МЭРТ: Интервью заместителя директора Департамента государственного регулирования тарифов и инфраструктурных реформ Льва Владимироваич Феодосьева информационному агентству Прайм-ТАСС 29.

Ваша оценка эффективности участия иностранных компаний в проектах в нефтегазовой сфере на территории РФ.
Успешно реализующихся в России проектов с участием иностранных компаний не так уж и много. В первую очередь это сахалинские проекты, Харьягинское СРП /примечание ПРАЙМ-ТАСС: по данным Минпромэнерго на 31 декабря 2005 г фактические расходы операторов с начала реализации проекта "Сахалин-1" составили более 5,6 млрд долл, "Сахалин-2" - более 11 млрд долл, Харьягинского СРП - более 800 млн долл/, а также ряд интеграционных проектов, в частности, участие ConocoPhillips в уставном капитале российского "ЛУКОЙЛа", создание российско-британской компании ТНК-BP.
В то же время мы отмечаем активную интеграцию в российский нефтедобывающий рынок иностранных технологий и тенденцию развития сервисного рынка в нефтяном секторе с участием таких монстров мирового уровня, как, например, Schlumberger и Halliburton. Сегодня такие проекты как Штокман на 90 проц состоят из новых /иностранных/ технологий. При реализации трубопроводных проектов также идет активное применение зарубежных технологий.
И дальше встает вопрос: хорошо это или плохо? На мой взгляд, появление на нашем рынке новых, передовых, качественно представляемых технологий, должно стимулировать российских производителей к производству и внедрению конкурентоспособной продукции. Мы - тот рынок, которому в долгосрочной перспективе, будут необходимы передовые технологии в самом широком масштабе, учитывая, что новые месторождения у нас находятся на шельфе и на еще не освоенных территориях Восточной Сибири со сложными климатическими и геологическими условиями.
Я считаю, что сегодня целесообразно говорить о необходимости разрабатывать механизмы, обеспечивающие участие, в том числе и иностранных инвестиций в развитии российских разработок в сфере ТЭК, которые у нас, несомненно, есть. Ярким тому примером является состоявшийся в июне Петербургский экономический форум, в рамках которого проходила выставка "Новые технологии в ТЭК". Там, кроме огромного количества ярких брендовых стендов крупных нефтяных компаний, были представлены организации, относящиеся к среднему и малому бизнесу. Наши научные объединения, безусловно, обладают серьезными разработками, но, на мой взгляд, пока не умеют себя показать на рынке. И это проблема, не зря же правительство РФ приняло разработанную МЭРТ концепцию по развитию дизайна в России.
Сегодня российская промышленность достаточно локализована. Мы видим огромное количество специализированных мероприятий и форумов, но какого-то взаимодействия между ними нет. На мой взгляд, его нужно создавать, в том числе посредством таких площадок, как Питерский форум и других - для того, чтобы крупные заказчики в лице нефтяных и газовых компаний, которые начинают освоение новых месторождений и все больше сталкиваются с необходимость продления рентабельной разработки старых месторождений, видели, что предложения есть и у российских разработчиков, и они конкурентоспособны.
Целесообразно ли строительство нефтепровода Харьяга-Индига до проведения основных аукционов по продаже недр в Тимано-Печорской провинции?
Если говорить о целесообразности, то это скажет правительство РФ в конце года, когда "Транснефть" подготовит и представит соответствующее обоснование, на основании которого может быть принято решение по разработке ТЭО проекта.
Вместе с тем, если рассуждать стратегически, то направление Харьяга-Индига крайне важное с точки зрения диверсификации рынков сбыта и использования того потенциала, который есть сегодня в Тимано-Печоре. На сегодняшний момент Тимано - Печора - это регион, в котором доказанные запасы выше, чем в Восточной Сибири. Это территория, в которой динамика темпа добычи нефти будет выше, чем в среднем по центральной части России.
Вопрос о том, необходима ли взаимосвязь выдачи новых лицензий на разработку месторождений с развитием необходимой инфраструктуры в регионе - это вопрос из разряда "что было раньше - курица или яйцо". Для потенциальных недропользователей важно знать, будет ли инфраструктура. Для компании "Транснефть", развивающей инфраструктуру, безусловно, нужно знать возможности заполняемости трубы, потому что это определяет ее эффективность. Учитывая, что основной задачей для государства является развитие инфраструктуры, наверно, правильнее сначала развивать инфраструктуру. Однако выдача лицензий на соответствующие проекты развития инфраструктуры должна быть синхронизирована с вводом новых мощностей. Отвечая на вопрос, нужна ли эта труба, я считаю, что да. Мы знаем, что месторождения там есть, мы знаем, какие там доказанные запасы, и мы знаем потенциал рынков сбыта, на которые ориентирован данный проект.
