Глава Минэнерго Николай Шульгинов об экспорте газа и энергопереходе

До конца года власти России ожидают запуска «Северного потока-2» и обсуждают возможность доступа к новому газопроводу других игроков. О перспективах либерализации рынка газа, нефтяных налогах и продлении программы модернизации в электроэнергетике “Ъ” рассказал министр энергетики Николай Шульгинов.

— В связи с высокими ценами на газ в этом году «Роснефть» вновь подняла вопрос о доступе к единому экспортному каналу «Газпрома». Приняты ли решения по этому вопросу? Есть понимание, где «Роснефть» возьмет газ для экспорта в объеме 10 млрд кубометров?

— Мы так думаем, что возьмет из «Роспана» и «Харампура» — из прироста добычи. Мы поддерживаем тему, чтобы был заключен агентский договор («Роснефти».— “Ъ”) с «Газпромом». Это не будет противоречить закону, хоть и будет неким экспериментом.

— «Харампур» ведь еще не введен.

— Я же не сказал, что это ближайшая перспектива.

— К тому моменту экспортные цены на газ могут упасть.

— Цены, может, и снизятся, но останутся довольно привлекательными.

— Каким может быть срок агентского соглашения?

— Минэнерго не участвует в коммерческих переговорах на эту тему.

— Поможет ли, на ваш взгляд, доступ «Роснефти» к экспорту решить проблему полной загрузки трубопроводов «Северный поток-2» и Opal?

— «Северный поток-2» соответствует всем требованиям Третьего энергопакета. Вы же исходите из того, что не соответствует. У нас разный подход.

— А как он может соответствовать, если виды деятельности (транспортировка и продажа газа) не разделены? Или рассматривается возможность того, что точка сдачи по контрактам на поставку газа через «Северный поток-2» будет изменена на границу РФ?

— Если нет разделения, то могут быть ограничения. Все будет зависеть от того, где точка поставки, а это не определено, это коммерческая информация. Сейчас идет сертификация «Северного потока-2» как независимого поставщика.

— Вы ожидаете, что сертификация завершится в этом году? Могут ли «Северному потоку-2» дать временное разрешение?

— Я не даю прогнозы по этой теме.

— Рассматривается ли возможность увеличения поставок «Газпрома» в Европу, если компания в начале ноября закончит закачку в российские ПХГ?

— Это будет зависеть от заявок, которые поступают в «Газпром». Сейчас поставки идут, в том числе выше контрактных обязательств. Президент (Владимир Путин.— “Ъ”) же говорил, что Россия может нарастить поставки газа. Ориентируемся на его слова.

— С точки зрения Минэнерго, нужно либерализовать оптовые цены на газ?

— Мы не рассматриваем этот вопрос.

— Почему?

— Потому что решение уже принято. Тема — либерализация цен, отделение газотранспортной части от добычи — возникла не вчера. Пока решение такое, какое есть. И «Газпром» такой, какой есть.

— Вы считаете, что эти изменения отрасли никогда не потребуются?

— Я исхожу из ситуации на сегодня. Через год, через два еще поговорим. Все же не стоит на месте.

— Какова необходимость в дополнительных источниках финансирования программы догазификации, помимо средств «Газпрома»?

— Сейчас вышли нормативные акты. Там записан порядок взаимодействия независимого и регионального операторов с органами власти, газораспределительными организациями и так далее. В правилах написано, что должна быть определена процедура финансирования, источником которого будет инвестиционная программа «Газпрома»: тариф на газораспределительные организации, спецнадбавка и так далее. Цифра пока еще уточняется, так как зависит от заявок. У нас сегодня уже почти 470 тыс. заявок на догазификацию, пятая часть договоров заключена, работа идет полным ходом.

— С 2022 года тариф на газ для промышленности начнет расти выше прогнозного уровня — на 5% вместо 3%. Связано ли это с включением расходов на газификацию в тариф?

— Нет, мы не связываем эти вещи. Это связано с темпом инфляции, который по-прежнему превышает темп индексации цен на газ, и движением в сторону экономически обоснованного тарифа.

— Но долгие годы рост цен на газ сдерживался. Что сейчас произошло?

