"Газпром" обосновал необходимость повышения тарифов на транспортировку газа конкурентов на 3,9%. Однако против высказались в аппарате Аркадия Дворковича, Минэкономразвития и Минэнерго.

Прокачка ниже себестоимости

С 2016 года тарифы на прокачку газа для независимых газопроизводителей (НОВАТЭКа и "Роснефти") по Единой газотранспортной системе (ЕГС) "Газпрома" утверждает Федеральная антимонопольная служба (ФАС). В прошлом году ФАС не разрешила индексацию этого тарифа на 2%, сохранив его на уровне 2015 года. Но теперь ведомство выступило за его повышение, поддержав предложение "Газпрома" увеличить его максимально — на 3,9% (изменение тарифа ограничено уровнем индексации оптовых цен на газ для промышленности).

Накануне совещания у вице-премьера Аркадия Дворковича по индексации тарифа на транспортировку газа независимых газопроизводителей, которое состоялось 7 июня, "Газпром" обосновал свое пожелание повысить стоимость прокачки на 3,9% (сейчас тариф составляет 65,2 руб. за 1 тыс. куб. м газа на 100 км).

В приложении к письму заместителя председателя правления монополии Андрея Круглова, отправленному заместителю министра энергетики Кириллу Молодцову в начале июня (копия есть у РБК), говорится, что себестоимость прокачки газа независимых газопроизводителей в 2017 году составила 69,2 руб. за 1 тыс. куб. м газа на 100 км и превысила действующий тариф. Всего "Газпром" заложил в план на 2017 год прокачку 1,43 трлн куб. м газа. Однако пока эти планы не реализуются: на начало 2017 года было прокачано лишь 0,897 млрд куб. м газа вместо плановых 1,019 трлн, а монополия недополучила 14% ожидаемой выручки в размере 79,48 млрд руб., указано в письме зампреда правления "Газпрома". Какова в этом объеме газа доля конкурентов, в документах "Газпрома" и открытых источниках профильных ведомств не указывается.

Как пишет топ-менеджер, с 2012 года накопленная величина инвестиций в транспорт газа по ЕГС (с учетом амортизации мощностей. — РБК), не возмещенная тарифом, с учетом инфляции составила на начало 2017 года 827 млрд руб. При этом Круглов указывает, что в тарифе в текущем году не была учтена амортизация по недавно введенным в строй газопроводам в размере 84 млрд руб.

Топ-менеджер "Газпрома" считает, что независимые газопроизводители пользуются преимуществами расширения системы магистральных газопроводов, но не участвуют в пропорциональном софинансировании ее расширения. Монополия готова не включать в тариф расходы на переезд своих сотрудников в Санкт-Петербург и возмещение им расходов на ипотеку в связи с обустройством на новом месте, которые составили 331 млн руб. в 2017 году, за счет которых тариф вырос бы еще на 2 коп. за прокачку каждой 1 тыс. куб. м газа на 100 км, говорится в письме.

Если "Газпром" добьется своего, прокачка газа для его конкурентов подорожает на 2,54 руб. за 1 тыс. куб. м газа на 100 км. По оценке руководителя проектов VYGON Consulting Дмитрия Акишина, из-за индексации стоимости газа для промышленности на 3,9% независимые производители даже после повышения тарифов на прокачку газа, на котором настаивает "Газпром", покажут рост EBITDA.

"Рост тарифов на транспорт принесет "Газпрому" всего 10-20 млрд руб. в зависимости от сценария, что ничтожно мало в сравнении с теми инвестициями (амортизационные отчисления и капвложения), которые не покрывают утвержденный в 2015 году тариф", — подсчитал эксперт. По его мнению, чтобы компенсировать "Газпрому" эти затраты, необходимо либо существенно увеличивать тариф (на 10% к текущему), либо дождаться, пока эффект дополнительных инвестиций нивелируется снижением инвестиционной активности и высоким уровнем амортизации.

Разногласия чиновников

В прогнозе социально-экономического развития на 2017 год и последующие периоды до 2019 года, подготовленном Минэкономразвития, говорится, что индексация тарифов на транспортировку газа независимых газопроизводителей по системе "Газпрома" не может превышать уровень индексации оптовых цен на газ для промышленности.