Насколько эффективно участие российских компаний в строительстве новых трубопроводов в обход Босфора, или финансирование этих трубопроводов должно вестись за счет средств акционеров КТК, которые настаивают на расширении КТК вдвое на 30 млн. т?
Действительно, строительство трубопроводов в обход турецких проливов, в частности Бургас-Александруполис- это важная, стратегическая задача, с точки зрения нивелирования рисков их прохождения и, соответственно, повышения эффективности российского экспорта нефти. Согласно динамике, которой мы располагаем, дефицит пропускных способностей проливов будет сохраняться и увеличиваться. Естественно, нефтяные компании заинтересованы иметь в этом регионе альтернативу транспортировки своей продукции и диверсифицировать свои риски.
Далее этот вопрос трансформируется в то, кто это должен делать. Если бы мы упирались в то, что в российской части Черноморского бассейна была бы одна точка входа, например, некая точка А, куда сливаются все потоки экспортной нефти, то они были бы полностью увязаны на мощности КТК. Тогда, наверно, в обходных маршрутах больше всех были бы заинтересованы акционеры КТК. Но мы имеем там не одну точку входа, поэтому важным является выстраивание правильной логистики внутри российской части Черноморского бассейна. Для того, чтобы инвестиции в "обходной" проект были окупаемы, уровень тарифов по этому трубопроводу должен быть сопоставим со стоимостью свободного прохода через проливы, вследствие чего пропадает риск затрат за простои. А чтобы тариф был конкурентным, необходимо обеспечить загрузку обходных маршрутов. Соответственно, компании-операторы будут стремиться их заполнить. В свою очередь, это создаст определенные конкурентные преимущества другим участникам, для которых этот пролив открывается. В этой связи крайне важна согласованная позиция в российской части Черноморского бассейна, чтобы, с одной стороны, мы, открывая "пробку", не создавали бы случайных преференций, а, с другой стороны - обеспечили бы возврат инвестиций российским компаниям, вложившим средства в развитие трубопровода.
На сегодняшний момент в КТК не так много российской нефти. В основном КТК заполняется нефтью с месторождений Казахстана, разработчиками которых являются иностранные акционеры КТК. Проект изначально планировался как двухэтапный, с расширением мощностей по транспортировке. Сейчас стоит вопрос об увеличении КТК еще на 30 млн. т. А должны ли проблемы Босфора решаться за деньги акционеров? Сами акционеры КТК, на мой взгляд, должны быть заинтересованы в том, чтобы участвовать в проектах по строительству нефтепроводов в обход Босфора. И такие переговоры, я знаю, ведут основные идеологи проекта Бургас-Александруполис, что говорит о возможности участия иностранных акционеров КТК в развитии того или иного обходного маршрута.
/Примечание ПРАЙМ-ТАСС: в проекте Бургас-Александруполис принимают участие три страны - Болгария, Греция и Россия. Оценочная стоимость проекта составляет 700 млн евро, протяженность трубопровода 285 км. Реализация проекта откладывалась неоднократно из-за разногласий между партнерами. По предварительной информации, проблемы осуществления этого проекта могут быть подняты во время предстоящей 4 сентября в Афинах встречи президента РФ Владимира Путина и премьер-министра Греции Константиноса Караманлиса/.
Подготовлен ли окончательный вариант программы освоения газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока и должен ли центр газодобычи в рамках реализации этой программы находиться на Сахалине?
Во-первых, насколько мне известно, на сегодняшний день пока нет согласованных позиций по программе освоения Дальнего Востока и Восточной Сибири, иначе она была бы уже в правительстве. Действительно, за время подготовки этой программы было несколько вариантов этапности развития, введения в действие тех или иных месторождений и так далее. В принципе, для понимания того, что там происходит, нужно понимать, какой там газ. В частности, в газовых месторождениях Восточной Сибири значительное содержание гелия, который в перспективе через 10-20 лет будет крайне востребованным сырьем. Для его использования необходимо будет развитие газохимии в регионе.
Почему говорят о том, что центр газодобычи должен находиться на Сахалине? Во-первых, мощности по переработке всегда выгодно строить в портах, потому что это нивелирует транспортные издержки на входе и, соответственно, повышает эффективность проектов через возможность реализации продукции с высокой добавленной стоимостью. Кроме того, на Сахалине уже есть действующие проекты, добываются определенные объемы. Таким образом, наверно, Сахалин сейчас действительно можно рассматривать как центр СПГ Восточной Сибири и Дальнего Востока.
Восточная Сибирь - это газоконденсатные и нефтегазоносные месторождения. Там мы получим значительный объем попутного газа, который можно использовать как сетевой. Кроме того, необходимо увязывать газификацию Восточной Сибири с добычей попутного газа с месторождений, которые будут осваиваться в рамках подготовки проекта по ВСТО.
