Глава Shell в России Седерик Кремерс о новых сделках в стране и СПГ-проектах

Shell, один из крупнейших иностранных инвесторов в российскую нефтегазовую отрасль, рассматривает вхождение в новые проекты в стране. О том, какие активы интересны концерну, строительстве третьей очереди завода по сжижению газа «Сахалина-2» и увеличении мощности проекта «Балтийский СПГ», “Ъ” рассказал председатель Shell в России Седерик Кремерс.

— Shell и «Газпром» уже несколько лет не могут продвинуться в переговорах по проекту строительства третьей очереди СПГ-завода «Сахалина-2». В чем проблема?

— Думаю, с технической точки зрения проект развивается очень хорошо и продвигается в соответствии с графиком. В феврале мы полностью подготовили всю техническую документацию и получили одобрение от Главгосэкспертизы. Но нужно получить достаточную степень уверенности по вопросу поставок газа на завод, и вопрос не решен, мы находимся в процессе коммерческих переговоров. Пока этого не произошло, мы не можем двигаться дальше и принимать окончательное инвестиционное решение.

— Как должна выглядеть ресурсная база проекта?

— Если мы говорим о строительстве третьей очереди завода, которая будет работать в течение 25 лет, нужно смотреть не только на ресурсы, необходимые для ее работы, но на весь проект в целом. Газ может прийти из трех источников. В первую очередь это существующие запасы Sakhalin Energy (оператор «Сахалина-2».— “Ъ”), но они в основном будут направлены на обеспечение работы двух первых очередей завода. Для их загрузки в долгосрочной перспективе мы также смотрим на ресурсы «Сахалина-3», которыми обладает «Газпром». И третий источник — газ консорциума «Сахалин-1». Чтобы в долгосрочной перспективе обеспечить загрузку трех очередей, нам нужен газ из всех этих трех источников.

— Когда вы говорите про ресурсы «Сахалина-3», вы имеете в виду Южно-Киринское месторождение?

— Да, именно.

— Когда вы рассчитываете получить этот газ, учитывая, что «Газпром» планирует начать там добычу в 2023 году, а вывести месторождение на полку только в 2033 году?

— По этому вопросу лучше обратиться в «Газпром», поскольку мы не вовлечены в разработку месторождения. Могу сказать только, что «Газпром» публично объявлял о начале добычи в 2023 году.

— Какой объем газа нужно гарантировать, чтобы вы могли принять инвестрешение по третьей линии «Сахалина-2»?

— Технологический концепт третьей очереди предполагает, что у нее будет операционная синергия с первыми двумя. Исходно по проекту объем производства на каждой очереди составлял около 5 млн тонн СПГ в год. Но благодаря оптимизации работы завода в последние годы мы производим более 11 млн тонн СПГ в год на первых двух очередях. Если мы возьмем мощность очереди 5 млн тонн, это примерно эквивалентно 7 млрд кубометров газа. Так что если мы говорим о заводе целиком, состоящем из трех очередей, то с учетом оптимизации нам нужно около 21–24 млрд кубометров в год. Это совокупный объем, который требуется получать из трех названных источников.

— Правильно ли я понимаю, что, хотя между «Сахалином-2» и «Сахалином-1» идут переговоры о покупке газа, соглашение не достигнуто?

— Да, на данный момент мы пока не пришли к такому коммерческому решению, которое было бы приемлемым для обеих сторон.

— Есть ли у вас понимание, когда вы можете достигнуть соглашения?

— Речь идет о коммерческом соглашении: оно будет достигнуто, когда мы договоримся. (Улыбается.) В рамках консорциума «Сахалин-2» мы договорились с другими акционерами — «Газпромом», Mitsubishi и Mitsui,— что к концу первого квартала 2019 года мы подведем общий итог этих дискуссий, оценим ситуацию и будем думать, как нам двигаться дальше.

С этой точки зрения конец первого квартала — это, можно сказать, дедлайн в отношении переговоров с «Сахалином-1».

— Какие варианты вы рассматриваете, если вам не удастся договориться с консорциумом «Сахалин-1»?

