Ведет заседание Координатор рабочей группы РСПП по реформированию газовой отрасли Клочко Елена Юрьевна.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Добрый день! Хочу сообщить вам, что в настоящее время в Лондоне проходит большой российский инвестиционный форум, на котором присутствуют и Руководитель нашей рабочей группы Борис Юрьевич Титов, и Юргенс Игорь Юрьевич — Вице-президент, исполнительный секретарь РСПП. Мероприятие большое и важное, требующее их присутствия.

С другой стороны, работа группы у нас плановая. План этот был утвержден. Посчитали правильным провести заседание, не отменяя его. И поручили мне, как координатору рабочей группы РСПП, вести заседание.

Если нет возражений, предлагается начать работу заседания рабочей группы.

По плану работ, который мы рассматривали в прошлый раз, по предложению Бориса Юрьевича, на первом этапе мы сначала с вами рассмотрели добычу и запасы газа, чему было посвящено первое заседание.

Наше заседание сегодняшнее должно быть посвящено больше стороне потребителей. Перед вами повестка дня. Мы посчитали правильным пригласить представителей крупнейшего потребителя — РАО «ЕЭС» России. Попросили выступить представителей Минэкономразвития и Минэнерго по вопросу топливного баланса, в частности газового баланса и его прогнозов. И затем предоставить слово представителю Ассоциации металлургов в лице Илькевича Николая Ивановича — это доклад № 3. Там больше нашей газовой тематики. Тем не менее, вопросы, посвященные прогнозному балансу газа, там тоже наличествуют.

По регламенту предложение следующее. Заслушать 2 доклада первых, тем более что выступающих трое. Потом прерваться на 15-20 минут. И во второй части, начав с доклада № 3, затем перейти к обсуждению. И очень хотелось бы в течение сегодняшнего заседания выслушать мнения отраслевых потребителей — металлургов, химиков, агрохимиков с тем, чтобы можно было впредь учесть их мнение и передать на обработку экспертам.

Если нет возражений по регламенту, то слово для выступления предоставляется первому докладчику — представителю РАО «ЕЭС» России — зам. начальника Департамента научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС» России Бобылеву Александру Викторовичу. Пожалуйста, Александр Викторович. Просьба к выступающим, особенно в прениях, называйте, пожалуйста, себя для включения в стенограмму имен выступающих.

(Слайды к докладу РАО ЕЭС — отдельный файл рассылки)

БОБЫЛЕВ А.В.

Я благодарен, что нас пригласили на рабочую группу по реформированию газовой отрасли. Нас пригласили действительно, как одних из главных потребителей газа выступить с нашим видением, как мы видим потребность нашу в газе, как цена газа повлияет на тарифы, на электроэнергетику.

Я бы хотел начать с того, что все наши перспективные прогнозы мы делаем на основе энергетической стратегии, которую нам задают государство, правительство. Я хотел бы два слова сказать, что у нас были разработаны основные положения энергетической стратегии. Они еще 23 ноября 2000 года были рассмотрены на правительстве, были одобрены. Но был дан трехмесячный срок на доработку этих основных положений. К сожалению, из-за того, что там было очень много противоречий также между добытчиками и потребителями, то она дорабатывалась где-то около полутора лет. Опять же была внесена на правительство эта энергетическая стратегия. И сейчас правительство разослало ее на рассмотрение министерств и ведомств. В плане заседания правительства эта энергетическая стратегия, т. е. в плане на конец мая.

Я, основываясь на том, какие нам заданы ориентиры в этой энергетической стратегии, буду, в основном, буду ориентироваться на нее, на ее показатели. Другое дело, насколько она будет принята, и какие там будут коррективы. Единственное, что я хотел еще сказать, почему такая длительная доработка шла, какие изменения старой редакции, а теперь новой редакции, чем вызваны были потребности в уточнении. Тут краеугольным камнем энергетической стратегии, ее выполнения было резкое повышение тарифов на энергоносители и на электроэнергию. В энергетической стратегии было показано, что в противном случае отрасли, как электроэнергетика, так, допустим, газовые и нефтяные, нефтяные в меньшей степени, регулируемые отрасли, т. е. такие, как газовая и электроэнергетика, которые являются спонсорами промышленности из-за низких тарифов, они сами в ближайшее время, если не изменить ситуацию, будут тормозом для экономики. К сожалению, в первоначальной энергетической стратегии не произошло изменений, там основные изменения должны быть в 2001 году. 2001 год прошел, но ничего не изменилось. И пока не видно изменений на будущее в ближайшее время, т. е. каких-то существенных в этом сдвиге.

По новой редакции энергетической стратегии. В новой редакции энергетической стратегии заложено где-то 5 % темпов валового внутреннего продукта в благоприятном варианте и около 3,5 % в пессимистическом варианте. Соответственно от этого заложен рост электропотребления, примерно, 3 % в благоприятном варианте и 2 % в пессимистическом. Вот сейчас вы на слайде видите динамику потребления по России. Эта динамика потребления по России в целом, по всей территории России. Вот как она видится в энергетической стратегии, в последнем варианте. (Слайд Динамика потребления электроэнергии по России). Желтым — это имеется в виду, мы ее так назвали, область неопределенности, это разница между благоприятным и пессимистическим вариантом. С учетом экспорта электрической энергии под эти уровни электропотребления разработан прогноз выработки электроэнергии.

Следующий слайд (Слайд Изменение структуры производства электроэнергии). Вот здесь этот прогноз выработки как бы уже затрагивает не только производство электроэнергии, но уже и на чем, и как раз близко к теме, изменения структуры. Как вы видите, мы, правда, оперируем 2000 годом, а не 2001 годом, хотя у нас есть данные, чтобы по пятилеткам, что в 2000 году производство энергии было 876 миллиардов кВт.ч, опять подчеркиваю, по России в целом. Из них 128 миллиардов было выработано на атомных станциях, это 15 %, и 164 миллиарда на ГЭС. Надо сказать, что на ГЭС производство электроэнергии зависит от водности года. Прошлый год был многоводным, и мы выработали 175 миллиардов. А вот в 2005 году планируем только 171. Это имеется в виду, что мы всегда на перспективу берем средневодные годы.

Здесь показаны среднегодовые приросты по благоприятному варианту, т. е. по максимальному, сколько нам надо произвести электроэнергии, закрыть. Здесь прослежена четкая такая тенденция, которая намечена и в энергетической стратегии, т. е. это переход на неорганические виды топлива, по максимуму. Т.е., на атомную энергетику и на гидроэнергетику. Если вы посмотрите, то вот розовым цветом — это выработка электроэнергии на органическом топливе. Процент ее к 20 году снижается, увеличиваясь за счет атомной энергетики и гидроэнергетики. Несмотря на то, что процент снижается с 68 до 62, т. е. на 6 %, все равно, несмотря на это, все равно значительный рост выработки электроэнергии приходится на тепловые станции. Тепловая электроэнергетика все равно остается даже и на рассматриваемую перспективу основной в производстве электроэнергии. Все равно эти 62 % большее число.

Потребность в топливе для производства данного электроэнергии на слайде. (Слайд Потребность в топливе ТЭС России на период до 2020 года.) Здесь уже потребность в топливе для тепловой энергетики, рассчитанная в миллионах тонн условного топлива и рассчитанная под ту энергетическую стратегию. Причем она дана с учетом введения того научно-технического прогресса, который намечается достаточно бурно в энергетической стратегии. Здесь я бы хотел привести, что с нашей точки зрения даже слишком оптимальные и, может быть, не будут выполнены они, т. е. те объемы, которые потребуются для того, чтобы данная потребность в топливе была реализована. Дело в том, что для того, чтобы реализовать вот эту потребность в топливе при том производстве, требуется порядка от 80 до 110 миллионов киловатт мощности на замену и новое строительство тепловых станций. Что, соответственно, приведет к снижению потребности удельного на выработку квт/часа и, соответственно, к общему, т. е. потребности в топливе при том производстве. В противном случае, если мы не масштабно проведем техперевооружение, реконструкцию и не заменим наше старое оборудование, которое имеет очень плохие удельные показатели, то потребность эта будет намного больше. Исходя из основных положений энергетической стратегии, у нас заложено, помимо того, что мы закладываем увеличение производства на неорганические, на ГЭС и на атомные, мы еще и в энергетической стратегии, если видите, ну, может быть, не такими большими темпами, но закладываем уменьшение доли газа в тепловой энергетике. Вот с 64 % — 65 % до 60 % к 2020 году. Уменьшая или, практически в абсолютном выражении по мазуту и относительном по газу, и увеличивая достаточно резко, почти в 2 раза, потребность в угле, и потребность угля для тепловой энергетики.

Как я уже сказал, мы не только долю газа уменьшаем , но мы еще резко должны в этой энергетической стратегии увеличить как бы качественно производство электроэнергии на газе. Т. е. у нас резкое увеличение количества современных технологий по ГУ и ГТУ, которые в отличие от современных газовых наших станций, которые имеют порядка 40 % КПД, то парогазовая технология до 50 %, а современные зарубежные аналоги до 60 %. В энергетической стратегии отмечено, в отличие оттого, что сейчас у нас только парогазовые технологии, но, практически, первенцы, введена на северо-западной ТЭЦ в позапрошлом году парогазовая установка мощностью 450 мегаватт, а нам надо 60 тысяч. В энергетической стратегии до 20 года заложено внедрение 60-70 тысяч. Вы можете представить, какие требуются. 450 МВт- сейчас, и к концу периода нам надо 60 -70 тысяч для того, чтобы выйти на эти параметры по газу. Это вкратце по первому вопросу, т. е. о потребности сейчас и на перспективу по газу в электроэнергетике.

Следующий вопрос, который просили осветить — это влияние цен на газ в электроэнергетике. Как я говорил выше, вообще в энергетической стратегии в первой редакции, особенно, во второй редакции краеугольным камнем реализации ее было, т. е. устранение сложившейся в настоящее время диспропорции в ценах на органическое топливо. В энергетической стратегии редакции 2000 года было соотношение между углем и газом 0,65 к 1. Т. е. почти в два раза уголь дороже газа у нас. Как вы все сами понимаете, то это экологически менее чистый продукт, менее калорийный и т.д. А, тем не менее, он дороже почти в два раза. В той редакции энергетической стратегии, в первоначальной, было заложено, что для того, чтобы ее реализовать и чтобы перевести электроэнергетику больше на потребление угля, сбалансировать топливно-энергетический баланс страны, то было заложено, что к 2005 году это соотношение должно поменяться с 0, 65 к 1 до 1,2 к 1. Т. е. уже 2005 году газ должен быть в 1,2 раза дороже. А к 2010 году в 1,6 — 1,8 к 1. Это соотношение планировалось и на дальнейшую перспективу. Но жизнь показывает, что, к сожалению, это вот так не происходит. Здесь я хотел бы остановиться, именно обращаясь к группе по реформированию газа, что с точки зрения потребителей электроэнергетиков нам бы хотелось, чтобы как можно быстрее произошла либерализация газовой отрасли, и был бы создан рынок газа. Монополизм, а соответственно и государственное регулирование, приводит к таким перекосам. А перекос такой, что, как я уже сказал, у нас 0,65 к 1 было, а в 2002 году 0,63 к 1. Т. е. у нас вместо того, чтобы, как было заложено в энергетической стратегии, идет соотношение газа, т. е. должна уменьшаться разница, и даже 1,2 к 1, как я сказал, а сейчас она все равно больше увеличивается. Почему это? Невозможно как у нас сейчас получилось, что в ряд топливных отраслей, таких как уголь и нефть, они нерегулируемые, а газ и электроэнергетика — регулируемые. Т. е. должны быть поставлены все в равные условия. Что сейчас на самом деле происходит? Как только процентов на 10-15 правительство, ФЭК, правительство принимает решение об увеличении тарифов на газ, то буквально через квартал угольщики поднимают цену на 25 %. Они отслеживают это совершенно четко.

Мы в первоначальной стратегии пробовали этот вопрос поднимать, попытались привязать. У нас станции, в общем-то, монопольны, такая технология, зависит от каких-то разрезов, привязать уголь, сделать тоже, как монопольный для данной станции, чтобы невозможно было вот так волюнтаристски угольщикам поднимать цены. Пока этот вопрос не решен. Я не знаю, как он будет решен, но вопрос с рынком газа назрел. Или мы все топливные отпускаем на нерегулируемые цены, или мы тогда все должны регулировать. А иначе эти перекосы продолжают быть. То, что в энергетической стратегии уже, я так думаю, что из-за того, что увидели эти диспропорции разработчики, то уже в новой редакции, которая сейчас рассматривается, там уже более мягкий вариант. Как я уже сказал, в предыдущей редакции цена к 10 году должна быть 1,8 к 1, то сейчас в этой стратегии по европейской части 0,9 к 1, т. е. к 10 году. Т. е. заложено, что газ не догонит уголь в цене к 10 даже году. Вы сами понимаете, что электроэнергетикам неинтересен более дорогой вид топлива и менее экологичный. Хотя мы прописываем это, на всех стадиях декларативно говорят, что надо переходить на уголь, но по жизни никогда конечно. Электроэнергетики будут всячески сопротивляться переходу на уголь, пока не будет нормальное соотношение цен. Это то, что касается этого действительно важного вопроса.