— Цены все равно сдерживаются, инфляция же выше этой индексации. Надо думать об экономической обоснованности.

— Сейчас обсуждается проект строительства газопровода «Союз Восток» в Китай через Монголию, при этом пока нет контракта на поставку газа. Не следует ли, по вашему мнению, сначала заключить контракт, а потом уже обсуждать все остальное?

— Эти процессы идут одновременно. Необходимо провести анализ экономических параметров, договориться, где пройдет газопровод. Рабочие группы продолжают взаимодействовать по этой теме. Процесс идет.

— Насколько мы близки к заключению контракта с Китаем? То, что сейчас цены на газ такие высокие, помогает или, наоборот, мешает этим переговорам?

— Помимо трубопроводного газа есть и СПГ, который поставляют в Китай. Исходя из нацеленности Пекина на увеличение потребления и СПГ, и трубопроводного газа, и угля, можно сделать вывод, что есть взаимная заинтересованность в контракте.

— Есть ли перспектива получения от Китая части средств на строительство газопровода? Или «Газпром» готов строить трубу полностью за свои средства?

— Это будет предметом переговоров с нашими китайскими партнерами.

— На каких условиях могут быть продлены контракты на поставку газа в Турцию на 8 млрд кубометров, которые истекают в конце года?

— Это тоже коммерческие условия. Там даже не объемы сейчас определяются, а технические возможности поставок. Также с компаниями ведутся переговоры по ценам.

— Там есть контракты, которые в свое время были переданы независимым турецким импортерам: те зачастую плохо по ним платили в последние годы, банкротились. Возможна ли передача этих объемов обратно Botas?

— И с Botas, и с турецкими властями идут переговоры. Процесс непростой, но турецкие партнеры заинтересованы. Думаю, что решение найдется.

— Президент Турции Реджеп Тайип Эрдоган неожиданно публично предложил России построить в стране вторую АЭС. Этот вопрос увязан с вопросом по газу?

— Это разные вопросы.

— То есть предложение звучит не так: постройте нам еще одну АЭС, но дайте скидку на газ?

— Нет.

— Решен ли, на ваш взгляд, вопрос по освоению гигантского Тамбейского месторождения «Газпрома» на Ямале? НОВАТЭК предлагал купить его и использовать газ для СПГ.

— Решений относительно финальной конфигурации использования ресурсной базы Ямала еще нет — вопрос продолжает прорабатываться.

— Как принятие этой конфигурации может повлиять на решение «Газпрома» о передаче этого актива НОВАТЭКу? Это ведь две коммерческие структуры.

— Это один из сценариев.

— То есть существует реальная возможность того, что газ Тамбея может быть сжижен, а не направлен в трубу, как собирается сделать «Газпром»?

— Понимаете, все может быть, потому что, на мой взгляд, нужно быстрее монетизировать эти запасы.

— Не пора ли ввести экспортную пошлину на СПГ?

— Минэнерго выступает против.

— Почему?

— СПГ — продукт капиталоемкий, и мы за долгосрочные условия привлечения инвесторов. Есть программа по развитию СПГ, по ней мы планируем нарастить объем производства до 140 млн тонн к 2035 году. И если сейчас введем пошлины, то маловероятно, что достигнем этих целей.

— Если у НОВАТЭКа есть средства на то, чтобы выходить с предложением о покупке Тамбея, значит, денег хватает?

— В чужой карман мы никогда не пытаемся заглянуть.

— Правительство обсуждает меры дополнительной поддержки добычи газа в Надым-Пур-Тазе. О каких конкретно мерах идет речь?

— Мы поддерживаем освоение или стимулирование разработки истощенных месторождений газа, а также вовлечение более сложных запасов в разработку.

— Речь идет о снижении НДПИ? В каком объеме?

— Параметров еще нет, но мы точно будем выступать за допподдержку.

— Какова позиция Минфина на это счет?

— Позиция Минфина всем известна.

— Будете ли вносить изменения в нормативную базу для возможности закачки СО2 в пласт?

— Никаких нормативно-правовых актов на эту тему сейчас нет. Будем разрабатывать — совместная работа с Роснедрами уже ведется.

— Как быстро это можно сделать? Некоторые участники рынка считают, что быстрее, чем за три года, это вряд ли удастся.

