«В правительстве всегда ведется большая дискуссия на стадии принятия решений»

В этом году Россия продлила соглашение с ОПЕК о сокращении добычи нефти и решила продолжить масштабную программу модернизации в электроэнергетике. О наращивании производства сжиженного газа, нефтяных налогах и перспективах реформы рынка газа в итоговом интервью “Ъ” рассказал министр энергетики Александр Новак.

— Вы не опасаетесь, что продление сделки с ОПЕК приведет к росту сланцевой добычи и потребуется новая пролонгация соглашения?

— При заключении «венских соглашений» мы закладывали увеличение добычи в США примерно на 0,3–0,35 млн баррелей в сутки в среднем по году, или же на 0,7–0,75 млн баррелей декабрь к декабрю. Наш прогноз оказался достаточно точным, в целом динамика спроса и предложения соответствует ожиданиям. Благодаря совместным усилиям у рынка появилась прочная основа для ребалансировки: спрос за два года вырос почти на 3 млн баррелей, а в 2018 году, скорее всего, добавит еще 1,4–1,5 млн баррелей в сутки, что даст возможность постепенно завершить ребалансировку. Что касается выхода из сделки, есть консенсус, что он должен быть постепенным, по мере роста спроса, как раз для того чтобы избежать возвращения переизбытка предложения и затоваривания рынка. При этом мы продолжаем следить за развитием всех основных трендов на рынке, в том числе и производства сланцевой нефти.

— Продление сделки до конца 2018 года означает системный эффект на российскую нефтедобычу из-за сокращения бурения на старых месторождениях. Какой объем потенциальной добычи Россия может потерять?

— В случае неизменности условий соглашения в 2018 году мы рассчитываем удержать уровень 2017 года. При этом если посмотреть на динамику инвестиций в добычу, то за первые десять месяцев 2018 года отмечается существенный прирост относительно прошлого года. Поэтому я бы не использовал термин «потерянная добыча», этот объем постепенно вернется в будущем, в условиях более стабильного и предсказуемого рынка.

— Как будет решаться вопрос с компаниями, которые должны наращивать добычу — в частности, «Газпром нефтью», а также СРП «Сахалин-1»?

— Компании солидарно участвуют в добровольном ограничении добычи. Некоторым сложнее из-за более амбициозных планов роста добычи, но все они осознают выгоду от участия в данной инициативе. И эта выгода не только в сегменте добычи, но и в переработке, где рост цен позволил значительно улучшить доходность сектора, ведь не забывайте, что доходность переработки в России во многом зависит от экспортной субсидии, которая тем больше, чем выше экспортная пошлина. Только за счет этого рост доходности составил почти $3–4 на баррель, что для многих НПЗ означает выход на прибыльность.

— В Сабетте 8 декабря прошло совещание по развитию СПГ. Какие решения там были приняты?

— На совещании была рассмотрена концепция ускоренного развития производства сжиженного природного газа в России и, как следствие, увеличения доли страны на мировом рынке. В рамках программы в течение ближайших нескольких лет планируется наладить производство российского оборудования для заводов по сжижению газа. Еще один важный пункт — поддержка развития Северного морского пути и разработка нормативно-правовой базы для введения стандартов производства СПГ, технических регламентов и требований.

Таким образом, нам предстоит скорректировать стратегию развития энергетики с учетом амбициозных целей по увеличению производства СПГ. Также обсудили предложения Минприроды по стимулированию геологоразведочных работ. Особенно это актуально для проектов севернее Полярного круга, поскольку основная ресурсная база СПГ находится в основном на севере: полуостров Ямал, полуостров Гыдан, где запасы превышают 38 трлн кубических метров газа. Хочу подчеркнуть, что президент дал поручение, чтобы реализация СПГ-проектов не происходила в ущерб поставкам трубопроводного газа.

— Обсуждался ли на совещании вопрос, связанный с месторождениями Тамбейской группы «Газпрома» и возможным созданием СП с НОВАТЭК по этим активам?