В начале июня по итогам правления Федеральной антимонопольной службы оптовые цены на газ для этой категории потребителей было решено повысить на 3,9% с 1 июля. Но судьба тарифа на транспорт газа для конкурентов "Газпрома" на этом совещании осталась нерешенной. Вопрос был снят с рассмотрения, так как представители Минэкономразвития России и Минэнерго проголосовали против предложения ФАС об индексации на 3,9%, знают два собеседника РБК в этих ведомствах. Минэнерго на основе своих расчетов предложило повысить тариф только на 1,72%, а Минэкономразвития — на 1,9%, рассказали чиновники этих ведомств и подтвердили собеседники РБК в "Газпроме" и "Роснефти", знакомые с итогами заседания правления ФАС.

На совещании 7 июня у курирующего ТЭК вице-премьера Аркадия Дворковича тоже не смогли договориться, на сколько индексировать тариф на транспорт газа для конкурентов "Газпрома".

По словам трех источников РБК в профильных ведомствах и нефтегазовых компаниях, близких к участникам обоих совещаний, позиции ведомств и участников рынка разделились. "Роснефть" и НОВАТЭК выступили за нулевую индексацию тарифа. Их позицию поддержал вице-премьер Дворкович, утверждают два федеральных чиновника. Представитель вице-премьера Алия Самигуллина на звонок РБК не ответила.

Начальник управления контроля ТЭК Федеральной антимонопольной службы Дмитрий Махонин на пресс-конференции в Крыму 22 июня говорил, что ФАС настаивала на росте тарифа на транспортировку газа для независимых газопроизводителей на 3,9%, исходя из прогноза индекса потребительских цен и прогноза цен экономического развития страны. "Прочие министерства и ведомства не все поддерживают это мнение, кто-то считает, что индексация должна быть в районе чуть меньше 2%", — уточнял он (цитата по "Интерфаксу"). При этом чиновник указывал, что решение о размере тарифа может быть вынесено на уровень правительства, и предполагал, что к 1 июля его не будет.

ФАС 28 или 29 июня проведет совещание по вопросу тарифа на транспортировку газа для независимых производителей, сообщил журналистам замглавы ведомства Анатолий Голомолзин 27 июня, цитирует его ТАСС. Правление службы запланировано на 29 июня, однако в его повестке пока нет вопроса о тарифах на транспорт газа конкурентов "Газпрома".

Официальные представители "Газпрома", Минэкономразвития и Минэнерго от комментариев отказались. Представитель Федеральной антимонопольной службы на запрос РБК не ответил, как и представитель НОВАТЭКа.

Конкуренты за ноль

"Необоснованные решения по росту тарифа на транспортировку газа независимыми компаниями могут привести к дефициту газа в России", — заявил журналистам председатель правления НОВАТЭКа Леонид Михельсон в кулуарах Петербургского международного экономического форума в начале июня. "По нашему мнению, надо сначала принять методику (расчета транспортного тарифа. — РБК), а потом утверждать тарифы, а до этого не принимать никаких решений. Я считаю, это очень правильно", — цитирует его "РИА Новости". "По нашему глубокому убеждению, на сегодняшний день транспортный тариф завышен. Есть и другие участники газового рынка, и у них тоже такое же мнение", — отметил Михельсон.

"Индексация тарифа на транспортировку газа, предлагаемая ФАС, не обоснована. Компания выступает за то, чтобы он не повышался, а рассчитывался по новой методике с учетом обоснованного уровня затрат, контролируемого регулятором", — заявил РБК представитель "Роснефти". По его словам, текущий уровень инвестиций в газотранспортную систему превышает реальные потребности, если рассчитывать их по подготовленной ФАС методике по расчету тарифа на транспортировку газа. "Основные инвестиции монополия осуществляет в расширение экспортно ориентированных газотранспортных мощностей, практически не используемых другими участниками газового рынка. В соответствии с раскрываемой по законодательству информацией уровень капитальных затрат в строительство газопроводов для нужд внутреннего рынка снижается, что должно однозначно привести к снижению тарифа на транспортировку газа", — считает "Роснефть".

Людмила Подобедова

В России с начала года резко выросли цены на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Речь идет о так называемой первой ценовой зоне, которая включает практически всю европейскую часть страны и регионы Уральского федерального округа. Так, в феврале мощность здесь подорожала на 25-30% по сравнению с началом прошлого года. Согласно экспертным прогнозам, рост сохранится и в дальнейшем, превратившись в устойчивую тенденцию. В частности, ассоциация "Некоммерческое партнерство "Совет рынка", объединяющая продавцов и покупателей электроэнергии, подсчитала: средний рост платежа за мощность в 2017-2020 годах будет сохраняться на уровне 15% в год. Такими темпами цена мегаватта уже в скором времени увеличится в полтора раза. Понятно, что это будет дополнительным сдерживающим фактором социально-экономического развития.