Был задан у нас такой вопрос, я по вопросам, которые были заданы организаторами, отвечаю как потребитель. Как сейчас в тарифе на электрическую энергию топливные составляющие. Если взять в целом производство электроэнергии не на тепловых станциях, а вообще в целом, производство электрической энергии без тепла в тарифе, то это где-то оценочно — четверть, 25 %. В том числе доля газа в тарифе на электрическую энергию где-то порядка 14 % — 15 %, если берем в целом по электроэнергетике. Как влияние цены, мы тоже так примерно прикинули. Это вот потребность в газе по нашим расчетам, т. е. какая должна быть потребность в газе. (Слайд Перспектива обеспечения газом ТЭС России). Она в нынешней редакции заложена энергетической стратегии. Здесь мы показали, какая добыча предполагается. Это в целом добыча по газу, и Газпромом и независимыми производителями. Розовым — это потребность всех тепловых станций. Синим — это потребность на тепловых станциях РАО и АО. Она, как вы видите, отличается порядка около 20 миллиардов. Это, в основном, тепловые у нас электростанции ведомств или сейчас мы их, может быть, как независимые производители энергии, и которые будут появляться. Вот примерно такая разница. Эта вот потребность в принципе обеспечивает, предыдущие все слайды, то производство, потребность в топливе, которая была в целом. И вот выделена просто потребность в газе в электроэнергетике.

Теперь следующий слайд.(Слайд Изменение топливной газовой составляющей в себестоимости электроэнергии на ТЭС РАО «ЕЭС» и АО-энерго при прогнозируемом росте цен на природный газ). Это слайд по изменению цены газа. Цену газа мы опять же заложили, которая была заложена в последней редакции энергетической стратегии. Как эта газовая составляющая отразится в себестоимости электроэнергии.

Далее я бы хотел остановиться на последнем 3 вопросе, т. е. как оценить затраты, нас просили, на переход к использованию альтернативных видов топлива. Мы газ здесь рассматриваем как замыкающий в нашем балансе. Т. е. мы максимум что можем, используем уголь, стабилизируем мазут, по максимуму используем электроэнергию гидростанций и атомных станций. Здесь, с нашей точки зрения слишком даже оптимистично заложено развитие атомной энергетики в основных положениях энергетической стратегии. Дело в том, как вы видели в первоначальном, где мы давали производство электроэнергии, структуру производства, то возрастает примерно в 2, 5 раза производство электроэнергии на тепловых станциях. Соответственно и резко возрастают вводы и установленная мощность на атомных станциях. Сегодняшних 22 млн. киловатт в энергетической стратегии заложено увеличение установленной мощности тепловых станций до 50 млн. киловатт. Т. е. больше, чем удвоение, в 2, 5 раза. Т. к. сейчас идет 2002 год, то можете себе представить, что надо, примерно, с учетом выбытия атомных станций старых, что надо вводить, примерно, чуть ли не по два блока ежегодно, по миллионнику имеется в виду. С нашей точки зрения это нереально, нет таких ресурсов, ни машиностроительных, ни финансовых. По оценке наших специалистов, максимум, на что мы можем рассчитывать, то это порядка 40 млн. киловатт к 2020 году. Это удвоение, а не в 2, 5 раза. Мы прикинули, что если будет 40 млн. киловатт вместо намечаемых 50, при отклонении энергетической стратегии от благоприятного варианта, который там дан, то недовыработка составит 60 млрд. квт/час. Следовательно, потребуется, даже с учетом ПГУ, который мы будем вводить, порядка 13 млрд. дополнительно к тому газу, что я показывал, 13 млрд. кубов в год. Если не будет реализована атомная программа вот эта очень большая. Это что касается опасений по атомной энергетике.

Что касается перевода электростанций РАО и АО на уголь. Те станции, которые были запроектированы на уголь, но в настоящее время используется газ. Здесь мы проводили совместно с Газпромом и с ….(неразборчиво), Алексей Александрович здесь находится, работу специальную, которая показала тогда, что из 82 электростанций запроектированных на угле, а использующих в настоящее время газ, технические состояния и более-менее экономические позволяют перевести на уголь только 28 станций. Дело в том, что в предыдущей энергетической стратегии, которая была разработана в 1994 и принята в 1995 году, энергетическая стратегия до 2010 года, то там, наоборот было провозглашено дальнейшее увеличение использования газа в электроэнергетике. Поэтому, развернув естественно, как я уже сказал, что это более удобный, более дешевый, чистый вид, соответственно энергетики развернулись на газ. Поэтому на многих станциях были вообще порушены топливные подачи угольные, все с удовольствием перешли на газ. Теперь это сделать очень сложно. Наши исследования общие показали, что где-то возможно перевести на 28 электростанции. Это где-то даст 10 с небольшим млрд. кубов в год газа экономию. Но это потребует капитальных вложений на восстановление порядка 16-17 млрд. рублей. Но, это только впрямую станции. По нашим же еще подсчетам необходимо, сейчас ужесточились требования экологические, на поддержание работоспособности эти старых достаточно станций, если они будут работать на угле, вместе с необходимыми природоохранными системами, еще 30 млрд. рублей на это надо затратить. Угля-то ведь тоже лишнего нет. По нашим подсчетам еще требуется угля, где-то на 40-45 млрд. рублей вложить в инвестиции в угольную промышленность, чтобы обеспечить эти станции. Рассматривая эти вопросы и направления РАО «ЕЭС», то приняли решение, что уже нецелесообразно тогда те станции, которые уже перевели на газ, опять их разворачивать и переводить на уголь. Но тенденция, как я уже сказал, в принципе, в балансе закладывается. Мы планируем, вроде бы, увеличить использование угля. Но опять же я считаю, что во многом это будет зависеть, я, может быть, повторюсь, оттого, какое будет соотношение. Пока уголь будет почти в два раза почти дороже газа, то ничто, наверное, не заставит энергетиков перейти на уголь.

Пожалуй, у меня все, если будут вопросы…

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Большое спасибо. У меня первый вопрос. Подводя итоги того, что вы сказали, ясно, что к 2020 году все равно на 60 % в балансе РАО «ЕЭС» России будет присутствовать газ?

БОБЫЛЕВ А.В.

По нашим расчетам. Из общего баланса доля газа в тепловых электростанциях.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Даже если и снизится, то с 65 % до 60 %. А можно вернуть последний слайд доклада? В связи с этим вопрос, если по существу не сильно изменится составляющая газа в балансе РАО «ЕЭС», то цена газа будет в значительной мере влиять на цену электроэнергии в среднем. На этом слайде — рост цены газа и рост газовой составляющей в себестоимости электроэнергии. Совершенно очевидно, что они адекватны, это понятно. Вопрос-то собственно в другом — в стоимости квт/часа электроэнергии для потребителя в перспективе. Как она себя поведет при предполагаемом росте цен на газ? Можем мы с вами спрогнозировать?

БОБЫЛЕВ А.В.

Ну, квт/час у нас был заложен вот при такой, как я понимаю, наверное, стоимости по газу 3,5 цента к 2020 году.

Сейчас где-то там 1 цент с небольшим. И вот в 3, 5 раза. Здесь не только здесь из-за газа. Ведь сюда же заложены и остальные компоненты. Это только топливные составляющие. Мы все же надеемся, что когда-нибудь у нас зарплата вырастет. Капитальные вложения, нужно же покрывать, те огромные вводы, которые требуются для того, чтобы переоснастить всю по сути дела электроэнергетику, чтобы выйти на те объемы топлива, которые нам требуются. Если электроэнергетику оставить на том же техническом уровне, на котором она сейчас, то процентов на 25, на четверть, потребуется еще больше газа. И остальных видов: угля, мазута и т.д.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Есть еще вопросы?

С МЕСТА

Вы не могли бы привести на примере с цифрами, что газ в два раза дешевле, чем уголь. Показать это на конкретном примере.

САВИНОВ В.К.

У меня здесь данные. У потребителя цена со всеми налогами, со всеми транспортными издержками: уголь на начало года — 516 рублей тонна, газ — 572 рубля за тысячу кубических метров. Мазут был 2 тысячи, но сейчас он где-то 1200 — 1300 за тонну. И получается так, если перевести все это на тонну условного топлива, то уголь получается 794 рубля на тут, газ — 497 рублей на тут, мазут — 1482 рубля на тонну условного топлива. И получается соотношение: уголь — 1, газ — 0, 63, мазут — 1, 87. Получается, что газ почти в два раза дешевле угля, и, примерно, в три раза мазута.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Еще вопросы. Коллеги, редкая возможность спросить РАО «ЕЭС» России.

ПЕТРОВ А.А.

Раньше мы знали, что у вас очень скромные планы относительно создания парогазовых установок, а сейчас речь идет о таких больших мощностях, как 60 — 70 миллионов. Где это отражено?

БОБЫЛЕВ А.В.

Я вам сейчас объясню. Я подчеркивал, что основные положения я брал на основе энергетической стратегии. Это заложено в энергетической стратегии. РАО «ЕЭС» России прогнозирует меньше вводы. По нашим данным где-то около 30 миллионов киловатт мы планируем до 2020 года.

ПЕТРОВ А.А.

А к 2010?

БОБЫЛЕВ А.В.

К 2010 по нашим планам 10 миллионов.

ПЕТРОВ А.А.

Раньше у вас было к 2010 полтора миллиона. Можно назвать эти мощности?

БОБЫЛЕВ А.В

Нет, полтора нет. Все, конечно, будет зависеть от тех инвестиций, которых у нас, к сожалению, очень мало. Это, я бы сказал, радужные планы. Так у нас записано и 4 блока по 325 на ковки, второй блок на Северо-западной ТЭЦ. Первый блок, а до этого даже планировалось и два блока на Калининградской ТЭЦ 2. И при реконструкции: на Новороссийской ТЭЦ, Пермский — (4 блок) 450, на Щекинской ГРЭС — 450. Плюс много таких мелких надстроек газовых турбин на существующих станциях. Вот где-то так набирали. Я считаю, что это тоже слишком розовый план. Мы стремимся к этому, но, к сожалению, как я говорил, мы регулируемая отрасль, то столько инвестиций, сколько нам заложат ФЭК и РЭК, то столько мы и сможем освоить. Опыт 2002 года показывает, что в те инвестиции, которые отпущены, которые заложены в тарифы, они не покрывают далеко-далеко наши инвестиционные потребности. И, соответственно, все уходит вправо. В том числе и по ПГУ.

ТАВРИЗОВ В.Е.

В абсолютных цифрах объем газа с 65 % до 60 % упадет к 2020 году, всего на 5%?

БОБЫЛЕВ А.В.

Надо вернуть слайд (Перспектива обеспечения газом ТЭС России). Тут 193 миллиарда кубометров к 2020 г.в целом для тепловой энергетики России. То, что сейчас объединяет РАО ЕЭС и АО-энерго — 173 миллиарда к 2020 году. А сейчас 139 миллиардов. Т. е. цена вопроса где-то 33 — 34 миллиарда.

ШНИТКОВСКИЙ О.Е.

Как вы видите вашу ситуацию, если рынок будет полностью нерегулируемый? Газовый. Вы прогнозы эти для себя как-то просматривали?

БОБЫЛЕВ А.В.

А это есть в энергетической стратегии. Разработчики прикидывали. Там есть два варианта. Есть вариант регулируемого, и есть вариант нерегулируемого. Я не знаю, может быть, это лучше для Алексея Александровича Макарова вопрос. Здесь такие данные, что дано по двум регионам: Центральный регион и Западно-Сибирский регион. Цена газа, берем благоприятный вариант, 2005 год — (цена регулируемая) 25 долларов за тысячу кубов, и 50 — в случае конкурентного рынка. 2010 год — 35 долларов регулируемый и 65 долларов — конкурентный рынок. После 2010 года предполагается, что будет только конкурентный рынок. Поэтому 65 долларов — 2015 год и 75 долларов — 2020 год.

ШНИТКОВСКИЙ О.Е.