— Нет, партнерство не обсуждалось, речь шла о трех концептуальных темах: первая — анализ мирового рынка и текущая ситуация, что происходило за последние десять лет на газовом рынке и какие есть перспективы на период до 2035 года. Во-вторых, обсуждали актуальные планы других стран по развитию сегмента СПГ с учетом используемой ресурсной базы. И третья часть — это конкурентоспособность и возможности российского СПГ. Анализ этих составляющих позволяет сделать вывод, что мы можем увеличить долю СПГ с сегодняшних 4% до 15–20% мирового рынка в период до 2035 года. По нашим оценкам, с 2024 по 2035 год на рынке образуется свободная ниша в объеме примерно 200 млн тонн СПГ в год, благодаря наличию конкурентоспособных проектов, Россия может занять до половины этой ниши.

— В ходе обсуждения развития Севморпути были какие-то решения по новому сверхмощному ледоколу «Лидер»?

— Обсуждали, что для обеспечения транспортировки необходимо строительство соответствующего ледокола.

— Обязательно?

— Да, поскольку только такой ледокол сможет обеспечить круглогодичную проводку по Северному морскому пути для новых СПГ-танкеров класса Yamalmax. Даже если учитывать только текущие и запланированные СПГ-проекты, грузооборот по СМП вырастет более чем в десять раз, не говоря уже о других грузах, которые будут перевозиться тем же маршрутом. Для этого необходимо соответствующее обеспечение.

— Обсуждался ли вопрос финансирования ледокола?

— Финансирование обсуждалось, один из возможных источников — государственно-частное партнерство, поскольку при условии гарантированных объемов перевозок улучшится экономика маршрута, что будет способствовать, в том числе, появлению частных инвесторов.

— Частные инвесторы — это газовые компании?

— Любые инвесторы. Есть же компании — владельцы судов, при этом такие компании могут как выступать в роли инвестора, так и привлекать соинвесторов.

— Сейчас идут переговоры между «Газпромом» и Exxon, оператором проекта «Сахалин-1», о поставке газа для третьей очереди СПГ-завода на Сахалине. Когда они могут завершиться?

— Между «Сахалином-1» и «Газпромом» существуют принципиальные договоренности об использовании газа «Сахалина-1» для третьей очереди проекта «Сахалин-2». Сейчас идут коммерческие переговоры по ценовым параметрам, которые бы удовлетворили как продавца, так и покупателя. Надеемся, что в ближайшее время стороны договорятся. Это коммерческие переговоры, министерство не может диктовать условия. Договоренность обсуждается в контексте того, что газ на ВНХК будет поставлять «Газпром».

— По тарифу?

— Этот вопрос обсуждается в рамках проводимых комплексных переговоров.

— Вы говорили, что ФГУП «Промсырьеимпорт» уже покупает иранскую нефть в рамках сделки «нефть в обмен на товары». Можете объяснить, в чем заключается экономический смысл этой сделки?

— У вас неправильная информация, «Промсырьеимпорт» не является финальным покупателем нефти. «Промсырьеимпорт» в данном случае выступает в качестве комиссионера.

— То есть покупает ее у иранцев и продает конечному покупателю?

— Нет, не покупает, свои деньги не платит. У «Промсырьеимпорта» нет таких средств, чтобы полностью заплатить за поставку нефти. Он ищет покупателя, который, собственно, и приобретает нефть.

— Эти сделки проходят по рыночной цене?

— Да, и, как обычно, есть определенный комиссионный доход.

— Почему выбрана такая схема?

— Это соответствует меморандуму, который был подписан еще в 2014 году между Ираном и Россией. Документ предусматривает возможность для иранской стороны частично направлять выручку на закупку российских товаров, услуг, оборудования и так далее. По сути, это еще одна мера по увеличению торгового оборота между нашими странами.

— Каков объем таких сделок?

— У нас пока состоялась поставка только одного танкера в 1 млн баррелей, но надеюсь, что мы и дальше сможем увеличивать этот объем, в соответствии с предварительной договоренностью этот объем может быть до 5 млн тонн в год.

— В чем смысл этой операции для иранской стороны, они же сейчас не ограничены санкциями…

— Меморандум подписывался тогда, когда санкции еще не были сняты, тем не менее мы договорились с иранской стороной, что мы меморандум не расторгаем, продолжаем использовать этот механизм для увеличения торгового оборота.

