Откуда он взялся? Что с «Газпромом» пошло не так? Это случайная или системная неприятность? Как и за чей счет она будут преодолеваться? Эти и другие вопросы, позаковыристей, привели нас к эксперту газовой отрасли, директору по исследованиям Института энергетики и финансов Алексею Белогорьеву.

— Алексей Михайлович, ответ на первый вопрос мы знаем сами. Убыток 2023 года — прямое следствие потери «Газпромом» европейского рынка. Поставки в Европу, включая Турцию, рухнули за два года в 3,7 раза — со 168 миллиардов кубометров в 2021 году до 45 миллиардов в 2023-м.

— Вы привели только часть ответа. От того, что падает экспортная выручка, чистая прибыль снижается, но не превращается автоматически в убыток. Выручка сократилась, как вы верно отметили, в связи с обвальным снижением физических поставок, так же резко упали цены, заметную роль сыграли и курсовые разницы. Но причина убытка в другом: при обвале выручки на 27 процентов «Газпрому» не удалось пропорционально снизить операционные расходы (только на семь процентов), он парадоксальным образом увеличил и без того огромную инвестпрограмму (до 3,1 триллиона рублей). Наконец, добили возможность прибыли резкий рост долговой нагрузки (чистый долг вырос на 34 процента) и, соответственно, платежей по кредитам, большие списания активов, а также дополнительные налоговые выплаты в виде повышенного НДПИ.

Рассчитывать на рост экспортной выручки «Газпрому» в ближайшее время не приходится: медленное увеличение физических поставок нивелируется падающими ценами. Поэтому его финансовые результаты зависят прежде всего от готовности сокращать расходы, инвестиции, а также от эффективного управления долговой нагрузкой, достигшей уже опасного уровня, и от налоговой политики государства. Но повторение столь неблагоприятного сочетания факторов, как в 2023 году, трудно себе представить, поэтому у «Газпрома» есть все шансы вернуться к положительной чистой прибыли уже в 2024‒2025 годах. Другое дело, что это будет уже совсем не та сверхприбыль, к которой все привыкли. «Газпром» надолго перешел в число компаний со средней доходностью по рынку либо даже ниже средней.

— Другие направления российского трубопроводного экспорта не смогли компенсировать потерю европейского рынка: за два года прирост этих поставок, в Китай и в страны ближнего зарубежья составил 16 миллиардов кубометров. Таким образом, общее сокращение экспортных поставок «Газпрома» в 2023 году по сравнению с 2021-м составило 107 миллиардов кубометров. Поставки «Газпрома» на внутренний рынок тоже снизились. В результате потеря рынков сбыта была транслирована в падение добычи, которое у «Газпрома» за два года составило 111 миллиардов кубометров, или 22 процента к 2021 году. Что ждет «Газпром» в 2024-м и в последующие годы?

— Дно в части добычи и экспорта «Газпрома» уже пройдено. В первом квартале 2024 года рост добычи газа всеми производителями составил 9,4 процента к аналогичному периоду 2023-го. Правда, по отношению к январю‒марту 2022-го, если этот год рассматривать в качестве базового, небольшое отставание (4,3%) пока сохраняется. При этом «Газпром» сумел нарастить добычу за счет дальнейшего увеличения экспорта в Китай и временного роста сохранившихся поставок в Европу. На западном направлении мы продолжаем поставки в Венгрию, Австрию, Словакию, Румынию, балканские страны, Молдову и, конечно, в Турцию, которая теперь надолго, если не навсегда, стала для нас крупнейшим европейским рынком. И это несмотря на очередную теплую зиму в Европе. В целом и добыча, и экспорт закончили свое падение еще летом 2023 года. Начиная с августа-сентября мы видим восстановительный рост. Он будет очень плавным, но продолжится, даже если представить, что уже в январе 2025 года прекратится, как сейчас дискутируется, либо сильно сократится украинский транзит, во что я по-прежнему не вполне верю. Совокупный трубопроводный экспорт снижаться уже не должен, будет рост за счет поставок по «Силе Сибири» и в Центральную Азию. Есть достаточно большой потенциал для роста экспорта в Казахстан и Узбекистан, в том числе в рамках обменных операций по их поставкам в Китай.

— «Сила Сибири — 2». Похоже, эта труба не сильно нужна Китаю, если только цена поставок не опустится до нуля. А нужен ли этот проект России? Может быть, предпочтительнее потратить те же или даже меньшие деньги на сооружение широтной трубы от Томска до Ковыкты, соединив западную и восточную системы газопроводов, газифицировав попутно юг Восточной Сибири?