— Необходимо оценить общие запасы на Сахалине — сколько газа есть, какие обязательства приняты, сколько требуется для внутреннего рынка, сколько — для поставок по трубопроводу в Китай (по состоянию на 11 декабря контракт «Газпрома» с CNPC еще был не подписан.— “Ъ”). Все это необходимо проанализировать, чтобы оценить, хватает ли газа для третьей очереди. Как я уже сказал, сегодня мы в Shell не верим, что без газа консорциума «Сахалин-1» у нас будет достаточно ресурсов для третьей очереди завода СПГ. В конце первого квартала мы обсудим, если ли другие источники, которые могут заменить этот объем — возможно, решим начать новые геологоразведочные работы, чтобы найти ресурсы.

— В таком случае срок ввода третьей очереди будет сдвинут к концу 2020-х годов?

— Если нам придется зависеть от ресурсов, которые еще только предстоит открыть и разработать, это изменит сроки ввода третьей очереди. Если мы достигнем соглашений по источникам поставок газа, мы сможем принять инвестрешение и начать тендерные процедуры уже в 2019 году. Для подобных проектов, как правило, проходит четыре-пять лет между инвестрешением и вводом в эксплуатацию, так что, если мы договоримся в начале следующего года, третья очередь может быть введена к середине 2020-х годов.

— Видите ли вы нишу на рынке для СПГ с Сахалина к концу 2020-х годов?

— Мы в Shell ожидаем, что рынок СПГ будет расти примерно на 4% в год, это означает, что к 2035 году потребление СПГ почти удвоится. И мы ожидаем, что более половины прироста потребления СПГ придется на Азию. С учетом того, что Sakhalin Energy является идеальным поставщиком газа на рынок Японии, Южной Кореи и Китая благодаря географической близости и имеет очень сильную репутацию надежного поставщика в этом регионе, я не очень беспокоюсь относительно того, сможем ли мы найти потребителей.

— В рамках третьей очереди «Сахалина-2» ожидаете ли вы, что газ будет продан в основном конечным потребителям, или рассматриваются закупки СПГ также в портфель акционеров проекта?

— Основной стратегией Sakhalin Energy сейчас является продажа СПГ напрямую конечным потребителям. Мы ожидаем, что по третьей очереди такая практика будет продолжена. Продажа СПГ в портфель акционеров рассматривается только как дополнительная опция.

— Как вы оцениваете инвестиции в третью линию?

— Мы не раскрываем эти цифры. Рассчитываем, что удельная стоимость третьей очереди будет меньше, чем первых двух, поскольку речь идет о расширении уже действующего проекта.

— Если сравнивать с первыми СПГ-проектами в США, например Sabine Pass с удельными инвестиционными затратами около $800 на тонну мощности, будет ли третья линия дешевле или дороже?

— Не могу назвать вам цифры, но если мы говорим о полной стоимости доставки СПГ потребителям в Азии, то газ третьей очереди с учетом газовых запасов Сахалина, стоимости строительства новой очереди и очень короткого транспортного плеча будет, без сомнения, очень конкурентоспособным.

— Рассматриваете ли вы сотрудничество с «Газпром нефтью» по двум нефтяным месторождениям («Нептун» и «Тритон» с общими геологическими запасами около 550 млн тонн нефти), открытым на Аяшском блоке «Сахалина-3»?

— Мы заинтересованы в разработке как газовых, так и нефтяных ресурсов Сахалина. У нас уже были «зондирующие» обсуждения с «Газпром нефтью» по Аяшскому участку и Баутинской структуре. Эта область потенциально интересна для Shell на будущее. Но, конечно, это всегда вопрос желания обеих сторон, а также коммерческих условий.

— Вы находитесь в процессе переговоров с «Газпром нефтью» о вхождении в эти проекты?

— Скорее в процессе обсуждений, будет не совсем верно назвать это переговорами, пока мы не дошли до этой стадии.

— Учитывая, что Южно-Киринское месторождение находится под секторальными санкциями США, а сама «Газпром нефть» — под финансовыми санкциями, мешает ли фактор санкций вашему потенциальному вхождению в эти проекты «Газпром нефти» на шельфе Сахалина?

