В апреле ИНЭИ РАН и Аналитический центр при Правительстве РФ презентовали обновленный «Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года». О перспективах развития газовой отрасли PRO-GAS поговорил с руководителем проекта, заведующей Отделом развития нефтегазового комплекса России и мира ИНЭИ РАН Татьяной Алексеевной Митровой.

- В апреле ИНЭИ РАН и Аналитический центр при Правительстве РФ представили «Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 г.». Зачем понадобился российский прогноз развития энергетики. Ведь свои прогнозы готовят Exxon Mobil и BP. Почему возникла необходимость создания отечественного аналога?

- Мы этот прогноз готовим уже третий год подряд -  так что уже некая традиция появилась. Мы много анализировали чужие прогнозы, и при всем уважении к той работе, которую делают коллеги, мы понимаем, что все равно часть вопросов остается без ответов. В частности, это касается предположений, которые ложатся в основу самих прогнозов. Достаточно сказать, что нефтегазовые компании просто не имеют права давать прогноз цен на нефть - ни у BP, ни у Exxon Mobil, ни у Shell цены нефти вообще не упоминаются. Понятно, что когда отсутствует такой важный компонент, то из перспективного видения пропадает едва ли не половина содержания. Но корпоративные рамки таковы, что они не имеют права эту информацию публиковать. А у большинства международных организаций, которые занимаются прогнозированием (к примеру - Международное энергетическое агентство (МЭА), Департамент энергетики США), цена нефти является не результатом моделирования, а той самой предпосылкой прогноза, полученной на базе экспертной оценки, что тоже, на наш взгляд, совершенно недостаточно для серьезного долгосрочного прогнозирования и принятия решений.

Или приведу другой пример. То же МЭА, которое, повторюсь, мы очень уважаем, – у них очень большая работа идет по оценке новых технологий, до 2040-2050 гг., но при этом в их основном ежегодном продукте World Energy Outlook эти новые технологии не учитываются вообще. То есть изначально предполагается, что никаких технологических прорывов не произойдет, что, на наш взгляд, при прогнозировании до 2035 г. уже неадекватно. Добавлю к этому, что мы сами, работая с моделями, видим, насколько легко можно манипулировать результатами - малейшее изменение в предположении, например, об энергоемкости дают на конце периода уже огромные различия по объему энергопотребления.

Поэтому мы решили, что для России - страны, которая является лидирующим экспортером газа и нефти и настолько сильно зависит от конъюнктуры внешних рынков, критически важно иметь собственный прогноз развития мировых энергетических рынков. Если ориентироваться исключительно на чужие прогнозы, внутреннюю кухню которых мы не всегда понимаем, велик риск попасть в неприятные ситуации. Наиболее близкий и понятный газовой отрасли пример - прогноз спроса на СПГ в США. Вы помните - весь Штокмановский проект был задуман под эти прогнозы бешеного роста импорта СПГ в США! Но все оказалось не так. Причем замечу, когда мы анализировали эти прогнозы еще в 2006-2007 гг., то показывали, что они очень сомнительны, невелика вероятность того, что США будут импортировать 180 млрд кубометров газа к 2020 г., как писал тогда Департамент энергетики США, и показывали почему. Произошедшее в 2008-2010 гг. изменение конъюнктуры можно было предвидеть и отследить заранее – но для этого необходима серьезная исследовательская база. В общем, лучше перестраховаться, перепроверить чужой прогноз, чтобы после не мучиться сожалениями.

- В своем прогнозе Вы используете уникальную методологию, учитываете работу множества месторождений.

- Да, мы используем глобальную газовую модель, которая постоянно развивается и совершенствуется, где учтено порядка 600 месторождений и групп месторождений. Практически все магистральные газопроводы занесены в модель с их пропускной способностью и тарифами. Все заводы СПГ – действующие и строящиеся, планируемые, все регазификационные терминалы и маршруты транспортировки СПГ – их около 7 тысяч. Подземные газохранилища – действующие, планируемые, строящиеся. В модели присутствует порядка 190 узлов потребления: для крупных стран (для России, США, Австралии и Китая) введено несколько узлов, но в основном один узел – это одна страна. В модели учтены все страны, которые производят и потребляют газ, кроме, пожалуй, нескольких стран из Центральной Африки, но они на газовый рынок серьезно не влияют.

