Стоимость нефти вчера опустилась до минимума за 11 лет. Об итогах, пожалуй, самого тяжелого года для российского ТЭКа за последнее десятилетие, решении энергетических проблем Крыма и нефтяных налогах “Ъ” рассказал министр энергетики АЛЕКСАНДР НОВАК.
— Тяжелый был год?
— Год сложился довольно непростой, в первую очередь характеризовался волатильными и низкими ценами на нефть, что неминуемо повлияло на экономическую ситуацию в стране в целом. Кроме того, как и предыдущий, этот год был санкционным, что отразилось на возможностях привлечения финансовых ресурсов. Тем не менее хочу отметить, что по основным показателям у нас результаты положительные. Мы ожидаем увеличения добычи нефти: в 2014 году было 526,7 млн тонн, в этом ожидаем 533 млн тонн. Некоторое снижение отмечается по добыче газа — 633 млрд кубометров, примерно на 9 млрд кубометров меньше по сравнению с 2014 годом. При этом зафиксирован рост экспорта: до порядка 190 млрд кубометров против 181,2 млрд кубометров, то есть основное снижение идет за счет внутреннего рынка. Это обусловлено в первую очередь сокращением потребления в связи с погодными условиями, потому что, как мы даже сейчас наблюдаем в декабре, средняя температура на 5,8 градуса выше, чем в 2014 году.
Выработка электроэнергии ожидается выше, чем в 2014 году,— 1052 млрд кВт•ч против 1047 млрд кВт•ч. Таким образом, рост будет в пределах 1%, несмотря на теплую зиму. Также чуть выше ожидается экспорт электроэнергии. Сальдо экспортно-импортных перетоков прогнозируется на уровне свыше 16 млрд кВт•ч (в 2014 году — 5,7 млрд кВт•ч), в том числе за счет передачи электроэнергии из России — 25,6 млрд кВт•ч (+70%). На мой взгляд, в целом производственные показатели удовлетворительные.
Без сомнения, одним из главных событий стало введение первой очереди энергомоста Краснодарский край—Крым. В декабре со значительным опережением сроков, предусмотренных ФЦП по Крыму, были введены первая и вторая очереди кабельного перехода через Керченский пролив, а это 400 МВт мощности. Следующие 400 МВт мы сможем поставлять из ОЭС Юга уже в мае. Проект по обеспечению энергонезависимости Крыма на сегодняшний день является приоритетным. Надеюсь, что уже в 2016 году прекратится экспорт электроэнергии в Крымский федеральный округ с Украины.
Удалось решить и нормативные вопросы: был принят закон, который решает основную задачу по неплатежам в электроэнергетике. Это долгожданное и абсолютно разумное решение, поскольку неплатежи в отрасли растут с каждым годом, а потребители пытаются кредитоваться за счет энергетиков. По состоянию на 17 декабря задолженность на оптовом рынке электроэнергии и мощности составляет 52,3 млрд руб., в рознице, по прогнозным данным,— 237,9 млрд руб.
Перешли на долгосрочный конкурентный отбор мощности, теперь цена известна на четыре года вперед — до 2019 года. Отмечу, что впервые отбор проводился с использованием эластичной кривой спроса, цены сложились на конкурентном уровне. Эта модель решает задачи по переходу энергетики на долгосрочное регулирование, по привлечению инвестиций, по выводу неэффективных мощностей. Мы ожидаем, что к 2019 году будет выведено из эксплуатации до 7,4 ГВт неэффективной генерации.
— Как будет решена проблема консервации?
— Мощности, которые можно использовать по мере роста потребления электроэнергии, нужно сохранять, чтобы потом не строить новые. Для их сохранения необходимы источники финансирования, так называемая консервация. Соответствующий проект постановления находится на согласовании в ФАС и Минэкономики, он предусматривает оплату консервируемой мощности на уровне 75% от цены отбора мощности на оптовом энергорынке. Срок консервации может быть от одного до нескольких лет — в зависимости от прогнозов энергопотребления. Первый конкурс на консервацию на 2017 год планируется в 2016 году.
— Вы назвали то, что удалось, а что не удалось?
— Мы хотели окончательно принять энергостратегию на период до 2035 года. На мой взгляд, была проведена большая работа, документ готов, хотя создавался в условиях экономического спада, очень большой волатильности и непредсказуемости цен. Но рассмотрение энергостратегии в правительстве решено перенести на следующий год, потому что необходимо более четко понимать прогноз социально-экономического развития.
