Павел Завальный
Первый заместитель председателя Комитета Государственной Думы по энергетике

Российская нефтегазовая отрасль переживает непростой период трансформации и адаптации к новым глобальным экономическим условиям. Какие законодательные изменения сейчас необходимы отрасли и как повысить эффективность и предсказуемость ее работы, рассказал первый заместитель председателя Комитета Государственной Думы по энергетике
Павел Завальный в интервью журналу «Энергетическая политика».

— Какие наиболее острые проблемы нефтегазовой отрасли, требующие оперативного нормативно-законодательного регулирования, вы можете выделить? По каким направлениям существуют белые законодательные пятна, а какие направления, наоборот, слишком зарегулированы?
— Самая острая проблема в нефтегазовой отрасли — ухудшение структуры запасов. По оценкам экспертов, более 60 % всей добываемой нефти сейчас относится к трудноизвлекаемой. Этот вызов можно преодолеть двумя взаимодополняющими способами: путем развития технологий бурения, обустройства скважин и других технологий, в том числе третичных методов интенсификации добычи, и при помощи создания новых экономических условий, стимулирующих добычу на фоне роста себестоимости ее производства, то есть, грубо говоря, путем поддержания рентабельности добычи.
В части именно нормативно-правового обеспечения я не вижу серьезных белых пятен. За последние 15 лет регуляторика прошла большой путь трансформации от фискального подхода к дифференцированному налогообложению добычи с учетом условий разработки. Многие вопросы уже отрегулированы.
В 2019 году для ряда месторождений был введен принципиально новый подход к налогообложению с дополнительного дохода — НДД, который можно назвать стимулирующим механизмом, прежде всего, для трудноизвлекаемых запасов.

— Работа по стимулированию добычи ТРИЗ у нас идет давно, но в прошлом году Минфин неожиданно заявил о необходимости подготовить классификацию трудноизвлекаемых запасов. Какое определение ТРИЗ Комитет считает наиболее подходящим и ведется ли соответствующая работа?
— Определение ТРИЗ должно быть достаточно понятным — это запасы нефти, себестоимость добычи которых более высокая по отношению к традиционным месторождениям, таким, например, как ранний Самотлор. Это обводненные месторождения, более глубокие залежи с низкой проницаемостью коллекторов, высоковязкая нефть и так далее.

— Самотлор в свое время тоже считался нетрадиционным месторождением, очень сложным для добычи, требовавшим создания системы искусственных островов…
— Да и сейчас, после стольких лет добычи, его снова относят к трудноизвлекаемым, поскольку обводненность там достигает 95 %. То есть на тонну добываемой нефти мы поднимаем на поверхность 20 тонн воды. Сейчас месторождение обеспечивает 19,5 млн тонн добычи в год, но если бы ему не была предоставлена льготная ставка НДПИ, то добычу пришлось бы остановить из-за низкой рентабельности.
Другими словами, существует множество определений ТРИЗ в зависимости от физико-химических свойств пород, их проницаемости, условий и глубины залегания, географического расположения и так далее. На мой взгляд, заниматься такой технологической классификацией нужно, но вряд ли это поможет в решении экономических вопросов, связанных с вовлечением ТРИЗ в разработку.
При принятии решений о дифференциации налогообложения ТРИЗ и переходе на НДД Минфин руководствуется, прежде всего, планируемым экономическим, бюджетным эффектом, а не технологической спецификой.
Поэтому, мне кажется, в случае ТРИЗ нужно наиболее понятное и простое определение — экономическое. Например, такое: ТРИЗ — это запасы, разработка которых при условии применения наилучших доступных технологий является нерентабельной в текущих ценовых, экономических, финансовых и налоговых условиях.