— Дело новое, но, мне кажется, если три года ждать, тогда у нас затормозятся все проекты. Нужно кооперироваться, в том числе и с зарубежными компаниями, странами, нужно обмениваться информацией. Мы ставим перед собой более амбициозную цель.

— Вы вообще верите в то, что производство водорода может стать крупной индустрией? Эта тема очень быстро развивается, но пока на словах.

— Локально водород применяется в первую очередь в нефтепереработке и химии, а в перспективе и в транспорте. И в ближайшие пять лет должны появиться технологии накопления, безопасной транспортировки. Но нельзя бесконечно разрабатывать технологии, надо ускорять их применение. Хотя уже есть пилотный проект по транспортировке сжиженного водорода из Австралии в Японию.

Если говорить про энергетику, то есть те, кто пытается сейчас делать проекты по работе турбин на смеси — в метан добавляют 5%, 10%, 15% водорода. Надо провести ресурсные испытания, чтобы понять, что будет через 15 лет с металлом турбин. И второе — нужно научиться получать водород более дешевым способом. При производстве с использованием ВИЭ есть свои особенности, с газом — другие. Но надо все равно этим заниматься, нельзя просто наблюдать, как в этом направлении идут другие страны.

— Думаете ли вы, что в России будут какие-то крупные энергетические низкоуглеродные проекты, вроде новых ГЭС или АЭС, направленные только на производство водорода?

— Если вы подводите к приливным электростанциям, то я не совсем в них верю.

— Даже как в пилотный проект?

— Смотрите, крупная приливная электростанция строится минимум 20 лет. Оценки воздействия на окружающую среду пока никто не проводил. Кроме того, генерирующий объект большой мощности в системе работать не сможет. Такие исследования были еще в советское время: думали, например, как компенсировать работу Мезенской ПЭС. Речь идет о неравномерности выработки. Если станция вырабатывает энергию, другой объект нужно разгрузить, если нет — загрузить. Тогда хотели регулировать энергосистему каскадом Волжских ГЭС. В итоге пришли к выводу, что это не только нецелесообразно, но и опасно для стабильности работы ГЭС и энергосистемы.

То же самое с водородом — такие проекты могут работать только в изолированной системе. Во-первых, если выработка будет снижаться, то нужно отключать систему электролизеров, то есть качество водорода будет под вопросом. Кроме того, нужен постоянный источник энергии. Второе — если речь идет о проекте с использованием морской воды, то ее нужно опреснять, а это тоже дополнительные расходы. Пока даже непонятно, какой инвестор за это возьмется. Заметьте, компании, которые занимаются гидростроительством, эксплуатацией ГЭС, в эту тему не спешат идти.

— В последнее время много говорится об увеличении доли ГЭС в энергобалансе, в частности о строительстве противопаводковых ГЭС на Дальнем Востоке. А компетенции у нас остались? Строительство больших ГЭС давно не велось.

— Есть институты, которые проектируют такие объекты даже для зарубежных партнеров. Пока не все потеряно.

— Определен ли уже источник поставок СПГ для газификации Камчатки?

— Нет.

— Как там будет формироваться тариф?

— Не решили. Были обсуждения с несколькими потенциальными поставщиками при условии, что за госсредства будет построена регазификационная часть, которая оценивалась в 18 млрд руб. Ну а дальше там вопрос, по какой цене поставщик газа будет продавать этот газ и кто будет субсидировать разницу в стоимости. Сейчас эта тема в повестке не стоит. Вопрос, конечно, нужно решать. Но надо еще исследовать тему: что дешевле — мазут или СПГ.

— СПГ «Газпрома» может быть использован?

— Да.

— Но «Газпром» не хочет его поставлять?

— Рассматриваются разные варианты, вопрос должен быть решен.

— Какой-то срок есть? Месторождения там истощаются, дефицит газа будет расти в ближайшие годы.

— Нужны усилия всех сторон. Решение не найдено, значит, его надо выносить на более высокий уровень. Нельзя, чтобы Камчатка, где такая природа, отапливалась мазутом.

— По газификации Мурманской области были две опции — тянуть трубу или поставлять СПГ. Определились ли с каким-то из этих вариантов?