- Международное энергетическое агентство несколько лет назад опубликовало доклад «Золотая эра газа?». Как Вы считаете, эра газа наступила?

- С учетом развития технологий добычи нетрадиционного газа, которые делают его более доступным в качестве регионального топлива, все, что мы видим, говорит о том, что мир будет в ближайшие лет 30 наслаждаться этой «золотой эрой». Будет очень быстро расти спрос - практически повсюду, кроме Европы (там тоже прогнозируется рост, но совсем незначительный). Все развивающиеся страны очень быстро наращивают потребление газа. Более того, страны Ближнего Востока и Северной Африки оказываются в проблемной ситуации, потому что их экспортный потенциал снижается из-за огромного роста внутреннего спроса. Юго-восточная Азия, Южная и Центральная Америки, сами Соединенные Штаты, СНГ, включая Россию - большинство регионов мира делают, на наш взгляд, выбор в пользу газа.

- Золотая эра газа - она во многом обязана именно сланцевому газу. Каковы перспективы для мирового распространения сланцевых технологий?

- Перспективы очень неопределенные. Мы специально выделили два сценария: «сланцевый прорыв» и «сланцевый провал», потому что с научной точки зрения мы можем сказать, что имеющейся первичной информации за шесть лет добычи сланцевого газа, самих статистических рядов недостаточно, чтобы делать какие-то научно обоснованные выводы. Мы пока не знаем, как эти месторождения будут себя вести в долгосрочной перспективе, какие профили добычи у них будут, удастся ли продолжать бурение и наращивать его для того, чтобы компенсировать падение добычи на месторождениях, которые сегодня уже пик прошли. Есть еще и вопрос тиражирования технологий. Если в США не получится поддержать и увеличить объемы добычи, то явно уже не получится и в остальных регионах мира.

Большие сложности связаны с экологией. Это уже скорее вопрос общественной психологии: если общественность упрется, то добычу сланцевого газа будут запрещать даже там, где она, в общем, вполне приемлема экономически. Как поведут себя экологические организации, какие результаты покажут те исследования, которые сейчас только начались? Пока мы не знаем результатов. Именно потому, что слишком мало времени прошло, мы не понимаем, как ведут себя грунтовые воды, на самом ли деле землетрясения так связаны с ГРП (гидроразрыв пласта - прим. ред.) или это просто совпадение. Слишком молодая еще отрасль, чтобы делать выводы. Но это все - сдерживающие факторы, которые могут ограничить распространение сланцевой газодобычи не только в остальных странах мира, но и непосредственно в США. В сценарии «сланцевый провал» мы предполагаем, что и в США газодобыча после 2020 г. сильно сокращается. Не говоря о других регионах мира, где изначально менее благоприятная ситуация с геологией запасов, с экономикой добычи, но главное - отсутствует зрелая индустрия и глубокие финансовые рынки, которые так развиты в США. Если проблемы с водой не будут решены, то мы не видим особых перспектив для развития сланцевой газодобычи в большинстве остальных стран мира. Вода – это главный ограничитель, прежде всего в Китае.

И еще один момент, увеличивающий неопределенность – это достоверность ресурсов. Пока все оценки ресурсов сланцевого газа за пределами США, мы неоднократно об этом писали, сделаны «кабинетным» способом – без бурения, без геологоразведки, только сейчас начинается какая-то более-менее обоснованная оценка. Вы помните этот пример с Польшей, где в течение одного года оценка ресурсов упала в 10 с лишним раз, и это еще не окончательный результат. В принципе, это нормальный процесс: в кабинете сделаны первые прикидки, после чего начинается уже проверка в полевых условиях.

- Если до 2020 года тенденция роста добычи сланцевого газа в США будет продолжаться, будут ли они выводить какие-то объемы на экспорт, в виде СПГ?

