ближайшие годы.
Что касается разведки, то она не должна быть только для разведки. Пример опять же Америки. Сравните текущую добычу и доказанные извлекаемые запасы – и сами все поймете.
Давайте посмотрим на Арктику...
– ...для добычи в которой у России сейчас нет технологий.
– Проблема не только в технологиях, в первую очередь в себестоимости. Для арктических месторождений она будет от $100 за 1 барр. И здесь вопрос: а к моменту добычи там будет ли в принципе нефть по такой цене востребована рынком?
– Развитие технологий принципиально упирается не только в необходимость инвестировать дополнительные средства в разработку. Та же самая «Газпром нефть» не может просто пойти на рынок и купить технологии – мы под санкциями. Насколько санкции влияют на темпы технологического развития нефтяной и газовой отраслей? Южно-Киринское до сих пор не могут разработать. (Южно-Киринское месторождение открыто «Газпромом» в 2010 г. Разведанные и выявленные запасы – 814,5 млрд куб. м газа, 130 млн т газового конденсата (извлекаемые), 3,8 млн т нефти (извлекаемые). Планируемая проектная мощность – 21 млрд куб. м газа в год.)
– Не было бы счастья – да несчастье помогло. Мы сейчас на ментальном уровне меняем отношение к собственным технологиям, импортозамещению. С газом в стране в целом сейчас такой проблемы нет. А что касается нефтянки... Сложно догонять, но мотивация догонять сегодня совершенно иная, чем была еще пять лет назад. И это не только просто потребность компаний, это насущная необходимость – если кто-то сегодня не будет этим заниматься, то завтра таких компаний просто не будет.
– И поступлений в бюджет.
– Бюджет – это вопрос другой, мы сейчас говорим о развитии нефтяной отрасли как таковой. А ее влияние на бюджет... Несет сейчас нефтяная отрасль золотые яйца – пусть она их несет и развивается по своим законам. Что касается экономики страны – это другая задача, и обсуждать надо, как уменьшить эту зависимость от нефтегазовых доходов. Не слезть с иглы, но повысить устойчивость экономики страны от влияния только одной-двух отраслей.
– Но зависимость эту мгновенно не снизить.
– Мы будем зависеть от нефтегаза всю оставшуюся жизнь. Вопрос надо ставить не «как слезть с иглы». Мы должны тот ресурс, т. е. возможности, которые нам дала природа, максимально использовать для диверсификации экономики и развития других отраслей. И использовать этот ресурс сейчас надо по максимуму. Потому что, во-первых, он конечен. Во-вторых, каменный век закончился не потому, что закончились камни. В них просто нужды не стало. Я думаю, в горизонте 40–50 лет базовой отраслью энергетики станут даже не ВИЭ, а ядерная и термоядерная генерации. Все запасы углеводородов мира обеспечивают лишь 15% от потенциала этих отраслей. Вот куда человечество должно идти, там будущее.
– Но в настоящем у нас же главный предмет гордости – величина запасов.
– В настоящем мы должны максимально сейчас постараться добыть все, что у нас есть, и продать. Потому что потом это никому не будет нужно. И за то время, пока есть спрос, успеть перестроить экономику и страну, чтобы подготовиться к будущему.
И поэтому нам сейчас очень нужна Арктика. Общие запасы нашей страны сейчас оцениваются в размере около 80 млрд т нефтяного эквивалента. Запасы арктического шельфа, по разным оценкам, составляют до 100 млрд т, при этом 80% из них приходится на газ, наиболее востребованный в рамках энергетического перехода к низкоуглеродной энергетике.
– Но это шкура неубитого медведя, а себестоимость добычи этого газа... С учетом необходимости освоения технологий для разведки и разработки новых месторождений и стоимости доставки из Арктики – где мы будем на кривой предложения?