Почему растет цена? У этого процесса несколько причин. Одна из главных — ввод новых дорогостоящих объектов генерации по так называемым договорам о предоставлении мощности (ДПМ). При заключении ДПМ поставщик принимает на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию станций определенной мощности. Взамен потребители гарантируют ему компенсацию затрат и обеспечение доходности, причем эти обязательства распределяются между всеми потребителями ценовой зоны на долгосрочный период.

Институт ДПМ возник на волне ожидания дефицита генерации в стране. 10 лет назад казалось, что электроэнергии совсем скоро будет остро не хватать. Используя механизм ДПМ, государство стимулировало приток вложений в эту сферу. Инвестиции составили несколько триллионов рублей. Но прогнозы по росту потребления не сбылись, кризиса не случилось, и сейчас реальность намного отстает от той картины, которая рисовалась в нулевые. В России по факту образовался избыток генерирующих мощностей.

Рост электропотребления в рамках Единой энергетической системы (ЕЭС) России минимален. Скажем, в 2016 году этот показатель составил всего 1,8% по отношению к 2015 году, рост был обусловлен влиянием погоды и добавлением дня високосного года. Всплеска не ожидается и в будущем: согласно принятой Минэнерго РФ Схеме и программе развития ЕЭС на 2017-2023 годы, в обозримом будущем рост будет находиться в пределах статистической погрешности — около 1%. При этом генерации построено и строится столько, что сейчас эксперты "Совета рынка" оценивают избыток мощности — кстати, оплачиваемый потребителями, в 30 ГВт, и по прогнозу он сохранится и на ближайшие годы.

Эксперты РСПП не так давно называли цифру "лишних" мегаватт — 34 ГВт. "Указанный избыток мощности сопоставим с объемом всех заключенных договоров о предоставлении мощности по ТЭС на органическом топливе, — отмечали эксперты. — С учетом того, что доля ДПМ составляет до 70% платежа за мощность, потребляемую на оптовом рынке, получается, что до 10-15% от полной розничной цены с промышленных потребителей собирают для оплаты невостребованных генерирующих объектов".

Капзатраты на строительство вводимых сейчас по ДПМ мощностей очень высоки, а компенсировать их, несмотря на крайне слабый спрос, приходится. Взять, к примеру, энергоблоки АЭС. Как отмечают в "Совете рынка", в 2016 году стоимость мощности в первой ценовой зоне составила 433,8 тыс. руб. за мегаватт. Доля АЭС в ней едва превышала 8%. В 2017 году произошли заметные структурные изменения. Цена мощности увеличилась на треть — до 574,4 тыс. руб. за мегаватт, а доля АЭС подросла до 22% — сразу более чем в два с половиной раза.

Для российского потребителя важно, чтобы на отечественном энергорынке не было дисбалансов и перекосов, формирующих избыток дорогой мощности и толкающих цены вверх. Но получится ли стабилизировать рынок, если Минэнерго планирует нарастить к концу 2023 года совокупную мощность АЭС с 29,7 ГВт до 33,3 ГВт, — вопрос. По подсчетам "Совета рынка", доля АЭС в цене мегаватта в таком случае превысит половину, притом что в объеме потребляемой мощности она составит всего 13,4%.

Такая ситуация невыгодна потребителям, поскольку снижается рентабельность производства и тормозится открытие новых предприятий. Однако ее можно исправить, причем без существенного ущерба для генераторов. К примеру, сейчас цена предоставляемой по ДПМ АЭС мощности определяется исходя из 25-летнего срока окупаемости энергоблоков. Но расчетный срок службы новых энергоблоков длиннее в два раза — вполне можно было бы продлить действие ДПМ, например, до 35-45 лет. Одновременно можно было бы снизить базовую величину доходности, которая составляет 10,5%, что превышает как фактическую инфляцию за последние 10 лет, так и плановую инфляцию на 10-летнюю перспективу. Возможна и корректировка планов строительства новых энергоблоков, которые сейчас, спустя десятилетие после их принятия, кажутся несколько отставшими от жизни — их логично было бы увязать с реальным ростом электропотребления. Существующее ценообразование на мощность АЭС можно было бы пересмотреть в целях некоторого снижения прогнозной прибыли и увеличения сроков окупаемости. Эти предложения требуют дальнейшей проработки и обсуждения, однако очевидно, что замалчивать проблему, продолжать руководствоваться устаревшими планами и использовать устаревшие инструменты как минимум недальновидно.