— Стоит ли предоставлять новые налоговые льготы для рискованных с точки зрения добычи трудноизвлекаемых запасов с учетом текущей непростой макроэкономической ситуации?
— У нас сейчас непростая, специфическая ситуация с экономикой в целом. Налогообложение нефтегазовой отрасли имеет очень большое значение для бюджета страны. При этом зависимость от нефтегазовых доходов снижается. Так, еще 10–15 лет назад доля нефтегазовых доходов в бюджете достигала порой 46 %. В прошлом году их доля была 28 %, в этом планируется порядка 22 %. Но все равно 22 % — это достаточно большой показатель зависимости федерального бюджета.
С другой стороны, наш нефтегазовый сектор — один из самых налогооблагаемых в мире. По оценке компаний, примерно 62 % их выручки уходит на налоги. В результате нефтяникам на добычу, переработку, логистику и реализацию остается меньше 38 % от всей выручки. Остальное забирает государство. В розничном секторе ГСМ по некоторым видам топлива эта доля вообще достигает 100 % и более, то есть выручили 100 рублей — и все заплатили в бюджет. Понятно, что в этом случае нефтяная отрасль живет и развивается за счет экспорта. В целом на экспорт отправляется более двух третей добываемого ресурса.
Важно учитывать очень высокую взаимную зависимость отрасли и государства и, соответственно, значимость регуляторики в текущих условиях развития отрасли.
Если смотреть на проблему с этой точки зрения, то общий объем доказанных извлекаемых запасов в России достигает порядка 26 млрд тонн, а экономически рентабельных для разработки — всего 14–16 млрд. Получается, что нам остается либо отложить освоение этих 10 млрд тонн запасов до лучших времен, когда технологии добычи выйдут на новый уровень, либо создать стимулы, улучшающие экономику их разработки через развитие технологий.
Сейчас это особенно актуально с учетом того, что в среднесрочной перспективе основная база добычи будет приходиться на Западную Сибирь, где уже создана развитая инфраструктура, но еще имеются огромные остаточные запасы, неосвоенные залежи трудноизвлекаемой нефти.

— Учитывая, что больше 60 % добываемой нефти в России относится к трудноизвлекаемой, не проще ли будет перевести их на налоговую систему НДД?
— Да, в принципе, это возможно, и сейчас это уже происходит. Вначале были риски того, что нефтяники начнут завышать затраты в системе НДД и мы не получим нужных эффектов, но с 2019 года, когда на эту систему были переведены первые месторождения, государство и нефтяники научились грамотно и прозрачно администрировать затраты, минимизировав подобные риски.
Есть проблема, что с переводом на НДД в первые два-три года у государства формируются выпадающие доходы федерального бюджета, а денег в нем, как всегда, не хватает, поэтому Минфин неохотно идет на расширение периметра НДД, особенно сейчас.
Механизм НДД в целом работает, ожидания оправдываются, поэтому мы рассчитываем, что при улучшении конъюнктуры и макроэкономической ситуации Минфин все-таки пойдет навстречу нефтяным компаниям и будет более активно расширять периметр применения НДД для месторождений как в Западной, так и в Восточной Сибири, при условии доказанного бюджетного и экономического эффекта.
Думаю, что в перспективе большая часть месторождений, если не все 100 %, будет работать в этом режиме.

— А с учетом текущей ситуации есть ли необходимость оперативных корректировок по налогам, в частности по демпферу?
— Скажем так, острых, горящих вопросов нет, но система должна быть гибкой, чтобы и у государства, и у компаний была возможность оперативно и эффективно реагировать на меняющуюся ситуацию. Особенно актуальный вопрос по бензину. Общий объем производства бензина в России составляет около 44 млн тонн при потреблении в стране порядка 40 млн тонн, то есть «навеска» производства над потреблением очень небольшая, поэтому любые колебания, даже сезонные, с учетом логистики, доставки топлива становятся заметными на рынке.
Работает штаб под руководством вице-премьера России Александра Новака, где каждый месяц рассматриваются все вопросы и проблемы, в том числе связанные с постоянными беспилотными атаками на российские НПЗ, корректировками демпфера, разрешением или запретом экспорта бензина и так далее. К сожалению, сейчас отрасль работает в условиях сильной неопределенности, санкционного давления, поэтому приходится часто в ручном режиме купировать риски, не меняя при этом саму модель конкурентного ценообразования.

