Бензиновый кризис тянется уже более полугода. О бензиновой коллизии, а также о состоянии и перспективах энергетической отрасли «Огонек» поговорил с первым заместителем министра энергетики РФ Алексеем Текслером
— Давайте начнем с актуальной темы. Почему несколько недель назад мы наблюдали рост цен на бензин и дело дошло до того, что правительство разбиралось с производителями?
— Когда растет мировая цена на нефть, стоимость барреля нефти в рублях также увеличивается. Если раньше бочка стоила 2700–3000 рублей, сейчас — в районе 5 тысяч рублей. Вся нефтяная отрасль у нас построена по рыночному принципу, и сегодня самая высокая маржа (разница между ценой и себестоимостью, аналог понятия «прибыль».— «О») получается при продаже нефти за границу. Что касается внутреннего рынка нефтепродуктов, наши нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) покупают нефть по мировым, то есть по достаточно высоким ценам, плюс еще возникают транспортные расходы. А произведенная продукция из этой нефти, то есть топливо, продается существенно ниже рыночных мировых цен. Возникает дисбаланс.
— А почему наши НПЗ на внутреннем рынке покупают нефть по мировым ценам? Есть же вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), у которых и добыча, и переработка «в одном флаконе», разве они не могут своим заводам продавать дешевле?
— У нас рыночное ценообразование по принципу равнодоходности внутреннего и экспортного рынка, поэтому цена различается на сумму транспорта и экспортной пошлины. Если отпускные цены будут формироваться по другим принципам, невозможно будет просчитать налог на добычу (НДПИ). Кроме того, продажа ВИНК «своим» заводам по заниженным ценам запрещена антимонопольным законодательством. Но кроме ВИНК у нас есть независимые добывающие компании, независимые НПЗ и независимые продавцы бензина — АЗС. Цена сырья для всех должна быть одинаковой, иначе будет дисбаланс рынка.
— Правительство пригрозило нефтяникам повысить экспортную пошлину, и они согласились не повышать цены. Сколько эта заморозка продлится? И что будет потом?
Но это временная мера. Системное же решение проблемы заключается в том, что с нового года начинается заключительный этап «большого налогового маневра». Суть его в том, что при увеличении НДПИ экспортная пошлина будет поэтапно снижаться: равномерно в течение 6 лет, затем с 1 января 2024 года — до нуля. Для компенсации пошлины вводится обратный акциз, то есть возврат уплаченных акцизов с тех объемов нефти, которые пошли на переработку. Кроме того, дополнительно к обратному акцизу предусмотрен демпфирующий (гасящий) элемент для снижения воздействия колебаний цен на мировых рынках. Таким образом, с нового года давление мировых цен на наш рынок будет компенсировано обратным акцизом и демпфирующей надстройкой. Что, соответственно, скажется и на стоимости бензина на бирже.
— В 2019 году предполагается введение новой системы налогообложения нефтегазового комплекса. Зачем это нужно?
— Сегодня фискальный режим построен по принципу налогообложения выручки. База НДПИ — это объем добытой нефти, умноженный на ставку, то есть ресурсная рента, которую платят нефтяники, и основана она исключительно на объемах добычи. А экономику предприятий такой подход совершенно не учитывает. Стоимость добычи в разных регионах, на различных месторождениях не одинакова. В частности, издержки растут по мере вырабатывания месторождений. При существующей фискальной системе добыча в ведущем нефтедобывающем регионе — Западной Сибири, где сосредоточены основные объемы запасов,— по значительному числу месторождений оказывается нерентабельной: затраты с налогами не позволяют окупать вложения. И с каждым годом доля затрат растет, условия добычи становятся все сложнее, требуется применение более дорогих, так называемых третичных методов добычи (искусственное поддержание давления пласта путем закачки газа или химических реагентов.— «О»). Поэтому мы вводим налог на дополнительный доход (НДД), который обеспечит комплексный подход, позволит учитывать особенности месторождения, условия добычи, затраты — все экономические показатели. В 2019 году мы запускаем НДД в тестовом режиме. Пилотные проекты в основном коснутся объемов добычи нефти в Западной Сибири (15 млн тонн), а также небольшого объема добычи в Восточной Сибири (из 547 млн тонн общей добычи в России в 2017 году). Через несколько лет мы планируем расширять внедрение НДД, вовлекая все большие объемы запасов, добыча которых сегодня нерентабельна.
— Российская экономика замедляет темпы роста, в этом году он составит 1,3–1,5 процента, и, вероятно, спрос на энергию тоже снижается? От состояния экономики зависят перспективы энергетики?
