Министр энергетики Александр Новак о South Stream, санкциях, добыче и Крыме

Четыре недели назад Россия демонстративно отказалась от своего главного энергополитического проекта последних лет — газопровода South Stream в Европу по дну Черного моря. Этот шаг стал достойным завершающим аккордом для года, который многое изменил в отечественном ТЭКе. Министр энергетики АЛЕКСАНДР НОВАК рассказал “Ъ”, как повлияли на отрасль западные санкции и разворот на восток, проблемы с добычей нефти и снижение спроса на электроэнергию.

— Отказ от South Stream стал сюрпризом для всех его иностранных участников. А для вас? Это решение обсуждалось с министерством?

— Безусловно, это было продуманное решение, поскольку такие вопросы не могут решаться спонтанно. Просто принятие решения зависит в том числе от позиции другой стороны, готова ли она прокладывать альтернативный маршрут. Эта тема была затронута в рамках переговоров в Турции.

— Какой будет судьба межправительственных соглашений по проекту? Они часто заключались пакетом с другими договоренностями, например в Сербии это была приватизация NIS.

— Я не слышал о том, что приватизация NIS была условием реализации South Stream. Компания приватизировалась под условие вложения туда серьезных инвестиций, под модернизацию нефтеперерабатывающего завода, что «Газпром нефть» в полном объеме и обеспечила.

— Какова вообще была реакция стран—участниц проекта на его отмену?

— Мы понимаем, что страны, по территории которых должен был пройти газопровод, рассчитывали на реализацию инвестпроектов, создание рабочих мест, увеличение налоговых поступлений. Но продвигать проект, когда на него нет соответствующего разрешения, невозможно. Поэтому по межправсоглашениям, которые были подписаны в 2008–2009 годах, идет юридическая проработка.

— Вы ждете каких-то сложностей, возможно, финансовых претензий?

— Нет, в межправсоглашениях не оговорены финансовые претензии.

— А в целом, если мы говорим про весь комплекс договоров по проекту?

— Это надо рассматривать каждый отдельный случай на территории каждого государства. Ну, в качестве примера: если создавалось СП — в основном там 51% у «Газпрома» и 49% у местной компании,— надо смотреть, кто какие взносы делал и какие расходы были осуществлены, в том числе на выделение земельного участка, на проектно-изыскательские работы, на разработку проектно-сметной документации и так далее. В основном это небольшие расходы, которые чаще всего финансировал «Газпром». В первую очередь они касались расширения пропускной способности системы на территории РФ, строительства морской части и покупки труб. Предварительно эти расходы не будут списываться, поскольку произведенные инвестиции в любом случае будут использованы для строительства трубы по новому маршруту через Турцию.

— О чем идут переговоры со странами, участвовавшими South Stream?

— Мы постоянно находимся в тесном взаимодействии с коллегами. 19 декабря состоялись телефонные переговоры с министром энергетики Болгарии Теменужкой Петковой. Болгарская сторона предложила создать в районе города Варны крупный хаб для торговли природным газом. 22-го числа ожидается венгерская делегация, с сербскими коллегами мы постоянно на связи… В целом по дипломатическим каналам были направлены разъяснения российской позиции, сейчас «Газпром» проводит свою часть работы. Ключевая вещь состоит в том, что все контракты, которые Россия в лице «Газпрома» заключала по обеспечению потребителей газа, будут исполнены. Мы будем продолжать развивать другие проекты с этими странами и укреплять наше сотрудничество, в том числе в сфере энергетики.

— Планируется обсуждать строительство новых газопроводов по территории ЕС? Ведь с нового хаба, который «Газпром» хочет создать в Турции, сербских потребителей, например, сейчас снабжать невозможно.

— Сейчас мы вряд ли будем обсуждать конкретику, поскольку для этого нужно проработать всю схему строительства нового газопровода. Но в целом представляется, что раз сдача будет на границе Турции и Греции, Евросоюз в рамках своего энергетического законодательства может обеспечить доступ к этому хабу всех потребителей и создать условия для строительства соответствующей газовой инфраструктуры.