— А у вас, как представителя законодательной власти, нет желания отрегулировать на нормативно-правовом уровне работу внутреннего топливного рынка? Например, прописать на законодательном уровне правила ввода запрета на экспорт бензина и дизельного топлива?
— Это механизм, сформированный в текущих сложных условиях в интересах как государства, так и бизнеса. Можно ввести правила и сказать: «Пять лет мы ничего не меняем!» Но за это время, как мы видим, многое может измениться, та же внешняя конъюнктура, и это ударит по компаниям, по отрасли. Поэтому, когда мы видим непростую экономику работы компаний, когда цены на энергоносители падают, государство готово пойти им навстречу, поддержать.
С другой стороны, появившаяся сейчас сверхприбыль, обусловленная не столько успешной операционной деятельностью компаний, их инвестициями, затратами или эффективной работой менеджмента, а той же самой внешней конъюнктурой, политическим конфликтом на Ближнем Востоке и волатильностью рынка, может быть изъята в пользу государства, для наполнения ФНБ, для создания подушки безопасности. Это вопрос диалога и доверия между государством и бизнесом.

— То есть в текущей ситуации мы пока будем оставаться в режиме ручного управления?
— Я бы назвал это не ручным, а гибким управлением: основные механизмы конкурентного ценообразования созданы, но есть возможность их донастраивать, корректировать, если возникают какие-то непредвиденные ситуации: резкий рост цен или их падение. Мы должны создавать подушку безопасности и для компаний, и для государства. Сейчас цены высокие из-за политических конфликтов, но замедление мировой экономики в таких условиях через два-три года приведет рынок в период низких цен.

— В части законодательного регулирования газовой отрасли планируются ли какие-либо изменения, особенно с учетом того, что в газовой отрасли ситуация более тяжелая, чем в нефтяной?
— В газовой отрасли ситуация стабильно сложная. На протяжении десятилетий функционировала модель, в которой основной игрок, «Газпром», направлял на экспорт одну треть добычи газа и получал две трети выручки, за счет чего субсидировал поставки на внутренний рынок. Сегодня такой возможности нет.
Мало того, независимо от рыночной и политической конъюнктуры «Газпрому» как собственнику приходится содержать, поддерживать и развивать Единую систему газоснабжения, огромную сеть газопроводов, которая предполагала порядка 200 млрд м3 экспортных поставок, при том что сейчас экспорт трубного газа в Европу составляет около 40 млрд м3. Но расходы на ее содержание практически не уменьшились, так как условно постоянные расходы в транспорте газа не зависят от объемов транспортировки и составляют порядка 85 % от общих затрат.

— А есть ли возможность и потребность как-то поддержать работу компании, чтобы повысить ее эффективность в нынешних условиях, дать дополнительные стимулы?
— На мой взгляд, главный способ стимулирования — увеличение потребления газа в стране за счет развития газификации, газохимии и газомоторного топлива. Это раз. Второе — диверсификация экспорта, в частности за счет строительства газопровода «Сила Сибири — 2», которое должно ускориться на фоне происходящего кризиса и последних переговоров лидеров России и Китая. Ну и третье — производство СПГ. Собственно, именно это сейчас и делается совместными усилиями государства и отрасли, в соответствии с задачами, поставленными Президентом России Владимиром Путиным.

— Социальная газификация оказала поддержку внутреннему рынку? Как быть с тем, что социальная задача дать людям газ не всегда «бьется» с экономикой ее реализации: например, когда речь идет о подключении к «трубе» деревень в три дома на 100 км?
— Социальная газификация — один из самых масштабных и значимых современных инфраструктурных проектов, соответствующие задачи поставлены Президентом России Владимиром Путиным. Как и все масштабные программы, ее реализация требует больших усилий и времени, хотя первые результаты мы уже видим. Если в 2024 году на внутренний рынок было поставлено 517 млрд м3 газа, то в 2025-м — уже 522 млрд. Рост на 5 млрд м3 за один год — это хороший результат в условиях высокого уровня газификации. Перед отраслью поставлена задача обеспечить максимальную технически возможную газификацию на уровне 82,9 %. Сейчас мы достигли 75 %.
Экономический вопрос газификации, ее окупаемости достаточно сложный. С одной стороны, газ до сих пор остается и самым экономически доступным видом топлива, и самым экологичным из углеводородов. С другой — это единственный энергоресурс, цена на который регулируется как для населения, так и для промышленных потребителей. Если сейчас отказаться от регулирования, это создаст риски роста цены в два-три раза в рамках межтопливной конкуренции, прежде всего с углем, что недопустимо.
Чтобы выйти на новый этап газификации, мы должны корректировать экономические подходы к ней, научиться рационально формировать топливно-энергетические балансы регионов, учитывать технологическую доступность газа, так называемую инфраструктурную составляющую, в условиях межтопливной конкуренции и с учетом экологических аспектов.
Поэтому, как я уже много раз говорил, начинать надо с энергобаланса регионов, причем необходимо придать энергобалансу статус целеполагающего, основного документа, который позволил бы найти оптимальное соотношение доступных энергоресурсов в межтопливной конкуренции нефти, газа, угля, атома, воды, солнца, ветра и так далее. Тут важно, чтобы документ был руководством к действию, а не «для галочки», и тогда мы поймем, где лучше использовать газ, а где — уголь.

