Что в этом году произошло с автомобильным топливом, откуда дефицит и почему оно дорожает? Правда ли, что во всем виноват растущий экспорт?

Павел Сорокин: Внутренний рынок полностью снабжен топливом. Но из-за ажиотажного спроса в отдельных регионах, связанного с ремонтом перерабатывающих заводов и сложностями с подвозом топлива, возникло ощущение дефицита.

Например, после внеплановой остановки завода Астраханского ГПЗ произошло перераспределение покупок топлива по сетям различных игроков. То есть поскольку сеть одного из участников рынка в моменте не получила достаточно моторного топлива, потребители пошли на другие заправочные станции. Это привело к резкому вымыванию товара на работающих заправках, что вынудило их работать "с колес", в смысле подвоза топлива на них, и создало картину нездорового ажиотажа.

Конечно, были и другие факторы. В последние месяцы мы наблюдали в определенной степени девальвацию рубля и рост котировок нефтепродуктов на всех основных мировых рынках. Если крэк-спред на дизель (разница между ценой на сырую нефть и нефтепродукты) в начале лета был 140-150 долларов на тонну, то к концу лета вырос вот до 300 долларов. То есть 150 долларов на тонну добавилось к стоимости дизеля на мировом экспортном рынке. И несмотря на постоянные дискуссии относительно того, что внутренняя котировка не имеет ничего общего с внешней, это некорректно с точки зрения общей экономики и законов здравого смысла. Потому что при возможности выгодно вывести на экспорт товар его цена на внутреннем рынке будет стремиться к экспортной альтернативе.

Чтобы не допустить роста цен из-за этого, направляется дополнительный объем топлива на биржу, который создает переизбыток товаров на внутреннем рынке. Сейчас одна из мер, которая обсуждается, это введение института уполномоченных экспортеров для того, чтобы пресечь "серый" экспорт. Когда компании, которые покупали топливо, предназначенное для внутреннего рынка, вывозили нефтепродукты за рубеж. С точки зрения интересов страны и внутреннего рынка это неправильно. Это злоупотребление положением, которое сложилось. Поэтому сейчас надо предпринять меры, чтобы продукт, который предназначен для внутреннего рынка и получил поддержку в виде демпфера (компенсации нефтяникам за поставки топлива на внутренний рынок. - "РГ"), оставался в стране. У министерства энергетики также есть определенные дополнительные предложения, как надо донастроить систему стимулов, чтобы в такие периоды нефтепродукты оставались в России и чтобы у нас не возникало никаких временных или локальных перекосов.

А как с нефтью, нужно ли нам отказаться от привязки цен наших марок нефти к зарубежным сортам?

Павел Сорокин: Российская нефть и нефтепродукты представлены на всех крупных мировых рынках. Сейчас при поставке их на новые рынки, они кого-то вытесняют, поскольку мы говорим не о создании нового спроса и удовлетворении его, а об изменении грузопотока в мире. Фактически поставщики просто меняются местами.

Поэтому, когда говорят об отвязке цен российской нефти от каких-то котировок, важно понимать, что все основные котировки в мире, как бы они ни назывались, привязаны к североморской нефти Brent или к североамериканскому сорту WTI, поэтому являются производными от данных котировок.

Соответственно, торговая площадка может меняться, но все основные индексы между собой связаны. Все измеряется дифференциалами к тому или иному бенчмарку (эталонный сорт нефти. - "РГ"). Чаще всего им является Brent или WTI, а также котировки в Роттердаме, Сингапуре или Мексиканском заливе для нефтепродуктов. Есть еще котировки в Арабском заливе, но это очень специфический кэптивный (ограниченный) рынок для ближневосточных игроков, поэтому про его использование речи не идет. У нас достаточно понятное ценообразование на нефть и нефтепродукты, которое идет в привязке к ключевым рынкам и дифференциалов к ним.