— Почему получилось так, что законопроект об НДД в этом году не был принят, в отличие от индивидуальных льгот для Самотлора, и не считаете ли вы, что это несколько дискредитирует идею общеотраслевого диалога?

— Я не соглашусь, поскольку в конце года проект закона об НДД был согласован, в том числе с компаниями, Министерством финансов, с экспертным управлением администрации президента, внесен в Госдуму. Сейчас комитет по налогам в соответствии с регламентом разослал документ, ждем заключения. Думаю, в ближайшее время он будет рассмотрен в Госдуме в первом чтении.

Что касается второго законопроекта по обводненности, который уже принят, мы его всегда поддерживали и считали, что такие месторождения нужно стимулировать, поскольку при существующей системе налогообложения имеющиеся запасы нефти экономически невыгодно добывать, они просто останутся в земле. В настоящее время правительство приняло решение пока только по одному месторождению, но это не означает, что в ближайшей перспективе не будет обсуждения по другим обводненным месторождениям. По Самотлору компания взяла определенные обязательства по увеличению объемов добычи, инвестициям, бурению скважин, а также по увеличению дивидендных выплат. Это выгодно для бюджета, и правительство приняло решение, чтобы получить в короткие сроки соответствующий эффект.

— Вы не считаете, что, выступая за снижение именно НДПИ для обводненных месторождений, вы идеологически подрываете переход на НДД как на единый налог в будущем?

— Я так не считаю, так как на данном этапе мы поддерживаем и существующую систему льгот, и проект закона, который создает новую систему налогообложения. Что касается закона по обводненным месторождениям, он пока носит экспериментальный характер. Чтобы принять окончательное решение, потребуется еще время, два-четыре года, пока все убедятся, что администрирование идет так, как планировали, что не будут уменьшены доходы бюджета, инвестиции компаний в разработку действующих месторождений действительно увеличиваются. Пока в законе указано несколько проектов с совокупным объемом добычи в 15 млн тонн, это не более 3% от общего объема добычи. А что касается системы точечных льгот, они могут дать эффект уже сегодня и завтра, а не через четыре-пять лет. Никто не мешает потом эту систему льгот перевести в систему НДД. Но если мы хотим уже сегодня получить эффект по обводненным месторождениям, нужно предоставлять льготы.

— Такое избирательное предоставление льгот всегда критиковалось с отрасли.

— Мы ищем способ рационально использовать природные богатства. Единая система налогообложения для месторождений с разной инфраструктурой, геологией и так далее не дает эффекта, который хотелось бы иметь. К примеру, в баженовской свите неэффективно разрабатывать залежи, если нет льгот. Где-то — напротив — добываются лакомые кусочки, а полностью запасы не извлекаются, потому что невыгодно в существующей налоговой системе.

— Обнуление экспортной пошлины на нефть будет всерьез обсуждаться в 2018 году или вопрос отложен? Изменилась ли ваша позиция?

— Мы не раз отмечали наличие рисков. Без детальной проработки предложение по обнулению экспортной пошлины не может быть поддержано. Сегодня мы столкнулись с необходимостью кардинальной перенастройки всей налоговой системы нефтедобывающей и перерабатывающей отраслей, снижением эффективности добычи нефти в новых регионах нефтедобычи, текущей низкой маржой нефтепереработки. Поэтому малейшая неточность в расчетах или настройках компенсационного механизма взамен отмены экспортной пошлины на нефть существенно повышает вероятность возникновения дисбалансов на региональных топливных рынках и неконтролируемого роста цен. Поэтому мы считаем, что обсуждение конкретных мер по изменению налогового законодательства в настоящее время преждевременно.

Необходимо сохранить существующие фискальные условия до 2020–2021 года, когда модернизация НПЗ окажется на более поздней стадии, и НДД будет отработан, чтобы позволить компаниям сохранить приемлемый уровень доходности на льготируемых месторождениях. То есть мы считаем, что экспортная пошлина должна начать снижаться не раньше окончания модернизации НПЗ, то есть не ранее 2021 года. При этом процесс будет завершен к 2025 году. В любом случае, отрасль не должна потерять доходы — нестабильность налоговой системы является одним из основных негативных факторов для инвестиционного климата в нашей стране.