В этих условиях вам хватит внутреннего потенциала для того, чтобы конкурировать с электроэнергией на внешнем рынке? Вы сможете нормально и эффективно работать? Мы хорошо понимаем, что на внутреннем рынке нигде у нас электроэнергия из другого места не появится. Т. е. сегодня система формируется, но к этому времени ее не будет. А вот на внешнем рынке, как вы считаете, вы сможете выдержать, сохранить рынки? Вы в стратегии это как-то учитывали? Сможет ли конкурировать электроэнергия на экспорт?

БОБЫЛЕВ А.В.

Да, конечно. Я думаю, что сможет. Мы там проигрываем в технологии, КПД станций у них выше. Но все остальные затраты, а топливные составляющие — это еще не вся составляющая, а, в основном, это повлияет на топливные технологии. Все остальные затраты: ремонтные, эксплутационные, на передачу электроэнергии, то они намного ниже. Я не думаю, что мы выйдем на уровень западноевропейский, по крайней мере, чтобы не смочь конкурировать. А там вообще- то жизнь покажет. По крайней мере, сейчас у нас тариф намного ниже. У нас еще тут резерв есть большой.

КИМ А.А.

По поводу угля. Вы говорили, что повышение цен на газ ведет за собой повышение цен на уголь. Считается, что угольная отрасль либерализована, там существует конкуренция. Как этот вы тот механизм объясните? Что можно там сделать Правительству, госорганам для того, чтобы как то сдержать здесь автоматическое повышение цен?

БОБЫЛЕВ А.В.

Я об этом уже говорил. Почему так происходит? Наверное, ясно, что если 2-3 вида топлива в тепловой энергетике, т. е. мазут, уголь и газ, то, естественно, если одна цена повышается, то конкурент смотрит и тоже повышает. Нам некуда деваться. Что может Правительство сделать? Мы поднимали этот вопрос. По технологии так происходит, что уголь-то у нас очень плохой. В России очень плохой и низко калорийный уголь. И поэтому у нас котлы на станциях делают прямо под конкретный уголь.

КИМ А.А.

Конкуренции угля для вас нет, так получается?

БОБЫЛЕВ А.В.

Нет у нас конкуренции для угля. Мы ставили этот вопрос в Минэнерго, этот вопрос поднимался. Чтобы признать какие-то определенные шахты, разрезы, которые поставляют на электростанции — монополистами.

КИМ А.А.

Технологическими монополистами.

БОБЫЛЕВ А.В.

Да, мы не можем заменить уголь. Они — монополисты. Тогда уже, чтобы не давать возможности поднимать вот так вот уголь, надо их тоже регулировать.

С МЕСТА

Это правильно, как вы считаете?

БОБЫЛЕВ А.В.

Я считаю, что правильно пока. Мое мнение такое: или все по одним правилам работают, регулируемым, или все работают по нерегулируемым.

У нас получается так, что газ, электроэнергетика — регулируются, нефть и уголь — не регулируются. И вот эти вот перекосы естественно. Как вот сейчас приводило Минэкономики, видно к чему это ведет.

ПЕТРОВ А.А.

Вы назвали капвложения для экономии 10 миллиардов кубометров газа при переходе на уголь в сумме 90 миллиардов рублей. Экономится 10 миллиардов кубометров газа. Если взять газ в европейских ценах, то получается миллиард долларов. А если затраты перевести в доллары, то получается, что затраты ваши стоят 3 миллиарда долларов. Тогда получается, что ваш проект окупается за 3 года по угольной станции. Вопрос только в том, что это находится в разных коммерческих структурах. Где-то у вас намечено решить этот вопрос хотя бы на одной промышленной крупной электростанции, чтобы решить вопросы и экологии, правильной подготовки угля и всего остального, этот комплекс где-то определился?

БОБЫЛЕВ А.В.

Нет. Это не определилось, в каком плане. Если считать, то получается, что это выгодно. Но для кого? Это как бы в целом, для государства. Или для Газпрома, который будет экономить. Для электроэнергетики при существующих ценах это не особенно выгодно. Второй момент здесь. Я знаю, что все время также атомщики говорят, мол, давайте увеличим производство электроэнергии на атомных станциях, а вы, газовики, отдайте нам экспортную составляющую на то, сколько мы сэкономим у электроэнергетиков на газе. Даже если мы сэкономим эти 10 миллиардов. Все время газовики говорят, что рынок газовый в Европе полностью занят. И туда с этими 10 миллиардами не особенно пробьешься.

ПЕТРОВ А.А.

В Турции открыт. Для нас это странно. Почему? Все равно все инвестиции делаете за счет потребителя. У вас есть инвестиционная составляющая. Вы просите, вам повышают цену и дают деньги на инвестиции. Если вас это интересует с точки зрения технической, с точки зрения будущего вашей отрасли, то почему бы ни попросить эти деньги? Даже в этом вот случае, что выиграют, якобы, газовики. Все равно же государство потребителю будет оплачивать. Это первый вопрос.

Второй вопрос — ресурсы газа. Турция ждет 30 миллиардов кубометров по голубому потоку. Вопрос только в вашей заинтересованности. Все равно ведь известно, что за 5 — 8 лет перекос цен будет ликвидирован. По мазуту был перекос цен в 6 раз, а в этом году он дошел до полутора.

БОБЫЛЕВ А.В

Получается, может быть, что, для государства, насколько я понимаю, это и выгодно. Вот для электроэнергетики переходить, как я уже сказал, при таких ценах в соотношении, это не выгодно.

ПЕТРОВ А.А.

Понятно. Даже из технического любопытства.

БОБЫЛЕВ А.В.

Получается, что вроде бы нам выгодно в Турцию отправить, а для местного потребителя не выгодно. Это я понимаю. Вопрос, когда Вяхирев поднял, вот это знаменитое его письмо Чубайсу по снижению 10, 12, 20 и 30 миллиардов. Вот в этом году должно уже быть 30. Как только произошел дефолт. Письмо было в 1999 году. Т. е. когда цена газа с 40 долларов упала до 12. Сразу стало невыгодно. Поэтому если цена внутренняя увеличится, то никто не захочет продавать газ в Турцию. Сейчас у нас почти 100-процентная оплата за газ. Какая разница, где его продавать, если он будет по 40 долларов здесь стоить или там, в Турции. Не знаю, может еще дороже, с учетом этого перегона и строительства для этого там подводных трубопроводов и т.д.

ПЕТРОВ А.А.

Я не об этом говорю. У вас есть первая парогазовая установка промышленной мощностью, на северо-западе. Сколько вы лет ее пускаете?

БОБЫЛЕВ А.В.

Долго, лет десять, наверное.

ПЕТРОВ А.А.

Каков КПД использования в прошлом году? Я имею в виду ресурс рабочего времени. Я вам подскажу — 30 %.

БОБЫЛЕВ А.В.

Она в опытно-промышленной эксплуатации.

ПЕТРОВ А.А.

А почему она мощностью 450 Мвт должна быть в опытно-промышленной? Что это за лабораторная установка? Мы создаем ее с вами вместе 10 лет. Точно в таком же положении находится образцовая угольная станция. В Германии она работает в центре Франкфурта. У нас еще в России такой ни одной нет. Ради любопытства надо ее создавать. Считать уже не по умозрительным расчетам, а по факту расхода на перевод отрасли на уголь. Так вот такого проекта еще нет. Хотя его можно было бы создать за счет государства. Получается, что эти 90 миллиардов рублей — это все деньги незагруженных строителей и машиностроителей наших.

МАКАРОВ А.А.

А в чем вопрос, мы что сейчас обсуждаем?

ПЕТРОВ А.А.

Вопрос состоит в том, почему у нас не создается первая образцовая со всеми экологическими требованиями и КПД угольная станция? И почему у нас есть энергетическая стратегия 1 и 2, которая требовала решения этой проблемы, а сегодня пока еще есть сомнения, нужно ли это? Когда будет первая станция?

БОБЫЛЕВ А.В.

Я вам напомню. Она в документах последних. Когда был Путин в Германии, там прямо немцы навязывают нам, чтобы создать с нами первую образцовую угольную станцию.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Уважаемые коллеги, я обращаю ваше внимание на то, что это только первый доклад. Следом у нас два выступающих, которые любезно согласились ответить на наши вопросы. И последний вопрос по Энергетической стратегии тоже имеет отношение к тематике следующих сообщений. Его можно задать представителям и Минэнерго, и Минэкономразвития. Я думаю, что они очень квалифицированно нам на эти вопросы ответят. Если нет возражений, то давайте перейдем к следующему докладу. Большое спасибо вам, Александр Викторович. Если есть еще вопросы, то, пожалуйста, в рабочем порядке после заседания. Спасибо.

Давайте перейдем ко второму докладу. Он посвящен текущему и перспективному балансу газа. Содокладчики: представитель Минэкономразвития Савинов Вячеслав Константинович — заместитель руководителя департамента ТЭК, и Ковряков Николай Александрович — начальник отдела Управления балансов топливно-энергетических ресурсов.

КОВРЯКОВ Н.А.

Давайте я начну. Краткая характеристика текущих балансов газа. В 2001 году, несмотря на снижение добычи газа в сравнении с 2000 годом, а также отказ от закупок туркменского газа, объем его поставок для внутреннего рынка увеличился почти на 10 миллиардов кубических метров, примерно на 3 %. Это стало возможным благодаря сокращению подачи газа. В основном это в ближнее зарубежье, в частности на Украину, за счет поставок туда транзитом среднеазиатского газа. А также благодаря превышению объема отбора газа из подземных хранилищ над закачкой.

Не менее благоприятно для внутреннего рынка складывается ситуация с ресурсами и в текущем году. Рост объема добычи газа в 1 квартале этого года почти на 2 % и снижение объемов потребления внутри страны более чем на 5 %, благодаря необычно теплой зиме, позволили сократить отбор газа из подземных хранилищ на 9 миллиардов кубических метров. Эти объемы неиспользованного газа послужат дополнительными ресурсами для внутреннего рынка и, возможно, для экспортных поставок. По текущему балансу все. Добыча — 581 миллиард кубических метров, 580, 6. Потребление — 406, 3.

Добыча Газпрома — 512 миллиардов кубов.

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

А ресурсы?

КОВРЯКОВ Н.А

Ресурсы. База газа по балансу будет 633 миллиардов в 2001 году.

С МЕСТА

А в этом году, благодаря теплой зиме, сколько вы сэкономили?

КОВРЯКОВ Н.А.

Около 5 %. Это составляет около 6 миллиардов кубометров.

С МЕСТА

Реальный ресурс 590?

КОВРЯКОВ Н.А.

Ну, естественно. Если минус брать, закачку и отбор, то …

С МЕСТА

6 миллиардов сейчас на внутреннем рынке свободного газа …

КОВРЯКОВ Н.А.

Ну… недоиспользовано, из подземных хранилищ 9 миллиардов.

С МЕСТА

Тем не менее, вы меньше будете закачивать в 3 квартале в подземные хранилища.

КОВРЯКОВ Н.А.

Ну, наверное, да. Т. е. ресурсы появятся. На внутренний рынок.

О перспективных балансах. В 2001 году объем добычи газа составил, как говорилось уже, 581 млрд. кубических метров. Около 90 % добытого газа обеспечили предприятия ОАО «Газпром». Остальные 10 % — это предприятия нефтяной промышленности и независимые производители газа.

К 2010 году добыча газа в соответствии с разработанной энергетической стратегией прогнозируется в объемах 615 — по пониженному варианту, и 655 — по благоприятному варианту. Т. е. с увеличением на 6 % — 13 % к уровню 2001 года. При этом основной рост добычи обеспечат независимые производители газа и предприятия нефтяной промышленности. Доля их в общем объеме увеличится до 19 %. Основной негативный фактор, препятствующий наращиванию добычи газа, — искусственное сдерживание регулируемых цен на газ. Это лишает газовую промышленность необходимых инвестиционных ресурсов для освоения новых месторождений.

Поставка потребителям России. Потребность внутреннего рынка в топливно-энергетических ресурсах, в том числе и газе, на перспективу до 2010 года определена, исходя из темпов потребления топливно-энергетических ресурсов в зависимости от роста объемов валового внутреннего продукта. При этом расчетная экономия топлива заложена в снижении темпов роста их потребления в сравнении с темпами роста объемов ВВП. А в электроэнергетике — в снижении удельных расходов топлива на выработку электроэнергии и в изменении структуры ее производства с преимущественным увеличением выработки электроэнергии на атомных и гидравлических станциях. Потребность в топливе электро — и теплоэнергетики определялась на основании рассчитанных Институтом энергетической стратегии и прогнозных объемов среднедушевого потребления электрической и тепловой энергии. Перспективными балансами, кроме экономии, предусмотрена и рационализация структуры потребления топливно-энергетических ресурсов.