— Мы не знаем, нужна ли «Сила Сибири — 2» Китаю, поскольку и у самих китайцев ответа на этот вопрос пока нет. В текущие прогнозные балансы этот проект явно не вписывается: газопровод может быть запущен уже только в 2030-е гг., а основной прирост импорта газа в КНР ожидается в 2020-е (примерно на 80 миллиардов кубометров к 2023 г.) и этот прирост без особых проблем закрывается другими источниками. После же 2030 г. весь прирост импорта газа в КНР составит предположительно около 40 миллиардов кубометров, а только одна «Сила Сибири — 2» рассчитана на 50 млрд. И есть же еще СПГ, который часть импортной ниши точно займет. Но руководство Китая через год-два-три вполне может дать этому проекту зеленый свет в двух случаях: если поверит в значительно более высокие, чем ожидаются сейчас, темпы роста спроса, либо если посчитает дальнейшее увеличение зависимости от импорта СПГ слишком рискованным в условиях растущего геополитического конфликта с США.

Что касается России, то для нас этот проект всегда был рискованным в силу неизбежной монопсонии: мы уже достаточно обожглись в ЕС, хотя там формально и стран-потребителей, и компаний-импортеров было много. Зависеть от одного покупателя с любой точки зрения плохо. Решения о соединении Единой системы газоснабжения с Восточной Сибирью и о газификации юга Красноярского края и Иркутской области, насколько я понимаю, уже приняты и напрямую не связаны с судьбой «Силы Сибири — 2». А вопрос, куда эффективнее направлять инвестиции, выходит далеко за рамки газовой отрасли: может быть, лучше их вкладывать в освоение космоса или в биоинженерию — это все нужно считать. Это вопрос к общей экономической стратегии страны, а не к «Газпрому».

— И, вероятно, надо ожидать инерционного роста внутреннего спроса в ходе вялотекущей газификации?

— В России пока ни на государственном, ни на корпоративном уровне не принимаются масштабные меры для роста энергоэффективности в части потребления газа. Это откладывает на будущее гигантский невостребованный потенциал сокращения потребления, потому что газ в России используется во многих случаях неэффективно. Но пока он относительно дешевый, эта модель неэффективного потребления будет сохраняться и спрос на газ будет внутри страны расти. Я бы оценил масштаб увеличения внутреннего спроса на газ в пределах плюс 30‒40 миллиардов кубометров к 2030 году.

— Но есть же не только «плохой» рост внутреннего спроса, назовем его так, вызванный отсутствием мер для роста энергоэффективности, но и, условно, «хороший», связанный с наращиванием производства передельных продуктов из газа — удобрений, полимеров, аммиака, водорода?

— Безусловно, но я их уже вложил в названную оценку прироста. До половины его объема — это ровно то, о чем вы говорите.

— Какова конкретно сейчас внутренняя цена на газ?

— В последние годы она индексируется в целом по инфляции, с небольшими отклонениями то в плюс, то в минус. В валютном эквиваленте цена держится на уровне примерно 70 долларов за тысячу кубометров. При этом розничные цены в России существенно ниже не только цен в Европе, но и в США. Часто любят сравнивать наши оптовые цены с оптовыми ценами на американском газовом хабе Henry Hub, но это вводит в заблуждение: розничные цены в США заметно выше, особенно для населения и вообще для потребителей, которые получают газ через дорогостоящие в обслуживании газораспределительные сети, а не через небольшие отводы от магистральных газопроводов, как электростанции или крупные промышленные предприятия.

— Где главные очаги неэффективного потребления газа в России?

— Прежде всего это ЖКХ. У нас устаревший жилой и нежилой фонд с низкими показателями теплозащиты. И большие потери в сетях теплоснабжения. Все это приводит к избыточному потреблению газа в теплоэнергетике. Но и у других групп потребителей проблем хватает.

— Наши «фирменные» перетопы — явное следствие системно низких цен на газ. Лучшее средство повышения энергоэффективности — когда ты можешь сэкономить себе в карман и, напротив, получить удар рублем за неэффективность. С другой стороны, дешевый газ — это естественное преимущество страны с крупнейшими в мире запасами природного газа. Странно было бы от него отказываться.

— Здесь вопрос цели государственной политики. Чего мы хотим? Более эффективной экономики? Или мы за счет дешевого газа пытаемся стимулировать экономический рост? Все последние десятилетия государственная логика следовала второй парадигме.

— Соглашусь, с оговоркой, что это был не столько осознанный выбор, сколько инерционное следование сложившейся практике. Противоположная политика требовала бы серьезных политических решений, ущемляющих интересы влиятельных игроков, прежде всего энергетиков.

— Во всем мире государство заботится прежде всего об интересах потребителей, это нормально. Даже более того, мы видим системное подталкивание «Газпрома» к активизации программы социальной газификации, которая для него не очень рентабельна, если не сказать убыточна.