— Цены на бензин в 2017 году существенно опережают инфляцию. Рассматриваете ли вы меры ограничения экспорта бензина или, возможно, временного введения повышенной экспортной пошлины?

— Последние три года цены на бензин росли в пределах инфляции. В 2016 году даже значительно ниже, в 2017 году мы видим незначительное превышение роста цен над уровнем инфляции. Основным объективным фактором, определяющим динамику роста цен на моторное топливо в 2017 году, стало увеличение ставок акциза. То есть нефтяные компании увеличивали цены на моторное топливо для компенсации расходов, связанных с увеличением налоговых отчислений (налог на добычу полезных ископаемых и акцизы) в 2016–2017 годах. При этом стоит отметить, что на рынке существует большая конкуренция, поэтому нефтеперерабатывающие заводы повышают цены на нефтепродукты более низкими темпами. Правительство осуществляет мониторинг ситуации на постоянной основе.

Вместе с тем уровень средних розничных цен на моторное топливо в России значительно ниже цен в других экономически развитых странах мира. Например, в США АИ-95 стоит порядка 47 рублей за литр в пересчете на рубли, в Германии — 96 рублей, в Норвегии — 110 рублей.

Что касается временного ограничения экспорта и введения повышенной экспортной пошлины, подобные меры не рассматриваются, так как они не являются системными.

— Нужны ли России гарантии от Еврокомиссии по европейской части газопровода «Турецкий поток», или он может быть построен в рамках действующего правового режима, как Nord Stream-2, где Россия не просила никаких гарантий?

— Гарантии — это подтверждение со стороны Еврокомиссии, что проект построен в соответствии с законодательством Евросоюза, что нет никаких правовых оснований говорить о его незаконности. Наши потенциальные партнеры, которые заинтересованы в поставках газа по второй нитке «Турецкого потока», работают и с Еврокомиссией, и по расширению своих газотранспортных систем, чтобы можно было в эти газотранспортные системы поставлять газ по второй нитке. Это Греция и Италия, а также Болгария, Сербия, и Венгрия соответственно.

Политическую поддержку тоже не следует сбрасывать со счетов. Например, есть страны ЕС, которые высказываются против строительства Nord Stream-2, есть те, кто поддерживает проект, говорят о его целесообразности и роли в обеспечении энергобезопасности Европы.

— Обсуждение реформы внутреннего газового рынка фактически остановилось, несмотря на то что у нас профицит газа внутри страны, а по уровню цен достигнута равнодоходность с экспортом. Следует ли нам ждать реформы в следующем электоральном цикле?

— Этот вопрос постоянно обсуждается в контексте тем, касающихся формирования методики установления тарифов на транспортировку газа. В частности, ФАС выступила с предложением в части пилотных проектов по либерализации цены на газ в отдельных регионах. Процесс продолжается. Другое дело, что пока не принято каких-то кардинальных решений.

— Да просто никаких решений.

— Нет, почему? Например, после долгой дискуссии было принято решение не проводить эксперимент по либерализации цен в отдельных регионах. Это тоже решение. Как вы знаете, эта дискуссия идет довольно долго. И основные положения отражены в проекте энергостратегии на период до 2035 года, который сейчас находится в правительстве и пока не принят.

— Насколько я помню, в этом проекте предлагается ничего не трогать на рынке до 2020 года.

— До 2020 года предполагается совершенствование допуска к транспортной инфраструктуре, переход на государственное регулирование тарифов на хранение газа в ПХГ. Таким образом, в документе записаны улучшения по отдельным позициям, более глобальные изменения возможны после 2020–2021 годов.

— Почему Минэнерго все-таки поддержало программу модернизации генерации вместо того, чтобы стимулировать привлечение новых технологий в отрасль?