При текущем потреблении газа в стране — 406 миллиардов кубических метров, его объем к 2010 году увеличится до 430 — 446 миллиардов кубических метров. Т. е. на 6 % — 10 % к уровню 2001 года. Для сравнения. Общее потребление энергоресурсов за тот же период вырастет на 8 % — 15 %. Опережающими темпами предусматривается увеличение потребления угля, нефтепродуктов, электроэнергии ГЭС и АС. В результате доля газа в структуре потребления первичных энергоресурсов должна снизиться на 1, 5 % — 2 % за 10 лет.

Отдельной строкой в балансе газа выделена его поставка наиболее крупному потребителю — электроэнергетике. В рассматриваемый период до 2010 года предусматривается стабилизация объема потребления газа электростанциями. Рост не более 1, 3 %. При существенном увеличении потребления угля более чем на 15 % . Это позволит изменить структуру потребления топлива на электростанциях со снижением доли газа с 65 % до 58 % — 62 %.

Подачи газа остальным потребителям Российской Федерации будут расти более высокими темпами. В 2010 году ее рост составит 6 — 13 % к уровню 2001 года. Приоритетными потребителями природного газа будут химия, сельское хозяйство, производство стройматериалов, коммунально-бытовой сектор и население. Как уже говорилось предыдущем докладчиком, последние годы, в условиях искусственного сдерживания регулируемых цен на газ и росте свободных цен на мазут и уголь, теряются стимулы к энергосбережению у потребителей. Порождается расточительность в использовании энергоресурсов. В этой связи необходимо осуществление организационных, экономических мер по изменению подходов к ценообразованию в газовой отрасли, включая применение свободных цен на реализацию газа. Министерство со своей стороны разработало план действий по реализации баланса газа, и направило его вместе с балансом в правительство.

Экспорт газа. В 2001 году подача газа за пределы территории Российской Федерации составила 181 миллиард кубических метров. В том числе страны дальнего зарубежья — 132 миллиарда, и ближнего — 49 миллиардов кубических метров. В перспективном балансе в соответствии с разработанной энергетической стратегией объемы поставок газа в ближнее зарубежье стабилизируются на уровне 50 миллиардов кубических метров. Подача газа в дальнее зарубежье увеличится на 25 — 42 миллиарда кубических метров. 19 % — 33 %.

Импорт газа. В 2001 году получено из Казахстана около 3 миллиардов кубических метров газа. В перспективе к 2010 году для удовлетворения растущей потребности в газе на внутреннем рынке и увеличении экспортных поставок в дальнее зарубежье возникает необходимость привлечения 22 — 28 миллиардов кубических метров из Туркмении и Казахстана. У меня все.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Есть вопросы к докладчику? Может быть, заслушаем вторую часть доклада и потом вопросы обоим? Нет возражений? Прошу вас.

САВИНОВ В.К.

Уважаемые члены рабочей группы, уважаемые приглашенные на заседание, спасибо за то, что пригласили выступить. Я понимаю так, что сегодня много будет повторений, т.к., в принципе, это один и тот же вопрос. Он только с разных ракурсов освещается. Мой вопрос, который мне надо вам докладывать, то, практически, мой коллега сказал. Единственно, что я, может быть, где-то повторюсь. Но постараюсь осветить те цифры, которые он не сказал.

В принципе основное развитие ТЭК, в том числе и газовой отрасли, они определены в программе социально-экономического развития России на среднесрочную перспективу — 2002 -2004 годы, которая была утверждена распоряжением правительства в июле прошлого года.

Основные направления социально-экономического развития России на долгосрочную перспективу были одобрены на заседании правительства в июне 2000 года. И, как уже здесь говорили, основные положения энергетической стратегии до 2020 года, которые были в ноябре 2000 года тоже одобрены на заседании правительства. И, наконец, последний основополагающий документ в части реализации тех направлений, которые были положены в тех документах, которые я назвал выше, это в ноябре 2001 года постановлением правительства была утверждена федерально-целевая программа «Энергоэффективная экономика на 2002 — 2005 год и на период до 2010 года». В этой программе предусмотрен ряд подпрограмм. Практически они все охватывают весь цикл от добычи до потребления. Потребление и в наших ТЭКовских отраслях и вообще в сферах потребления. Это и жилищно-коммунальное хозяйство, и транспорт, и сельское хозяйство.

Чтобы мне еще хотелось дополнить. Для стабильного роста добычи газа нам в ближайшие 10 — 15 лет необходимо ежегодно приращивать запасы в объеме не менее 1, 2 — 1, 5 раза. Хотелось еще вам напомнить значение ТЭКов в целом для нашей экономики. Поступление средств в бюджет: на долю ТЭК падает одна треть. Доля его в производстве промышленной продукции колеблется от 26 до 30%. В экспорте от 43 до 53%. Первый квартал 2002 г. эту цифру подтверждает, опять 53%. В инвестициях в общих доля ТЭКа от 24 % до 32 %.

Анализ развития экономики за последние три года, это после дефолта 1998 года: энергоемкость ВВП снизилась на 12,6 % . Добыча и производство первичных энергоресурсов за этот период выросли на 92 миллиона тонн, или на 6, 8 % . Необходимо отметить, что в газовой промышленности базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны. Медвежье — на 78 % , Уренгойское — на 67 %, Ямбурское — на 46 %.

В 2001 году на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, получено свыше 85 % газа. Единственное, что радует, в декабре прошлого года президент наш был на открытии Заполярного месторождения. Благодаря этому месторождению, тот уровень добычи, который сейчас есть, он, я имею в виду Газпром, будет поддерживаться и даже чуть-чуть будет прирастать.

На что еще хотел бы обратить ваше внимание. К 2010 году потребление внутреннего рынка против 2000 года возрастет на 10 % — 14 %. При этом потребление газа электростанциями РАО «ЕЭС» России измениться незначительно. Если в 2002 году, коллега здесь называл, электростанции потребили 136 миллиардов газа, то к 2010 году мы прогнозируем 143. Т. е. рост только на 5 %. У остальных потребителей газа расход возрастет немножко больше, это от 7 % до 11 %. Удельный вес электростанций в общем расходе газа на производственно-эксплуатационные нужды измениться с 38, 8 % в 2000 году до 37, 8 % — 37 % в 2010 году. У остальных потребителей, соответственно, с 61 % увеличится до 63. Среди остальных потребителей наиболее значительный удельный вес от общего расхода на производственно-эксплуатационные нужды занимает металлургическая промышленность — 8 %, агрохимическая — 5 %, АПК — 5 %, коммунально-бытовые нужды и население, соответственно, 5 % и 11 %.

Насчет экспорта. Цифры были названы, я их повторять не буду. Единственное, что я отмечу, что страны дальнего зарубежья, то экспорт к 2010 году возрастет от 157 до 180 миллиардов кубических метров. При этом из общего объема продаж газа в дальнее зарубежье, на страны Западной Европы и Турцию, приходится 68 % — 70 % , а остальной газ поступает в страны бывшего соцлагеря, если можно так назвать. Наиболее крупным покупателем российского газа является, наверное, вы знаете, это Германия — это порядка 26 % от общего экспорта в страны дальнего зарубежья. Италия — 17, Франция — 10, Турция — 8.

Хотелось бы отметить, что важное значение в рассматриваемый период приобретает импорт природного газа из центрально-азиатских государств. Это, в первую очередь, Туркмения. Это для газоснабжения наших южных регионов России, которые к 2010 году могут составить 35 %. На дальнейший период имеются проработки, там даже до 70% и выше. Чем дальше, тем чуть-чуть выше — такая кривая. Насчет добычи на этот период: в среднем к 2010 году добыча Газпромом, основным нашим производителем газа, намечается 520 -530 миллиардов.

И хотелось бы еще сказать о структуре немножко. Здесь уже говорили тоже. За этот период, с 2000 по 2010 год, произойдет изменение в структуре производства и добыче. Я миллионы тонн, наверное, говорить не буду, утомительно, т.к. цифр много. Доля угля в производстве первичных ТЭР за этот период возрастет с 12 % до 12, 8 % — 13, 6 % в 2010 году. Доля газа, наоборот, сократится с 47, 7 до 46, 6 — 45, 9%. Во внутри республиканском потреблении, в структуре, также произойдут изменения. Увеличится доля потребления угля. Удельный вес угля увеличится с 17, 8 % в 2000 году до 18, 5 — 20 с лишним % в 2010 году. Доля газа в общем потреблении снизится с 51, 4 % в 2000 году до 49 % в 2010 году. Там, правда, через вилку. Хочу поправиться, до 51 % — 49 %. Вот это то, что касается баланса газа.

Единственное, на что я хотел бы обратить внимание, коллеги уже здесь говорили, что, конечно, указанные выше объемы добычи газа могут быть достигнуты при условии поэтапного роста цен на газ на внутри российском рынке. Обеспечение равновыгодности поставок на экспорт и внутренний рынок. Плюс, конечно, необходимо решить проблему свободного доступа независимых производителей газа к системе магистральных газопроводов. Вот это то, что касается баланса газа.

Мы, может быть, начнем с вопросов. Если есть желание, то я немножко скажу про энергосбережения.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Если возможно, да. И укрупненно, чем оно будет стимулироваться. А то мы со слов коллеги из РАО «ЕЭС» не поняли.

САВИНОВ В.К.

Стимулироваться? Я же уже сказал, перовое — это приведение в соответствие цен в оптимальное соотношение: 1:1,2:1,3. Это между конкурирующими видами топлива: уголь, газ, мазут. Это первое.

С МЕСТА

В конце концов, некому будет сберегать энергию, т. к. основные промышленные предприятия за счет роста себестоимости просто-напросто будут неконкурентными на рынке.

САВИНОВ В.К.

Если мы этого не будем делать, если не будем заниматься энергосбережением, то за этот период, при темпах ВВП, которые мы намечали, нас президент покритиковал, что мало амбициозности. Сейчас вопрос решается, на этой-той неделе до 2005 года смотрим темпы ВВП. Это повлечет за собой и дальнейшую перспективу, а это, значит, увеличивать потребление в три раза до 2020 года не хватит нам ни сил, ни возможности. Поэтому проблема энергосбережения выходит на первый план.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Коллега из РАО «ЕЭС» сказал, как только повышается регулируемая цена на газ, то автоматически поднимают цену угольщики. То, что вы сказали, что энергосбережение стимулируется если перейти к правильному соотношению между ценами на уголь, мазут и газ — это понятно. А как это будет достигаться на практике?

САВИНОВ В.К.

Для того чтобы такого не происходило в будущем, то здесь необходимо выработать комплекс антимонопольных мер. Все мы знаем, что уголь и мазут, мазут в меньшей степени, он как бы потребляется на локальных рынках. И здесь, наверное, есть способы влияния. Я не говорю, что надо было бы государственное регулирование цен, но контроль может и нужно. И поэтому с помощью антимонопольных мер можно эти вопросы отрегулировать.

С МЕСТА

С одной стороны. А с другой стороны, никто не запрещает стать собственником этих предприятий, а тогда уже влияйте на себестоимость, потребляйте. Тоже вариант. Все-таки антимонопольные меры это не рыночные.

САВИНОВ В.К.

Почему? Это рыночная мера. Весь мир пользуется, а мы что не можем?

ШНИТКОВСКИЙ О.Е.

Опыт других стран есть в этом ключе какой-нибудь?

Мы пока только как бы гадаем, как это будет. Потому что на самом деле нельзя одно регулировать, а другое не регулировать. Тут все равно, мне кажется, нужно регулировать рынок, но разными методами.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Могу я полюбопытствовать? Давно уже вопрос назрел. Как считалась в Энергетической стратегии перспективная добыча газа независимыми производителями к 2010 -2020 годам? Как она получилась в указанных в стратегии цифрах и процентах от общей добычи?

САВИНОВ В.К.

Она получилась как — проводили чуть больше месяца совещание по Минэнерго, приглашали независимых производителей. В основном пришли нефтяные компании, конечно. У всех независимых производителей один вопрос тут. Если их допустят свободно к единой системе и еще, маленькое пожелание, их выпустят на экспорт, значит, все — добыча будет. И добыча рисуется большая: до 200 миллиардов.

КОЧНЕВ А.В.