Все это также необходимо скоординировать с долгосрочной программой "Газпрома" по развитию добычи газа, транспортных мощностей, с экспортной стратегией монополии с точки зрения того, на какие рынки и как они собираются выходить. На данный момент принять решение о том, что будет центром газодобычи в Восточной Сибири, не представляется возможным, так как нет общего понимания этапности освоения "Газпромом" месторождений в самой Восточной Сибири, на Ямале, нет понимания того, как будет использоваться попутный газ.
В настоящее время созданная рабочая группа при Минпромэнерго готовит программу освоения газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, и в ближайшее время она должна быть рассмотрена.
Какие меры предпринимаются для развития экспорта продукции ТЭК с более высокой степенью переработки?
Нефтепереработку надо развивать в целом по России, необходимо модернизировать мощности. За последнее время принят ряд важных решений, стимулирующих эти процессы. Например, обнулены импортные пошлины на оборудование, необходимое для реконструкций НПЗ, принят закон о дифференциации ставок НДПИ в зависимости от выработанности месторождений и обнуления ставки НДПИ для новых месторождений Восточной Сибири.
Кроме того, мы серьезно настроены дифференцировать ставки акцизов на нефтепродукты. Принципиальное согласие на изменение акцизной политики в отношении нефтепродуктов уже дали Минфин и Минпромэнерго. В настоящее время проводятся окончательные расчеты дисконта к действующей системе ставок акцизов. Снижение ставки акциза на более качественное топливо должно стать стимулом для нефтяных компаний к изменению "корзины" нефтепродуктов в сторону увеличения производства продукции с высокой добавленной стоимостью.
Как предполагается, законопроект по акцизам может быть внесен на рассмотрение в Госдуму в весеннюю сессию 2007 г. Однако его окончательная редакция напрямую увязана с проектом закона о техническом регламенте о требованиях к бензинам, дизельному топливу и другим горюче-смазочным материалам. При этом закон лучше всего принять с отсроченным сроком введения в действие, не раньше 2008 г. Приняв этот закон, мы дадим четкий сигнал рынку, что с определенного срока положения закона начнут применяться, и компании уже заранее смогут начать менять свои производственные программы исходя из необходимости инвестирования в нефтепереработку.
Целесообразно ли строительство нового нефтеперерабатывающего комплекса на Дальнем Востоке /в районе Находки/ в рамках реализации проекта ВСТО?
Тезис о том, что в конце каждого крупного трубопровода целесообразно строить нефтеперерабатывающие и нефтехимические комплексы, абсолютно правилен, и к этому нужно стремиться. Рассматривая возможность строительства перерабатывающих мощностей в Восточной Сибири и Дальнем Востоке, в частности, в районе порта Находка, необходимо понимать, что потенциальные рынки сбыта, в частности Китая, Индии, США и Японии, на который мы ориентируемся при строительстве ВСТО, непростой. Он непростой с точки зрения предъявляемых требований по качеству, существующих там мощностей по переработке, запланированных этими рынками инвестиций на развитие нефтяного сектора, потребностей и стратегии дифференциации их импорта. Кроме того, требуется учитывать, что эти рынки все больше ориентируются на нефтехимию, и спрос на нее растет.
Исходя из этого, надо четко понимать, на какую номенклатуру продукции и на какую долю рынка мы претендуем.
В Восточной Сибири и Дальнем Востоке в настоящее время уже находится 12 процентов перерабатывающих мощностей России, загрузка их составляет примерно 75 процентов, глубина переработки 69 проц.
Оптимистична ли, по Вашему мнению, оценка запасов углеводородного сырья в Восточной Сибири с точки зрения достаточности для наполнения трубы ВСТО на втором этапе?
У нас нет оснований не доверять той программе освоения ресурсов нефти Восточной Сибири, которое сделало Минприроды. Программа качественная, и с учетом принятых решений, в частности, по маршруту трубопровода, ставок тарифа на транспортировку, а также по дифференциации ставки НДПИ и введению "налоговых каникул" для новых месторождений, мы увидим соответствующие темпы добычи в этом регионе. Вопрос о недостаточности заполнения ВСТО вообще не стоит, нефтяной ресурс в Восточной Сибири достаточный. Мне вообще кажется, что скоро может возникнуть вопрос, а не мало ли запланированных мощностей в 80 млн. тонн, учитывая интерес, который проявляется к проекту со стороны нефтяных компаний. Все вышеперечисленные меры создадут предпосылки для успешной работы крупных компаний, которые активно осваивают капиталоемкие месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока, и это в свою очередь станет залогом эффективности реализации проекта ВСТО.