— Если говорить про сетевой газ, то стоимость строительства газопровода в регион составляет 300–350 млрд руб. Кроме того, нужно определить объем потребления и договориться о ценах в зависимости от этого спроса. Оба варианта достаточно дорогие, без господдержки не обойтись. Мы пока не видим достаточного спроса на трубопроводный газ.

— А поставки СПГ? Ведь в порту Мурманска строится перегрузочный терминал НОВАТЭКа.

— СПГ тоже рассматривается, но пока не пришли к такой конструкции, которая устроила бы всех. Пока губернатор с компанией прорабатывают прогнозные объемы спроса. СПГ можно было бы распределять по котельным, но вопрос до конца не решен. При этом мы видим, что в большей части ситуаций СПГ выгоднее мазута.

— В мае была принята генсхема развития нефтяной отрасли до 2035 года, и там в качестве основного был принят инерционный сценарий, согласно которому нефтедобыча в России не вырастет выше пика 2019 года (560,3 млн тонн). На ваш взгляд, следует ли нам давать налоговые льготы, чтобы добычу все-таки наращивать?

— Мы считаем, что в 2023–2024 годах добыча составит около 560 млн тонн. Наша задача — обеспечить конкурентоспособность нашего ресурса на мировом рынке, а не гнаться только за цифрой добычи. Мы также должны внести изменения в энергостратегию, возможно в генсхемы нефтяной, газовой, угольной отраслей, исходя из стратегии низкоуглеродного развития, и продлить горизонт планирования до 2050 года.

— Учитывая энергопереход, есть ли смысл наращивать добычу или имеет смысл ее стабилизировать?

— Имеет смысл стабилизировать. Сегодня 2021 год, на мой взгляд, пока рано говорить о закате нефтяной эры. Надо монетизировать запасы. Отмечу, что такого подхода придерживаемся не только мы, но и зарубежные партнеры.

— В прошлом году целый ряд больших налоговых льгот были, по сути, отменены — на сверхвязкую нефть, на выработанные месторождения. По сверхвязкой нефти было поручение президента дополнительно проработать вопрос. В какой стадии сейчас этот вопрос?

— Создана экспертная группа по налоговому законодательству при комитете Госдумы по бюджету, в которой работают и Минэнерго, и Минфин. Идет конструктивный диалог. Обсуждаются все варианты, включая расширение налога на дополнительный доход (НДД), который взят за основу.

— Обращалась ли «Роснефть» с просьбой о дополнительной поддержке для проекта «Восток Ойл»?

— У них же есть поддержка в виде пятой группы НДД, по аванпортам есть свои условия поддержки инфраструктуры — налоговый вычет из НДПИ. Еще отдельно прорабатывается тема с поддержкой подрядчиков. По энергоснабжению мы напрямую не участвуем в разработке проектов, но будем их смотреть. Отмечу, что, если привлекать иностранные инвестиции, нужно демонстрировать в том числе стремление к снижению углеродного следа.

— Сроки запуска «Восток Ойла» не могут сдвинуться, учитывая, что запуск запланирован уже на конец 2024 года?

— И тут не даю прогнозов.

— Обсуждаете ли вы корректировку демпфера на топливо, учитывая, как выросли цены на нефть?

— Кто только не ругает демпфер. То производители, то розничные продавцы, но механизм работает, он свою роль сыграл и показал свою эффективность. Если бы не было демпфера, по нашим оценкам, бензин был бы дороже рублей на 15. Мы следим за ситуацией с ценами на бензин. Нельзя просто так корректировать демпфер, надо понимать для чего, но в случае необходимости корректировки могут обсуждаться.

— Сейчас обсуждаются?

— Глобальные пока нет.

— В августе, в острый период роста цен на топливо, Минэнерго предлагало ввести запрет экспорта бензина. В итоге отказались. Почему?

— Ситуация стабилизировалась благодаря ежедневной работе совместно с компаниями и ФАС, когда ежедневно выдавались рекомендации по поставкам каждого НПЗ. Но мы всегда можем вернуться к этому вопросу. Мы работаем с компаниями и даем рекомендации — эти рекомендации, в том числе по снижению экспорта, были выполнены, хоть запрет на экспорт формально не вводили.