– Вместе с развитием технологий СПГ, даже с учетом доставки, мы будем конкурентны на этом рынке. Лицензии на ГРР на арктическом шельфе сейчас получают две компании – «Газпром» и «Роснефть», обе свои обязательства по разведке выполняют. И у обеих есть планы по развитию производства СПГ на базе арктических месторождений. Пока идет разведка, чуть позднее будем обсуждать конкретные проекты, позволяющие монетизировать эти запасы.
– Пока ни одна компания о таких планах вслух не заявляла. Только «Новатэк» собирается штамповать один завод за другим в районе Ямала и Гыдана.
– «Новатэк» – первопроходец с точки зрения производства СПГ в Арктике. Пока они, правда, используют для этого газ континентальной добычи. Но уже сейчас собираются поставить крупнотоннажные установки по сжижению на мобильные платформы. Это первый шаг на пути к освоению морских месторождений. Такие платформы можно поставить в районе Штокмана, например, и монетизировать его. Хотя для этого проекта речь идет скорее о горизонте за 2030 г. Потому что пока достаточно ресурсов не столь отдаленных.
– Тем временем в получении лицензии на экспорт с проекта «Печора СПГ» «Роснефти» было отказано. И мнение вашего комитета сыграло в этом случае не последнюю роль, как я понимаю.
– Мы в комитете в этом случае были статистами на самом деле. Закон лежал пять лет, хотя по правилам мы должны были рассмотреть его раньше. За это время я неоднократно обращался и в «Роснефть», и лично к Сечину с просьбой определиться. Будут или не будут они разрабатывать это месторождение, выгоден экономически этот проект или нет. Мы не можем принимать закон и менять правила игры только «на всякий случай». Вообще, есть процедура: если у компании были расчеты, под которые требовалось изменение закона, нужно было обратиться в правительство, показать, каков будет экономический эффект для компании и государства.
– Этих расчетов не было?
– Считали они неоднократно. И пришли к выводу, что проект экономически невыгоден. Более того, этот проект был нацелен на поставки газа в Европу. На рынок, где уже есть «Газпром». [Проект] потенциально создавал излишнюю конкуренцию российского газа с российским газом.
Поэтому я извинился перед коллегами, объяснил, что мы не можем держать на рассмотрении закон просто так. Если он созреет, если будет на то воля государства, ничто не помешает нам принять такое решение.
– В ноябре весь газ «Новатэка» с «Ямал СПГ» пришел в Европу. При этом обсуждалось, что, по идее, газ «Новатэка» и газ «Газпрома» конкурировать не должны. Правительство на самом деле верит, что может регуляторными мерами избежать конкуренции российского газа на внешних рынках?
– Я понимаю, что косвенная конкуренция все равно останется, потому что, если даже «Новатэк» не будет поставлять сжиженный газ на европейский рынок, его будут агрегаторы и трейдеры поставлять. Рынок становится глобальным, и, даже если сначала СПГ придет в Азию, мы не можем быть уверены, что потом этот газ не появится в Европе. В наших силах исключить только прямую конкуренцию.
Вообще, когда начинали строительство проекта СПГ, «Ямал СПГ», 80% проекта уже было законтрактовано. И законтрактовано в основном азиатскими потребителями. Но «Ямал СПГ» был введен досрочно – что первая очередь, что вторая и третья – на год раньше срока и на год раньше обязательств по поставкам. Понятно, ввели раньше – это хорошо, повышает эффективность проекта. Но куда теперь этот газ деть? Поэтому на этом этапе можно с какими-то оговорками допустить их [«Газпрома» и «Новатэка»] конкуренцию.
Но все равно считаю, что поставки СПГ с Ямала на европейские рынки – это не лучшая практика для нашей страны. «Ямал СПГ» освобожден от экспортных пошлин, имеет кучу преференций для своего производства, которые дали, чтобы уменьшить сроки окупаемости проекта, с оглядкой на его затратность. Если сопоставить куб газа, поставленный за рубеж по сети «Газпрома», и куб газа с «Ямал СПГ», валютная выручка и там и там сопоставима. Но что во втором случае получило государство? В случае с газом «Газпрома» государство получило порядка 60% налогов, если не больше, учитывая таможенные пошлины. А с «Ямал СПГ» мы получим, может быть, 10–15% – не знаю, точно не считал – налогов. То есть поставка, продажа сетевого газа государству в разы выгоднее, чем поставка газа в виде СПГ.