Продолжается реформа рынка тепла, проект документа уже находится на рассмотрении в Госдуме, он также предусматривает долгосрочное тарифообразование, которое приведет к более высоким темпам роста тарифов в отдельных регионах. Но с учетом ограничения по росту платы за коммунальные услуги для населения на уровне 4% и ожидаемой инфляции 12–13% реализовать реформу теплоснабжения пока не удается. Параллельно прорабатывается вариант пилотных проектов, когда регионы, заинтересованные в развитии собственного теплоснабжения, при желании смогут принимать тарифные решения, отличные от социально-экономического прогноза. Пока регионы, которые получат возможность принимать решение о внедрении альтернативной котельной, не выбраны. На мой взгляд, их будет не менее десяти, и в следующем году мы сможем принять закон, а в 2017 году запустить пилотные проекты.
— Энергостратегия будет рассматриваться на правительстве весной?
— Думаю, не ранее. По итогам принятия долгосрочной стратегии нам нужно утверждать генеральные схемы развития нефтяной и газовой отраслей, это планы правительства на первое полугодие. В целом генсхемы у нас уже готовы.
— А как выглядит генсхема газовой отрасли? Сейчас идет большая дискуссия, как должен быть устроен рынок газа, кто будет владеть и управлять газотранспортной системой, поставлять газ на экспорт и т. д.
— Это концептуальные вопросы, по которым на сегодняшний день нет окончательных решений. Они находятся в проработке. На сегодняшний день есть позиция, что должен быть единый экспортный канал, газотранспортная система остается в составе «Газпрома» и так далее. Дискуссии в основном касаются отдаленной перспективы — в горизонте ближайших 20 лет. В самой энергостратегии предусмотрено два этапа: в первые десять лет, до 2025 года, основной упор будет сделан на развитие конкуренции, совершенствование ценообразования на газ. На следующие десять лет концептуально предусмотрена возможность дальнейшей либерализации отрасли. В любом случае каждые пять лет стратегия подлежит корректировке. Наша задача на ближайшее время — решить вопросы перекрестного субсидирования, ценообразования на транспортировку газа. Есть вопрос в части гарантирующих поставщиков в регионах, в особенности там, где не присутствует «Газпром», а работают НОВАТЭК и «Роснефть».
— А как будет выглядеть концепция гарантирующего поставщика? Есть идея, что будет один гарантирующий поставщик на весь рынок — условно «Газпром», который будет получать за свои функции дополнительную плату. Согласно альтернативной концепции, будут выделены регионы, в которых будет назначен свой гарантирующий поставщик. То есть ответственность «Газпрома» за те регионы, куда он газ не поставляет, будет снята.
— Действительно, сейчас рассматриваются различные варианты, их нужно тщательно проработать. В частности, затрагивается много важных вопросов, в первую очередь надежного газоснабжения в периоды прохождения максимальных пиковых нагрузок. Это означает, что кто-то должен иметь резервы по добыче. Сегодня эти резервы есть у «Газпрома», это его издержки. Вопрос, как их перераспределить между участниками газового рынка, кто займется созданием таких резервов по покрытию пиков. Если резервы обеспечивает «Газпром», не исключено, что другие компании должны участвовать финансово либо располагать резервами в виде запасов в подземных хранилищах газа (ПХГ) или свободных добычных мощностей.
— Как этот вопрос будет поставлен в протоколе президентской комиссии по ТЭКу?
— Я думаю, что он будет поставлен с точки зрения проработки. То есть не как окончательное решение, а как проработка самой идеи, которая прозвучала на президентской комиссии. Здесь есть масса нюансов, связанных, в частности, с доступом к ПХГ.
— Вы хотели в этом году сделать пилотные проекты по налогу на финансовый результат, но не получилось. Почему? Сейчас вы ведете дискуссии с Минфином о том, чтобы сделать другой налог. Как он будет выглядеть?
— Действующая налоговая система не стимулирует компании бурить скважины там, где себестоимость выше, чем при обычном бурении, в итоге у нас не вовлекаются в разработку запасы, а на старых месторождениях идет серьезное падение добычи. Остановить эту тенденцию можно за счет введения налога на финансовый результат, который используется во многих странах. Мы предложили вариант не единовременного перехода на этот налог, а тестирование его на пилотных проектах. Минфин видит риски в том, что компании при реализации налогообложения на базе финансового результата будут иметь возможность завышать издержки, снижать налогооблагаемую базу, в результате бюджет не получит определенных доходов. В условиях дефицита бюджета эти риски превалируют над задачей по увеличению объемов добычи, а за счет этого — и поступлений в бюджет. Пилотные проекты могли бы показать, действительно ли для Минфина существуют такие риски или они могут быть нивелированы. Это абсолютно разумный подход, и, когда мы рассматривали вопрос в правительстве, было принято решение о реализации пилотных проектов.
Но сегодня Минфин предлагает свой вариант, так называемый налог на добавленный доход — НДД, который по своей сути концептуально не отличается от налога на финансовый результат (НФР), а лишь различается некоторыми параметрами.
— А какие параметры обсуждаются?