— Отмечу, что темпы роста энергетической отрасли у нас никогда не снижались. Объемы добычи нефти, газа, угля у нас последовательно растут. Объемы нефтепереработки в этом году ожидаются примерно на уровне прошлого года — около 280 млн тонн. При этом производство товарных нефтепродуктов вырастет за счет увеличения глубины переработки и выхода светлых фракций — бензина, керосина, дизельного топлива. Поставки газа и угля на внутренний рынок в этом году также увеличатся. Электроэнергии по итогам года мы выработаем больше, чем в прошлом году. Кстати, потребление энергии — хороший индикатор, характеризующий экономику, так как он коррелирует с ростом промышленного производства. Если в 2015 году мы наблюдали небольшое снижение выработки электроэнергии, то в последние годы этот показатель постоянно растет. Если посмотреть на среднесрочную перспективу, согласно прогнозу, на период до 2024 года потребление электроэнергии вырастет по отношению к уровню 2017 года на 7–8 процентов, внутреннее потребление угля — на 2–3 процента, рост потребления природного газа составит до 4–5 процентов, объем первичной переработки нефтяного сырья на российских заводах увеличится на 1,5–2,5 процента.
— Вы сказали, что в этом году вырастет потребление угля. Много ли осталось у нас угольных электростанций?
— Угольная генерация в основном находится в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Также несколько станций есть в западной части страны, в основном это ГРЭС, вырабатывающие электроэнергию.
— На востоке электроэнергия дороже?
— Нет, в пределах Единой энергетической системы на оптовом рынке на востоке она даже чуть дешевле из-за наличия в энергетическом балансе большего количества гидростанций. Плюс на розничных рынках для регионов с изолированными энергосистемами сейчас действует решение о выравнивании тарифов на Дальнем Востоке со среднероссийскими.
— Казалось бы, в Сибири мы добываем газ, почему же там больше угольных станций?
— Газ добывают на севере, в Надым-Пуртазе, на Ямале. Оттуда «труба» идет в европейскую часть, а не в Сибирь. Красноярск, например, не газифицирован трубопроводным газом, поэтому в крупных городах на востоке страны в основном угольные станции. Нужно же и другие энергоресурсы использовать, которые наиболее доступны и экономически целесообразны в том или ином субъекте. Тем более у нас есть регионы, которые зависят от развития угольной отрасли. Я говорю в первую очередь о Кемеровской области, где добывается больше 200 млн тонн угля.
— А для населения Красноярска газ есть?
— Население при необходимости обеспечивается сжиженным углеводородным газом (СУГ).
— В 2013 году была принята правительственная программа поддержки возобновляемой энергетики. Прошло пять лет. В каком состоянии сейчас «зеленая» энергетика?
— Действительно, во всем мире активно развивается возобновляемая энергетика. И когда правительство принимало решение о поддержке ВИЭ, во главу угла ставилась задача развития отечественных технологий в солнечной и ветровой энергетиках с прицелом на дальнейший экспорт высокотехнологичной продукции, а также энергоснабжение труднодоступных и изолированных энергорайонов. Главным условием для этого является обеспечение локализации оборудования (то есть его производство в России) на 65–70 процентов. По части солнечной генерации уже создана полная кооперационная цепочка — от науки и производства солнечных модулей до строительства и эксплуатации СЭС.
По ветровой генерации к настоящему времени между ведущими игроками российского рынка и крупными мировыми производителями оборудования стали формироваться консорциумы, которые взяли на себя обязательства по локализации оборудования для производства ветроустановок. Например, ветровой энергетикой активно занимаются госкорпорация «Росатом», российское подразделение международной компании «Enel», альянс отечественной компании «Роснано» и финской «Fortum».
Но уже сегодня возобновляемая энергетика — это полноценная часть нашей энергетики. Сейчас мощность построенных за последние годы ветровых и солнечных станций составляет свыше 500 мегаватт, в ближайшее время добавится еще около 150 мегаватт (при общей мощности ЕЭС России 239,8 гигаватта). Всего к 2024 году на оптовом рынке будет построено 5,4 гигаватта мощности ВИЭ, в том числе 3,3 гигаватта ветровых станций и 1,8 гигаватта — солнечных.
— Еще несколько лет назад по солнечным батареям у нас наблюдался парадокс: завод в Краснодаре выпускал батареи для космических аппаратов, а для использования на Земле у нас солнечные панели не производились. Эту проблему удалось решить?