– Разница прямых поступлений в бюджет от экспорта СПГ с Ямала и экспорта трубопроводного газа понятна. Это счетная задача. Считали ли вы мультипликативный эффект, который дает экономике развитие СПГ-проектов в Арктике?
– Мы не считали.
– У вас есть оценки. Может быть, компания приносила, говорила: вот, мы посчитали.
– Я надеюсь, что они есть в правительстве. Логика государства простая – столь сложным, прорывным проектам нужны более льготные условия, чем для стандартных серийных решений. Меры поддержки были нужны. Но только на срок окупаемости. На первом этапе государству надо было пойти навстречу.
Так же в свое время обсуждали механизм СРП [соглашения о разделе продукции] для Сахалина. Сейчас можно судить, правильно или неправильно это было сделано. Но 25 лет назад не было ни налогового режима для освоения шельфа, ни технологий, ни законов, позволяющих работать на таких месторождениях. Появился СРП, специальный налоговый режим, привлекли западных инвесторов, партнеров. И сейчас, когда приезжаешь на Сахалин, понимаешь, что решение было правильным.
У «Новатэка» на СПГ-проектах лицензионный характер недропользования – причем здесь, казалось бы, СРП? Но, по сути, льготы для «Ямал СПГ» и есть некоторое подобие особого режима сахалинских проектов. Нужно было гарантировать инвесторам возврат инвестиций, дали господдержку и налоговые преференции. На срок окупаемости. Чем быстрее он закончится, тем раньше государство получит свое. И наша логика именно такая: да, мы сегодня не получаем, но потом будет и проект, и доходы.
– Налоговые льготы для «Ямал СПГ» ограничены 12 годами или добычей 250 млрд куб. м газа. Учитывая досрочный запуск «Ямал СПГ» и дополнительные доходы проекта, эти параметры будут корректироваться?
– Конечно. Я не сомневаюсь, что они пересчитаны и учтены исполнительной властью, ответственной за налогообложение. После возмещения затрат доходы должно получать государство.
Кроме того, уже есть синергетический эффект, который дает этот проект СПГ. Во-первых, мы монетизируем тот газ, который иначе так и оставался бы где-то в недрах Ямала. Во-вторых, это рабочие места на территории России и в период строительства, и во время эксплуатации, а это тоже налоги, которые платятся. Заказы для промышленности страны, в том числе проект развития СМП, который влечет за собой развитие строительства ледоколов и газовозов.
– Новые СПГ-проекты «Новатэка» – «Арктик СПГ», проект в Обской губе – получат такие же преференции, как пилотный арктический завод?
– Нет, конечно. Каждый проект будет иметь свои эксклюзивные условия. Как я сказал, каждый проект имеет свои экономические показатели. Показатели целесообразности, окупаемости, затрат и т. д. Первые проекты – они самые дорогие. Прорывные. У них максимальные риски.
– То есть уже даже на «Арктик СПГ» будет другой режим?
– Конечно. По логике, должен быть другой режим, соответствующий тому, какой будет уровень затрат и сроки окупаемости. И на Обском СПГ, соответственно, будет учитываться и то, что появление новых заводов поставлено на поток, и сколько действующие проекты генерируют денег инвесторам.
– Главный экспортный рынок для нашего газа пока Европа. Но на горизонте маячит Китай, в конце года мы туда начнем поставки, а к 2025 г. «Сила Сибири» выйдет на полную мощность. Есть резервы у Китая для того, чтобы продавать туда еще больше? На слуху проект дальневосточного маршрута. Летом на Восточном форуме о «Силе Сибири – 2» вдруг вспомнили, хотя два года уже никто вслух об этом проекте не говорил. Насколько это реалистичные проекты? У вас на карте в кабинете оба нарисованы. Свежая карта?