— В рамках программы ДПМ мы обновили где-то 15% мощности, вместе с тем с течением времени оборудование изнашивается. Поэтому, по нашим оценкам, в среднесрочном периоде где-то 130 ГВт потребуют либо вывода из эксплуатации, либо модернизации. Мы говорим не о новом строительстве, потому что новое строительство дороже и по срокам занимает больше времени. Мы подсчитали, что по мере уменьшения платежей по ДПМ за 15 лет высвободится порядка 1,5 трлн рублей. Эти средства было предложено направить на модернизацию порядка 40 ГВт мощностей действующих основных фондов. Если говорить о новом строительстве, то его объем был бы гораздо меньше, и все равно пришлось бы старые мощности выводить.

— Но концептуально президентом все-таки был поддержан ДПМ-штрих?

— Мы будем использовать в качестве базового механизм, подобный ДПМ в части гарантированного возврата вложенных инвестиций для подготовки нормативно-правовой базы в течение последующих нескольких месяцев. Планируем и дальше обсуждать механизмы отбора, поскольку они должны быть справедливыми и понятными. В программу модернизации должно попасть то оборудование, которое требует модернизации и востребовано рынком.

— От механизма повышения цены КОМ отказались?

— Мы рассматривали два разных варианта: механизм, подобный ДПМ, и вариант с рыночной ситуацией. Последний предполагает наличие инструментов или механизмов рыночного стимулирования для проведения модернизации, но существенное повышение цены КОМ стало бы дополнительной нагрузкой на потребителей и источником дополнительного маржинального дохода для ряда генерирующих компаний. А при механизме, подобном ДПМ, мы в пределах тех же объемов и средств можем не увеличивать нагрузку на потребителя и продлить ресурс для большого объема генерирующего оборудования. Более того, в рыночной ситуации собственник генерации самостоятельно принимает решение, на что потратить средства.

— В 2017 году было введено много нерыночных надбавок для энергорынка. Не пора ли уже вводить мораторий на новые квазирыночные механизмы?

— В правительстве всегда ведется большая дискуссия на стадии принятия решений. Естественно, я защищаю точку зрения энергетической отрасли и промышленности, являющейся ее потребителем. Но есть и другие отрасли, которые от этого выигрывают. Например, когда мы говорим про твердые бытовые отходы, то за счет системы надбавок для них создается добавочная стоимость с точки зрения экологии, переработки мусора и так далее. И правительство вынуждено принимать взвешенные решения, наиболее целесообразные для экономики страны.

— Минэнерго уже сформировало позицию по продлению механизма ДПМ ВИЭ после 2024 года?

— Этот вопрос сейчас остро не стоит, до 2024 года есть еще шесть лет, и в принципе никто не говорит о том, что нужно прямо сейчас принимать решение о продлении программы до 2034 года, например. В целом могу сказать, что благодаря программе ДПМ ВИЭ мы создали новую промышленность по производству ветряков, солнечных панелей, уже несколько заводов построили. Безусловно, эта промышленность должна быть загружена, мы нацелены на то, чтобы загрузка происходила за счет рыночных методов. Сейчас ВИЭ становится более конкурентоспособными в связи с удешевлением стоимости, и если, допустим, мы поймем, что отрасль потребует какой-то господдержки, то будем вырабатывать соответствующие механизмы, обсуждать их в правительстве.

— «Россети» готовят глобальный проект по цифровизации сетей, по вашей оценке его стоимость составит до 2 трлн рублей. Не конкурирует ли с ним программа модернизации за деньги потребителей?

— «Россети» — инфраструктурная организация, ее деятельность осуществляется в соответствии с решением правительства и ФАС. Как они могут конкурировать? У генерации есть свой ресурс, у сетей — свой, который индексируется в рамках «инфляция минус». Никакой дополнительной нагрузки на потребителя нет. Цифровизацию будем проводить по мере возможности и считаем, что это может быть проектное финансирование без увеличения тарифной нагрузки на потребителя. Дело в том, что за счет этих механизмов должны существенно снизиться потери, уменьшиться количество аварий, время отключения и так далее — это должно стать окупаемым проектом. Вопрос прорабатывается.

— Действительно ли сейчас обсуждается схема, по которой «Россети» не будут входить в «Крымэнерго» и «Севастопольэнерго»? Какие санкционные риски существуют?