— Когда мы говорим о санкциях, важно четко определять, о чем идет речь. Есть секторальные санкции США и ЕС, которые покрывают три области — морскую добычу в Арктике, глубоководную добычу и трудноизвлекаемые углеводороды. Эти санкции не касаются Аяшского участка и Баутинской структуры, потому что они расположены на мелководье и не относятся к глубоководным месторождениям. Но есть другие элементы санкций, которые нужно учитывать при коммерческих переговорах: в ряде случаев можно столкнуться с ограничениями по предоставлению финансирования, нужно правильно выстроить структуру сотрудничества, корпоративные правила и т. д. Мы в основном подпадаем под европейские санкционные ограничения, поэтому относительно всех действий, которые мы совершаем, мы обращаемся к правительству Нидерландов за разрешением. Чтобы мы могли двигаться дальше, правительство должно ясно подтвердить, что такая деятельность не подпадает под санкции и что мы можем предпринять те или иные шаги.

— Рассматриваете ли вы вхождение в проект разработки Тазовского месторождения «Газпром нефти» на Ямале?

— У нас с «Газпром нефтью» есть очень успешная совместная компания «Салым Петролеум Девелопмент» (SPD). Я очень рад этому партнерству, это действительно пример того, как каждая из компаний привносит в проект свои сильные стороны. Поэтому мы стремимся расширить сотрудничество в Западной Сибири, используя SPD как основу. Мы создали с «Газпром нефтью» компанию «Ханты-Мансийский нефтегазовый союз» и сейчас рассматриваем несколько месторождений в регионе, которые могут быть внесены в это СП. Пока мы не завершим переговоры, я не буду говорить, о каких месторождениях идет речь, но вы вправе предположить, что Тазовское месторождение входит в их число.

— Речь идет о новых месторождениях или также о браунфилдах?

— Это могут быть как месторождения на ранней стадии разработки, так и на стадии геологоразведочных работ. Но в любом случае мы смотрим на месторождения с потенциалом роста добычи, а не на те, что уже вышли на полку или находятся на стадии снижения. Это могут быть месторождения, где уже идет добыча из коллектора традиционного типа, или трудноизвлекаемые залежи, например, ачимовские, которые мы могли бы разрабатывать совместно, используя опыт и технологии обеих компаний.

— Shell заинтересована в разработке именно нефтяных месторождений?

— В основном да, но, когда мы говорим о Западной Сибири, почти невозможно найти месторождение, где была бы только нефть без газа.

— Как вы планируете монетизировать этот газ?

— В России очень крупный внутренний рынок газа.

— Тазовское месторождение расположено за Полярным кругом. Подпадает ли оно под санкции?

— Секторальные санкции касаются добычи в арктических морях, а не всей Арктики. Наземные месторождения не подпадают под санкции.

— В 2015 году «Газпром» и Shell подписали меморандум о возможном обмене активами. Этот вопрос еще на повестке дня?

— Работа по этому направлению пока приостановлена. Компании могут вернуться к обсуждению вопроса в будущем.

— Как продвигается ваш другой проект с «Газпромом» — «Балтийский СПГ»?

— Мне очень нравится этот проект. Мы уже говорили, как важно быть конкурентоспособным на нынешнем рынке СПГ и иметь конкурентные затраты по сравнению с другими проектами в мире. Мы сравнивали «Балтийский СПГ» с проектами по сжижению в США, расположенными в Мексиканском заливе.

Оценивая стоимость сырьевого газа, инвестиционные и операционные затраты на его сжижение и транспортировку, мы пришли к выводу, что мы можем доставить газ с «Балтийского СПГ» на целевые рынки дешевле, чем заводы в Мексиканском заливе.

— На какие рынки?

— Да, это хороший вопрос. Европа не будет главным целевым рынком «Балтийского СПГ», хотя часть объемов может туда попасть: так работает рынок, есть периоды высокого спроса и т. д. Но основными целевыми направлениями могут стать Западная Африка, Ближний Восток и южная Азия — Индия, Пакистан. Там газ с «Балтийского СПГ» будет более конкурентоспособным, чем СПГ из Мексиканского залива. Только при поставках дальше на восток американский СПГ, возможно, сможет конкурировать за счет более короткого транспортного плеча через Панамский канал.

— Когда вы говорите о сравнении с проектами в США, речь идет о «старых» проектах, которые уже запущены или строятся, или о «новой волне»?

— О «новой волне». Нужно сравнивать проекты, которые имеют похожие сроки запуска и конкурируют друг с другом за контракты с потребителями.

— Когда вы ожидаете запуск «Балтийского СПГ»?

— Сейчас мы работаем над pre-FEED, затем нам нужно будет завершить FEED, провести тендеры, принять инвестрешение, а строительство может занять четыре-пять лет. Я бы сказал, запуск возможен в середине 2020-х годов.