Василий Киселев

Срок ввода в эксплуатацию Ковыктинского месторождения в очередной раз может измениться, следует из материалов "Газпрома", — и это не точная дата: промышленная разработка начнется после выхода на максимальную добычу Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения, сказано в справочнике "Газпром в цифрах — 2016".

Дополнительно запутывает ситуацию то, что сроки запуска и выхода на максимальную добычу Чаяндинского месторождения в справочнике также не указаны. Написано, правда, что на проектную мощность Чаяндинское месторождение выйдет в соответствии с контрактом на поставку газа в Китай.

Контракт с китайской CNPC, о котором речь, предусматривает поставку в Китай до 38 млрд куб. м газа ежегодно в течение 30 лет. Документ был подписан в мае 2014 г., а вступил в силу только в мае 2015 г. Временное окно, когда "Газпром" должен начать поставки, — с мая 2019 г. по май 2021 г.

В презентации, представленной "Газпромом" ко дню инвестора в 2016 г., сроки запуска новых добычных проектов, завязанных на "Силу Сибири", — Чаяндинского и Ковыктинского — определялись как 2018 и 2022 гг. соответственно и считались подтвержденными. Об изменениях в условиях контракта с CNPC с тех пор не сообщалось.

Изменение срока ввода в эксплуатацию Ковыктинского месторождения может произойти уже в пятый раз. В 2006 г. добыча на Ковыкте должна была уже составлять 9 млрд куб. м в год — в соответствии с лицензией, выданной компании "Русиа петролеум". Добыто было на два порядка меньше — 33,8 млн куб. м. В 2006 г. "Газпром" стал монопольным экспортером газа и в марте 2011 г. приобрел актив — и тогда же пообещал, что добыча на месторождении начнется в 2017 г. Спустя еще два года компания внесла корректировку в план освоения Ковыкты: теперь в нем значился 2024 год. А согласно заявлениям "Газпрома" в 2016 г., добыча газа на Ковыктинском месторождении должна была начаться в 2022 г.

Похожая история происходила с утвержденным графиком запуска добычи на Чаяндинском месторождении. Лицензия на него была получена "Газпромом" еще в 2008 г., начало добычи заявлено на 2014 г. Но Чаяндинское месторождение так же сдвигалось все дальше в будущее — сначала на 2016 г., потом на 2017 г. и, наконец, на 2018 г. До тех пор пока в прошлом году "Газпром" не перестал в принципе указывать сроки в официальных заявлениях.

Нежелание раскрывать новые сроки ввода в эксплуатацию двух огромных месторождений, входящих в ресурсную базу трубопровода "Сила Сибири", директор отдела корпораций Fitch Ratings Дмитрий Маринченко связывает с намерением "Газпрома" оптимизировать программу капитальных вложений и сбалансировать денежные потоки в условиях неопределенных цен на газ и роста налоговой нагрузки. Максимальное отдаление срока начала исполнения контракта на поставку газа в Китай может напрямую этому способствовать, высказывает предположение эксперт.

"Обязательства перед CNPC есть, но они довольно гибкие, окно начала поставок — два года. Публичной информации о контракте и о том, как он структурирован, очень мало", — сетует Маринченко.

Неизвестно, к какому сроку поставки должны достичь 38 млрд куб. м и допускаются ли поставки в меньшем объеме, если это вызвано сложностями геологического характера при освоении месторождений.

Но одного Чаяндинского месторождения, скорее всего, будет недостаточно, чтобы разогнаться до 38 млрд куб. м, говорит аналитик Fitch.

Кроме того, ориентируясь на более позднее начало добычи, "Газпром" страхует себя, понимая, что разработка месторождений может занять больше времени — в силу тех самых сложностей геологического строения, считает Маринченко. На сайте "Газпрома" указано, что Чаяндинское месторождение имеет сложное геологическое строение и особые термобарические пластовые условия, для его освоения "Газпрому" придется применять самые передовые технические достижения. "Иными словами, нужно бурить больше скважин. Применять редко использовавшиеся раньше "Газпромом" технологии. Это может усложнить темпы выхода на максимум добычи и привести к удорожанию проекта", — говорит Маринченко.