Излишки добычи газа в 2023 году, по разным оценкам, могли бы составить от 80 до 120 млрд кубометров. Можем ли мы как-то компенсировать эти потери за счет потребления на внутреннем рынке?

Павел Сорокин: Эта тема важна не только со стороны объемов снижения производства - 80-120 млрд кубометров, но и с точки зрения в целом позиционирования российской газовой отрасли на будущее, ее вектора развития. Трубопроводный экспорт в Европу снизился из-за односторонних, недружественных и часто нелегитимных действий наших западных партнеров. Мы оказались в положении, когда нужно принять решение, как наиболее эффективно распорядиться теми богатствами недр, которые у нас есть. На самом деле этот вопрос всегда был на повестке дня. Но одно дело решать его, когда есть стабильный потребитель ваших ресурсов с развитой инфраструктурой, а другое дело, когда он совершенно неожиданно решает от ваших поставок отказаться. Мы сейчас именно в такой ситуации. И приходится оперативно искать способы монетизации газовых запасов.

В первую очередь к ним относятся возможности продажи их на экспортный рынок в виде сжиженного природного газа (СПГ). То есть стратегия остается неизменной. У нас по-прежнему цель - экспортировать 100 млн тонн СПГ к 2030 году и, потенциально, 120-140 млн тонн к 2035 году. Здесь очень важно сделать оговорку, что для этого необходимо поддерживать общую ресурсную базу и работать сообща, в координации между всеми участниками рынка.

Должна быть задействована трубопроводная инфраструктура, необходимы судостроительные мощности. Нужен инжиниринг, чтобы заместить оборудование для производства СПГ, которого у нас нет. В этих вопросах у нас сейчас прогресс достаточно хороший.

Мы это видим на примере реализуемого проекта "Арктик СПГ-2" и потенциального проекта "Мурманского СПГ". Нами доказано, что в целом отдельная очередь СПГ-завода может быть построена либо полностью из российских компонентов, либо с использованием некоторых комплектующих от наших партнеров из дружественных стран.

А развитие газохимии может помочь?

Павел Сорокин: Да это еще одно ключевое направление. Но здесь важно понимать, что газохимия, как и нефтехимия, не является панацеей с точки зрения объемов потребления. Зато создает продукцию с большой добавленной стоимостью. Для этого нужно взять и переработать жирные фракции, которые содержатся в газе. Сейчас это особенно выгодно, их становится больше по мере того, как истощаются залежи в сеноманских пластах, а добыча уходит глубже, на другие горизонты, где более жирный газ.

Там присутствует очень большое количество различных ценных фракций, таких как этан, пропан, бутан, а в Восточной Сибири еще гелий. Сейчас есть технические возможности для их использования и самое главное, существуют экономические стимулы. Минэнерго вместе с минфином два года назад приняли изменение в Налоговый кодекс, которое дает крупным нефтегазохимическим проектам обратный акциз на этан и на использование сжиженных углеводородных газов (СУГ) для пиролиза (термическое разложение органических природных соединений. - "РГ"). Это экономический стимул для выделения из газа ценных фракций.

Продукция нефтегазохимии значительно дороже базовой стоимости сухого газа, будь то 5,5 тыс. руб. на российском рынке, или какая бы цена ни складывалась на мировом рынке, от 200 до 500-700 долларов за тысячу кубов. Выделив 5-10% с точки зрения объема, веса, вы можете кратно поднять стоимость всей ресурсной базы. Вот это и делается в нефтегазохимии, но, повторюсь, это не панацея для объемов потребления. Проще говоря, вы не сможете 80-120 млрд кубометров экспорта газа в год заместить за счет нефтегазохимии.

Сколько газа смогут "забрать" новые нефтегазохимические проекты?

Павел Сорокин: Если только приблизительно. Амурский газоперерабатывающий завод, Амурский газохимический комбинат, завод полимеров в Усть-Куте, расширение татарстанского нефтегазохимического кластера, нефтехимический комплекс в Усть-Луге в сумме дадут дополнительно около 7-8 млн тонн пиролизных мощностей, то есть дополнительной переработки сырья.