– Карте семь лет. Поставки по газопроводу Сахалин – Хабаровск – Владивосток вполне реалистичный проект. Ресурсная база на Сахалине есть, но надо разработать эти месторождения.
– Южно-Киринское месторождение не выйдет на проектную мощность до 2031 г. – даже по оценкам «Газпрома».
– Да, там единственный, собственно говоря, источник – Киринское и Южно-Киринское. Только они в ближайшее время могут являться реальным источником и для третьей очереди СПГ-завода «Сахалин-2», и для газификации Дальнего Востока, и для экспорта.
– И каков порядок приоритетов в этом случае?
– Максимальную выгоду наша страна имеет, экспортируя газ. И только это даст возможность предоставить газ по ценам, скажем так, ниже рыночных, ниже экономически обоснованных для российских потребителей как Сахалина, так и Дальнего Востока. Экспорт газа даст такую возможность. Он нужен для монетизации газа, увеличения выручки, окупаемости затрат по разработке месторождений и создания транспортной сети. И только за счет экспортных цен и экспортных объемов поставки можно сделать окупаемыми эти проекты. Либо при поставках на внутренний рынок мы должны поднять цены в разы.
– Экспортных поставок там возможны два варианта: либо по трубе, либо через третью линию «Сахалина-2». Проект третьей очереди уже готов. Вот только FID (окончательное инвестиционное решение) по нему уже больше года откладывается, а труба дальневосточного маршрута активно строится. И в презентации Минэнерго указывался срок начала поставок – 2020 год. Пусть и без уточнения объемов. То есть сначала экспорт по трубе, потом «Сахалин-2»?
– Ну конечно. Потому что там 100%-ный эффект от экспорта получает Российская Федерация. В рамках проекта «Сахалин-2» мы получаем лишь половину.
– На Дальнем Востоке кроме газпромовского СПГ-проекта есть еще «Дальневосточный СПГ» «Роснефти» и ее партнеров по СРП «Сахалин-1».
– Вы знаете, там есть проблема – не выполняется лицензионное соглашение по разработке месторождения в рамках проекта «Сахалин-1», а там порядка 8 млрд куб. м газа, закачивается пласт. Ну, это поддерживает пластовое давление, обеспечивает объемы добычи нефти. В то же время этот газ должен подлежать монетизации. Пока он идет обратно в пласт, мы теряем выгоду.
– Вы считали, сколько уже таким образом потеряно?
– Ну, это отложенная выгода. Этот газ никуда не делся, он не пропал, он есть.
– Но недополученная сейчас.
– С другой стороны, наша доля в проекте «Сахалин-1» всего 20%. А деньги на проект нужны большие. И окупаемость под вопросом: уже несколько раз пересматривали проект – с точки зрения минимизации стоимости. Последний вариант: $6–7 млрд, что может быть окупаемо с учетом роста цен на СПГ. Но открыт вопрос набора инвесторов.
– «Роснефть» говорила, что допускает возможность строить завод СПГ не в рамках консорциума, а отдельно с партнерами. Параллельно уже два года идут переговоры о продаже газа «Сахалина-1» «Сахалину-2».
– Если «Сахалин-1» строит свой завод, наш интерес там 20%. На «Сахалине-2» – половина. Но по цене между консорциумами нет договоренности. Каждый акционер преследует свою выгоду.
– Государство и там и там в наблюдательном совете. У него нет рычагов давления?
– В рамках СРП они очень ограничены. Только в рамках своей доли.
– Если я правильно понял, государственные приоритеты в выборе между двумя заводами – «Сахалин-2». Но рычагов влияния на это нет.