— По новому проекту трубопровода есть какое-то понимание: маршрут, сроки, акционеры, стоимость, хотя бы ориентировочная?

— Есть понимание, что маршруты могут быть разными, в том числе по протяженности как морской части, так и сухопутной. Это может быть как прокладка вдоль Blue Stream, так и по маршруту морской части South Stream с последующим поворотом на Турцию. Сейчас эти варианты просчитываются специалистами «Газпрома» с точки зрения затрат и сроков строительства. Например, понятно, что сухопутную часть можно строить быстрее, чем подводную.

— Почему все это просчитывается сейчас, а не до визита в Турцию?

— Я думаю, какие-то прикидки были и раньше. Другое дело, что после принятия конкретного решения уровень изучения вопроса стал совсем другим.

— Предыдущая концепция газопровода была полностью ясна: «Газпром» обеспечивал газом своих старых потребителей, но в обход Украины. Теперь же важнейший вопрос, как европейские потребители получат газ, не разъяснен никак.

— Мы предложили европейцам свои услуги по строительству газопровода в центр Европы, в том числе за счет средств «Газпрома». К сожалению, наши европейские коллеги не понимают, что такие крупные проекты нельзя регулировать так же, как строительство своей собственной газораспределительной сети. Поэтому концепция, безусловно, меняется, газ будет доставлен на точку сдачи на границу ЕС, а если европейцам нужен газ, значит, они обязаны обеспечить развитие своей инфраструктуры для его покупки. А газ им нужен, поскольку на сегодняшний день доля «Газпрома» в импорте газа ЕС растет. И сколько бы они ни говорили о диверсификации, единственным надежным поставщиком остается Россия и «Газпром».

— Как теперь, через полгода, можно оценить газовый контракт с Китаем по восточному маршруту?

— Оценки не изменились, мы понимаем, что это было стратегически верным решением.

— Почему?

— Мы диверсифицировали поставки газа на восток, открываем реально новый рынок, будет построена новая инфраструктура на десятки лет вперед, а может, и больше. В Китае будет рост энергопотребления. Недавно были в Индии, у них из 1,2 млрд человек 400 млн просто не имеют доступа к электроэнергии. Индия — еще один огромный рынок, который нужно занимать, в том числе и путем поставок газа. Речь идет не только о сжиженном природном газе, есть поручение рассмотреть строительство газопровода в Индию.

— Сохраняется ли перспектива получения от Китая денег на строительство «Силы Сибири»?

— Этот вопрос обсуждался изначально еще в процессе переговоров и был актуален в момент переговоров по цене, потому что кредитование на льготных условиях влияет на снижение цены. Сейчас уже речь идет не о льготном кредитовании, а о кредите на коммерческих условиях.

— Является ли получение денег от китайцев ключевым вопросом при строительстве газопровода или «Газпром» может построить трубу за счет собственных ресурсов?

— Я думаю, что «Газпром», безусловно, будет привлекать финансовые ресурсы. Любые инвестпроекты реализуются не за счет собственного капитала, а с привлечением финансовых ресурсов, за счет кредитов. Вопросом поиска ресурсов — в Китае, в российских или в зарубежных банках — занимается группа специалистов-финансистов «Газпрома».

— Насколько Китай реально заинтересован в западном маршруте поставок по газопроводу «Алтай»?

— Вопрос строительства западного газового коридора в Китай обсуждался на последней встрече между президентом России Владимиром Путиным и председателем КНР Си Цзиньпином. Потребление газа в Китае сейчас составляет 165 млрд кубометров в год, в период до 2020 года, по оценкам экспертов, это будет уже 250–300 млрд кубометров или больше. Кроме отдельных проектов по сжиженному природному газу, источников удовлетворения этого спроса мы не видим, а если говорить про трубопроводный газ, то это будут поставки из России. Мы прогнозируем, что объем может достигнуть более 100 млрд кубометров в год.