— Наше предложение по НФР заключалось в следующем: уйти от уплаты рентного налога НДПИ и ввести дополнительный налог на прибыль от реализации добытой нефти со ставкой 60% и учетом части капитальных затрат при исчислении налоговой базы по данному налогу. НФР не учитывается в налоговой базе по налогу на прибыль, поэтому его не снижают.
Минфин, в свою очередь, предлагает ввести ставку нового налога в размере 70%, но в качестве налоговой базы использовать не прибыль, а чистый денежный поток, позволяющий учитывать капитальные затраты в полном объеме, но не более определенного предела. Минфин планирует оставить гарантированные налоговые отчисления в виде НДПИ, рассчитывая его так, чтобы совокупная отраслевая налоговая нагрузка (НДПИ и экспортные пошлины) не превышала 40% от выручки для действующих месторождений, а также вышедших на уровень окупаемости текущих затрат новых месторождений и 30% — от выручки для новых месторождений, еще не вышедших на уровень окупаемости текущих затрат. Конкретные параметры налога в настоящее время обсуждаются.
— Будет ли ограничен круг месторождений, на которые его можно будет распространить?
— С нашей точки зрения, если будет найден компромисс и согласованные параметры, то имеет смысл говорить о распространении новой налоговой системы на все месторождения — как действующие, так и новые.
— Замминистра финансов Сергей Шаталов говорил две недели назад, что речь пойдет только об участках в рамках некоей небольшой квоты по добыче, назвав 10 млн тонн.
— Мне трудно это комментировать. Необходимо продолжить совместную работу и в кратчайшие сроки выработать согласованные предложения.
— А вы верите, что Минфин действительно будет работать в следующем году над этим законопроектом, а не затянет эту историю, как это произошло фактически в этом году?
— Я оптимист и думаю, что мы вместе такие предложения подготовим к весенней сессии Госдумы.
— Этой осенью по инициативе Минфина налоговая нагрузка на отрасль выросла. Верите ли вы, что параметры ставки по экспортной пошлине на нефть вернутся в следующем году на уровень, предусмотренный налоговым маневром?
— Может, вопрос все же поставить — не «верите ли вы», а «считаете ли вы»? Я считаю, что мы должны вернуться в те параметры, которые были предусмотрены налоговым маневром, и об этом Минфин говорил осенью, когда предлагал сохранить коэффициент в пошлине на уровне 42%.
— Тогда нефть стоила $60 за баррель, а теперь $36.
— Тем более в этих условиях для отрасли важно, чтобы были реализованы ранее принятые решения.
— Но отрасль-то фактически наращивает добычу, несмотря ни на что.
— Во-первых, в этом году мы ощущаем отдачу от тех инвестиций, которые были вложены в добычу два-три года назад. Этот эффект будет отмечаться и в следующем году, а уже начиная с 2017 года есть риски снижения добычи. Если решение по изъятию выручки действительно будет на год и компании верят в это, то они продолжат кредитоваться и инвестировать, и это даст возможность сохранять добычу в 2017–2018 годах. Если же сейчас компании получат сигнал, что это изъятие надолго, то они не будут привлекать кредиты и делать инвестиции.
— На президентской комиссии по ТЭКу вы представляли список нефтяных месторождений, для которых цена $60 за баррель уже была некомфортна. Сейчас цена намного ниже. Понадобятся ли дополнительные льготы?
— Многое будет зависеть от ситуации с курсом доллара, который в течение последнего года изменился так, что цена барреля в рублях, по сути, не поменялась. Это позволило сохранить инвестиции. Что касается новых проектов на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири, то там действует льгота по экспортной пошлине, которая обеспечивает проекту доходность на уровне 16,3%.
— Есть ли обращения, допустим, от «Роснефти» с просьбами о поддержке отдельных проектов?
— Нет. Сейчас очень много неопределенности по цене. Поэтому нет смысла оперативно реагировать на текущую конъюнктуру, надо понимать, насколько долго эта цена будет держаться. Я считаю, что средние по году $50 за баррель — это цена, которая может отражать баланс спроса и предложения. Она может быть чуть ниже и чуть выше, условно говоря, колебания могут быть между $40–50 и между $50–60. Конечно, здесь многое зависит от себестоимости добычи сланцевой нефти в США.
— Обсуждаются разные варианты снижения энерготарифов и поиска экономически обоснованных тарифов для дальневосточных энергетиков. Какие источники можно использовать для компенсации в ДФО?
— Действительно, такая задача обсуждается, она была изложена в послании президента 3 декабря. Поручено проработать вопрос о снижении тарифов в отдельных регионах ДФО, доведя их до уровня не выше среднероссийского. Задача вполне конкретная. Мы совместно с ФАС анализируем, в каких регионах ДФО тариф выше, чем в среднем по России. В основном это северные регионы: Камчатка, Чукотка, Сахалинская область. А в Амурской области, Еврейском автономном округе и Приморском крае тарифы уже ниже среднероссийских.
