Не надо спешить расставаться с углеводородами, надо наравне с традиционными видами энергетики развивать ВИЭ

Николай Шульгинов
Министр энергетики России

Э.П.: Мировая энергетика проходит период энергоперехода. Развитые страны заявили о постепенном отказе от углеродной энергетики в пользу ВИЭ и водорода. Как это отразится на российских отраслях ТЭК, как России стоит готовиться к этому?
Н. Г. Шульгинов: В своей работе мы в первую очередь руководствуемся основополагающими документами, такими как Программа социально-­экономического развития России, Энергостратегия до 2035 года, генеральные схемы развития нефтяной и газовой отраслей, и другими. Но их необходимо регулярно актуализировать, потому что программные документы должны учитывать возникающие тенденции. Тем более, что события сейчас развиваются по нарастающей: стремление к углеродно-нейтральной энергетике и углеродный налог стали актуальной повесткой для многих стран. Игнорировать энергопереход нельзя, но нужно понимать, что к 2035 году ни Европа, ни США полностью от углеводородов не избавятся и традиционные энергоресурсы продолжат играть значительную роль.
Нужно проанализировать и опыт прошедшей зимы, когда на фоне сильных морозов возник всплеск спроса на традиционные виды топлива. Рассчитывать только на солнце и ветер без новых развитых систем накопления энергии не стоит, так как это предполагает необходимость постоянно содержать резерв традиционной генерации и запасы традиционных видов топлива.
Э.П.: То есть России пока не стоит думать о постепенном сворачивании нефтяной промышленности и отказе от экспорта нефти?
Н. Г. Шульгинов: Думать об отказе от экспорта нефти неправильно. Не надо спешить расставаться с углеводородами, скорее, надо наравне с традиционными видами энергетики развивать ВИЭ. Нужно добиваться, чтобы нашу атомную энергию начали официально считать углеродно­нейтральной. Тем более, что руководители семи европейских стран уже обратились в Евросоюз с просьбой признать атомную энергетику чистой. Такого же мнения придерживаются и в США.
Следует отметить, что несмотря на мощнейшее лобби со стороны «зелёных» активистов, 21 апреля Еврокомиссия (ЕК) официально подтвердила, что в будущем может включить атомную энергетику в список тех отраслей, инвестирование в которые способствует энергетическому переходу. Правда, это произойдет только в случае, если положительный в отношении атома доклад исследовательского центра ЕК, выпущенный в марте этого года, будет одобрен группой экспертов Евратома и Научным комитетом ЕК по здравоохранению, окружающей среде и новым рискам.
Сейчас нарастает конкуренция между разными источниками энергии: нефтью, трубопроводным газом, СПГ. Это открывает новое окно возможностей, которым надо воспользоваться.
Кроме того, наши нефтедобывающие компании, например, такие как «ЛУКОЙЛ», «Татнефть», «Роснефть» и другие предприятия, активно разрабатывают собственные стратегии низкоуглеродного развития и даже говорят о возможности обеспечения углеродной нейтральности к 2040–2050 годам. Так что мы не должны оставаться в стороне от этих процессов.

Э.П.: Если же говорить о ближайшем будущем, то какой объём добычи нефти и газа стоит ожидать по итогам года?
Н. Г. Шульгинов: В­ообще-то, это неблагодарное дело – говорить о планах в условиях большой неопределённости. Чтобы ответить на этот вопрос, нужно понимать, как будет восстанавливаться мировая экономика, какое влияние на рынок окажет прошедшая холодная зима, будут ли новые волны локдаунов. Мы должны стремиться к тому, чтобы итоги 2021 года были, как минимум, не хуже, чем результаты 2020 года, а если можно, то даже немного лучше.
Э.П.: В конце прошлого года были отменены льготы по НДПИ и экспортной пошлине для сверхвязкой нефти и нефти выработанных месторождений. В этом году Минэнерго и Минфин вернулись к этой теме и предложили перевести эти месторождения на НДД с 2024 года. Достаточно ли этого для компаний, чтобы сохранить рентабельность действующих проектов и добиться развития новых? Какие ещё группы могут быть выделены в НДД?
Н. Г. Шульгинов: Отмена налоговых льгот по НДПИ и экспортной пошлине, действительно, ухудшила экономику этих проектов. По нашим оценкам, потери инвестиций в разработку месторождений сверхвязкой нефти в 2021–2025 годах могут составить порядка 200 млрд руб­лей. Поэтому идёт обсуждение введения НДД для этой группы месторождений с 2024 года. Ведётся работа над критериями для данной категории запасов. В любом случае, наша позиция заключается в том, что выделение новой группы для трудной нефти необходимо провести, самое позднее, в 2024 году, но возможно рассмотреть и более ранний переход на НДД.