— В какой перспективе?

— В период 2020–2025 годов.

— Какова позиция министерства по вопросу доступа независимых производителей газа в «Силу Сибири»?

— В принципе позиция не поменялась, вопрос обсуждается в правительстве. У нас очень много нефтегазоконденсатных, нефтяных месторождений в Восточной Сибири, полномасштабное развитие которых сдерживает отсутствие необходимой инфраструктуры, позволяющей эффективно использовать попутный нефтяной газ. Это же ограничивает разработку газовых месторождений в регионе. Поэтому главная задача, которую нам требуется решить,— это создать такие условия, которые бы позволили утилизировать попутный нефтяной газ и разрабатывать месторождения. Предложения, которые мы направили в правительство, заключаются в том, чтобы, не меняя концепцию единого экспортера, рассмотреть возможность покупки «Газпромом» газа у независимых производителей по цене, которая была бы близка к экспортной netback.

— То есть это будет цена экспортного газа минус экспортная пошлина минус транспортировка.

— Да, и минус какая-то маржа «Газпрома».

— Каковы могут быть объемы закупок?

— Это самый сложный вопрос, сейчас мы по каждому месторождению в Восточной Сибири проанализировали, какие объемы газа могли бы там добываться с учетом разведанных запасов. Плюс есть месторождения, где запасы еще не разведаны, есть данные только по ресурсам. Там тоже своя оценка с понижающим коэффициентом, сколько можно добывать. Мы видим, что в перспективе можно было бы увеличить объемы добычи в Восточной Сибири и поставки как на внутренний рынок, так и на экспорт где-то в объеме до 80 млрд кубометров в год дополнительно.

— В какие сроки?

— Это тоже один из сложных вопросов, поскольку если строить газотранспортную систему, то как минимум полка добычи должна быть 30 лет. Соответственно, самый сложный момент — синхронизировать эти проекты. Поскольку предполагается газификация регионов Дальнего Востока и эти затраты сегодня в основном несет «Газпром» как экспортер, есть еще одна составляющая предложения. Если у независимых будет покупаться газ по netback, значит, они также должны в своей пропорции участвовать в газификации региона. Понятно, что продажа на внутренний рынок менее выгодна, чем на экспорт, но пока эту социальную функцию несет только «Газпром».

— Как будет решен вопрос доступа к трубе?

— Мы предложили правительству два варианта, с учетом всех мнений будет выработано одно решение. Понятно, что «Газпром» строит «Силу Сибири» и является собственником проекта. Таким образом, первый вариант — «Газпром» остается единственным владельцем газотранспортной системы, покупает газ у независимых и продает его на экспорт. По второму варианту предполагается расширение «Силы Сибири» не только за счет «Газпрома». Подразумевается строительство второй нитки либо вообще отдельного газопровода, который может пройти новым маршрутом. Здесь речь идет о создании консорциума по строительству и эксплуатации трубы. Но «Газпром» все равно останется единственным экспортером и будет осуществлять продажу газа независимых производителей по агентскому соглашению.

Буквально три недели назад мы рассматривали этот вопрос на совещании у Аркадия Дворковича, были даны дополнительные поручения по поводу изучения китайского рынка. На данный момент основная задача — договориться с китайскими партнерами об увеличении объема экспортных поставок.

— Насколько «Газпром» будет заинтересован в том, чтобы продавать газ независимых?

— Мы ведем речь не об уже заключенном контракте на 38 млрд кубометров в год, а о новых контрактах.

— Еще летом, по нашим данным, «Роснефть» при вашем участии договорилась с «Газпромом», что монополия предоставит доступ к трубе на Сахалине. Решение принято?

— Прежде всего, хочу отметить, что «Газпром» владеет не Сахалинской газотранспортной системой, а контрольным пакетом Sakhalin Energy, которой принадлежит труба. Если вернуться к вашему вопросу, то есть два варианта. Это может быть просто доступ к трубе, там достаточно мощности для прокачки объемов, если поставить пару компрессорных станций. Либо же строиться третья очередь, то есть еще одна нитка. «Газпром» готов ее построить, но «Роснефть», естественно, инвестиции должна будет вернуть через тариф на прокачку. «Роснефть» устраивают оба варианта, им важно получить сейчас предконтракт, закрепить все на бумаге. Эти договоренности стороны подтверждают.