- Первый американский проект экспорта СПГ- это Sabine Pass, который заявляет, что поставки начнут осуществляться уже в 2016 г. В мае было выдано разрешение и для Freeport LNG, но, учитывая сложность американского разрешительного процесса, можно предположить определенные задержки. Однако поскольку сами разрешения уже получены и инвестрешения приняты, то около 30 млн. тонн с высокой вероятностью выйдут на рынок до 2018 г. Это заметные, но не критические объемы. Остальные проекты пока находятся «в карантине», Департамент энергетики США провел несколько исследований, которые только разожгли дискуссию: они показали, что экспорт СПГ очень полезен для американской экономики. Но промышленное лобби, особенно химическое, в коалиции с энергетиками, домохозяйствами, комбытом и экологами так просто не сдадутся, поскольку стоит вопрос о том, какой будет цена на внутреннем рынке. Очевидно, что большие объемы экспорта СПГ приведут к тому, что цены на внутреннем рынке начнут повышаться. И для промышленников, и для многих политиков, это вопрос принципиальный – вопрос занятости, темпов роста ВВП, что в кризис, конечно, очень и очень чувствительно. Думаю, что мы еще будем свидетелями очень бурных дискуссий. И разрешения, на наш взгляд, будут даваться крайне медленно и отдельно по каждому проекту.

При этом надо понимать, что в противовес промышленному лобби действует нефтегазовое лобби. Для него выход на внешние рынки означает возможность хоть как-то компенсировать свои затраты, которые пока покрываются только на уровне операционных, а цены слишком низки, чтобы говорить об устойчивости бизнеса в долгосрочной перспективе. И компании видят возможность получения прибылей - буквально через океан находится азиатский рынок, где цены на 10-12 долл./МБте выше, чем на Henry Hub, досадно упускать такую возможность.

Есть еще один важный аспект, который, нас очень настораживает. Уже в прошлом году начались заявления со стороны политиков и представителей Департамента энергетики о том потенциальном геополитическом влиянии, которое США приобретут с началом экспорта СПГ. Какое-то время это была преимущественно маргинальная точка зрения, так, в докладе бывшего сенатора Ричарда Лугара в прошлом году просто какое-то НАТО на базе сжиженного природного газа декларировалось. Но когда уже действующие чиновники Департамента энергетики США начинают слово в слово повторять эту риторику, говоря о том, что с помощью СПГ мы сможем не только монетизировать наш газ, но и поддерживать наших союзников по всему миру, обеспечивать им надежное газоснабжение, и вообще усилим свое геополитическое влияние, это уже крайне неприятная тенденция. Боюсь, что этот аргумент будет влиять на принятие решений и выдачу разрешений.

Вспомним еще и Канаду, где процесс выдачи лицензий на экспорт газа гораздо проще, чем в США, и где много месторождений сосредоточено на именно западном побережье, ближе к Азии. В отличие от американских проектов в Мексиканском заливе, которые базируются на уже построенных регазификационных терминалах, а все капзатраты сводятся к сооружению линии по сжижению, канадцам все надо строить с нуля: инфраструктуру, порт, хранилища и т.д. Это не будут дешевые проекты. Но Канада сейчас находится в отчаянной ситуации: у них очень быстро падает экспорт в Штаты, и им просто физически больше некуда экспортировать свой газ, для них премиальный азиатский рынок - просто манна небесная. Один проект там уже запущен, три получили экспортные лицензии, еще несколько готовят необходимую документацию. В этих проектах, что немаловажно, участвуют азиатские компании, т.е. сами потребители, для которых участие в апстриме – это гарантия безопасности и контроля над ходом осуществления проектов. Они это очень ценят, и, как видно на примере Австралии, готовы ради этого идти в более дорогостоящие проекты, если получают возможность непосредственного участия в собственности этих проектов. Поэтому, хотя импорт СПГ из  США мы оцениваем достаточно сдержанно, но в целом суммарные поставки из Северной Америки, по нашим оценкам, к 2040 году могут достичь и 100 млрд кубометров, что уже существенно для мирового рынка и сравнимо с поставками Австралии и Катара.