То, что в Энергетической стратегии, которая построена Министерством энергетики вместе с Минэкономразвития, добыча независимых колеблется до 150 миллиардов кубических метров — это ошибка. Не будет никаких независимых производителей. Надо менять вообще идеологию реализации газа. До тех пор пока независимые производители не имеют возможности каким-то образом свою продукцию реализовывать в любой точке, быть альтернативным продавцом этого газа по сравнению с Газпромом, по сравнению с регулируемым рынком, не будет ничего. У нас рынка-то нет. И в ближайшее время при таком подходе, в перспективе, не будет. Не может рядом существовать рынок регулируемый и рынок нерегулируемый. Если регулируется 90 % рынка, то 10 % — 30 % нерегулируемых цен там нечего делать. Причем Газпром приоритетным будет в любом случае, пользуясь монопольным правом распределения в своей системе, создания приоритета своему собственному газу, т. е. всегда будет находиться в выгодных условиях.

Мы сегодня не можем продать газ. У меня 2 миллиарда губкинского газа. Мы взяли Губкинский ГПЗ на процессинг. Платим за процессинг уже полгода, вернее, уже полгода не получаем ни копейки за газ. Но платим при этом добросовестно за процессинг 300 рублей. Мы не можем продать никому газ. Приходит покупатели, предлагают цену 350, а у нас за процессинг 300 рублей. Все. Мы дальше Сургутской ГРЭС не выходим, даже не можем выйти на Сургутскую ГРЭС. Нас никуда, ни на какой рынок. Всегда говорят, что здесь нет возможностей технических, пройти невозможно…

САВИНОВ В.К.

На 200 % согласен с Александром Вячеславовичем. Кроме одного, что в ближайшие 20 лет ничего в газовой отрасли не будет происходить. Сейчас разрабатывается нами концепция развития газового рынка. Это будет делаться. С учетом этого в концепции предусмотрены такие объемы добычи газа по независимым производителям.

МАКАРОВ А.А.

Стратегию потому и стопорят, что она именно предусматривает эти преобразования. Потому ее никак и не утверждают.

ПЕТРОВ А.А.

Можно уточнить некоторые детали? Вы говорите, что Газпром или из-за технических возможностей вас не пускает, или проблема цены. Если, например, что в районе Москвы газ стоит 450 рублей. Транспортировка от Губкина до Москвы стоит 300 рублей (с места — 450), ну, 450 рублей. Тогда получается, что Межрегионгаз у вас купил газ и продал его в Москве. Значит, что он должен у вас купить за ноль. Тогда виноват ли Газпром в том, что вы не можете продать свой газ?

Вот если бы вы разрабатывали Заполярное месторождение, то какая будет себестоимость продукции? Наши расчеты показывают, что у вас должно быть не меньше 50 — 55 долларов за кубометр.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

У меня предложение: это все имеет отношение больше ко второй части заседания. Там, если посмотрите повестку, мы поговорим об этих вещах, в том числе о прогнозных ценах на газ. А сейчас, коллеги, есть ли вопросы к докладчику? Был вопрос, адресованный в РАО «ЕЭС», который должен был быть адресован, на самом деле, Минэконоразвития и Минэнерго. А именно: почему не запускается энергосберегающие программы, программа по переводу электроэнергетики на уголь?

САВИНОВ В.К.

В федеральной целевой программе «Энергоэффективная экономика» средства федерального бюджета, обращаю внимание на всю программу, на этот год выделено 2 с лишним миллиарда. Из них больше полутора миллиардов — это на безопасность атомных электростанций. На проекты по энергосбережению — из бюджета. Там средств немного, они такие, в основном, … (с места — виртуальные). Нет, почему, не виртуальные, нет. Они как раз практические. Ну, я говорю, там для капитальных вложений средства маленькие. Я только могу сказать, что сейчас у нас по линии ТАСИС два пилотных проекта. Но это тоже не такие махины, как было предложено — построить угольную электростанцию на современных технологиях. Это все должно делаться с привлечением заемных и собственных средств. Единственное, что я могу сказать.

БОБЫЛЕВ А.В.

Я как раз и хочу. Во-первых, насчет угольных. Мы строим сейчас угольные. Мы строим Хороновскую ГРЭС, второй блок, а сейчас третий. Строим Березовскую, третий блок. Т. е. угольные строятся. Другое дело, что в Европе их нет. Почему их нет? Насчет заемных средств. Сейчас у нас подписан протокол о намерениях с крупной энергетической компанией немецкой по строительству в России самой современной станции, правда, они хотят на газе. На газе, с КПД — 55 %. Сейчас взяли три станции у нас: Пермскую, Щекинскую и Коноковку. И когда они посчитали с ценой российского газа — 12 долларов, снизили все-все затраты, то оказалось, что себестоимость электроэнергии должна быть 2, 1 цента.

МАКАРОВ А.А.

2, 1 цента на той же Конаковке. А у нас сейчас на Коноковке 0, 8 цента сейчас. Это газу. А если мы угольную возьмем! Т. е. не влезаем мы никуда с этими тарифами. У нас не обосновывается ни один объект.

ПЕТРОВ А.А.

Вам ФЭК по факту регулирует всю цену электроэнергии. С любой станции: с дорогой, с дешевой.

БОБЫЛЕВ А.В.

У нас нет таких. У нас просто объем этой электроэнергии ФЭК регулирует — если она очень дорогая, ее минимальный объем дают на ФОРЭМ. Он же сначала закрывает с дешевыми тарифами, как рынок, а потом уже объем идет дорогой. Это я говорю, что 2,1 цента они посчитали, т. е. все выбросили и взяли самый дешевый газ. Т. е. у нас неконкурентоспособная цена просто, нет никаких возможностей, чтобы нам вернуть капвложения. Вот эти и заемные средства. Мы бы рады сейчас взять, они рады дать, но вернуть невозможно. Это они взяли 15 лет окупаемость проекта! Идут на все вроде бы, но все равно ничего не получается.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Можно ли резюмировать таким образом, что государственные институты ожидают, что инвестиции будут частные. А для привлечения частных инвестиций экономика неинтересная. В итоге у нас не будет решаться в ближайшее время этот вопрос. Газом топиться будем. Добывать надо. Перспектива такая. Правильно я поняла?

МАКАРОВ А.А.

Денег на добычу газа тоже нет.

САВИНОВ В.К.

Это вопрос не сегодняшней нашей встречи. Но одно из условий реформирования электроэнергетики, как раз, направлено на то, что из бюджета будет ноль. Денег нет.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Есть еще вопросы?

С МЕСТА

Из того, что говорили два министерства, все-таки динамика потребности в газе на электростанциях выглядит немножко по-разному. У вас от 1, 5 % до 5% до 2010 увеличивается. У вас увеличилась немножко больше. Вроде бы основывались на энергетической стратегии. Как это объяснить?

САВИНОВ В.К.

Тут надо садиться и смотреть цифры.

ПЕТРОВ А.А.

На предварительном этапе мы рассматривали с РАО «ЕЭС». Правда, присутствовал другой товарищ. Т. е. мы диаграмму эту смотрели, и там немножко были другие объемы.

КОВРЯКОВ Н.А.

Т. е. они немножко поменялись, да?

ПЕТРОВ А.А.

Я думаю, что они еще увеличили.

КОЧНЕВ А.В.

Более перспективное у РАО «ЕЭС». Они хотели чуть-чуть побольше газа.

ПЕТРОВ А.А.

А вот у меня вопрос тогда к Минэкономразвития. Ведь Минэнерго разработало топливно-энергетический баланс до 2005 с перспективой до 2020 года, и его направило в правительство. Правительство его сейчас вернуло. К 8 мая опять надо его (с места — к 15), ну, к 15 надо его доработать. Будут ли какие-то изменения в этом топливном балансе, который на основе энергетической стратегии сделан? Минэнерго ждало вашу коллегию на прошлой неделе. Там будут какие-то изменения?

САВИНОВ В.К.

Эта неделя будет посвящена перспективе до 2005 года, а следующая неделя — ближайшая перспектива до 2020 года. Да, изменения будут.

ТРУБЧАНИН В.А.

Есть еще один вопрос. В том году, если не изменяет память, Минэнерго и Минпромнауки вышли с инициативой по энергоэффективной экономике, большая программа. Программа целиком, практически, состояла из энергосберегающих мероприятий. Там рассматривались разные предприятия, металлургии в том числе. Мы подготовили тоже мероприятия, встречались, обсуждали. Но, как я понял, Касьянов, осенью это было, отправил на доработку. Проект потянул слишком много, общий проект, когда его собрали. И, как бы, воз и ныне там. Т. е. имеет ли продолжение, что происходит с этой программой, какие у нас перспективы на включение своих мероприятий?

САВИНОВ В.К.

Я сказал, что программа «Энергоэффективная экономика на 2002 — 2005 гг. и на период до 2010 года» была утверждена в виде двух постановлений. Первое — 23 ноября, где был паспорт, состав программы, описание ее. А второе постановление, там где-то листов, наверное, 200, там основные укрупненные проекты, которые будут реализовываться, я говорю, по всей цепочке. Т. е. начиная от добычи, и кончая в сфере потребления.

ТРУБЧАНИН В.А.

Там предусматривалось финансирование со стороны и РАО «ЕЭС» и Газпрома, по-моему, в части разных видов топлива.

САВИНОВ В.К.

Там такой градации не было. РАО «ЕЭС» Там же ситуация такая: федеральный бюджет, бюджет субъекта федерации, собственные средства и заемные средства. Вот и все.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Есть вопросы? Если нет больше вопросов, предлагается поблагодарить докладчиков и перейти ко второй части заседания.

Обращаю Ваше внимание на то, что следующий доклад — это некая альтернативная точка зрения на перспективу добычи газа, на мой взгляд, тому, что мы слышали от ВНИИГАЗа прошлый раз. Поэтому полагаю, что эта часть заседания будет интереснее для добытчиков.

Пожалуйста, посмотрите, у всех ли есть копии слайдов. Николай Иванович Илькевич — заместитель директора Института систем энергетики им. Менделеева Сибирского отделения РАН.

(Ред: Докладчик предоставил основные таблицы в составе печатного текста, несколько отличающегося от стенограммы. В связи с этим, направляем Вам также отдельный файл «Доклад Илькевича», в котором находятся упоминаемые по тексту стенограммы таблицы 1-7. Также к докладу прилагаются 3 отдельных файла с графическим материалом)

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Спасибо. Уважаемые коллеги, я доложу вам о результатах исследований, выполненных в нашем институте. Наш институт — Институт систем энергетики, Сибирское отделение, г. Иркутск. Нами выполнялись многочисленные расчеты оптимального развития систем газоснабжения на перспективу до 2020 года. Исследования мы выполняли на сетевой потоковой модели, использовались также другие информационные и вычислительные средства, которые разработаны у нас.

Вот на втором слайде показаны потоки газа, которые получаются на сетевой потокомодели. (Отд.файл: Потоки газа 2020 г.). Это оптимальные потоки газа, которые показывают оптимальные уровни добычи, оптимальные потоки по системам транспорта газа. Ну, естественно, они удовлетворяют потребность в газе субъектов Российской Федерации и экспортные потоки газа в ближнее и дальнее зарубежье. Т. к. эти потоки газа, детали плохо видны, я предлагаю вернуться к первому слайду и посмотреть балансы потребности России экспорта и добычи природного газа, включая расход газа на собственные нужды и потери. (Таблица 1: Баланс потребности России, экспорта и добычи природного газа (включая расход газа на собственные нужды и потери для инерционного и стратегического вариантов развития экономики, млрд. м³).

Этот слайд обобщает результаты исследований, которые представлены в виде таких граф, как потоки газа. Обратите внимание на нижние две строчки. Там дана потребность внутри страны и экспорта, который мы задавали в наших расчетах. Первая цифра показывает потребность в газе внутри России в соответствии с инерционным сценарием развития экономики. Вторая цифра, повышенная, показывает потребность в газе в стране в соответствии с повышенным сценарием развития экономики, так называемым, стратегическим сценарием. Такими же интервалами задавался и экспорт газа. Если посмотрите вы внимательно на эти цифры, то видно, что в 2015 году для того, чтобы покрыть потребность в товарном газе, а также сжечь газ на собственных нуждах, на компрессорных станциях и потерять его, нам собственных ресурсов газа не хватает для обеспечения стратегического сценария развития. В модели был принят импорт из Средней Азии по мировым ценам. Если мы сдвигаем добычу на ямальских месторождениях газа на перспективу до 2020 года, то под угрозой невыполнения становится и инерционный сценарий развития. Расчеты показывают, если мы только начинаем освоение месторождений газа Ямала не позднее 2010 года, мы можем обеспечить потребность внутри страны и экспорт за счет собственных ресурсов.