— Когда будет согласована генсхема развития газовой отрасли?

— Мы подготовили проект изменения энергостратегии. Как только она будет согласована, рассмотрена и одобрена, начнется корректировка генсхем. В стратегии семь направлений, то есть все отрасли. Сейчас мы вынесли ее на обсуждение на общественный совет, по нашим планам к февралю внесем на утверждение в правительство.

— А для чего такая стратегия вообще нужна? Разве можно сейчас сказать, что будет через 20 лет?

— Стратегия дает ответ на такие вопросы, как объемы добычи, направления и стратегия экспорта, принципы налогообложения. Или, например, отвечать на вопрос, будет ли у нас единый экспортер, будет ли газотранспортная система в его составе или станет отдельной государственной компанией.

— И какова позиция по последнему вопросу?

— Эти развилки будут обсуждаться советом.

— Каков будет уровень добычи нефти в этом году? Может ли быть снижение в среднесрочной перспективе?

— В этом году мы ожидаем прирост добычи нефти и газового конденсата, который включается, где-то примерно на 3,4 млн тонн, то есть на 0,7%. В 2015 году добыча нефти предполагается на уровне 525 млн тонн. Если говорить по структуре, то есть ряд проектов, которые в перспективе дадут прирост,— месторождения Приразломное, Имилорское, Требса и Титова. Есть старые месторождения, где будет снижение. Наверное, не будет прироста за счет трудноизвлекаемых. Вообще, министерство не исключает рисков того, что с учетом текущей экономической ситуации объемы добычи могут быть меньше.

— Как вы оцениваете влияние санкций на нефтегазовую отрасль?

— Говорить о том, что санкции никак не влияют, нечестно. Они сами по себе являются вызовом для отрасли, которая последние 14 лет развивалась в более чем благоприятных условиях. Сейчас, когда некоторые наши иностранные партнеры в условиях санкций вопреки собственной выгоде покидают российские проекты, нам приходится решать сразу две задачи: искать новых партнеров для разработки месторождений и замещать технологии. В последнее время мы фиксируем растущий интерес наших китайских и индийских партнеров к участию в разработке российских месторождений как на шельфе, так и на материке. Компании наших стран уже ведут соответствующие переговоры. В части технологий определены приоритетные направления для импортозамещения.

— Россия сможет обойтись без сланцевых проектов? Есть ли у нас технологии для их реализации?

— Чтобы в любых условиях оставаться конкурентоспособными, необходимо осваивать новые технологии, и российские компании это делают. Более того, добыча так называемой сланцевой нефти является одним из стратегических приоритетов отрасли на среднесрочную перспективу. Сегодня темпы отбора запасов из низкопроницаемых коллекторов в России составляют менее 1%, при этом значительные ресурсы, оцениваемые экспертами на уровне 11–22 млрд тонн, не разведаны. Запасы нефти баженовской свиты числятся на балансе «Роснефти», «Сургутнефтегаза», ЛУКОЙЛа, «Славнефти», «Русснефти» и «Газпром нефти». Перед нефтяниками уже поставлена задача ее разработки в промышленных масштабах.

Что же касается газа, то в настоящий момент наша страна располагает традиционными запасами, достаточными как для обеспечения внутренних потребностей, так и для экспорта. Вместе с тем в феврале 2010 года в Кузбассе состоялся запуск проекта добычи метана из угольных пластов. Первый пробный промысел из семи разведочных скважин был готов к запуску на восточном участке Талдинского угольного месторождения. Сейчас ведется пробная эксплуатация разведочных скважин с подачей газа на автомобильную газовую наполнительную компрессорную станцию. Для России сланцевый газ может рассматриваться как перспективный источник природного газа.