– Ну, я бы не сказал, что наш приоритет – «Сахалин-2». Я говорю, что если на «Сахалин-2» будут поставки газа, государство получит большую выгоду... Кроме того, технология, которая применяется на «Сахалине-2», эффективнее (лицензиар – Shell). А проект «Дальневосточный СПГ» – он более дорогой. Мощность меньше, хуже сроки окупаемости. Хуже срок окупаемости – значит, деньги государству позже вернутся, чем с проекта «Сахалин-2». С экономической точки зрения государству было бы хорошо, если бы договорились и начались поставки на «Сахалин-2». Проект «Дальневосточный СПГ» – он тоже, скажем так, не совсем плохой. И было бы хорошо, если бы появился еще один завод по производству СПГ. Но сейчас ресурсной базы и для проекта «Сахалин-2» не хватает. А еще, напоминаю, необходимо газом обеспечить потребителей Сахалина, Приморского края, Хабаровского края.
– Если в регионе не будет новых открытий на шельфе, на всех не хватит – баланс по газу не сходится.
– Это вопрос объемов экспорта. Есть разные оценки. Они сейчас, скажем так, до 15 млрд куб. м, в том числе по трубе 8–10 млрд куб. м, все будет зависеть от ресурсной базы.
– С 1 января для нефтяников начался переход к налогу на добавленный доход (НДД), который готовили шесть лет. Почему так много времени заняла подготовка? Не поздно ли начинать такой эксперимент?
– Я скажу: лучше бы раньше. Но и сегодня мы еще пока не опоздали. С 2012 г. мы провели серьезную модернизацию налогообложения нефтедобычи. И мы видим, что каждое месторождение по-своему уникально, должны быть эксклюзивные условия их разработки с учетом всех факторов. Закон по НДД начинает работать в этом году, первые результаты этого эксперимента мы получим где-то через 3–5 лет.
– В 2022–2024-м.
– Да, в 2022–2024-м. Насколько они будут репрезентативны и можно ли на основании этих результатов будет распространить в НДД на всю отрасль, пока сложно сказать. В то же время есть договоренность с Минфином, на стадии принятия закона разговор был, что мы посмотрим через год на возможность распространения НДД на месторождения 3-й группы с совокупной добычей до 100–150 млн т (это касается Западной Сибири, речь о месторождениях с истощающимися запасами), самая доступная, самая перспективная с точки зрения эффективности добычи, результативности применения этого метода.
– Одна из горячих тем в свете завершения налогового маневра – его последствия для Белоруссии...
– Эффект для Белоруссии будет отрицательным.
– Да. Но должны ли мы его компенсировать? Если нет, почему компенсировали раньше?
– Неправильно делали, значит. Я не считаю, что мы обязаны белорусам компенсировать что-либо и как-либо. Это наше внутреннее дело. Раньше мы через таможенные пошлины субсидировали нефтепереработку в интересах потребителей России. А сейчас мы говорим: меняем модель, делаем адресное субсидирование переработки, модернизации и повышения качества. И не более того. А модернизировать нефтепереработку Белоруссии – это задача Белоруссии, а не России.
– Планы по развитию Северного морского пути (СМП) формально к вашему комитету не относятся. Но, по сути, основной грузопоток по СМП должны обеспечить энергоресурсы. СПГ, уголь, газовый конденсат, который будет вывозиться, в том числе с новатэковских проектов. До 80 млн т к 2024 г. – достаточно оптимистично посчитан этот тоннаж. Насколько это реально, все ли проекты к тому моменту будут готовы?
– Если бы 15 лет назад кто-то о 80 млн т рассказал, ему бы пальцем у виска покрутили. 10 лет – сказали бы: «Мечтатель». А сейчас можно говорить с уверенностью. 80 млн т или больше, к 2024 г. или к 2030 г., не суть важно. Можно. В значительной степени благодаря синергии реализации проектов «Ямал СПГ», «Арктик СПГ» и проч. Государство создает ледокольный флот. Не ради самого себя, флот создается с пониманием, что грузы будут. И есть якорный грузоотправитель в данном случае. Который обеспечивает базовую систему заказов. Возможность транспортировки газа и на Восток, и на Запад – под это в том числе создается ледокольный флот, атомный и дизельный.