— Каждая компания самостоятельно проводит юридическую оценку существующих рисков перед тем, как начать работать на крымском рынке. Пока никаких решений не принято, идет анализ ситуации. Уже существует ГУП «Крымэнерго», мы действительно планируем проводить консолидацию, создавать единую компанию на всем полуострове. За счет бюджетных средств в Крыму были построены объекты сетевого хозяйства: подстанции, ЛЭП, их нужно передавать в управление по мере ввода в эксплуатацию. Вокруг этого сейчас и идет основная дискуссия.

— Ожидаете ли вы, что Siemens может выступить поставщиком турбин для ТЭС в Тамани? Почему тендер по Тамани было решено разделить на две части и часть отдать под российское оборудование?

— Мы не видим проблем в том, чтобы Siemens пришли. Там 160 МВт должны быть на 100% российского производства, а остальной объем, чуть более 300 МВт, может быть как российского, так и иностранного производства. У иностранного оборудования единичная мощность повыше, и если к тому времени появится аналогичное российское оборудование, то наши компании будут иметь возможность использовать и его.

— Во время реформы РАО считалось, что для создания рынка на Дальнем Востоке нет условий — связи в энергосистеме ограничены, северный завоз дорогой, тарифы самые высокие в РФ. По сути, ничего не изменилось. Почему тогда в Минэнерго пришли к выводу, что можно начинать реформу в ДФО?

— Основная цель — повысить эффективность работы, для этого необходимо создавать рыночные условия, конкуренцию, менять механизм тарифообразования. По сути, чем отличается вторая или третья зоны? Мы просто двигаемся вперед, продолжаем развивать систему рыночных взаимоотношений, в том числе на Дальнем Востоке.

— В какие сроки и как конкретно вы планируете создавать конкуренцию, если существует всего одна работающая компания?

— Мы сейчас над этим работаем, детали пока не готовы называть.

— До сих пор правительство перекладывало расходы на развитие энергетики ДФО на бюджет. Каковы могут быть механизмы финансирования новых мощностей? В частности, «РусГидро» говорило о том, что в энергетику Дальнего Востока нужно инвестировать до 250 млрд рублей.

— Энергопотребление на Дальнем Востоке, безусловно, будет расти. По нашим прогнозам, к 2035 году оно увеличится примерно на две трети и составит 75,5 млрд кВт•ч. Наш прогноз основан на тех инвестпроектах, которые реализуются в регионе: электрификация БАМа и Транссиба, обеспечение энергоснабжения «Силы Сибири», верфи «Звезда» и так далее. Но уже сейчас можно сказать, что энергокомпании работают в этом направлении самостоятельно. Например, ФСК ЕЭС развивает энергетическую инфраструктуру в зоне БАМа и Транссиба, «Газпром энергохолдинг» планирует строительство ТЭС «Сила Сибири» мощностью 160 МВт в 2020 году. Важным событием для энергетики ДФО должно стать завершение строительства в 2019 году первой в России плавучей атомной тепловой электростанции. Также «РусГидро» строит там четыре тепловых электростанции. Работы завершатся в 2019 году.

— Будет ли продлена программа по выравниванию энерготарифов в ДФО еще на семь лет?

— Пока решение есть только на три года, нужно оценить его эффективность, чтобы говорить о возможности дальнейшего продления. Основная цель внедрения механизма — получить дополнительные инвестиции и повысить конкурентоспособность промышленности за счет снижения затрат на электроэнергию. Все это будем анализировать в правительстве, обсуждать с руководством субъектов Дальнего Востока.

— Конкурсный отбор мощности (КОМ) на 2021 год показал символический профицит в 208 МВт в Сибири. Планируется ли в перспективе строительство здесь новой генерации?

— Сейчас планов по строительству новой генерации нет, но если мы увидим дефицит, то будем принимать соответствующие решения. Либо кто-то из частных инвесторов построит генерацию, либо, если дефицит нечем будет закрыть, мы всегда сможем принять решение о механизме КОМ по новой генерации. Такие же решения мы принимали по Тамани и по Калининграду, но пока такого сигнала нет.

— Какие ожидания относительно того, где вы окажетесь после мая 2018 года? Останетесь ли в Минэнерго или, возможно, займете другую должность в правительстве?

— Я об этом не думаю, нет времени просто. И нет ощущения, что об этом уже пора думать.