Анализ потоков газа, который, получается, показывает, что производительности существующих газотранспортных систем в европейской части России достаточно для подачи газа в субъекты Российской Федерации. Однако возникает необходимость строительства газотранспортной системы для подачи газа на Кольский полуостров, а также на север Архангельской области. Естественно, должны быть завершены экспортные газотранспортные системы Ямал-Запад и Голубой поток.

Что касается восточного крыла России, я имею в виду Восточную Сибирь и Дальний Восток, то по нашим расчетам, целесообразным выходит строительство крупномасштабной системы газоснабжения, которая бы подавала газ, как собственным потребителям, так и обеспечило экспорт газа в страны Северо-восточной Азии.

Если вы возьмете следующий слайд, который называется рисунок 5.17, здесь более детально, чем на предыдущем слайде, показано восточное крыло системы газоснабжения. Здесь показана в эллипсах добыча газа на месторождениях на востоке России. (Отд. файл: Система газоснабжения 2020 г.). Даны цены самофинансирования, нижнее значение цифр, которые показаны в эллипсах. Показаны по стрелкам потоки газа и цены самофинансирования. Также дано потребление газа в субъектах Российской Федерации на Востоке и цены самофинансирования. Здесь мы видим, что целесообразно будет организовать экспорт газа в Китай. Это Северо-западный Китай, Центральный Китай, Северо-восточный Китай и в Корею.

Величины экспортных потоков и цены самофинансирования, которые получаются у нас в расчетах, приведены на данном слайде. Для того чтобы реализовать такую программу развития газовой промышленности, как в западном, так и в восточном направлении, мы исходили из запасов газа, которые имеются в Российской Федерации.

На следующем слайде представлены запасы газа по 15 газодобывающим районам. (Таблица 3: Запасы газа в РФ). Мы эти запасы определяли из справочной литературы. Здесь показаны существующие газодобывающие предприятия, существующие месторождения газа и новые, число их. И также те запасы газа, которые мы использовали в расчетах. Определяли запасы газа, как обычно это делается. Брали запасы газа категории А+В+С1, прибавлялась половина запасов категории С2, и вся эта сумма умножалась на коэффициент извлечения 0,8.

Таким образом, мы в расчетах при определении потенциально возможной добычи газа исходили из расчетных запасов газа, которые в целом по России составляют, примерно, 40 трлн. метров кубических.

На следующем слайде показана потенциальная добыча газа, которая определена, исходя из этих запасов, о которых я говорил. (Таблица 5: Потенциальная добыча (Q) и цены самофинансирования (с) в РФ). Здесь же показаны и цены самофинансирования, определенные нами. Мы видим, что основным газодобывающим регионом является Надым-Пуртазовский район. Добыча газа на существующих месторождениях по нашим расчетам существенно падает. Вблизи существующих газотранспортных предприятий имеется ряд новых месторождений газа, которые целесообразно осваивать. И, как мы посчитали, добыча на этих месторождениях может иметь значение таких цифр, которые показаны во второй строчке. Таким образом, в Надым-Пуртазовском районе может быть организована добыча теми значениями, которые показаны в третьей строчке.

Добыча газа на месторождении полуострова Ямал: мы в этом сценарии приняли — с 15-го года, предполагаем, что будет добываться 20 млрд., а уже к 2020 году — 162 млрд. Рядом же стоят все цены самофинансирования добычи газа. И, таким образом, всего по Российской Федерации мы можем в 2005 году потенциально иметь добычу порядка 768 млрд. метров кубических. В 2010 году — 794, в 2015 году — 788 и в 2020 году — 857 млрд. метров кубических газа. Я имею в виду теоретическую добычу газа, если использовать все имеющиеся месторождения, которые известны нам из справочной литературы.

Для того чтобы организовать такую добычу, нами определены капиталовложения в добычу. Они показаны на следующем слайде. (Таблица 4: Капиталовложения в добычу газа, млрд. долл.) Даны они по тем газодобывающим регионам, как и показана потенциальная добыча газа. Здесь показаны капитальные вложения в долларах по пятилетиям, и последняя строчка показывает накопленные капиталовложения за 20 лет.

Таким образом, для того чтобы организовать такую добычу газа, всего по Российской Федерации необходимо вложить свыше 107 млрд. долларов по нашим расчетам. Это означает, что примерно в год надо вкладывать по 5 млрд. долларов в добычу.

На последнем слайде показаны капиталовложения на магистральный транспорт газа. (Таблица 2: Капиталовложения в магистральный транспорт газа, млрд. долл.). Здесь показаны все магистральные газотранспортные системы, которые целесообразно построить, как в европейской части России, так и в восточной части России. Мы видим, что по европейской части России необходимо всего за 20 лет вложить где-то около 14 млрд. долларов. По восточному направлению — около 30 млрд. долларов. И всего необходимо вложить, в целом по России, около 49 — 50 млрд. долларов в транспорт газа. Это примерно 2-3 млрд. долларов в год.

Суммарные капиталовложения в добычу газа и транспорт газа представлены на слайде, который обозначен, как капиталовложения в магистральный транспорт и добычу газа. (Таблица 6: Капиталовложения в магистральный транспорт и добычу газа, млрд. долл.). Здесь также капиталовложения показаны по пятилетиям. Даны накопленные капиталовложения за 20 лет. И мы видим, что по европейской части России, с учетом месторождений добычи в Западной Сибири, необходимо вложить порядка 106 млрд. долларов за 20 лет. По восточной части России примерно 50 млрд. долларов.

Таким образом, необходимо в целом по России вложить порядка 156 млрд. долларов. Это означает, ежегодно надо вкладывать примерно 8 млрд. долларов, чтобы выполнить ту программу, которую я обозначил на 1-ом слайде. Как результат двойственного решения модели, получены цены самофинансирования.

Эти цены самофинансирования представлены на следующем слайде. (Таблица 7: Результаты расчетов цен самофинансирования на модели оптимального развития системы газоснабжения России с учетом экспорта долл./1000 м³)+(Отдельный файл: Цены самофинансирования 2020г.) Они показаны по всем субъектам Российской Федерации, которые мы закладывали в модели. Данные цены рассчитаны на 2000 год, 5-й, 10-й, 15-й и 20-й. Показана средняя цена за 20 лет. Можно посмотреть, как они меняются — расчетная модельная цена. Это то, что у нас получилось в модели. Это не та цена, которая была в 2000 году. Те цены, которые получились в результате таких расчетов. Если мы посмотрим среднюю цену газа, модельную, по годам, то в 2000 году эта цена составляла примерно 13 долларов за тыс. кубов. В 2005 году — 26 долларов будет составлять, в 10-ом — 46 долларов, в 15-ом — 56 долларов, в 20-ом — 73. Средняя цена за 20-летний период составит свыше 50 долларов за тыс. кубов. Это средняя цена самофинансирования, как потребителей внутри Росси, так и тех потребителей, которые идут на экспорт — в страны дальнего и ближнего зарубежья.

Вот, уважаемые коллегии, очень кратко то, что я хотел вам доложить. Спасибо за внимание.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Спасибо. Скажите, а цены самофинансирования — это что такое?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Под ценами самофинансирования понимаем те…. (неразборчиво) издержки, которые необходимо вложить в добычу и транспорт газа. Это те выплаты в бюджеты …….. (неразборчиво) я имею в виду. Это прибыль, которую получает отрасль.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Я прошу прощения. Если говорить о коммерческом кредитовании, о привлечении инвестиций. Проценты по кредитам, например, есть в этой цене самофинансирования?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Когда мы считали цены самофинансирования для предприятий добычи, для новых, предприятий газотранспортных, мы строили упрощенные модели бизнес-планов. Как это делалось. Например, Ковыктинское газоконденсатное месторождение у нас в Иркутске. Смотрелось развитие этого месторождения в течение 35 лет, смотрелись все капиталы, которые необходимы для этого. И подбирались такие цены, которые через 8 лет давали окупаемость при, примерно, 17 % нормы рентабельности для этой модели. Внутренние нормы окупаемости.

Такие расчеты мы делали по всем новым месторождениям газа. Естественно, это упрощенные расчеты. Мы не могли точно бизнес-планы сделать. Аналогичным образом поступали и для новых газотранспортных систем. Что касается существующих газотранспортных систем и существующих месторождений газа, то мы разработали упрощенную методику определения цен самофинансирования. Я называю это косвенной оценкой. Т. е. мы установили зависимость издержек от стоимости основных фондов. Стоимость основных фондов по всем газотранспортным предприятиям и по добывающим предприятиям мы имеем. Динамику имеем. И имеем какие-то значения. Установив пропорциональную зависимость издержек, мы определили издержки в эти объекты. А, зная структуру цены, определили все остальные компоненты. Таким образом, определяли цены самофинансирования по всем существующим предприятиям добычи и транспорта газа.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

И по транспорту и по добыче взята одна и та же цифра по сроку окупаемости — это 8 лет. А также одинаковая норма рентабельности и для транспорта и для добычи, правильно?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Да.

МАКАРОВ А.А.

Вы сказали, что вы получили цены самофинансирования в таблице. Т. е. как двойственное решение оптимизационной задачи. (Докладчик — да). Но тогда это никакие ни цены самофинансирования. Это маржинальные цены. Нет. Давайте людям скажем то, что есть на самом деле. Это тройная, пятерная разница иногда. Это не цена самофинансирования, а это цены замыкающих поставщиков газа в соответствующей точке сети. Правильно?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Совершенно правильно.

МАКАРОВ А.А.

Я хочу обратить внимание, что они гораздо выше в среднем по системе, чем цены самофинансирования. Т. е. сюда включена и вся рента. Я хочу обратить внимание, что, начиная с 10-го года, у нас очень близкое совпадение численных значений, полученных вами, с теми цифрами, которые по ценам, которые мы закладывали в энергетическую стратегию.

Но, прошу еще обратить внимание на то, что у нас цены в энергетической стратегии формировались от цен самофинансирования, и, главное, как плац от европейского рынка. Т. е. цены европейского рынка за вычетом транспортных таможенных пошлин, плата за транзит и т.д.

Сама эта конструкция цен оказалась достаточно устойчивая и инвариантна к схеме счета. Это просто маленький комментарий.

С МЕСТА

В ценах, предлагаемых в Энергетической стратегии, учитывались только внутренние цены? Или там учитывались и экспортные?

МАКАРОВ А.А.

Ну, конечно же. Когда мы говорим о том, что мы моделируем конкурентный сектор рынка газа, а мы исходили из того, что есть сектор регулируемый, который быстро спускается к коммунально-бытовому потреблению по объему. И есть конкурентный рынок, который нарастает. Крупнейшим игроком на конкурентном рынке, при условии, что Газпром выходит туда лишь фиксированной некой заданной долей, не столько, сколько хочет, оказывается импорт. Оказывается Туркмен-баши. А Туркмен-баши формирует свою цену, просто весь опыт показывает, как «net-back» прайс от европейского рынка. В Александров Гай на входе в российскую систему, он формирует цену, исходя из этого.

На самом деле конструкция цены на конкурентном российском рынке газа, и со стороны наших производителей подпирается вот этими вещами. И со стороны внешнего рынка, но при условии, что цены европейского рынка растут, начиная от 102 долларов за тысячу кубов в настоящее время, до 125-130. В то время, как одна из версий развития событий, вполне вероятная, что они будут падать от этих 102 до 85.

ТАВРИЗОВ В.Е.

Через сколько лет у вас первый рубль прибыли?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Через 7 лет.

ТАВРИЗОВ В.Е.

И во всех других также, в среднем, да? (Докладчик — да). Все запасы осваиваются в среднем по 7 лет?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Примерно. Мы не можем же все месторождения.

ТАВРИЗОВ В.Е.

Вы взяли запасы, взяли бы и раскидали этот срок.

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Возможно, стоит подумать.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Насколько эти цифры могут иметь практическое значение? Вы не отслеживали — что-либо из перечисленных проектов начало реализовываться? Надо посмотреть расхождение с Вашими цифрами в будущем. Сейчас ничего еще не реализовано из того, что вы предположили, правильно?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Да. Это надо думать. Сразу я вряд ли что скажу.

ПЕТРОВ А.А.

А какие выводы вы делаются из этих расчетов?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Я считаю, что газ есть, как бы там ни говорили, есть газ. Он дешевый не будет. И средства, которые имеются в газовой отрасли, если рационально их использовать, то можно добывать таким образом, как я говорил.

ПЕТРОВ А.А.

Давайте по трем составляющим. Газ есть. Вы говорите, что 40 триллионов. Вся статистика говорит, что 44 триллиона, это всем известно.Здесь ничего нового нет.