Добавлю, что помимо той геополитической отягощенности, которая может иметь самые разнообразные формы реализации, география Северной Америки позволяет поставлять газ и в Азию, и в Европу - они будут конкурировать с нами на всех наших внешних рынках. Впервые за всю историю наших газовых отраслей мы столкнемся в прямой конкуренции за потребителя.

Еще один нюанс: американцы любят строить большие мощности, достаточно вспомнить, как они буквально за 5-6 лет построили регазификационных мощностей почти на 200 млрд кубометров. И очень быстро, с сокращением импорта эти мощности остались незагруженными, сейчас они используются на 2%. Причем это уже произошло не в первый раз: в середине 1970-х гг. они построили четыре крупнейших регазификационных терминала, которые долго стояли незагруженными. Сейчас велика вероятность того, что на волне эйфории они опять построят много мощностей по сжижению, и уровень загрузки этих мощностей будет заметно ниже, чем среднемировой. Если большинство стран-производителей стремятся стремятся использовать свои мощности на 80-90%, то американские заводы по сжижению, мы предполагаем, будут загружены на уровне 30-40%,. Для экономики это не очень здорово, но в силу того, что они будут брать газ, и это для всех проектов оговорено, с Henry Hub (как у нас бы сказали - из единой системы газоснабжения), они не привязаны к конкретным апстрим-проектам.

При благоприятной конъюнктуре на внешних рынках, у них будет возможность сильнее загрузить имеющиеся мощности и заниматься ценовым арбитражом, т.е. снимать сливки на каждом из рынков. Что это может означать? Даже при достаточно небольших объемах на уровне 50-60 млрд кубометров экспорта, возможно, что Северная Америка (США и Канада, которая также привязывает свои цены к Henry Hub) установит некую нижнюю границу цены на рынках СПГ в АТР и в Европе. Посчитать эту нижнюю границу достаточно просто: цена на Henry Hub + 15-20% для доставки газа на завод СПГ + стоимость сжижения + стоимость транспортировки + 10-15%-ная маржа. Для Европы, по нашим оценкам, цена поставки американского СПГ будет находиться в диапазоне от 10 до 12 долл./МБте, для АТР – от 12 до 14 долл./МБте. Это нормальный ценовой диапазон, но он все же ниже сегодняшнего уровня цен на этих рынках, хотя и резкого падения тут не ожидается: добыча, сжижение, транспортировка – это все недешево. Т.е. об обвале цен говорить не приходится, но для многих проектов (и австралийских, и наших) установление цен на СПГ на этом уровне – это уже некие риски, потому что мы пока не очень понимаем затраты по нашим проектам. Если исходить из тех сумм, которые обозначены, например, по Восточной программе, то скорее мы выходим на те же 12-14 долл./МБте. Т.е. мы оказываемся на верхней границе комфортной ценовой зоны.

В такой ситуации, и мы это в своем прогнозе всячески подчеркиваем, становится крайне важно обеспечить очень жесткий контроль затрат, чтобы все-таки у нас оставалась приемлемая маржа. В происходящем нет никакой катастрофы, но мы видим серьезное усиление конкуренции и повышение требований к эффективности наших проектов. Тут можно вспомнить глобальную конкуренцию России и США в космосе - это была конкуренция креативности и технологий, умения организовывать крупные проекты. Сейчас фактически наступает вторая волна - этакая «газовая гонка», в которой будут конкурировать инвестиционный климат, налогообложение для производителей газа, умение контролировать затраты и вообще эффективно организовывать такие сложные проекты.

- В этой конкуренции у США больше возможностей?