Но это все равно ключевое и важнейшее направление развития отрасли. Оно закрывает потребности России в крупнотоннажных полимерах. Сейчас у нас есть определенные позиции, которые мы импортируем. Это частично ABS-пластики, частично малотоннажная химия. По мере расширения крупнотоннажной базы - за счет полиолефинов с высокой добавленной стоимостью, которые мы производим, у нас появляется инвестиционный ресурс и стимул уже идти в среднюю и малотоннажную химию.

Есть еще какие-то возможности увеличить внутренний спрос на газ?

Павел Сорокин: Да, третье направление, очень важное, это развитие газового транспорта, использование газомоторного топлива (ГМТ). Во-первых, это позволит диверсифицировать портфель различных видов топлива. Наибольший эффект здесь можно получить в крупнотоннажном грузовом транспорте, потому что грузовики, которые переходят с дизеля на СПГ, получают серьезную экономическую выгоду. По нашим расчетам, операционные затраты на жизненный цикл транспортного средства становятся на 20-30% ниже. А также мы можем по более высокой, более адекватной цене монетизировать запасы газа.

А что с поставками нашего газа в Узбекистан и Казахстан, а также возможным транзитом через их территорию в Китай?

Павел Сорокин: У "Газпрома" уже есть действующие контракты, по которым газ поставляется в эти страны. Увеличение объемов поставок действительно обсуждается, и первые результаты уже есть.

Но говорить о транзите в Китай, наверное, пока еще преждевременно. Тут надо в комплексе смотреть на наши отношения в газовом сегменте с Китаем. И в комплексе рассматривать все проекты. Поэтому отдельно выделять их не хотелось бы, это все-таки все звенья одной цепи. Но, безусловно, расширение инфраструктуры и углубление газовых связей пойдет на пользу всем.

Центральноазиатские республики, во-первых, гарантированно смогут обеспечивать свои пиковые периоды внутреннего спроса на газ. А, во-вторых, это позволит им исполнять свои, экспортные контрактные обязательства. А для России, это расширение связей с нашими партнерами. Ну и, естественно, опять же диверсификация направлений поставок.

Много было разговоров про своповые поставки газа в Иран. Остановка строительства газопровода "Мир" из Ирана в Индию как-то повлияла на наши планы?

Павел Сорокин: Здесь опять же вопрос надо рассматривать в комплексе. Все газовые рынки связаны между собой, даже когда речь идет про региональный газовый рынок. И все новые газовые проекты - интеграционные, учитывающие состояние других проектов и ситуацию на этих рынках.

Поэтому не очень правильно говорить об остановке строительства данного газопровода, это пока только намерения одной стороны. Дискуссии продолжаются. Обсуждаются все возможные варианты снабжения индийского рынка и стран, которые находятся между Россией и Индией. Проект должен удовлетворять все страны, на территории которых будет проходить инфраструктура, и должен быть найден наиболее эффективный способ доставки газа. Один из них - своповые поставки (замещающие, наш газ в Иран, иранский в Индию. - "РГ"). Для поставок газа в Индию нужна комплексная договоренность между тремя, четырьмя или даже пятью странами. Работа ведется.

А в каком состоянии сейчас проекты по созданию газового хаба в Турции?

Павел Сорокин: Идут консультации "Газпрома" с турецкой стороной при нашем участии, с учетом мнения экспертного сообщества. Идет определение основных параметров работы. Газовый хаб - это не только какая-то физическая точка, возникновение которой лишь вопрос создания физической инфраструктуры. Это еще и виртуальная точка биржевой торговли. Сейчас идет определение параметров взаимодействия всех заинтересованных сторон. Надеюсь, в ближайшем будущем стороны смогут поделиться деталями.