— Сейчас эффективная доля государства в «Роснефти» ниже 50%. «Роснефть» остается госкомпанией? Может ли правительство по-прежнему управлять ею через директивы членам совета директоров? Может ли «Роснефть» претендовать, например, на шельфовые участки как госкомпания?

— Не все директивы проходят через нас. Компания всегда в конструктивном ключе ведет свое взаимодействие с государством.

— То есть с тех пор, как часть акций из пакета РФ была передана самой «Роснефти», ничего не изменилось?

— Не изменилось.

— Много денег вкладывается в развитие инфраструктуры Дальнего Востока для вывоза угля, под новые объемы добычи. При этом в рамках энергоперехода спрос на уголь будет падать первым. Насколько такие вложения эффективны, если через десять лет спрос может резко упасть?

— Десять лет — это приличный срок. Китай потребляет столько угля, что наш суммарный экспорт, составляющий чуть больше 200 млн тонн — это капля в море. Мы понимаем, что общемировое потребление угля будет сокращаться не такими темпами, как изначально прогнозировали в Европе. Кстати, именно в Европу по сравнению с прошлым годом объем российских поставок угля увеличился на 10%.

Конечно, в будущем потребление угля будет снижаться. Планируем в стратегии развития угольной отрасли учитывать это постепенное сокращение, но это не самоцель. Нужно или вкладывать деньги в строительство новых эффективных угольных энергоблоков, на сверхкритических параметрах, как это делает тот же Китай, или переводить станции на газ.

Мы должны принимать разумные и экономически взвешенные решения. Должны идти естественные процессы, которые приведут к снижению объемов потребления энергетического угля.

По нашим прогнозам, к 2050 году в энергобалансе России определенный объем внутреннего потребления угля все равно остается. Повторюсь, в энергетике нельзя делать резких, непродуманных движений, эта отрасль не любит непонятных экспериментов, а резкий отказ от угля или любое другое резкое изменение энерготопливного баланса может привести к тяжелым последствиям.

— Правильно ли мы понимаем, что электрификации БАМа в обозримом будущем не будет?

— Затраты на электрификацию очень большие. Мы разработали мероприятия под первый этап расширения, потом сделали под второй. Это все требует расходов, строительства ЛЭП и так далее. И теперь третий этап. Если бы нам сразу сказали про три этапа, то мы бы сформировали более эффективную схему электрификации, это было бы как минимум дешевле.

— Насколько велики могут быть затраты на электрификацию третьего этапа?

— Совокупные затраты третьего этапа, по предварительным расчетам составят примерно 1 трлн руб., потому что нужно генерацию снова строить, линии электропередачи.

— Уже принято решение, что электрификации не будет?

— Решение пока не принято, но участники обсуждений в основном согласны с таким подходом. Минэнерго категорически против электрификации третьего этапа. У ОАО РЖД есть возможность строить новые тепловозы с газотурбинным двигателем, СПГ. Поэтому по третьему этапу, кроме мелких техприсоединений, ничего не нужно будет.

— А если будет принято решение расширять пропускную способность до 240 млн тонн в год?

— Тогда представьте, какая будет цена.

— Сейчас уголь из Кузбасса вывозится в рамках определенной квоты по соглашению с регионом, где ОАО РЖД и Минэнерго тоже являются участниками. Планируется ли заключать подобные соглашения с другими регионами – Бурятией, Хакасией?

— Тема сложная, тем более когда есть определенные ограничения (пропускной способности инфраструктуры.— “Ъ”). Сейчас действуют правила недискриминационного доступа, но есть отдельные преференции для Кузбасса. У компаний, которые работают в этих республиках, есть свои планы по вывозу угля, на основе которых формируются региональные бюджеты, а значит, и вся социальная сфера. На местах хотят все это увязать, но пока есть ограничения. Учесть пожелания всех — непростая задача.

— Следует ли ожидать повышения НДПИ на энергетический уголь после того, как с 2022 года его повысят для коксующегося угля?

— В течение 2022 года будет проводиться анализ. Но даже если будет повышение, оно будет небольшим.