- Сейчас они явно в этом смысле выигрывают за счет благоприятного налогового климата и очень благоприятного регулирования: для начала работ нет никаких дополнительных ограничений и барьеров. Более того, начинается еще более тревожная тенденция: перенос газоперерабатывающих и газохимических мощностей в США именно потому, что там благоприятный инвестиционный климат, меньше страновые риски, высокая доступность капитала. Эти производства после газового кризиса 2002 года были выведены из США, и сейчас они возвращаются. И даже некоторые российские крупные промышленные предприятия говорят о том, что им легче, наверное, открыть завод в Миссисипи или в Техасе, чем в России с учетом всех наших сложностей и ограничений. Это вопрос конкурентоспособности не только газовой отрасли, но и общего инвестиционного климата. Но при этом нужно сказать, что наши исходные условия объективно лучше. Россия сейчас - одна из немногих стран, которая располагает большими месторождениями традиционного газа на суше, при том, что большинство новых проектов СПГ - это либо шельф, либо нетрадиционный газ. У нас другая сложность – логистическая: необходимость прокладывать трубопроводы на тысячи километров, замерзающие порты, необходимость во многих случаях ледовой проводки либо ледового усиления. Но при правильном подходе - это возможность создать серьезную промышленность, развить тот же Севморпуть. На примере Сахалина видно, насколько сильный толчок смежным отраслям дают такие проекты.

- Т.е. нам нужно перенимать опыт США по новой индустриализации страны?

- Фактически да. И не только по индустриализации -  для нас сейчас становится крайне важным развитие производства и особенно маркетинга СПГ – вот где у США есть чему поучиться. Мы видим, что происходит на европейском рынке, особого оптимизма это не внушает. Строительство труб, скажем, в Китай экономически оправданно, потому что речь идет о больших объемах, но все остальные наши потенциальные потребители – это покупатели СПГ в АТР, и это направление надо развивать в приоритетном порядке. Но мы видим, как быстро контрактуются азиатские потребители. Буквально за последние три года очень много новых контрактов было заключено. То «окно возможностей», о котором мы говорили еще год-два назад, стремительно сокращается. Сейчас уже можно говорить о возможности наши поставок заметных дополнительных объемов СПГ в Азию только после 2020 года (что не критично - с учетом стадии развития наших проектов, реальные объемы только в это время и появятся). В Китае мы видим рыночную нишу для больших объемов сетевого газа только после 2025 года. При этом неочевидно, чем они будут после 2025 г. закрывать свой растущий спрос – СПГ или трубопроводным газом. Для диверсификации источников поставок предпочтительнее «труба»: им гораздо приятнее получать газ напрямую внутри континента, без транзитных стран, ни от кого не зависеть. Но когда мы будем готовы реализовать поставки и на каких условиях договоримся? 

В Японии ожидается небольшая рыночная ниша в 14-16 млрд кубометров газа к 2020 году, которая будет увеличиваться в последующие годы. Эта страна также заинтересована в диверсификации источников поставок, и для них мы – привлекательный поставщик. Это не Европа, которая стремится диверсифицироваться от нас, Азия стремится «диверсифицироваться к нам», потому что российского газа еще слишком мало в их портфеле контрактов. Японцы заинтересованы в этом развитии, однако и с японской стороны, и с российской стороны сейчас идут очень противоречивые сигналы. Одни японские компании выступают за «Сахалин-2», другие за Владивосток, третьи – за трубопроводные поставки. С российской стороны тоже вроде бы все эти проекты одновременно поддерживаются. В результате ни один из них не доведен до подписанного контракта, а американцы контракты уже вовсю подписывают. И это очень важно: они гарантируют себе рынок уже сейчас, хотя до реализации проектов еще столько же времени, сколько до реализации наших. 

-  Из-за чего это происходит? Из-за того, что наши проекты конкурируют между собой?

- Думаю, что сказывается отсутствие четкого курса. Газовая программа в редакции 2006 года явно устарела. Те решения, которые сейчас принимаются, например, развитие Чаянды, трубопровод Чаянда-Хабаровск-Владивосток, строительство завода СПГ – этого вообще не было в Восточной программе. Нового целостного видения, четко определенного и принятого на государственном уровне, нет. Даже вопрос первоочередности поставок – в Китай по трубе или СПГ в Японию и другие страны АТР – пока не имеет внятного ответа. Идут противоречивые сигналы, что крайне нервирует потенциальных покупателей. В качестве переговорной тактики, это может быть и неплохо: заставить их понервничать, разыграть примерно ту же историю, что была с ВСТО, когда долго-долго выбирали между китайцами и японцами, но потом добились лучших условий и объявили об итоговой сделке. Но по газу сейчас у нас остались год-два для подобных «игр», дальше уже есть шанс, что те объемы нашего газа, о которых мы сейчас договариваемся, могут просто не понадобиться, а меньшие объемы уже не эффективно поставлять.