— Но санкции коснулись не только технологий, нефтяники фактически отрезаны от западного капитала. Средства ФНБ для «Роснефти» и НОВАТЭКа — это альтернатива иностранным кредитам? Готово ли государство поддерживать и другие российские компании за счет ФНБ, в том числе частные?

— Скорее, это долгосрочные инвестиции государства в отрасль. Именно поэтому так тщательно происходит отбор проектов, ведь должны быть гарантии того, что средства вернутся. Мы готовы рассматривать новые заявки от компаний, если предложенные проекты будут иметь стратегическое значение для отрасли, а нам предоставят максимально подробную информацию. Собственник компании при этом не является определяющим критерием.

— Как идет модернизация НПЗ? Перезаключены ли четырехсторонние соглашения на 2015 год?

— Четырехсторонние соглашения были заключены в 2012 году и действуют до 2020 года, поэтому нет необходимости их перезаключать. Модернизация нефтеперерабатывающей отрасли идет без отклонений от графика, уже запущено пять новых и реконструируемых установок вторичной переработки нефти, в том числе крупная установка гидрокрекинга на ТАНЕКО мощностью 2,9 млн тонн в год. Реализация нефтяниками программ модернизации позволила увеличить долю автомобильного бензина экологического класса 5 до 74% от общего объема производства, дизельного топлива — до 58%, что существенно выше аналогичных показателей 2013 года, а также обеспечить переход на моторные топлива классов 4 и 5 с 1 января 2015 года.

Во втором полугодии 2014 года введено в эксплуатацию новое производство ПВХ мощностью 330 тыс. тонн в год в городе Кстово (ОАО «СИБУР Холдинг»), расширено на 30 тыс. тонн в год производство полипропилена в Омске (ГК «Титан»), а также запущен в эксплуатацию магистральный ШФЛУ-провод Пурпе—Южный Балык—Тобольск, по которому будет поступать сырье на Тобольский нефтехимический комбинат.

Производство базовых полимеров в Российской Федерации увеличилось в 2014 году на 5%, до 4,3 млн тонн, в том числе по полипропилену — на 22,6%, по ПВХ — на 14,4%, потребление углеводородного сырья на нефтехимию — на 12,8%, до 10 млн тонн. Инвестиции в создание новых производственных мощностей в 2014 году выросли на 12%, до 140 млрд руб.

— Насколько могут вырасти цены топлива в 2015 году?

— Мы запланировали, что с учетом налогового маневра и всех факторов они увеличатся примерно на 10%. Но в нынешней ситуации, например, трудно прогнозировать инфляцию, от которой эти показатели зависят.

— Удастся ли запустить «пилоты» по НДД, чего так добиваются нефтяники? Когда будет понятно, можно ли говорить о переходе на эту систему?

— Сегодня таких решений нет, хотя этот вопрос постоянно обсуждается на экспертном уровне. Мы подготовили проект закона, будем реализовать. Но есть небольшие сдвиги по срокам. Мы хотели принять сам закон в этом году, а начать уже с 1 января 2015 года. Но, к сожалению, не получается. Минфин считает, что компании начнут использовать новый закон для оптимизации налогообложения. Такие риски есть, и поэтому основная задача сделать так, чтобы их избежать. Минфин предлагает начать с конца 2015 года, мы же будем по максимуму пытаться ускорить процесс. Срок «пилотов» — несколько лет, там есть как новые проекты, так и работающие, так что у нас в запасе два-три года.

— В условиях начинающегося спада в промышленности оправдываются ли прогнозы потребления электроэнергии?

— В текущем году отмечается увеличение потребления. Несмотря на то что в первом полугодии мы заметно отставали по графику от прошлого года, сегодня мы вышли на показатель 100,3% к 2013 году и ожидаем, что по итогам года потребление будет на 0,5% выше.

— Раньше прогнозировался прирост 0,7%?