— Может быть, руководство страны дало уже какие-то сигналы?

— Нам всегда даются примерно одни и те же сигналы на заседаниях правительства — по максимуму мобилизоваться и работать.

— Тогда, вне зависимости от того, последнее ли это ваше итоговое интервью на посту министра энергетики или нет, назовите несколько вещей, которые вы считаете самыми важными достижениями за эти почти шесть лет.

— Есть концептуальные вещи вроде изменения законодательства, которые закладывают основы, а есть знаковые события. Например, зимняя Олимпиада в Сочи и строительство соответствующей инфраструктуры, которую мы провели без сбоев и были отмечены МОК как лучшие с точки зрения энергетического обеспечения. Ситуация с необходимостью в кратчайшие сроки обеспечить энергоснабжение Крыма — все это, конечно, очень сильно запоминается. То, что касалось переговоров с Украиной в 2014–2015 годах по газу и электроэнергии. Конечно, соглашение с ОПЕК.

Если говорить про законодательную базу, по нефтегазовой отрасли важна была либерализация экспорта сжиженного природного газа — мы сейчас эффектно запустили завод «Ямал СПГ», которого бы не было, если бы экспорт СПГ не был либерализован. В нефтяной отрасли мы подготовили большой пакет документов по стимулированию разработки месторождений Восточной Сибири, шельфа и ТРИЗов. В большей степени по Восточной Сибири это заработало, потому что там произошел большой рост объемов добычи. Шельф тоже пошел, ТРИЗы. Я считаю, в этом отношении мы сделали очень большой шаг вперед, и у нас уже есть свои технологии по ТРИЗам, несмотря на то что западные компании отказались от сотрудничества из-за санкций. Это будущее нашей добычи — баженовская свита и так далее.

В электроэнергетике приняли ключевой закон о теплоснабжении, который привлечет в отрасль инвестиции. Это то, что нужно было сделать еще десять лет назад. Также могу отметить четырехлетний КОМ, который даст возможность среднесрочного планирования. Не могу не отметить проделанную работу по упрощению подключения к энергетической инфраструктуре — то, чем можно, по сути дела, гордиться, поскольку среди всех направлений рейтинга Doing business электроэнергетика сделала самый больший рывок и стала единственной номинацией, в которой Россия вошла в десятку лучших в мире.

Новак Александр Валентинович

Личное дело

Родился 23 августа 1971 года в городе Авдеевка (Донецкая область, Украина). Окончил Норильский индустриальный институт по специальности «экономика и управление в металлургии» (1993) и МГУ по специальности «менеджмент» (2009).

С 1988 года на Норильском ГМК прошел путь от аппаратчика-гидрометаллурга до начальника финансового бюро. С 1997 года — начальник отдела, руководитель управления, заместитель директора по экономике ОАО «Норильский ГМК». В 1999–2000 годах — заместитель директора по экономике, заместитель директора по персоналу в заполярном филиале ОАО «Норильская горная компания». Затем работал заместителем главы Норильска по финансово-экономическим вопросам. С 2002 года — заместитель губернатора Красноярского края Александра Хлопонина, в 2007–2008 годах — первый вице-губернатор. С июля 2008 года возглавлял правительство края. С сентября 2008 года — заместитель министра финансов Алексея Кудрина. 21 мая 2012 года назначен министром энергетики.

Награжден орденом Почета.

Министерство энергетики РФ

Досье

Создано 12 мая 2008 года при разделении Министерства промышленности и энергетики. Является федеральным органом исполнительной власти, отвечающим за государственную политику в сфере топливно-энергетического комплекса, возобновляемых источников энергии, энергосбережения и энергетической эффективности. В настоящее время в топливно-энергетическом комплексе страны заняты свыше 2 млн человек. За январь—ноябрь 2017 года доля нефтегазовых доходов в доходах федерального бюджета России составила около 40%.

В структуру Минэнерго входят 13 департаментов. В ведении министерства находятся 23 федеральных государственных учреждения и предприятия. Бюджет Минэнерго на 2017 год запланирован в размере 33,2 млрд руб., на 2018 и 2019 годы — 15,5 млрд руб. и 22,3 млрд руб. соответственно.