Сейчас еще в Китае мы видим рыночную нишу на уровне 40 млрд кубометров на северо-востоке для сетевого газа к 2025 г., и то это если договориться о поставках не в три приграничных провинции, а в пять провинций и продлить газопровод в Корею через Бохайский залив. Такой проект мощностью 40 млрд.куб.м. экономически оправдан. Но китайцы сейчас активно строят регазификационные терминалы, и если они сейчас законтрактуются на дополнительные объемы СПГ из той же Канады и Восточной Африки, то наша ниша соответственно сузится, что может вообще сделать трубу экономически непривлекательной. Переговорный процесс –это всегда игра, но надо понимать, что время в этой игре начинает играть против нас. Судя по тому, как ощутимо пошло ускорение всей деятельности в восточном направлении где-то с конца прошлого года, я очень надеюсь, что, может быть, в этом году ситуация прояснится.

- Модных тем у нас сейчас две – сланцевый газ и Арктика. Вы включали возможность разработки Арктики в свою прогностическую модель? Ведь ее часто называют последней кладовой планеты. Притом, что 80% запасов углеводородов арктических месторождений приходится на газ.

- Поскольку мы учитывали всю доступную информацию по всем месторождениям, кончено, арктические мы смотрели тоже. В нашем прогнозе есть расчет по каждому месторождению, отображенный графически (см. стр. 36 презентации http://www.eriras.ru/files/prezentatsia-prognoz-razvitiya-energetiki-mira-i-rossii-do-2040.pdf - прим. ред.). Каждый из этих столбиков – это определенное месторождение: его потенциальные объемы добычи и затраты на нее. Арктика пока находится правее линии спроса. И, вообще говоря, пока в мире активных и успешных проектов газодобычи в Арктике практически нет – за исключением норвежцев, у которых просто иного выбора нет, у них отсутствует другая ресурсная база. Даже по нефти, которая с точки зрения коммерциализации всегда была прибыльной, в Арктике сейчас активно разрабатывается всего четыре-пять проектов и то с очень большими технологическими сложностями. А многие проекты оказались неудачными - например, практически все бурение в Гренландии, где оказались сухие скважины.

У меня ощущение, что ситуация с Арктикой немного напоминает Каспий, когда в начале 1990-х гг. все ждали здесь «второй Персидский залив», а позднее оказалось, что и запасы совсем не те, и гораздо более сложные и дорогостоящие и вообще все не так лучезарно. С Арктикой ситуация осложняется еще и тем, что здесь затраты просто в разы выше, а самое главное – очень высоки экологические риски. Нет сейчас технологий, которые бы позволяли ликвидировать разлив нефти в Арктике. Вся арктическая флора-фауна и без того очень уязвима в силу изменений климата, а если ей еще «помочь» и такими методами… Если к и без того внушительным полным затратам на добычу в Арктике добавить еще затраты экологического характера, то они станут просто запредельными. При том, что сами объемы потенциальной добычи небольшие, и существенной разницы в картине нефтяного и газового рынка до 2040 г. они не сделают – они там просто не востребованы. Тот же сланцевый газ, мы видим, идет вкраплениями в кривой предложения, но он находится в середине кривой, он расширяет базу относительно недорогой газодобычи. Напротив, любое увеличение арктической добычи все равно будет находится правее равновесного объема, востребованного рынком. Как фонд будущих поколений, арктические ресурсы - это прекрасно. Это потенциал, это наращивание капитализации компаний, это восполнение ресурсной базы. Но в качестве первостепенного приоритета, особенно для России – мне кажется, это неоправданно.

- Получается, что при нынешних ценах на газовом рынке арктические проекты остаются за чертой рентабельности?

- Всегда эффективнее разрабатывать более дешевые ресурсы. И у нас есть достаточный потенциал традиционных месторождений на суше, у нас есть глубокие горизонты, которые уже десятилетия функционируют, но еще далеко не выработаны. По-моему, сейчас оставшиеся запасы на Уренгое больше, чем все суммарные запасы Алжира. Это огромное богатство, и его рачительная разработка в состоянии всех озолотить. Это просто вопрос расстановки приоритетов и поиск каждый раз наиболее эффективного экономического решения.