— План предполагал диапазон 0,5–0,7%. По итогам девяти месяцев у нас была пессимистичная оценка относительно роста объема потребления. По факту уйдем в плюс. В качестве одного из самых знаковых итогов года хотел бы отметить успешное проведение Олимпиады: 49 крупных энергетических объектов обеспечили значительное улучшение в энергоснабжении Сочи и всего Краснодарского края. Электроэнергетики сработали очень надежно, качественно, это отметили представители Международного олимпийского комитета. При подготовке Олимпиады в других регионах российский опыт теперь будет использоваться в качестве примера.

Также утверждена «дорожная карта» по реализации реформы ценообразования и в целом подходов по теплоснабжению. Сейчас мы действуем в рамках этой дорожной карты, на правительственной комиссии в ближайшее время будут рассмотрены подготовленные экспертной группой расчеты по цене альтернативной котельной по регионам с дифференциацией в зависимости от тех условий, которые введены в качестве переменных: климатические условия, сейсмика, география, потребитель и так далее.

Мы закончили восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, введены в эксплуатацию все агрегаты Богучанской ГЭС. В целом за 11 месяцев в электроэнергетике осуществлен ввод генерирующих мощностей в объеме 5,5 ГВт, начата непосредственная реализация проектов по строительству генерирующих мощностей на Дальнем Востоке.

В соответствии с утвержденной стратегией повышалась эффективность работы электросетевого комплекса. В частности, был создан механизм выведения неэффективных мощностей. Что касается реформы рынка электроэнергии и мощности, здесь мы, к сожалению, существенно не продвинулись. Хотя в текущем году мы и планировали основной упор сделать на реформе теплоснабжения, без реализации которой невозможно внедрить модель рынка электроэнергии. Кроме того, важно было исключить перекрестное субсидирование. В числе приоритетов следующего года — совершенствование правил конкурсного отбора мощности, переход на долгосрочное ценообразование, возможно, с исключением таких параметров, как верхний предел цены.

В числе значительных достижений уходящего года — утверждение «дорожной карты» диверсификации и обеспечения надежности энергоснабжения Калининградской области. Там будет построены новые генерирующие станции, в том числе газовые и угольная, общей мощностью 1 ГВт, будет построен регазификационный терминал, обеспечено независимое снабжение газом. Это решение было непростым, в течение года мы его вырабатывали на всех уровнях, в правительстве и у президента. По итогам обсуждений был подготовлен проект закона, который находится сейчас в Госдуме.

— Понятны ли источники финансирования по Калининграду? Это будет «Роснефтегаз»?

— Да, источники финансирования понятны, их два. Что касается генерации, инвестором и непосредственным застройщиком будет «Интер РАО», а «Роснефтегаз» обеспечит финансирование, привлечение финансовых ресурсов на возвратной основе. То есть это не бесплатные средства, эти средства «Роснефтегаз» будет вкладывать в данные инвестиционные проекты с последующим возвратом с учетом нормальной доходности на инвестированный капитал.

— Какая норма доходности?

— Около 14%. В принципе как в договорах на поставку мощности (ДПМ).

— А объем финансирования понятен?

— Да, понятен, это около 60 млрд руб. Плюс на развитие электросетевого комплекса, распределительных сетей в Калининградской области будут использованы средства «Россетей». Также в рамках этого проекта, помимо масштабной модернизации энергосистемы Калининградской области, мы планируем реализовать комплекс мероприятий по усилению связи северо-западной части нашей страны с единой энергетической системой России, чтобы не зависеть от транзитных стран. Общий объем ресурсов на эти цели, который уже предусмотрен в программе ФСК, составляет 35 млрд руб.

— Когда можно ожидать начало финансирования строительства генерации?

— Планируем в 2015 году. У нас утверждена «дорожная карта», и мы ей следуем. Что касается механизма возврата этих инвестиций, здесь важно отметить, что это будет надбавка к цене на мощность. Сейчас в Госдуме находится проект изменений в закон об электроэнергетике, который вводит данный механизм, в ближайшее время, думаю, он выйдет. И мы уже подготовили проект постановления правительства по внесению изменений в соответствующие акты, которые детально прописывают этот порядок. Это касается и Калининграда, и строительства генерации в Крыму.