Э.П.: А что делать с выработанными месторождениями, которые тоже перестали получать налоговые льготы с 2021 года?
Н. Г. Шульгинов: С 2021 года они могут быть включены в третью группу месторождений по НДД. Кроме того, для них предусмотрено право на получение инвестиционного налогового вычета с 1 января 2024 года. Хотя, несмотря на это, негативный эффект от изменения налогового режима всё же может быть. Тут нужно подумать над критериями и проработать вопрос о выделении таких участков в отдельную группу в рамках НДД.
Э.П.: В таком случае, может, стоит посмотреть шире и перекинуть систему НДД на всю нефтяную отрасль в целом? И не повторит ли при этом НДД историю НДПИ и экспортной пошлины, когда простая налоговая система в итоге превратилась в лоскутное одеяло из льгот для разных месторождений?
Н. Г. Шульгинов: Я считаю, что в целом надо постепенно расширять группы месторождений, относимых к НДД. Эта налоговая система позволяет оптимизировать затраты и финансовые результаты, что является шагом вперёд для наших компаний. Однако не надо делать это одномоментно. Необходимо посмотреть, как НДД проявит себя в течение нескольких лет работы, при этом постепенно расширяя группы месторождений.
Система, действительно, получается сложная, разветвлённая. Но у нас очень много разных месторождений: зрелые, крупные, мелкие, с лёгкой нефтью, с вязкой нефтью, с трудноизвлекаемой нефтью. Всё отрегулировать одной формулой тяжело, поэтому, с одной стороны, надо смотреть особенности разработки, а с другой – стараться выравнивать условия. Нужно идти последовательно, учитывая все трудности на этом пути. Очень важно не допустить снижения добычи – необходимо наращивать производство, осваивать новые нефтегазовые районы.
Э.П.: Одной из ключевых целей госполитики в нефтеперерабатывающей отрасли было повышение глубины переработки, развитие нефтехимии и газохимии. Достаточно ли текущих мер, дают ли они возможность повышения рентабельности НПЗ?
Н. Г. Шульгинов: Действительно, развитие переработки, нефте- и газохимии является одним из приоритетных направлений нашей работы. В этом году Минэнерго уже заключило 14 соглашений с нефтеперерабатывающими предприятиями о предоставлении с 2021 года инвесткоэффициента к обратному акцизу на нефть. Инвестиции по этим соглашениям могут составить около 800 млрд руб­лей до 2026 года.
Для поддержки выпуска продукции газохимии с 2022 года начнёт работать обратный акциз на СУГ и этан. Он будет применяться в двух случаях: если нефтехимическая компания запускает новые мощности по переработке не менее 300 тыс. тонн сырья или если компания готова до конца 2022 года заключить соглашения об инвестировании до 2027 года более 65 млрд руб­лей. Это тоже будет существенным вкладом в развитие отрасли.
Если суммировать все меры стимулирования, объём инвестиций до 2030 года оценочно составляет около 800 млрд руб­лей в части нефтепереработки и более 2,5 трлн руб­лей в части нефтегазохимии.

Э.П.: Топливный рынок в России достаточно сбалансирован, дефицита нет. Однако ситуация с Хабаровским НПЗ показала сильную зависимость Дальнего Востока от работы конкретного завода и степени его готовности к режимам ЧС. Какие системные меры по снижению этой зависимости могут быть приняты?
Н. Г. Шульгинов: После ситуации в Хабаровске был принят ряд системных мер для обеспечения внутреннего рынка топливом и стабилизации цен. Были увеличены объемы биржевых продаж бензина до 11 %, дизельного топлива – до 7,5 %. Также было решено скорректировать индикативную цену на бензин в формуле демпфера. В 2021 году она снизится на 4 тыс. руб­лей за тонну, в следующем году – на 2,7 тыс. руб­лей за тонну. Кроме этого обсуждается вопрос запрета экспорта бензина.
Э.П.: А идея по субсидированию перевозок топлива на Дальний Восток получила развитие? Если да, то за счёт каких средств это будет проводиться, какой объём субсидий может быть выделен?
Н. Г. Шульгинов: Минэнерго направило в правительство предложение об установлении льготного тарифа на перевозку топлива на Дальний Восток. Вице-премьер Александр Новак его поддержал, на совещании у него это предложение было одобрено. Сейчас оно находится на следующем этапе рассмотрения.