— ФАС и Минэнерго прорабатывают с компаниями проект совместного приказа по минимальным продажам угля на бирже в 10% от объема реализации на внутреннем рынке. Когда продажи выйдут на целевые 10%?

— Прорабатываем вопрос. Вероятнее всего, реализуем инициативу уже в следующем году.

— Поддерживаете ли вы введение квот на выбросы CO2 внутри РФ?

— Этот вопрос прорабатывают в Минэкономразвития, не наша тема. Будут квоты — будет стимул продолжать снижать выбросы.

— Приведет ли это к тому, что угольная генерация не только в первой ценовой зоне энергорынка, но и в Сибири будет выводиться?

— Угольные станции должны учитывать требования по выбросам. Компании должны заниматься повышением эффективности, переходить на сверхкритику, улавливание, захоронение. В перспективе наверняка будет сертификация, придется покупать квоты. Так что я бы на их месте не сидел просто так и не ждал, когда закончится срок службы станции.

— Планируете ли вы дополнительную настройку параметров программы модернизации ТЭС, чтобы учитывать климатические требования при отборе проектов?

— Да, будем предлагать продление программы модернизации после 2031 года. Квоты пока не обсуждаем. Надо посмотреть, как будут работать инновационные турбины (большие газовые турбины российского производства.— “Ъ”).

— Наступит ли вообще когда-нибудь момент, когда капитальный ремонт генкомпании будут за свой счет делать?

— Не думайте, что все генкомпании только и ждут программы модернизации. Ремонты проводятся. Просто масштабная реконструкция дорого стоит и не окупается в рамках текущих цен. Отвечая на ваш вопрос, я думаю, что момент обязательно наступит, если мы будем делать акцент больше на когенерацию. Сама тема будет по-другому звучать.

— На сколько лет вы хотите продлить программу модернизации? Будет ли снижаться доходность?

— Прорабатываем пока на десять лет с 2031 года, подходы находятся в проработке, в следующем году выйдем с конкретным предложением. Доходность будет зависеть от общей экономической ситуации.

— Вы считаете, что не достигнете цели обновления мощностей в рамках уже принятой программы модернизации?

— Если делать когенерацию, то нужно делать больший акцент на ТЭЦ. Вначале в программу больше отбирались конденсационные блоки, а ТЭЦ было мало, исходя из минимальных затрат. Только на последних конкурсах количество ТЭЦ увеличилось. Нельзя останавливаться, с каждым годом оборудование только стареет. Нужно продлевать модернизацию: можно все сносить под корень и ветряки ставить, а можно модернизировать и повышать эффективность. Нельзя ориентироваться только на ВИЭ, мы должны идти своим путем.

— Планирует ли Минэнерго пересматривать правила поддержки по ДПМ ВИЭ из-за того, что в ветре фактически достигнут сетевой паритет?

— Думаю, что отменять уже заявленную программу до 2035 года с ее долгосрочными стимулами, объемами и прочим — плохая идея. После 2030 года надо вернуться к этому вопросу, и исходя из ценового паритета, принять необходимые решения. Сами инвесторы к этому придут.

— Минэнерго предлагало провести технологически нейтральный отбор для энергоснабжения БАМа, но ГЭС и ВИЭ впоследствии исключили. Можно ли теперь назвать его технологически нейтральным, если фактически в качестве претендентов остались только СУЭК с угольной генерацией и «Интер РАО» с газовой?

— Тема с технологически нейтральным отбором хорошая. Но сейчас у нас есть сроки реализации мероприятий по энергообеспечению Восточного полигона, и в такие сроки построить ГЭС невозможно. Как минимум нужен год на изыскания, потом исследования грунтов. Использовать ВИЭ можно, конечно, но будет так: ветер есть — поезд идет, ветра нет — поезд встал. В такие сроки реально построить только ТЭС.

— Рассматривается ли возможность тиражирования подобного рода конкурсов? Например, для генерации в Тамани?

— Это правильный подход. Правила проведения технологически нейтральных конкурсов приняты для всех возможных случаев в будущем. ТЭС в Тамани уже строится, но там можно построить и больший объем, поскольку фиксируется рост потребления.