— Насколько критична ситуация в Крыму?

— Здесь в сжатые сроки проведена большая работа по строительству и передислокации мобильных газотурбинных электростанций общей мощностью около 300 МВт и 1,5 тыс. дизель-генераторных установок. Разработана и реализуется схема повышения надежности энергоснабжения Крыма, которая включает в себя строительство электростанций общей мощностью 880 МВт в Крыму и 660 МВт на Таманском полуострове, а также кабельного перехода через Керченский пролив с усилением связей внутри ОЭС Юга и объединением единой энергетической системы России с энергосистемой Крыма.

— Определились ли компании, которые заинтересованы в строительстве генерации в Крыму или Краснодарском крае?

— У нас есть четкое понимание по строительству генерации в Крыму, и даже есть решения. Инвестором в данном случае выступят госкомпания «Ростехнологии» и ее дочернее общество «Технопромэкспорт». Сейчас они прорабатывают вопрос по финансированию проекта, по предоставлению заемных средств банками. Уже есть договоренности с пулом банков, которые готовы предоставить соответствующее финансирование. Единственное, что необходимо отметить,— фактически это произойдет после того, как выйдет необходимая нормативная документация по механизму возврата инвестиций. Банкам нужны гарантии, иначе они просто так не кредитуют. Для них выход постановления или выход закона — это необходимая гарантия. Тем не менее уже сейчас принято решение прокредитовать «Технопромэкспорт». Площадки для строительства выбраны — одна в Симферополе, другая в Севастополе.

— А та часть генерации, которая должна быть построена на Тамани?

— Здесь предполагается станция 660 МВт. Она нужна для развития юго-западного энергорайона Краснодарского края, для создания там узла надежности и развития Таманского порта, там планируется большое количество энергоемких потребителей. Также строительство указанной генерации обеспечит необходимый уровень надежности энергосистемы с учетом поддержки необходимого перетока в Крым. Станция вошла в перспективную схему развития юго-западной части ОЭС Юга еще в 2013 году, а планы по развитию энергосистемы Крыма и Таманского полуострова только подтвердили необходимость строительства этих мощностей, механизм финансирования будет такой же — надбавка к цене оптового рынка.

— Кто будет строить?

— По стройке будет проведен конкурс, как только выйдут соответствующие закон и постановление, о которых я говорил ранее.

— Какими будут требования к инвестору?

— Будет много требований, они проходят стадию обсуждения. Участвовать может любой инвестор, поскольку это строительство генерации с гарантией доходности. Помните, предполагалось, что заработает механизм гарантированных инвестиций? Его основная задача состоит в том, чтобы правительство там, где нужно, могло строить генерацию на конкурсной основе за счет гарантированного возврата инвестиций. Кстати, уровень доходности также может быть одним из условий конкурса.

— Есть ли понимание, каким будет механизм стимулирования вывода старых станций?

— Да, министерство подготовило предложения. На данный момент идет подготовка нормативно-правовой базы, которая будет обсуждаться с рынком. Мы предлагаем механизм финансирования замещающих расходов — или на строительство электросетевой инфраструктуры, или на строительство котельной. Идея неновая, просто нужно подготовить базу.

— На какой срок заключается договор о поставке 1,5 ГВт на Украину?

— Пока не заключено никаких соглашений. Мы предлагали, что срок договора должен быть не менее года, так как он идет в привязке к поставке электроэнергии в Крым. Сейчас идут переговоры по цене, по периодам поставки, равномерности, уровню потерь — это большие контракты.

— Стартовая цена будет соответствовать той цене, по которой ведутся поставки электроэнергии с Украины в Крым?

— Нет, сейчас эти параметры могут быть пересмотрены.

— В том числе в сторону снижения?

— Да.

Интервью взяли Юрий Барсуков, Кирилл Мельников и Наталья Скорлыгина