Э.П.: По итогам ситуации на Дальнем Востоке стоит ли вновь ускорить процесс по запуску строительства ещё одного завода – ВНХК?
Н. Г. Шульгинов: Конечно, ВНХК очень важен для региона и страны. Обсуждение строительства этого комплекса уже ведётся более предметно. Проект требует мер поддержки, в том числе финансирования строительства внешней инфраструктуры за счёт государства с частичным возмещением этих затрат инвестором, либо же продления льгот для ТОР. Такие обсуждения с Минфином ведутся и по части вопросов уже намечается консенсус.
Э.П.: Одной из главных задач в газовой отрасли является газификация регионов России. Какой, по мнению Минэнерго, наиболее эффективный способ финансирования строительства «последней мили»: котловой, через акциз, через средства капремонта или задолженности регионов? Когда будет принято окончательное решение по этому вопросу?
Н. Г. Шульгинов: В ежегодном послании Федеральному собранию Президент РФ Владимир Путин поручил Правительству РФ совместно с регионами разработать чёткий план газификации домохозяйств. В одобренной дорожной карте газификации сформулированы все необходимые пункты по созданию комплексной системы регулирования, которая обеспечит исполнение задачи по ускоренной газификации, доведения газа до потребителя. Могу сказать, что гражданин точно не будет оплачивать подключение «последней мили», то есть доведение трубы до границ земельного участка. Ответственность за это теперь будет нести Единый оператор газификации, что позволит упростить и ускорить процесс подключения.

Э.П.: Насколько серьёзной с точки зрения государственных интересов и потерь бюджета является конкуренция российского трубного и сжиженного газа на европейском рынке? Есть ли необходимость снижать уровень этой конкуренции, особенно в условиях энергоперехода и планов развития СПГ-мощностей?
Н. Г. Шульгинов: Конечно, конкуренция на глобальном рынке трубного газа и СПГ есть, этого нельзя отрицать. Но в первую очередь это конкуренция между российским газом и СПГ США и Катара. Когда труба уже давно функционирует и поставки газа идут стабильно, это само по себе становится конкурентным преимуществом.
Конкуренция же между российским трубным газом и СПГ скорее надумана. Далеко не все европейские страны подключены к нашим газопроводам, поэтому хорошо, что, например, у Испании есть возможность закупать российский сжиженный газ. Кроме того, мобильность поставок СПГ позволяет тому же «НОВАТЭКу» быстро переориентировать поставки в Азию, когда цены там резко растут.
Так что пока есть окно возможностей, нужно развивать рынок СПГ, осваивать Ямал и Таймыр.
Э.П.: Кстати, о Ямале. Какие предложения по развитию газовых ресурсов на Ямале (включая жирный газ) являются наиболее оптимальным с точки зрения Минэнерго? Стоит ли создавать ямальский газохимический кластер, направлять газ на внутренний рынок или создавать мощности по сжижению, выделять этан и развивать газохимию на Дальнем Востоке?
Н. Г. Шульгинов: На данный момент рассматривается несколько сценариев. Наиболее приоритетными выглядят варианты по развитию газохимии, а также возможность использования ресурсной базы для выхода на новые рынки, то есть производство СПГ, наращивание его объёмов для выполнения стратегических целей России, которые направлены на достижение производства 120–140 млн тонн в год к 2035 году. Сейчас все эти проекты в стадии проработки и проходят тщательный анализ.

Э.П.: Какой исход нас ждёт по «Северному потоку‑2»? Стоит ли ждать нового витка санкций, когда трубопровод будет ­всё-таки достроен и начнётся подготовка к поставкам газа?
Н. Г. Шульгинов: Наша позиция не изменилась. Европа в существенной части заинтересована в этом газопроводе. Президент России Владимир Путин в послании федеральному собранию отмечал, что это чисто экономический проект, не имеющий ничего общего с политической конъюнктурой. Кроме того, строительство находится на завершающем этапе, и недавно вице-премьер России Александр Новак также в очередной раз говорил, что газопровод будет достроен в этом году.
Э.П.: Насколько вероятен сценарий использования «Северного потока‑2» для поставки смеси природного газа с водородом?
Н. Г. Шульгинов: Это сложная тема, она до конца не изучена. На сегодняшний день нет стандартов для строительства таких труб или пропорций смеси. Мы изучаем все возможности для максимизации эффективности активов.
Э.П.: Россия активно заявляет о планах по наращиванию экспорта водорода. Однако пока реальных проектов широкого промышленного производства этого газа у нас нет. Насколько нам удастся выполнить заявленные планы, и что для этого нужно сделать?