— Если я спрошу об оценке инвестиций в этот проект…

— То я скажу, что проект очень конкурентоспособный. (Улыбается.) В России обширные запасы газа, он конкурентоспособен по цене даже при сравнении с ценой на Henry Hub (бенчмарк стоимости газа в США.— “Ъ”), и мы уверены, что сможем построить завод за те же деньги, что и проекты в Мексиканском заливе.

— «Балтийский СПГ» — необычный проект, поскольку будет получать газ из газотранспортной системы. Не кажется ли вам более логичным строить СПГ-завод непосредственно на месторождении, нежели транспортировать газ на 3 тыс. км по газопроводу с Ямала, а потом сжижать?

— Оба варианта возможны и уже реализуются. Есть пример «Ямал СПГ», сейчас НОВАТЭК собирается строить «Арктик СПГ-2». Наша логика в том, что ГТС уже построена и обеспечивает поставки значительного объема газа как для внутреннего потребления в этой части страны, так и в Европу. И с экономической точки зрения мы считаем, что более целесообразно расширить уже существующую газопроводную систему и построить завод в Ленинградской области, нежели строить такой завод на Крайнем Севере, где инвестиционные затраты будут значительно выше. Более того, в долгосрочной перспективе операционные затраты в арктических условиях также будут выше.

— Согласовали ли вы с «Газпромом» цену сырьевого газа для «Балтийского СПГ?»

— Мы договорились о ряде ключевых элементов проекта, включая цену газа.

— Цена сырьевого газа будет зависеть от стоимости СПГ на рынке?

— Я не могу это комментировать.

— Глава Shell Бен ван Берден говорил, что компании не слишком интересно участвовать в этом проекте в качестве только технологического партнера. Рассматриваете ли возможность покупки газовых активов в России?

— Действительно, обычно Shell не приходит на проекты только в качестве поставщика технологических решений. Мы принимаем участие в проектах, чтобы сделать их лучше и добиться максимальной конкурентоспособности. Мы становимся акционерами и, возможно, в какой-то форме участвуем в маркетинге. В рамках этого проекта мы не рассматриваем себя как поставщика газа и не планируем вхождения в добычные активы для этой цели. Газ для проекта придет от «Газпрома».

— То есть ваша возможная маржа как акционера будет заключаться в разнице между ценой сырьевого газа и ценой СПГ на мировом рынке?

— Да, правильно.

— При маркетировании СПГ планируете ли вы продавать газ конечным потребителям или в большей степени в портфель акционеров?

— Разумеется, в конечном счете СПГ будет продан конечным потребителям. Какую роль в этом процессе будут играть акционеры, еще обсуждается, поскольку рынок СПГ устроен немного по-разному в разных географических регионах.

— Какой объем СПГ вам нужно законтрактовать, чтобы принять инвестрешение по «Балтийскому СПГ»?

— С этим объемом производства Shell будет чувствовать себя комфортно даже без долгосрочных контрактов. Конечно, каждый акционер проекта будет оценивать этот аспект самостоятельно. Мы верим, что в долгосрочной перспективе рынок СПГ будет ликвидным, и у нас есть большой по объему портфель различных проектов. Так что мы могли бы принять инвестрешение по «Балтийскому СПГ» даже без заранее законтрактованного на долгий срок определенного объема.

— Какую долю в капитале «Балтийского СПГ» Shell хотела бы получить?

— Мы договорились с «Газпромом» не раскрывать эту информацию. Могу только сказать, что мы хотим получить существенную долю. С учетом того, что, как вы знаете, «Газпром» заявлял о планах привлечь в проект и других партнеров, можно примерно представить себе возможную конфигурацию такого партнерства. Вы также знаете, что «Газпром» подписал меморандум о взаимопонимании по «Балтийскому СПГ» с одной из японских компаний (Mitsui.— “Ъ”) из тех, с кем мы хорошо знакомы по другим проектам. С такими партнерами мы будем рады совместно работать.

— Вы по-прежнему планируете построить завод исходя из мощности 10 млн тонн СПГ в год?

— Мы хотели бы построить завод большей мощности. Мы считаем, что с учетом последних технологических решений в отрасли, роста мощности турбин и т. д. более эффективным будет завод на 13 млн тонн в год. Тогда мощность каждой из двух очередей может составить 6,5 млн тонн. Shell недавно приняла инвестрешение по заводу СПГ в Канаде, где будут применены сходные по мощности очереди — 6,5–7 млн тонн в год.