- В прогнозе вы пишите, в принципе, что наступит золотая эра газа, но для России есть риски.

- Есть риски, связанные с соблазном ввязаться как раз в самые дорогие проекты, а потом еще и взогнать стоимость реализации этих проектов. Тот же пример Австралии - нам наука. Австралийский доллар уже сравнялся по курсу с американским долларом. Там бешенная инфляция затрат, потому что одновременно реализуется семь крупнейших проектов СПГ. В стране жесточайший дефицит рабочей силы - у рабочего-геолога, буровика сейчас зарплата в Австралии выше, чем средняя зарплата директора компании в США. Идет непрерывное увеличение затрат на проекты, скажем, с 30 до 50 млрд долларов, потом еще на 10 млрд. Причем есть забавные примеры, когда объединение проектов явно дало большой синергетический эффект, проекты на одной ресурсной базе и завод практически в одном месте хотят ставить, но они конкурируют. В Австралии, где предельно благоприятный инвестиционный климат и налоговое законодательство, такой рай для инвесторов, практически нулевые страновые риски, поэтому они еще в состоянии как-то пережить такие парадоксы, хотя ряд проектов замораживается. Для нас такая ситуация, боюсь, может быть разрушительной. Наш прогноз говорит о том, что необходимы ревизия, ранжирование проектов, установление их разумной последовательности. Так, одновременная реализация Южного потока, Северного потока, Ямал-Европа-2, восточной трубы в Китай, завода СПГ во Владивостоке, это вызов для любой, самой крупнейшей нефтегазовой компании. Это очень серьезная инвестиционная нагрузка и надо ли все это делать одновременно или все-таки какую-то последовательность приоритетов установить, особенно с учетом ситуации на рынках. Речь идет об инвестрешениях, которые должны приниматься в ближайшие несколько лет, а самое тяжелое всегда – это те инвестиции, которые надо делать завтра. Надо, как минимум, еще раз очень хорошо о них подумать – стоит ли сразу все и что из них сильнее всего «горит».

- Как вы прокомментируете высказывание Путина на телемосту о том, что нужно вводить Минэнерго как некоего арбитра, чтобы оно согласовывало все те проекты, которые хотят запускать, хотя бы на востоке, это потенциальный завод на Сахалине «Роснефти», во Владивостоке, третья очередь «Сахалина-2». Было бы это спасением, чтобы нам войти в «золотую эру» газа?

- Понятно, что вопросы последовательности, приоритетности восточного экспорта безусловно требуют вмешательства государства – там есть очень серьезный геополитический компонент. Да, у нас сложные, в хорошем смысле слова, взаимоотношения с Китаем. Там много всяких слоев. У нас сложные взаимоотношения с Японией. Очень важно соблюсти баланс, с кем мы дружим и в какой степени. Это вопрос внешнеполитической стратегии России на следующие 30 лет. Поэтому, конечно, роль государства должна быть высока. Кто именно будет эту роль проводить – Министерство энергетики или президентская энергетическая комиссия, это уже вопрос техники. Но, конечно, координация со стороны государства нужна, потому что, повторюсь, восточная программа уже явно устарела, а никакого заявленного государственного видения – куда мы вообще идем на востоке, что делаем, что развиваем – нет, а ведь это же еще и вопрос развития регионов. Тот же газохимический комплекс – одно дело, если он находится в Якутии, другое дело – в Хабаровском крае, и третье – если он находится во Владивостоке, его рассматривать надо в контексте всего социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока. Однако, если государство будет все решить все за компании, диктуя им что и где строить, это тоже неправильно. Должна быть взаимодействие, государственно-частное партнерство, необходимо принимать во внимание и экономическую эффективность, без чего любой геополитический проект не работает, но и геополитику скидывать со счетов нельзя. Все-таки когда речь идет о крупных международных энергетических проектах – геополитические соображения всегда присутствуют, без этого не обойтись.