Согласно документам "Газпрома", изменение срока ввода в промышленную эксплуатацию касается не только Чаяндинского и Ковыктинского, но и большей части прочих газовых месторождений. В среднем даты начала добычи на них перенесены на один-два года, а выхода на максимум добычи — на срок от двух до трех лет. Маринченко объясняет это стечением сразу нескольких факторов: "Газпром" позволил себе снизить добычу газа с 488 млрд куб. м в 2012 г. до 420 млрд в 2015 г. и пока поддерживает ее. Это указывает скорее на избыток добывающих мощностей, чем на их недостаток.

В то же время компания уже несколько лет теряет свою долю на внутреннем рынке под давлением независимых поставщиков. Экспортные продажи в 2016 г. дошли до рекордного значения в 189 млрд куб. м, но и существенного роста здесь ожидать пока не стоит, полагает Маринченко. Вкупе с невысокой ценой на газ, значительно возросшей на компанию налоговой нагрузкой и идущим параллельно строительством "Северного потока — 2" и "Турецкого потока" перенос сроков освоения Ковыктинского и Чаяндинского месторождений объясним желанием "Газпрома" оставить себе свободу для маневра, заключает Маринченко.

В Западной Сибири у "Газпрома" профицит добычных мощностей, говорит замдиректора Фонда национальной энергобезопасности Алексей Гривач: "Компания развивала ресурсную базу под экспортные контракты и рост спроса на газ на внутреннем рынке после реформы РАО ЕЭС". Роста не было, а значительная часть промышленных потребителей отошла независимым производителям. Нет определенности и с экспортом газа в Европу, полагает Гривач: политика может вмешаться в продление контрактов и заключение новых. "Газпром", вероятно, не видит смысла форсировать новые добычные проекты и инвестировать в них опережающими темпами", — заключает Гривач.

Артур Топорков

Во вторник Арбитражный суд Башкирии отклонил несколько ходатайств АФК "Система" в процессе с "Роснефтью" на 170,6 млрд руб., передало РАПСИ и подтвердил представитель АФК. "Система" хотела привлечь в качестве третьего лица Росимущество, а также предлагала отложить процесс до того, как Замоскворецкий районный суд Москвы рассмотрит заявление компании о том, что часть доказательств по делу получена с нарушениями и не может быть представлена суду.

Одна из претензий "Роснефти" и "Башнефти" по иску была в том, что АФК "Система" и ее дочернее общество при реструктуризации схемы владения "Башнефтью" в 2014 г. погасили часть акций компании и тем самым "нанесли обществу ущерб". Ответчики указывали, что Росимущество уже после завершения реструктуризации в 2015 г. также погасило часть акций "Башнефти".

В суде юрист "Системы" заявил, что без привлечения государства к участию в деле состав лиц будет неполным. Представитель истца возразил, что речь идет лишь о несправедливых условиях выкупа акций "Башнефти", повлекших миллиардные убытки.

"Система" будет обжаловать эти решения, сказал ее представитель Сергей Копытов. Следующее заседание пройдет 12 июля.

Также к иску хотели присоединиться бывшие директора "Башнефти" Феликс Евтушенков и Всеволод Розанов, которые голосовали за изменение структуры собственности башкирской компании в 2014 г. Они опасаются, что в случае, если суд встанет на сторону истцов, это затронет их права как лиц, участвовавших в принятии решений о реорганизации схемы владения "Башнефтью". Но суд и их ходатайства отклонил.

В качестве обеспечения по иску приставы арестовали 31,76% акций МТС, 100% группы компаний "Медси" и 90,47% акций Башкирской электросетевой компании на общую сумму 185 млрд руб.

Арбитраж вполне может сам оценить, получено доказательство (в данном случае переписка бывших менеджеров "Башнефти" о разделительном балансе) с нарушением закона или нет, и самостоятельно принять решение — исключать ли это доказательство из дела, но ожидание решения Замоскворецкого суда затянуло бы процесс, отмечает партнер BMS Law Firm Денис Фролов. Суд привлекает третьи лица тогда, когда решение по делу может повлиять на их права или обязанности по отношению к истцу или ответчику, говорит он. Действия Росимущества с принадлежавшим ему в 2015 г. пакетом "Башнефти" не являются предметом рассмотрения и спора, поэтому попытка включить его в процесс ничего не решает, считает партнер Tertychny Agabalyan Иван Тертычный. С привлечением третьего лица рассмотрение дела начинается с начала, по сути, это затягивает процесс, заключает Фролов.

Виталий Петлевой