— У космических солнечных батарей КПД высокий, но стоимость электроэнергии, выработанной с их помощью, тоже космическая, для Земли совершенно непригодная. У нас благодаря мерам поддержки ВИЭ построен современный завод компании «Хевел» в Новочебоксарске, там производят панели с КПД более 22 процентов — это очень высокий показатель по мировым меркам. Сначала на этом предприятии использовали зарубежную тонкопленочную технологию, а потом разработали свою собственную, гетероструктурную технологию, и на этой основе модернизировали производство. Сегодня российские гетероструктурные модули входят в мировую тройку лидеров по эффективности в серийном производстве. При этом отмечу, Новочебоксарский завод у нас не единственный. Есть и другие заводы, но с разной степенью локализации производства.
— Еще одно новое направление — это цифровизация энергетики. Для чего это нужно?
— Если коротко, цифровизация сегодня — это наша конкурентоспособность завтра. Как на уровне отдельных компаний, так и на уровне всего российского ТЭК. Поэтому с учетом приоритетов, обозначенных президентом России, и положений утвержденной в прошлом году национальной программы «Цифровая экономика», мы подготовили свой ведомственный проект «Цифровая энергетика». Надеемся, он будет утвержден в ближайшее время.
В его рамках мы предусматриваем в том числе определение общих требований к цифровизации в ТЭК, разработку стандартов для ключевых используемых технологий и, наконец, создание единого цифрового пространства, в котором смогут развиваться различные платформенные решения. Мы видим, что на всей цепочке добычи, производства, транспортировки и потребления всех видов энергоресурсов у нас формируется колоссальный объем данных. И нужно использовать эти данные для повышения эффективности всех отраслей российского ТЭК. В этом-то и смысл применения цифровых технологий. Например, управление спросом на энергию, с применением цифровых технологий, позволит высвободить часть резервной мощности в электроэнергетике, а значит, и снизить расходы для потребителей.
— Можете привести пример, как реально будут применяться цифровые решения при регулировании отрасли?
— Сейчас при подготовке всех субъектов электроэнергетики к прохождению осенне-зимнего периода, в том числе тепловые электростанции, готовят соответствующий паспорт готовности. Сотрудники различных ведомств приезжают и проверяют готовность основного технологического оборудования, достаточность резервов топлива и т.п. Если все оцифровать, то все данные можно будет получать и анализировать оперативно, постоянно и удаленно. Для этого будут использоваться датчики и специальные программы. И тогда можно прогнозировать состояние оборудования и вовремя, до сбоев, реагировать на проблемные ситуации. Причем еще раз подчеркну, все это можно будет делать онлайн. Например, применять риск-ориентированный подход без выезда проверяющих.
И это то, что мы увидим, я думаю, уже довольно скоро. Но есть и долгосрочные перспективы. Например, по мере внедрения цифровизации в разных секторах — генерации, сетях, потреблении — и вместе с распространением новых технологий производства электроэнергии, в том числе на основе микрогенерации ВИЭ в домохозяйствах, будет изменяться энергосистема в целом. Сотни и тысячи энерготранзакций потребуют соответствующих финансовых расчетов, сделают востребованными «блокчейн»-решения и в целом потребуют новых цифровых подходов к управлению отраслью.
— Газогидраты — это миф или светлое будущее энергетики?
— Газогидраты, которые представляют собой метан, принявший особую форму под большим давлением, достаточно распространены в Мировом океане. Однако задача в освоении этого ресурса очень сложная: газогидраты надо добыть со дна, собрать и «не растерять» при подъеме, потому что при понижении давления он разделяется на газ и воду, и, наконец, доставить потребителю. У Японии уже есть опыт добычи газогидратов, для этого построены специальные суда. Но цена пока очень высокая. Мы наблюдаем за этими экспериментами. Если появятся эффективные технологии, то есть добыча и доставка газогидратов станет выгодной, конечно, это сильно повлияет на мировой рынок газа. Когда это случится — пока никто не знает.
— ТЭК у нас остается локомотивом экономики?
— Сегодня роль топливно-энергетического комплекса в экономике страны очень велика. Он обеспечивает почти половину налоговых поступлений в бюджет. Энергоресурсы составляют больше половины экспорта и обеспечивают почти четверть ВВП. ТЭК объединяет в себе целый ряд высокотехнологичных отраслей, создающих мультипликативный эффект, развивающих машиностроение, строительство и широкий спектр услуг. Благодаря этому в экономике создается большое количество рабочих мест. И значение ТЭК будет расти. Но хотелось бы, чтобы другие отрасли развивались не меньшими темпами, что, в свою очередь, будет стимулировать и ТЭК. Если экономика будет прибавлять по 3–4 процента, то и спрос на энергию тоже вырастет: будут появляться новые станции, увеличиваться полезный отпуск энергетических сетей. Мы можем играть роль базовой, системообразующей отрасли. Но хотелось бы, чтобы новыми локомотивами стали и другие, несырьевые сектора нашей экономики.
«Пусть локомотивами будут другие»