— Но не получится ли так, что регионы начнут раздувать энергобалансы и завышать прогнозы спроса на газ для «подстраховки»?
— Такие балансы должны готовиться в рамках единого подхода, по одной методике. Сейчас они разрабатываются в каждом субъекте Федерации по методике Минэнерго. Но эта методика уже требует существенной доработки.
Что касается в целом развития внутреннего конкурентного рынка газа, то в России он имеет свою специфику. Порядка 80 % газа добывается в Западной Сибири, тогда как 75 % населения проживает в европейской части России. Себестоимость транспортировки газа в затратах достигает 50–60 %. Соответственно, конкуренция между производителями не существенно влияет на стоимость для конечного потребителя. Значит, должны работать другие механизмы, прежде всего межтопливная конкуренция, в том числе между производителями разных видов газа — природного и СУГ, сетевого и сжиженного.

— То есть в России в принципе никогда не будет конкурентного газового рынка и рыночного ценообразования?
— У нас квазирынок. На мой взгляд, он был и останется. Вопрос в том, хорошо это или плохо. Я считаю, что в текущих условиях это хорошо, так как обеспечивает предсказуемость для потребителей и производителей, для социально-экономического развития регионов и страны в целом. Все хотят предсказуемости: и энергетики, и промышленники, и граждане, и государство.
Длительный период низких внутренних цен на газ, по сути, привел к формированию топливно-энергетического баланса страны со смещением в пользу газа, его доля в энергобалансе — более 50 %, в производстве электроэнергии — 55 %, в производстве тепла — до 80 %. Поэтому изменение цены газа сказывается на всем: на стоимости других энергоресурсов, электроэнергии, тарифах ЖКХ, стоимости производства металла, удобрений, на инфляции.
В этих условиях очевидна необходимость сохранения регулирования цены газа, особенно для населения, ЖКХ, может быть, электроэнергетики. При этом нужно вводить элементы рыночного ценообразования для отдельных экспортно-ориентированных потребителей, механизмы сезонной, месячной и суточной балансировки газа, спроса и предложения с использованием биржевых инструментов. Такая работа идет.

— Актуально ли предоставление налоговых льгот для освоения газовых ТРИЗ? Есть ли запрос от отрасли?
— Мы много раз обсуждали этот вопрос на разных площадках, в том числе вопрос предоставления льгот по НДПИ для истощенных газовых месторождений по аналогии с льготами для нефтяных участков. Все понимают, что проблемы есть, их надо решать, но пока есть сложности (например, с системой дифференциации месторождений и сырья).
По данным компаний, в частности «НОВАТЭКа», при сохранении текущего подхода к разработке простых запасов возможен дефицит добычи газа относительно Энергетической стратегии РФ в 2030 году уже 30 млрд м3 с нарастанием к 2050-му. Основным источником покрытия дефицита запасов газа в ближайшие 10 лет остается Надым-Пур-Тазовский район. Доля ТРИЗ в газодобыче растет, речь идет и о низконапорном газе, и о жирном, многокомпонентном газе, и о низкой проницаемости пластов, и о сложных геологических условиях залегания. Вовлечение в добычу ТРИЗ возможно только при создании экономических стимулов их разработки. А вот технологическая готовность увеличить долю добычи из ТРИЗ у компаний отрасли есть. Вовлечение газовых ТРИЗ в разработку позволит обеспечить дальнейшее технологическое развитие газовой и смежных отраслей.