Н. Г. Шульгинов: Технологии производства водорода не новы, его может выпускать почти каждый НПЗ. Другое дело, что нужно прорабатывать вопросы широкомасштабного производства водорода, хранения, транспортировки. Его производство можно развивать на основе природного газа или атомной энергии. В этом плане у России много возможностей для развития.
Главное, мы не должны стоять на месте, надо развивать новые технологии. Перед нами стоит амбициозная задача – занять 20 % рынка, и она не подлежит обсуждению.
Но сейчас сложно сказать, как и по какой цене будет продаваться «голубой», «зелёный» водород, поскольку рынка как такового нет, он только формируется. При этом Россия планирует присутствовать на рынках всех видов водорода, чтобы закрыть все ниши.
Мы живём в интересное время, время энергетической революции, и важно сразу занять устойчивую позицию и застолбить её.

Э.П.: А как эта революция отразится на угольной отрасли? Какие перспективы развития есть у неё?
Н. Г. Шульгинов: У нас диверсифицированы источники энергии, что является основой независимости и надёжности, а также обеспечения национальной безопасности. В этом плане уголь нужен и стране, и миру. Мы планируем до 2035 года продолжать развивать угольную отрасль для полного удовлетворения потребностей в угле нашей экономики и наращивания его поставок на экспорт, прежде всего, в страны Азиатско-­Тихоокеанского региона.
Хочу отметить, что при этом необходимо стремиться к обеспечению максимальной экологичности производства и использования угля. Например, Китай сейчас вводит угольные станции с системами улавливания выбросов СО2, а также с КПД на 10 % выше, чем у тех станций, что эксплуатируются уже долгие годы. Повышенный КПД позволяет достигать прежних показателей по выработке электроэнергии при меньшем расходе угля. И в ближайшее время Китай не будет их закрывать, так как эти мощности должны окупиться.
Не стоит забывать, что растёт спрос на уголь в странах Юго-­Восточной Азии, и это является перспективным направлением для наращивания поставок.
Э.П.: Но для наращивания поставок угля в Азию необходимо расширить БАМ и Транссиб. Как быстро это удастся сделать с учётом возможности предоставления средств РЖД из ФНБ? Какой объём вывозимого угля в направлении АТР должен быть зафиксирован в инвестсоглашениях угольщиков и перевозчиков? Будет ли введён принцип «бери или плати»?
Н. Г. Шульгинов: Задача увеличения в 2024 году пропускной и провозной способности БАМа и Трассиба до 180 млн тонн поставлена президентом России. Она решается в настоящее время в том числе путём развития железнодорожной инфраструктуры и необходимого электроэнергетического обеспечения. Перед нами также стоит задача следующего увеличения объёма перевозок уже после 2024 года. Эти задачи дальнейшего развития транспортной и энергетической инфраструктуры ещё прорабатываются.
Соглашения между грузоотправителями и перевозчиком на железнодорожном транспорте предусмотрены действующим законодательством и могут заключаться, но это не инвестсоглашения. В настоящее время рассматривается вопрос наполнения соответствующим содержанием таких соглашений на примере дополнительных к уровню 2001 года объёмов перевозки угля из Кузбасса в восточном направлении.
Что касается принципа «бери или плати», пока сложно сказать, как он будет реализовываться, вопрос ещё прорабатывается. Особого опыта его применения для железнодорожных перевозок нет.
Э.П.: Будет ли по итогам 2021 года восстановлен в России спрос на электроэнергию на допандемийном уровне? Если да, какой объём потребления ожидается по итогам года?
Н. Г. Шульгинов: Если смотреть на ситуацию сегодняшнего дня, то да. Первые три месяца 2021 года были очень холодные. Если убрать этот фактор, то мы идём примерно на 2,5 % выше показателей прошлого года. В случае сохранения тенденции будет превышение показателей потребления 2019 года ориентировочно на 1 %.

Э.П.: Насколько сильным для энергетической отрасли окажется эффект резкого роста цен на металлопродукцию? Стоит ли ждать резкого увеличения инвестпрограмм энергокомпаний? Какие механизмы государственной стабилизации цен может предложить Минэнерго?
Н. Г. Шульгинов: Когда начинают расти цены на металлопродукцию и из-за этого растут затраты энергокомпаний, затем увеличиваются инвестпрограммы и сдвигаются сроки реализации проектов, то вопросы задают, в первую очередь, нам. Поэтому мы и обратили внимание в правительстве на данную ситуацию. Мы считаем, что необходим некий регуляторный механизм, который позволит стабилизировать цены на металлы на внутреннем рынке. Пока ответа мы не получили.