— «Газпром» планировал привлечь российских производителей к поставкам оборудования для «Балтийского СПГ». О каком оборудовании может идти речь?

— Да, это одна из наших стратегических целей при реализации проекта — максимизировать долю российского контента, в том числе и в плане технологических решений. В 2018 году мы с «Газпромом» подписали рамочное соглашение о создании совместной технологической компании — не только для этого проекта, но и для будущих СПГ-проектов. При проектировании и строительстве «Балтийского СПГ» мы планируем преимущественно использовать российские нормы, технические стандарты и спецификации оборудования. Таким образом мы устраняем одно из основных препятствий для участия российских поставщиков, ведь обычно в мире заводы СПГ строятся на базе международных стандартов и требований к оборудованию.

Мы рассчитываем, что наш подход позволит многим российским производителям быть более конкурентоспособными в тендерах, а использование российских материалов и оборудования поможет снизить стоимость строительства. Для этого, конечно, потребуется огромная работа. Вместе с «Газпромом» мы составили список примерно из 500 потенциальных российских поставщиков и уже вступили в диалог с некоторыми из них. Это очень большая и важная часть подготовки к проекту, которая, возможно, не очень видна со стороны.

— Рассчитываете ли вы, что российские поставщики могут предоставить критическое оборудование: теплообменники, компрессоры, газовые турбины?

— По некоторым видам такого оборудования, возможно, потребуется, чтобы международные компании производили его в России сами или в рамках СП. Например, по теплообменникам.

— Вы имеете в виду партнерство с Linde?

— Да. Мы разделили все на три категории. «Зеленая категория» — это материалы и оборудование, которое, как мы считаем, российские производители смогут поставить, если мы используем правильную стратегию по техническим стандартам и нормам. «Желтая категория» — оборудование, производство которого может быть локализовано в РФ самими международными производителями или через создание СП. И «красная категория», соответственно, это оборудование, для которого мы не видим реальной возможности локализации в сроки строительства завода. Но в целом мы уверены, что в рамках «Балтийского СПГ» сможем достичь рекордного для подобных проектов уровня использования российских материалов и оборудования — более 75% по стоимости.

— Shell участвует в проекте «Северный поток-2» как финансовый инвестор. Другие европейские участники — крупные покупатели газа «Газпрома», но Shell сейчас покупает незначительные объемы. Зачем Shell этот проект?

— В первую очередь мы коммерческая компания, и мы инвестируем или участвуем в проектах, если видим экономический смысл. Стратегически это вопрос о том, каким мы видим европейский энергетический рынок в долгосрочной перспективе. Идет конкуренция между источниками энергии, перед Европой стоит задача увеличения доли возобновляемых источников в энергобалансе. В то же время некоторые страны ЕС уже обозначили цели и сроки по существенному сокращению или запрету использования угля. Мы считаем очень важным, чтобы и другие европейские страны присоединились к этому процессу…

— Например, Польша?

— Я говорю даже не о Польше, начнем с Германии, которая также использует уголь в генерации. Учитывая рост возобновляемых источников и сокращение использования угля, мы ожидаем, что потребление газа в Европе будет сохраняться примерно на текущем уровне. Но при этом своя добыча газа в Европе снижается, например, есть вопросы относительно ее долгосрочных перспектив в Великобритании, Норвегии и моей родной стране — Нидерландах. Так что в итоге импорт газа в Европу должен вырасти, а Россия показала себя очень надежным поставщиком. Если посмотреть с точки зрения европейских потребителей, то наличие «Северного потока-2» не обязывает их покупать российский газ, а лишь дает такую возможность, если будет обеспечена привлекательная цена и необходимый уровень надежности поставок.

— Планирует ли Shell заключить долгосрочные контракты с «Газпромом» по покупке газа с поставкой по «Северному потоку-2»?

— Мы регулярно рассматриваем все долгосрочные возможности на рынке газа. Вы знаете, что на европейском рынке мы активно занимаемся маркетингом газа и трейдингом. Так что да, мы можем рассмотреть подобную возможность. Мы постоянно оцениваем наш портфель поставок в целях его оптимизации.