— Почему в России так и не взлетел рынок газомоторного топлива, даже на фоне задачи по развитию внутреннего рынка газа? Стоит ли вообще развивать это направление?
— Для того чтобы потребитель принял решение перейти с дизеля на газ, необходимо, чтобы его цена была как минимум в два раза ниже, чем цена дизеля. Только после этого начинают работать экономические стимулы.
Второй важный момент — доступность транспортно-заправочной инфраструктуры. Этот процесс тоже идет достаточно долго и сложно. Действующее регулирование не позволяет строить газовые заправки в непосредственной близости от домов. В городах таких мест зачастую просто нет. На площадке Российского газового общества мы работаем над вопросом об упрощении регулирования, создании мультитопливных АЗС.
В итоге загрузка газовых заправочных станций сегодня не превышает 20–30 %, между тем любая АЗС окупается только при загрузке свыше 80 %. Таким образом, сейчас тот же «Газпром» несет убытки от развития газомоторного бизнеса.
Следующий момент: стоимость газового автомобиля дороже дизельного на 20–30 %.
И наконец, вопрос удобства использования. Если закончился дизель, можно с канистрой пойти на АЗС или, если речь идет о сельском хозяйстве, подогнать дозаправщик. С газом такого не получится.
В 2025 году была принята полноценная Концепция развития рынка ГМТ, дорожная карта. Надеюсь, она сыграет свою роль.
Сейчас на законодательном уровне появилась возможность поддержки строительства и использования передвижных газозаправочных станций, что очень важно для сельскохозяйственной техники, которая потребляет ни много ни мало, а 4 млн тонн дизеля в год.
Постепенно, в течение 10–15 лет, к 2035 году на фоне роста цен на дизель мы намерены прийти к более широкому использованию газомоторного топлива на уровне не менее 8–10 % замещения жидких топлив. К этому времени должна быть создана критическая масса газовой инфраструктуры, и это приведет к тому, что потребитель будет иметь гарантированную возможность заправляться ГМТ, причем на экономически выгодных условиях.

— Не получится ли так, что через 10–15 лет газовым автомобилям придется конкурировать уже с электрокарами и эта конкуренция будет заранее проиграна?
— У каждого вида топлива, у каждого типа двигателя есть своя нишевая область использования. Электрокар идеален для частного транспорта, легковая машина на СПГ, сжатом газе или водородных топливных элементах — это сложно. Зачем возить в багажнике баллон под давлением в 250 бар с риском разгерметизации или взрыва при аварии? Да и места он занимает много. Но для тяжелых фур, автобусов и коммунальной техники, работающих в системе централизованной заправки и технического обслуживания, газомоторное исполнение, особенно на СПГ, — это эффективное решение.

— Одним из вариантов развития внутреннего рынка газа является развитие смежных химических производств. Насколько перспективным является это направление?
— Программы по развитию химических производств и водородных технологий в России приняты, но, к сожалению, не очень амбициозны. Они предполагают темпы роста 5 % в год, но во всем мире темпы роста химических производств достигают 7 % в год. Причины объективны: кредитные деньги недоступны, внешний рынок и доступ к технологиям закрыты, партнеров немного. Китай предпочитает развивать собственные мощности на своей территории. Но заниматься этим однозначно необходимо.