Вторая позиция. Вы говорите, что вы за 3 года, согласно этой программе, хотите израсходовать 36 млрд. долларов. Мы сегодня расходуем 12. 4 млрд. долларов в год. Нужно утроить капвложения.

Какая практическая ценность от расчетов, которые говорят, что газ есть, но нужно утроить капвложения?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Вы хотите сказать, что их нет?

ПЕТРОВ А.А.

Их нужно сделать в три раза больше. Они есть. Это нужно отнять у энергетиков, отнять у металлургов, у агрохимиков и сказать, что надо в газ.

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

Я сказал в среднем. Сейчас, допустим, положение тяжелое. Можно поменьше вкладывать. Это же 20-летний период. Мы можем накопить в ближайшее время средства с тем, чтобы потом осваивать побольше в последующие годы.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Либо создать условия для инвестиций.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Еще вопросы.

С МЕСТА

Вы не предполагаете до 20 года введение северных шельфов месторождений, как я понимаю?

ИЛЬКЕВИЧ Н.И.

В расчетах считаем что необходимо, в первую очередь, осваивать месторождения только лишь Ямала. Что касается штокмановского месторождения. Когда мы считали, то получается дороже в наших модельных расчетах освоение Штокмана. Там видимо будут накладываться не только капитальные затраты более высокие, но, на мой взгляд, тут множество и других проблем технологического порядка. Я бы со Штокманом подождал.

С МЕСТА

Айсберги. (морские платформы добычи газа — ред.правка)

С МЕСТА

Айсберги — своей технологии нет. Надо заимствовать. Это значит, что надо половину газа отдавать кому-то. Надо подождать.

С МЕСТА

Академик Велихов выкинул российский флаг, получили контракты газпромовские. Однако 1994-2002 гг. это 8 лет. Через 8 лет цикл повторяется — сами будем делать. Штокман — это скважины разведочные, поисковые оценки стоят через 5 километров. При всем уважении к этим продуктивным отложениям, предполагать, что структура так идеально выдержана на расстоянии 5 километров, и запасы там такие, как оценены.

С МЕСТА

Видимо нужны и научные исследования, практические дела.

С МЕСТА

Вывод из этих расчетов таков. Непонятно, например, на уровне 2020 года, если мы возьмем, и возьмем современные цены, экспортные цены, цены европейского рынка, то маржинальные затраты не окупают. Не окупают цен европейского рынка. Если мы возьмем 95 долларов сейчас, если мы возьмем нынешние налоги, плату за транзит и т.д., то мы на западных районах приходим к цене 50 — 55 долларов, не больше. Газпром больше не получает. А надо, чтобы получал за 70. Т. е. вывод-то такой получается, если на европейском рынке ничего не изменится в лучшую сторону, если затраты будут такие, то нам предельные месторождения, самые дорогие, нет смысла вводить просто. В убыток, зачем нам?

С МЕСТА

Наверное, так оно и есть.

С МЕСТА

Это сильный вывод.

ДОКЛАДЧИК

Да, сильный, согласен с вами.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Еще вопросы.

С МЕСТА

Может быть не совсем так. Или вы уходите с европейского рынка или остаетесь.

С МЕСТА

Я не говорю что делать. Я говорю о том, что показывают расчеты. Здесь расчет построен на определенной динамике роста нашего присутствия на европейском рынке. Это же вещь не забитая сегодня. Вопрос об изменении правил игры на этом рынке. Это отдельная сфера рассмотрения. Но если смотреть изнутри, при таких правилах игры, которые действуют сейчас, никто не получит выгоды от осуществления этих предельных инвестиций. Ни страна, ни производитель газа.

С МЕСТА

2010 год — у вас средняя цена 53 доллара. Что это значит? Очищенная цена сегодняшнего экспорта, а сегодня очень выгодный экспорт, около 60. Для того чтобы иметь средний 55, надо чтобы внутренний рынок имел цену газа 50 долларов. Т. е. вы на своей таблице доказываете, что к 2010 нужно иметь внутреннюю цену газа 50 долларов. А они говорят, что мы на уголь не будем переходить, хотя он стоит 25 долларов с учетом доставки, мы будем работать на газе.

С МЕСТА

Сделайте цену мировую, очищенную, на уровне 80 долларов.

С МЕСТА

Как мы будем?

ДОКЛАДЧИК

Есть, наверное, средства.

С МЕСТА

Сокращать экспорт.

С МЕСТА

Эти цифры реальные, 2010. Это ввод новых месторождений.

С МЕСТА

Они реальные, но они показывают опасность ситуации. Вот эти расчеты показывают, что не работа с углем, который будет стоить 25 долларов, большая очень ошибка. Мы не работаем сегодня с углем, т.к. газ стоит 17 долларов. А эти расчеты показывают, что газ будет стоить 40 долларов в России. Цикл 8 лет, чтобы создать угольные станции, очень короткий цикл.

С МЕСТА

Надо регулировать. …..

С МЕСТА

Можно регулировать как угодно.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Имеется в виду, что государственная политика в части энергосбережения должна быть. Иначе оно реализовываться не будет.

С МЕСТА

Эти цены 2010 года — объективная реальность. Им или надо принимать решение о переходе на уголь, пока есть период временного лага, так сказать.

С МЕСТА

В первой редакции энергетической стратегии был прогноз относительно цен на уголь и цен на газ. Там говорилось, что ввод новых месторождений газа приведет к цене такой-то, там называлось, как мне кажется, 35 долларов. А уголь, исходя из ввода новых крупных мощностей, сохраниться на уровне 25. Сегодня уголь 9 долларов стоит на добыче. Предполагалось, что он вырастет до 25. Вот это была стратегия. А по жизни она, как бы сказать, ломается.

ТАВРИЗОВ В.Е.

Еще такой вопрос. При наших расчетах — цифра 50. Это получается при одном обязательном условии, что если мы еще занимаемся добычей жидких, чтобы как-то спасти финансовую часть проекта. Вы считали цену только на добычу газа вообще?

ДОКЛАДЧИК

Только добычу газа.

ТАВРИЗОВ В.Е.

А жидкие, привязанные к газоконденсатным, как? Они же очень помогают проекту.

ДОКЛАДЧИК

Мы считали, что добыча, реализация конденсата и других углеводородов будут только улучшать проект.

С МЕСТА

Может быть вот этот резерв, за счет жидких, позволит развиваться и им.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Это очень индивидуальные цифры — по добыче жидких, их же нельзя усреднить. Правильно я понимаю?

Еще вопросы.

ГЕРАСИМОВ А.В.

Я насчет экономии. Я на своем примере хотел бы привести, что мы за последние 7 лет в Норильскгазпроме сократили добычу газа на 2 миллиарда. Это где-то 35 %. Если мы раньше максимально подавали газа 5 миллиардов 600 миллионов, то сегодня мы обходимся 3 миллиардами 800 миллионов. Т. е. если мы экономией газа не будем заниматься или экономией других энергетических ресурсов, конечно, максимальным потреблением мы можем дойти до 800 миллионов, но мы никогда не закроем все вопросы. Во всем мире, естественно, тратится на выработку той же электроэнергии, по другим энергетическим вопросам, значительно. С теми же КПД и т. д.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Спасибо, Николай Иванович.

Предлагаю вернуться к вопросам потребления. Напоминаю, что у нас один из вопросов сегодня — потребление газа. Если есть кому-то что-то сказать из отраслевиков, то выскажите, пожалуйста, вашу точку зрения. Нам представляется правильным, чтобы она была включена в стенограмму и потом тоже учитывалась. Олег Евгеньевич, пожалуйста.

ШНИТКОВСКИЙ О.Е.

В первую очередь нужно сказать слова благодарности за ту информацию, которую мы здесь услышали, за обсуждения. Я считаю, что это полезно, в первую очередь для потребителей. Сегодня, глядя на эти цифры, мы реально понимаем, первое, что без регулируемого рынка сегодня потребители не смогут, наверное, выжить в ближайшие 5 — 10 лет. Сегодня такая точка, где мы подходим к определенной черте. Это первое, что я хотел бы сказать. Рынок должен быть как-то регулируем. Я не знаю, как, давайте вместе думать. Мне кажется, что здесь нужно участие государства для того, чтобы выработать этот второй аспект, какую-то нормальную ценовую политику.

Если говорить про агрохимическую отрасль, т. е. про производство удобрений, то здесь, мне кажется, что в рамках выработки ценовой политики, для нас являются определяющими факторами — факторы развития страны. Это продовольственная безопасность страны. Я думаю, что все знакомы с теми цифрами, о которых сегодня много уже говорят. И это фактор, я считаю, для газовой отрасли, глубина переработки газа. Т. е. на сегодняшний день есть реальная возможность не брать на первом переделе, где мы имеем только лишь стоимость газа, а идти дальше в переработку. Т. е. и опыт уже есть, и он показывает, что сегодня реально можно получить на выходе с максимальной глубиной переработки и до 100 % рентабельности. Это как бы два основных аспекта ценовой политики.

Следующий аспект, он довольно приземленный — это аспект, касающийся лимитов. Мы сегодня живем в тех условиях, когда предприятия, например, азотной отрасли получают лимиты на уровне 50 % — 80 % от реальных потребностей. Хотя в то же время мы сегодня знаем, что у нас вами есть рынок. Здесь уже было сказано, рынок нашего ближнего зарубежья, страны СНГ, Украина, та же Грузия, где используются реальные скидки на реализацию для них газа. Сегодня так получается, что по неволе мы, я имею в виду наше государство, не только помогаем, но и просто взращиваем наших же конкурентов. Т. е., имеются в виду предприятия азотной отрасли Украины, предприятия той же отрасли Грузии. И они этим нормально пользуются и развивают свои рынки. А мы стоим в стороне. Мне кажется, что на сегодняшний день только лишь регулируя политику цен, можно обеспечить внутренний рынок, который сегодня может реально, я там думаю, вернуть с максимальной рентабельностью те же вложения, которые нужны для газовой отрасли. Вот такое короткое выступление. Если нужны будут более четкие предложения, мы готовы их сформулировать и представить в комиссию.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Спасибо, Олег Евгеньевич. Предложения конечно нужны. Все соображения, которые участники рабочей группы считают целесообразными учесть в концепции необходимо передавать в экспертную группу для учета и обобщения. Кстати, Роснефть прислала развернутый ответ на тот вопросник, который был роздан на предыдущем заседании. Буквально по всем позициям — по предполагаемым капвложениям, по технологическим мощностям, предложения по налоговой политике и т.д. Мы удивлены, что не отозвался Союз независимых производителей газа.

Мы хотели бы знать также и мнение потребителей. Есть возможность высказать свое мнение по многим и многим вопросам.

Приближаясь к закрытию заседания, хотелось бы подвести итоги. Мне хотелось бы совместно сформулировать некоторые выводы из нынешнего собрания.

Первое: правильно ли я поняла, что вопросы стимулирования энергосбережения декларируются, но конкретных мер по реализации пока не выработано. Кроме того, что нужно переходить на другие ценовые пропорции по видам топлива, не ясно пока, как это будет происходить, чем это будет стимулироваться.

САВИНОВ В.К.

У нас там есть. И в программе «Энергоэффективная экономика». Во-первых, сейчас находится в Думе дополнение в закон об энергосбережении. Такие общие базовые положения есть.

А конкретика уже на уровне регионов. Регионы разрабатывают региональные свои программы. Они имеют возможность и тот же фонд образовать региональный для поддержки мероприятий по энергосбережению. Это все есть.

ДМИТРИЕВСКИЙ А.Н.

Я бы поддержал полностью то, что вы говорит председательствующий. Я тоже один из разработчиков энергетической стратегии. Сегодняшнее заседание меня тоже настроило на такой вот лад. Мы, в принципе, по-настоящему не смотрим, как складывается энергетическая ситуация. Мы провозглашаем — независимые производители, энергосбережения, когда конкретно начинает касаться реализации всего этого, то практически ничего нет. Я знаю, как программы энергосбережения в Газпроме — это просто перечень мероприятий, которые вроде бы должны быть приняты, которые должны привести к энергосбережению, но они растворены в общих делах. И реализации этих мероприятий мы не дождемся никогда.

Что надо сделать. Может быть, нам надо трансформировать нашу работу, и мы должны, в общем-то, создавать какие-то команды для работы типа мозговых штурмов, мозговых атак. Еще в 1982 году, в Госснабе мы смотрели энергосбережения, и в то время было показано, что 30% мероприятий — это организационные мероприятия, которые дают сразу колоссальный эффект. А затем идут мероприятия, которые не требуют очень больших инвестиций. Так вот, может быть посмотреть. Такой приблизительный счет был сделан уже чуть попозже, что, вложив где-то 4-5 млрд. долларов, можно получить экономию 80-90 млрд. кубометров газа.