Э.П.: Стоит ли развивать ВИЭ в России с учётом огромного добычного ресурсного потенциала и высокой стоимости этих проектов? Какими ­всё-таки будут основные параметры программы поддержки ВИЭ в России? Достаточно ли будет озвученных ранее средств поддержки в размере 306 млрд руб­лей?
Н. Г. Шульгинов: Конечно, стоит. Хотя бы для того, чтобы развить компетенции, экспортировать технологии и продукцию. ВИЭ-генерация больше всего актуальна в труднодоступных регионах России, особенно в комбинации с дизельной генерацией и хорошими накопителями энергии. Но мы не ставим перед собой задачу выйти на ­какую-то определенную долю ВИЭ в энергобалансе страны.
Что касается объёма поддержки, то сейчас мы на стадии переговоров по этому вопросу с Минпромторгом. Мы считаем, что нужно обеспечить показатель в 350–360 млрд руб­лей. Действительно, первая программа поддержки ВИЭ имела большее финансирование, однако сейчас мы фиксируем существенное снижение стоимости строительства ВИЭ-генерации. И при меньшем объёме финансирования в рамках второй программы инвесторы смогут построить больше мощностей: порядка 7 ГВт против около 5,5 ГВт в первой программе.
В целом же в России сформирован хороший с точки зрения экологии энергобаланс. С учётом производства атомной энергии, работы крупных ГЭС, доля производства «чистой энергии» у нас составляет 40 %.
Э.П.: Но вот тут и возникают разночтения, так как европейские страны в своей климатической политике, в том числе при выдаче «зелёных» сертификатов не учитывают атомную энергетику и крупную гидроэнергетику. Будем ли мы на международном уровне добиваться признания «чистоты» этих энергоресурсов?
Н. Г. Шульгинов: Будем. Перед нами такая задача стоит. Мы планируем выходить на международные площадки и доказывать, договариваться, проводить исследования о поглощающей способности наших лесов, об углеродной нейтральности атомной энергетики.
Э.П.: Дальневосточная надбавка, несмотря на изменение её параметров до 2028 года, по-прежнему вызывает много критики со стороны потребителей в ценовых зонах. Будет ли продолжено её реформирование?
Н. Г. Шульгинов: Обеспечить экономическое развитие регионов Дальнего Востока сложнее, чем, например, регионов центральной России. Огромная территория и относительно небольшая численность населения приводят к тому, что для развития бизнеса отчасти надо искусственно создавать подходящие условия. Поэтому через ценовую надбавку для первой и второй зон энергорынка мы способствуем развитию региона. И это нормальная общемировая практика.
Стоит отметить, что надбавка будет поэтапно снижаться. Она сохранится в прежнем объёме лишь для тех категорий потребителей, которые играют решающую роль в экономике региона, например, резидентов ТОР. Мы совместно с ФАС до конца года отрегулируем нормативы снижения надбавки.
Э.П.: Какой объём средств на модернизацию и строительство новой генерации могут в будущем компенсировать потребители неценовых зон? Определены ли уже параметры отборов по дальневосточным объектам, какие ориентиры по цене, срокам окупаемости и влиянию на климат будут заложены?
Н. Г. Шульгинов: Правительством утверждён перечень из четырёх электростанций суммарной мощностью до 1,3 ГВт (Хабаровская ТЭЦ‑4, Артёмовская ТЭЦ‑2, Якутская ГРЭС‑2, Владивостокская ТЭЦ‑2). Предварительные капзатраты по ним составляют около 143 млрд руб­лей в текущих ценах, однако эта цифра может скорректироваться по итогам разработки проекта.
Проекты будут финансироваться через надбавку к цене на мощность и в неценовых зонах оптового рынка. Но учитывая масштаб Дальнего Востока и установленный 15‑летний срок возврата средств после ввода каждого из объектов, тариф увеличится всего на 0,75 %.
На втором этапе планируется расширение Нерюнгринской и Партизанской ГРЭС «РусГидро» и модернизация Приморской ГРЭС СУЭКа. По ним сейчас идёт подготовка ТЭО. Реализация всех этих проектов будет способствовать развитию Дальнего Востока, а это, к слову, – треть страны.
Кроме того, Минэнерго разработало концепцию проведения конкурсного отбора на право строительства генерации мощностью до 456 МВт в Бодайбинском районе Иркутской области. Конкурс будет технологически нейтральным, то есть, возможно строительство разных видов генерации. Уточнённые параметры и оценки отбора будут определены в ближайшее время, но уже сейчас можно сказать, что для потребителей они будут незначительны.