— По остальным станциям для Восточного полигона, например, для Нерюнгри, конкурс не предусматривается? Строить будет «РусГидро»?

— Если строить как продолжение этой станции, то вопрос с привлечением другого инвестора не стоит. Нужно учитывать вспомогательную инфраструктуру: водоснабжение, трубопроводы, золоотвалы. Это надо как-то строить и эксплуатировать одновременно. Я не вижу в этом (другом инвесторе.— “Ъ”) экономической целесообразности. Если полностью новый объект строить, то тогда да, можно рассмотреть возможность конкурса.

— Вводимое ЕС трансграничное углеродное регулирование при любом сценарии снизит объем экспорта «Интер РАО». Нет ли в связи с этим идеи разрешить доступ к экспорту другим генкомпаниям, владеющим АЭС, ГЭС и ВИЭ?

— По закону можно, но на сегодняшний день сложилась такая ситуация, что «Интер РАО» осуществляет экспортные поставки, покупая с рынка электроэнергию и мощность.

— То есть вы считаете, что «Интер РАО» допустит кого-то на свои сечения?

— Это другой вопрос. Вы же вопрос задаете: можно ли? Я говорю, что можно. Закон позволяет заниматься этим всем желающим компаниям. Это значит, что нужно договариваться, какие-то агентские соглашения заключать и так далее.

— Проект по резерву мощности уже третий год не удается согласовать. Последняя версия документа предлагает плату в размере 15% от ставки на содержание сетевых мощностей, потребители предлагают снизить до 6–9%. Согласны ли вы пойти на такой компромисс?

— Я думаю, что проект будет принят в том виде, в котором сейчас есть. Это тот компромисс, который несильно напрягает промышленных потребителей. Этот объем оплаты соответствует стоимости содержания электросетевого оборудования, поэтому там все правильно сейчас. Я знаю, что «Россети» это не очень устраивает, потому что для них нет дополнительных доходов. Но нам нужно отработать технологию работы между потребителем и сетевой организацией, чтобы они не принимали избыточных решений.

— Вы рассчитываете в следующем году утвердить проект?

— Хотелось бы в этом году, по крайней мере мы будем стараться не затягивать.

— Вы планируете возвращаться к дифференциации тарифа ФСК?

— Эта инициатива пока отложена. На мой взгляд, важно подойти к дифференциации тарифов только с точки зрения майнинга криптовалют, который создает большие проблемы. В Иркутске, например, фиксируется рост потребления из-за этого. Ситуация неправильная, потому что майнеры платят по тарифам населения, а тариф для населения субсидируется, это только увеличивает «перекрестку». Конечно, нужно думать, как исправить ситуацию.

— Помимо этого Минэнерго сейчас разрабатывает еще какие-то меры по снижению перекрестного субсидирования?

— Я считаю, что «перекрестку» нельзя полностью ликвидировать. Мы же тариф для населения сдерживаем за счет промышленности. Во многих странах такая практика. Нужно «перекрестку» сократить, и тем более нельзя ее наращивать. Нельзя все развивать за счет энергорынка, чтобы любой, кто захочет, вешал все на рынок. Мы занимаем жесткую позицию сдерживания этих новых предложений. А так, конечно, нужно подумать и о льготном техприсоединении — это вопрос из той же серии.

— Тогда встает закономерный вопрос о финансировании новой волны мусоросжигающих ТЭС, которые хочет построить «Ростех».

— Я против. То, что инвесторы сегодня даже с пятью (строящимися мусорными ТЭС.— “Ъ”) плохо справляются,— это тоже показатель. Энергорынок — это не базар, а жесточайшие требования. Нужно исполнять принятые на себя обязательства — это моя четкая позиция. Пока в правительстве сохранено мнение о том, что эти 25 МТЭС пока не рассматриваем. Вот отработают технологию на существующих пяти, а дальше пусть объясняют, причем здесь энергорынок.

— «Ростех» предложил создать 900 МВт новой мощности в Крыму для энергоснабжения заводов по опреснению морской воды. Нужна ли такая мощность?

— Сейчас будут обновляться схема и программа перспективного развития Крыма на семь лет. Все эти предложения нужно рассматривать в рамках разработки этих документов.

Интервью взяла Татьяна Дятел