— В свое время Комитет по энергетике активно продвигал идею строительства небольших газовых установок для производства электричества из попутного газа для центров обработки данных. Насколько эта идея оказалась интересна владельцам дата-центров?
— Эта тема имеет большой потенциал. Достаточно сказать, что, по официальным данным, мы сжигаем порядка 25 млрд м3 попутного газа.
ЦОД у нас уже потребляют порядка 1 ГВт мощности в год, и в будущем этот показатель будет только расти. А в мире в целом прогнозируют рост доли энергопотребления дата-центрами в общем объеме спроса до 9 % в год. Поэтому, когда мы общаемся с владельцами ЦОД и так называемыми «белыми» майнерами, мы всегда предлагаем им, прежде всего, участвовать в системе управления спросом, которая позволяет выравнивать колебания потребления электроэнергии. Ночью страна спит, вы ведете майнинг, утром все проснулись, включили чайники, вы снижаете потребление.
Надо сказать, что профессиональные легальные майнеры и дата-центры понимают эту тему, готовы работать на разнице потребления и втягиваться в систему управления спросом, снижая стоимость электроэнергии и для себя, и для всех.
При этом для таких потребителей, не привязанных географически к точкам производства, наиболее эффективным является использование невостребованных ресурсов, например попутного газа и ветра. В тундре огромный ветровой потенциал, не зависящий от полярного дня или ночи. Поставь ветряк, не занимайся пиролизом воды и производством водорода, а сразу генери электричество и направляй на работу дата-центра, обрабатывай данные, выдавай результат.
Никаких законодательных ограничений этого сейчас нет, законодательного стимулирования тоже не требуется.

— Не так давно на семинаре Минэнерго глава «Росатома» Алексей Лихачев заявил, что на текущий момент многие технические требования в области строительства АЭС устарели. В частности, нет нормативно-правовой базы, регулирующей строительство малых АЭС. Идет ли какая-то работа по оптимизации регулирования этого направления?
— Нормативная база по атомной отрасли развивается вместе с самой отраслью. Нормативы и законы разрабатываются под решение конкретных проблем и задач. В прошлом году было принято шесть законопроектов, в том числе по развитию термоядерной энергетики, использованию спецфонда и так далее.
Если появится ряд АЭС, специфика которых не вписывается в действующую нормативную базу, ограничивает развитие либо мешает ему, соответственно, будем вносить изменения.
У малых атомных реакторов есть своя экономика: себестоимость таких станций по определению выше, чем у больших и мощных АЭС. Но в то же время это актуально, особенно для изолированных территорий, которые живут северным завозом со стоимостью электроэнергии в 150–180 руб. за КВт•ч, тогда как в среднем по России она составляет 7–8 руб. Мини-АЭС даст примерно 10–12 руб. за кВт•ч и как минимум на 10 лет надежно обеспечит электроэнергией.
Поэтому данное направление развивается сейчас очень активно и у нас, и во всем мире. Мы со своей стороны любые инициативы, которые идут, вместе с «Росатомом» отрабатываем, не задерживая.
Правда, есть один законопроект, работа над которым идет с большими сложностями. Я имею в виду отмену законодательного запрета на проектирование прямоточных систем технического водоснабжения (ПСТВ) для тепловых и атомных электрических станций. Проект Федерального закона № 486735-8 «О внесении изменений в часть 4 статьи 60 Водного кодекса Российской Федерации и отдельные законодательные акты Российской Федерации», соавтором которого я являюсь, осенью 2025 года был принят в первом чтении после двух лет согласований, подготовка ко второму тоже двигается непросто.
Россия сегодня — единственная страна в мире, в которой установлен законодательный запрет на проектирование прямоточных систем для ТЭС и АЭС. Во всех других странах регулирование основано на экологических стандартах, а не прямых запретах. Эти системы работают на действующих ТЭС и АЭС в России, используются в российских проектах за рубежом, они применяются только там, где это целесообразно с учетом всех технических, экономических и экологических факторов.
Запрет, внесенный в Водный кодекс в 2006 году после аварий на Байкальском целлюлозно-бумажном комбинате, в случае с объектами энергетики избыточен, ведь на ТЭС и АЭС вода используется только для охлаждения, а не для технологических процессов. Его нужно отменять, сохраняя обязательность при подготовке проекта станции соблюдения всех экологических требований в соответствии с действующим законодательством, включая проведение Государственной экологической экспертизы по проектной документации ТЭС и АЭС с прямоточными системами технического водоснабжения. Такое требование есть в законопроекте. Надеюсь, он все же будет принят, что позитивно скажется на эффективности и конкурентоспособности российских проектов ТЭС и АЭС.

Сообщение Мы должны создавать подушку безопасности и для компаний, и для государства появились сначала на Энергетическая политика.