И посмотрев освоение двух месторождений, Бованенковское и Харасавейское на Ямале с поставкой газа в Европу — это 44 млрд. долларов, и это выход поначалу где-то 80-100-120 млрд. кубов газа. В дальнейшем общая добыча порядка 250-270 требует привлечения колоссальных дополнительных затрат.

Посмотреть, может быть, эти энергосберегающие мероприятия нам позволят на какой-то период, на самый трудный для страны, найти этот газ. И тогда уже задача будет состоять в том, чтобы направить целенаправленно работу в этом направлении.

Я дальше не будут говорить. Я только по тому пункту, который вы затронули.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Спасибо. И как следствие того, о чем вы сейчас говорили. Правильно ли я поняла, что, очевидно, не решится силами частных инвестиций этот вопрос без серьезного государственного патронажа?

ДМИТРИЕВСКИЙ А.Н.

Нам здесь не нужно делиться на потребителей, производителей. Потому что мы должны видеть общую картину в России. Если мы будем говорить, регулируемый — это хорошо для того-то. Нерегулируемый — хорошо для другого. Мы должны найти оптимальное решение. Каков должен быть рынок газа, чтобы развивалась промышленность России, чтобы был обеспечен рост на 4-5%, чтобы можно было получать деньги не только на инвестиции в энергоресурсы. Но чтобы энергоресурсы тащили всю экономику.

Поэтому нужно посмотреть где-то регулируемый. Так же как делается с налогами в Западной Европе. Если цена начинает слишком увеличиваться, налоги сокращаются. Государство берет на себя часть нагрузки. Может быть, посмотреть, что какие-то отрасли государство приоритетно будет развивать и здесь регулировать. А в то же время надо создавать биржу газа, надо создавать оптовую торговлю газа, надо создавать условия, здесь уже приходится в следующий вопрос влезать. Нужно объявить лозунг, что эти годы, до 2010 года, — это государственная поддержка независимых производителей, которые обеспечат этот прирост. Ведь мы же еще не считаем, но Газпрому такой внутренний счет показывает, что 530 млрд. не потянуть. Сейчас Заполярное ввели, до 2007-го года эта цифра будет выдержана, затем уже к 2010 году где-то 40-55 млрд. будет не хватать. Кто даст? Откуда появилась эта цифра по независимым производителям? Посчитали ВВП 4-5%, сколько нужно газа. Сказали, что вот столько. Газпром активно сопротивлялся, чтобы снизить эту цифру, остановились: 2010 — 650, 2020 — 720 и минус независимые производители. Но чтобы независимые заработали, здесь нужна государственная поддержка. И если государство не поймет это, то не будет такого количества энергоресурсов. Значит, не будет такого роста экономики в стране. То есть мы к Португалии подойдем не к 2060, как там считают, а за пределами 2100 года.

ПЕТРОВ А.А.

В 1998 году была разработана энергетическая стратегия в последнем варианте, она была одобрена только в 2000 году. Сейчас 2002 год. Мы посмотрели итоги по 2001. Что у РАО «ЕЭС» было? Вместо 64% на 2001 год в балансе, мы вышли 67,6% по газу.

Дальше по потреблению топлива в прошлом году: у вас производство электроэнергии на ТЭЦ упала на 0,7%, а потребление топлива возросло, примерно, где-то на 0,4%. То есть у вас на 1,1% вырос расход топлива. Хотя вы получили наилучший ресурс — газ. Я тем самым хочу сказать, что в Газпроме тоже такие проблемы, т. к. газ на собственные нужды не сокращается практически. А Газпром второй после РАО «ЕЭС» потребитель топлива в России.

Сейчас готовится новая редакция энергетической стратегии, которая вот эти отрицательные тенденции хочет узаконить, и сделать их уже в практике. Посмотрите, что получается. Что это за изменения? За 10 лет баланс топлива по газу уменьшить на 1 %. Это копейки. Надо прямо сказать, что сейчас ситуация такая, что экономика не работает как инструмент, как механизм. Мы все работаем с вами на ценах, которые нам государство устанавливает по факту наших затрат. Отсюда инвестиционные программы никакие по-настоящему работать не будут. Мне кажется, что в этот период самая главная задача — это административно-волевым образом повернуть всех нас самих к энергосбережению. Это первый вопрос. И второй вопрос. Административно-волевым образом повернуть нас к созданию той новой техники, которая должна к 2010 году работать в массовом порядке. Кому это все ближе подходит, решение таких задач? Но не будет же РАО «ЕЭС» себе навязывать такие программы. И Газпром не будет навязывать такие программы. И МПС и другие отрасли не будут. Здесь мы собираемся, у меня создается впечатление, для того, чтобы добиться от Газпрома было газа больше и дешевле. Метод — мы его отреформируем. Определим, как реформировать и отреформируем. А процесс-то идет по-другому. Нас уже много раз пытались отреформировать, раздробить, выделить транспортную составляющую. А что в жизни происходит? В жизни пришло новое руководство, собрало значительную часть активов, собирает все остальные активы, то есть идет капитализация. А умозрительно речь идет о том, как его раздробить, как его изменить, чтобы получить больше газа и дешевле. Т. е., вот такое явное противоречие. А вот реформирование, которое прошло, привело к увеличению капитализации Газпрома почти в два раза. Т. е. это показывает, что всеми это приветствуется, даже мировым инвестором это приветствуется. Поэтому этот процесс, очевидно, РАО «ЕЭС» касается и других. Поэтому с нашей точки зрения, государство уже сказало, если оно раньше хотело реформировать нас, то теперь в правительственной программе написано: « … развитие российского рынка газа…». Рынок в сто раз больше, чем Газпром или РАО «ЕЭС». Он имеем больше резервов. Значительно больше резервов, чем эти монополии. Рынок более консервативен, рынок более инерционен. Мне кажется, было бы хорошо, если бы РСПП это взял на вооружение и подумал, как от темы реформирования газовой отрасли перейти к теме обеспечения надежного баланса газа на ближайшие 10 лет. Так и баланс электроэнергии. И тогда бы РСПП, которое объединяет все отрасли, сказало бы и естественным монополиям, чтобы подумать какие нагрузки должны взять на себя. И всем отраслям промышленности, которые сегодня, как бы сказать, все на вольных хлебах находятся, что такая должна быть задача. И, соответственно, поставило бы задачи и перед правительством в этой области.

Что касается еще новой техники. Мы показали, что проект-то (переход с газа на уголь — ред.правка) очень выгодный, трехлетняя окупаемость. Хотя там на всех проектах, даже при самых натянутых оценках, 7 лет окупаемости. Но кто-то должен выйти из правительства и доказать, что раз здесь такая трехлетняя окупаемость, надо сломать все межотраслевые препоны и создать такую программу. У меня снова призыв к тому, чтобы РСПП еще раз взглянул, как вы тоже сказали, на суть наших предложений. У меня все.

ДМИТРИЕВСКИЙ А.Н.

РСПП — это правильное предложение. Больше в стране-то некому сказать. В основном, заинтересованы в одном типе развития событий, или в другом, а найти правильные ориентиры очень трудно. Мы должны разработать, как сказать, не стратегию, а политику, энергетическую политику, концепцию энергетического развития России. Мы должны четко сказать правительству, чего стоят все энергетические стратегии, которые делались, т. е. страна живет по своим законам, а энергетическая стратегия чего-то там декларирует. Все шесть вариантов с 1993 -1994 гг., которые делал Макаров Алексей Александрович, 6 вариантов, но ни один из шести не подошел к тому типу развития, который выбрала Россия за эти годы. Сейчас то же самое происходит. Мы не можем поручать, но мы должны сказать, что если Государственная Дума не сделает такие-то законы, если правительство не решить такие-то проблемы, если в целом не будут созданы условия для развития рынка независимых производителей, энергосбережения и т. д., то нечего рассчитывать на такие темпы экономического роста.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Институт Макарова А.А. привлечен нами в качестве экспертной организации и выполняет работу по влиянию изменения цен на газ на общее состояние экономики и отраслей промышленности. И там должны быть некоторые взвешенные цифры, которые должны быть понятны всем: и производителям, и потребителям.

Из выступления Дмитриевского А.Н. можно сделать вывод, что в настоящий момент отсутствует понимание того, что необходимо стимулировать настойчиво и грамотно независимых производителей газа. А иначе мы желаемой добычи не получим, правильно я поняла?

ПЕТРОВ А.А.

Единственный способ стимулирования — это установление на рынке высокой цены. Я вас заверяю.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Это спорный вопрос. На мой взгляд, необходимо решать еще и другие проблемы.

ХМЕЛЬНИЦКИЙ А.А.

На рынке невозможно устанавливать цену — это уже не рынок.

С МЕСТА

Мазут — рыночная цена полностью. Ее отрегулировали так, что она приблизилась к газу.

ДМИТРИЕВСКИЙ А.Н.

Давайте посмотрим, что такое раздел продукции. Я не будут про иностранных инвесторов. Вот мы впервые предложили раздел продукции для Самотлорского месторождения. Я был председателем Государственной экспертной комиссии, когда мы показали, что или мы закрываем это гигантское месторождение, где еще миллиард 200 миллионов тонн нефти, или же государство будет собирать не 29 налогов, которые в то время собирались, а выйдет на 2 налога, которые соответствуют разделу продукции. Это налог на прибыль и роялти. Государство посмотрело, впервые раздел продукции был распространен на российскую компанию «Нижневартовскнефтегаз», и посчитало, что если закрыть месторождение, то надо 15 миллиардов долларов, на реконструкцию — 7 — 8 млрд., что отодвигает сбор вот этих налогов. Т. е. здесь тоже, практически, для независимых производителей государство должно пойти вот на такое соглашение. Нам надо даже придумать, как это будет называться

ТАВРИЗОВ В.Е.

Я вас перебью. Оно может называться не явно соглашением о разделе продукции. Пробить его официально архитрудно будет. А вот не явно прописать в лицензионных соглашениях, в дополнениях к выданным лицензиям, то нет проблем.

С МЕСТА

Можно для независимых производителей ввести понятие трудно извлекаемые запасы газа. Можно и еще что-то такое добавить, например, налоговые каникулы до выхода на проектную мощность и т.д.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Если я понимаю правильно ситуацию, то нам не обязательно вписываться в существующие рамки действующего законодательства, да? (С мест — конечно же). Мы же можем обратиться с предложениями в законодательные органы — например, Госдуму.

С МЕСТА

Я дополню. Вот сидит Норильскгазпром, значит, у него финансовая ситуация такая, что он сам провел процесс энергосбережения. Скажите, разве ему государство было указом? Нет, он сам знает, что ему не потянуть.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Я, наверное, не открою тайну, если скажу, что он был не один, а с крупнейшим региональным потребителем Норильским никелем, также заинтересованным в энергосбережении, и располагающим необходимыми средствами.

ТАВРИЗОВ В.Е.

Дальше, вот сидит человек, занимающийся удобрениями. Есть другие, тоже занимаются удобрениями. Они вот, между прочим, я забыл спросить, за сколько он покупает газ. У меня есть пример другого предприятия. Они активно привлекли западные инвестиции. Они купили аналогичный завод в дальнем зарубежье. Они активно будут лоббировать и, извините, будут входить в нефтегазовый бизнес России и сопредельных стран. Почему? Они развивают свое производство. Вот Норильскгазпром — в процессе энергосбережения, например, ему государство уже вряд ли обеспечит такую же дельту. Он уже добился своего на энергосбережении. Также и этой компании по удобрениям, которая работает, она уже, имея такой запас прибыли, развивает свое производство и в России, и в дальнем зарубежье. Она уже может само обходиться этим. Т. е. не обязательно апеллировать к государству. Государство может только помочь в тяжелых случаях.

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ

Помочь созданием законодательной, налоговой и т.д. базы, установить понятные правила игры. А это, по-моему, все, что нужно на самом деле.

Я хотела бы в заключение отметить, что были очень ценные идеи высказаны, надо будет об этом подумать. В части таких моментов как СРП, энергосбережения и т.д., тоже нужно будет предметно, видимо, рассматривать. На сегодня, с вашего позволения, предлагаю завершить работу. Следующее, майское, заседание должно быть у нас посвящено концепции развития рынка газа. Приглашаются все, кто когда-либо имел отношение к формулированию этих вещей. Все будут иметь возможность высказаться.

Хотелось бы поблагодарить всех за внимание. Всем участникам совещания будет разослана стенограмма. Большая просьба к докладчикам — предоставить слайды, чтобы можно было стенограмму сформировать.

Спасибо, всего доброго.