— Среднероссийские это сколько?
— Сейчас критериев никаких нет. Это тоже может стать предметом дискуссии. Действительно, нужно считать, из чего складывается цена в регионах. Например, в северных регионах есть такие понятия, как «районный коэффициент» и «северные надбавки». Заработные платы там выше, как и любые расходы на материально-технические ресурсы. Можно по-разному сравнивать — с учетом этих коэффициентов или без. Формально среднероссийские тарифы известны по каждой группе потребителей.
— Подразумевается снижение для всех групп потребителей, не только для промышленности?
— Поручение касается энерготарифов в целом — значит, для всех. Но действительно нужно определиться, для чего это делать. Если только для привлечения инвестиций, то есть предложение снизить тарифы для инвесторов именно на территориях опережающего развития. Этот вариант снижения цен позволяет сделать предприятия более конкурентоспособными и привлекать инвестиции в ДФО. Еще один вопрос — снижать для новых или для уже существующих потребителей. Если для всех, это, конечно, огромные деньги, которые необходимо за счет чего-то изыскивать. Причем средства бюджета не рассматриваются, это прямо звучит в поручении. В таком случае есть всего лишь два понятных источника — собственная эффективность «РАО ЭС Востока» и «РусГидро», то есть сокращение их издержек и использование их дивидендов либо надбавка для всех участников энергорынка. Но это приведет к росту нагрузки для потребителей, а мы исходим из того, что она должна быть минимальной. По сути, это перекрестное субсидирование, от которого мы стараемся уходить по всем направлениям.
— Обсуждаются ли одновременно инвестиции в модернизацию «РАО ЭС Востока» или речь пока лишь о привлечении промышленных инвесторов?
— Что касается тарифов для энергокомпаний, есть два подхода. Чтобы довести тарифы энергетиков до экономически обоснованного уровня, необходимо ежегодно около 18 млрд руб., чтобы обеспечить текущее содержание. По информации «РусГидро», для развития Дальнего Востока с учетом инвестиционной составляющей требуется не менее 180 млрд руб. на десять лет. Но я считаю, что эта цифра достаточно высокая, ее нужно серьезно оптимизировать.
— Это тоже планируете учесть в компенсации ДФО?
— Других источников нет — либо «РусГидро», либо надбавка для оптового рынка. Правительство будет рассматривать вопрос по энерготарифам в ДФО с учетом позиций всех ведомств.
— Расскажите, как Крым будет интегрирован в ЕЭС после решения основных технических проблем? Исчезнут ли субсидии из бюджета на тарифные компенсации на полуострове?
— Когда в Крыму будет построена собственная генерация, генерирующие предприятия станут участниками оптового рынка, а Крым войдет в общую систему оптового рынка в качестве неценовой зоны. Но это будет только с 2018 года. Пока будет действовать особый механизм покупки электроэнергии на опте.
Поставки из ЕЭС примерно на треть дешевле контрактной цены украинской электроэнергии. В целом объем потребления Крыма составляет около 6,4 млрд кВт•ч в год, из них 4,9 млрд кВт•ч закупалось у Украины. Теперь почти половина мощности будет поставляться из российской энергосистемы плюс собственная генерация Крыма. Когда в мае энергомост прибавит еще 400 МВт и суммарно составит около 800 МВт, мы в принципе можем исключить поставки со стороны Украины полностью. Однако это не решит до конца необходимость субсидирования тарифов на электрическую энергию для потребителей Крымского федерального округа, так как конечные тарифы все же значительно меньше их экономически обоснованных расходов на покупку и доставку электроэнергии. Поэтому ликвидация субсидирования тарифов будет проводиться поэтапно.
— Как решается вопрос со строительством ТЭС в Тамани?
— Мы уже понимаем, что востребованность станции со стороны потребителей обеспечена. Заинтересованных участвовать в конкурсе много. Это как российские компании, так и зарубежные компании, даже китайские. Здесь в принципе ограничений нет, никто санкций не боится, поскольку проект не привязан к Крыму. Мы ожидаем, что конкурс будет проведен во втором полугодии 2016 года.
— Будет ли действительно необходима собственная генерация в Крыму с учетом Тамани и энергомоста?
— Генерация в Крыму не зависит от строительства станции в Тамани, она необходима для поддержания крупными энергоблоками в целом всей энергосистемы полуострова. Ведь пиковое потребление достигает 1300–1400 МВт, а с учетом социально-экономического развития региона через два года может быть еще выше. Поэтому потребуются и собственные мощности, и переток из ЕЭС, а в часы с низким потреблением возможны и обратные перетоки на материковую часть.