— В США на разных уровнях постоянно делаются заявления о возможности введения санкций против «Северного потока-2». Какие меры могли бы создать риски для проекта?

— Прокладка морской части газопровода уже началась. Так что, учитывая, в какой стадии находится проект, он, по всей вероятности, будет завершен. Не думаю, что имеет смысл обсуждать гипотетические ситуации. У нас есть контрактные обязательства как у финансового инвестора, которые мы продолжаем выполнять в полной мере. Никаких санкционных ограничений на наше участие в проекте сейчас нет. Если ситуация изменится, нам нужно будет оценить, как это может отразиться на проекте и его завершении.

— У Shell в России около 300 АЗС и есть планы увеличить их число. Насколько?

— У нас сейчас почти 45 тыс. заправочных станций по всему миру, и на глобальном уровне Shell выделяет пять рынков, где мы планируем увеличивать розничный бизнес. Это Китай, Индия, Мексика, Индонезия и Россия. На этих рынках мы намерены открыть около 5 тыс. станций, хотя это и не означает, что мы откроем по тысяче АЗС в каждой из стран. В России в последние два года мы росли в среднем на 50 станций в год, сейчас это уже больше 300 АЗС, и в ближайшие годы мы намерены сохранять темпы.

— Вы строите новые АЗС или покупаете существующие?

— И то, и другое.

— Власти РФ предпринимает шаги, которые ведут к созданию системы госрегулирования цен на топливо. Вы не считаете нужным пересмотреть в связи с этим планы расширения сети?

— Действительно, сейчас сложная ситуация для розничного рынка топлива, маржинальность бизнеса под давлением, это факт. Но если мы говорим о такой компании, как Shell, то мы начали бизнес в России почти 126 лет назад. Наши видение и горизонт планирования более долгосрочны.

Что касается цен, думаю, необходимо, чтобы все стороны — продавцы топлива, производители, представители правительства — собрались и выработали решение. Думаю, оно будет найдено, и ситуация нормализуется. Если по какой-то причине структурно этого не произойдет, это может повлиять на желание увеличивать сеть АЗС темпами, о которых я говорил. Но я уверен, что есть возможность найти структурное решение и, надеюсь, вернуться к нормальному ценообразованию, основанному на законах рынка.

Маржа может колебаться, это нормальная часть бизнеса, но важно, чтобы это происходило под действием рыночных сил, соотношения спроса и предложения.

— Вы возглавляете подразделение Shell в России уже больше года, а до этого работали в Европе, Нигерии и Северной Америке. Чем, на ваш взгляд, отличается ведение бизнеса в этих регионах и в России?

— Я также работал в Азии — в Сингапуре и Индонезии. Думаю, в целом подходы к работе в нефтегазовой отрасли во многом схожи во всем мире. Для нас в Shell центральным элементом является забота о безопасности персонала, и с этой точки зрения во всех странах мы сталкиваемся с похожими вызовами и решаем сходные проблемы. Но, действительно, есть некоторые различия в бизнесе в России по сравнению с теми местами, где я работал раньше. Думаю, если честно, именно работа в Азии в большей степени подготовила меня к ведению дел в России. В первую очередь для работы в России важно выстраивание доверия, как между компаниями, так и создание личных доверительных отношений с конкретными людьми, которые являются твоими партнерами. Это тот аспект, который имеет большое значение в Азии, и в России я отчасти вижу то же.

— Есть мнение, что нефтегазовые проекты в России с участием иностранных партнеров часто продвигаются достаточно медленно, если сравнивать с Европой и Северной Америкой, в том числе из-за сложного регулирования.

— Думаю, дело здесь не только в регулировании, но и в существовании определенного международного давления и политической напряженности. Наверное, это одна из основных причин, почему некоторые проекты продвигаются медленнее, чем могли бы. Несколько лет назад мы вынуждены были остановить ряд проектов в России из-за международных санкций. В этих условиях требуется находить новые способы вести бизнес, возможно, развивать другие направления, а также структурировать проекты так, чтобы они полностью соответствовали требованиям международных санкций. И необходимость учитывать эти аспекты отнимает больше времени, чем там, где я работал раньше. При этом, исходя из своего опыта работы в России, могу сказать, что, возможно, здесь требуется больше времени, чтобы все согласовать и достичь договоренностей, но если дело сдвинулось, то дальше все идет хорошо и в соответствии с графиком.

Интервью взял Юрий Барсуков