— Что дальше будет происходить с ценами на газ? Доходит информация, что «Газпром» лоббирует резкое, в полтора-два раза, повышение внутренних цен для компенсации потери европейского рынка — ключевого источника дохода. Есть ли альтернатива у повышения цен?

— Понятно, что «Газпром» пытается найти новые источники роста, чтобы заместить огромные потери в выручке. Пока не получается с экспортом, его внимание переключилось на внутренний рынок. Это было неизбежно и предсказуемо. Российский рынок становится для компании преобладающим не только по физическому объему поставок (так было всегда), но и по выручке. Понятно, что «Газпром» заинтересован в повышении цен. С 2022 года компания последовательно проводит мысль, что его поставки на внутренний рынок по ряду регионов убыточны. Я бы сказал, что у нас проблема не столько в низком уровне оптовых цен на газ, сколько в перекрестном субсидировании и непрозрачности транспортных расходов.

— А кто регулирует тарифы на прокачку по Единой газотранспортной системе?

— Их калькулирует «Газпром», а утверждает ФАС. Они дифференцированы по регионам. «Газпром» настаивает на необходимости их индексации, но не раскрывает, как он их считает. Независимые добытчики газа много лет спорят с «Газпромом» по вопросу адекватности тарифов, но договориться сложно, так как тарифы — черный ящик.

— И даже государство не в состоянии заставить «Газпром» раскрыть систему расчета тарифов?

— Насколько известно, «Газпром» давно не делится с государством чувствительной информацией по многим показателям, даже с профильными государственными органами.

— Это довольно прикольно. Вроде бы госкомпания.

— Проблема закрытости данных — одна из первоочередных, которые нужно решать в газовой отрасли.

— Тарифы РЖД тоже тайна за семью печатями. Тарифы на прокачку «Транснефти» — абсолютно непубличная информация. Я думаю, здесь «Газпром» не одинок, это своего рода обычай делового оборота наших инфраструктурных монополий.

— Наверное, у всех монополий есть общие черты, но по степени закрытости «Газпром» все-таки далеко опередил и РЖД, и «Транснефть».

Надо ли разделить «Газпром»?

— Газовая отрасль уже три десятилетия живет по не вполне рыночным правилам. Логистическая система отрасли — ЕСГ и диспетчеризация — монополизирована «Газпромом», и эта монополия законодательно охраняется государством. За «Газпромом» также законодательно закреплена монополия на экспорт трубопроводного газа. Свободного ценообразования в отрасли нет: тарифы на газ для промышленных потребителей и населения регулируются государством, тарифы на прокачку газа независимых производителей — ФАС с подачи «Газпрома». Дважды предпринимались попытки рыночного реформирования газовой отрасли (Чубайс — Немцов в начале 1990-х и Греф в 2002‒2003 годах): выделение в отдельную госкомпанию, разделение добывающих активов на самостоятельные частные компании, имеющие доступ к экспорту, постепенное дерегулирование цен на газ, — но оба раза безуспешные. С вашей точки зрения, насколько либеральная реформа газовой отрасли нужна в принципе и уместна ли она сейчас?

— В мире есть целый ряд примеров либерализации газовых рынков, и во всех случаях толчком к либерализации становилась одна из двух причин. Либо потребители недовольны высокими ценами и за счет либерализации государство стремится обеспечить выполнение задачи долгосрочного снижения цен. Именно под этим знаменем проводилась либерализация газовых рынков в Европе. Либо второй, противоположный вариант, когда производителям не хватает инвестиций вследствие слишком низких цен или внутренней неэффективности и это угрожает снижением предложения газа.

Чего мы хотим? Более эффективной экономики? Или мы за счет дешевого газа пытаемся стимулировать экономический рост? Все последние десятилетия государственная логика следовала второй парадигме

В России первый мотив отсутствует: цены на газ удерживаются на системно низком уровне. Как раз наоборот, есть риск резкого повышения цен вследствие дерегулирования. Что касается инвестресурса, то до самого последнего времени его обеспечивали сверхдоходы от экспорта. Сейчас они утрачены вместе с европейским рынком.

Любая реформа газовой отрасли должна быть комплексной. Нельзя реформировать какой-то один фрагмент, а остальное пусть будет в прежнем виде. Скажем, «Газпром» уже довольно давно предлагает дерегулировать цены для коммерческих потребителей. Во многом именно для этого с 2014 года начала развиваться биржевая торговля газом на СПбМТСБ, благодаря чему была создана институциональная основа для будущего дерегулирования цен. Но я глубоко убежден, что дерегулирование цен нужно осуществлять на заключительном этапе реформирования отрасли, а не на начальном. «Газпром» же ставит телегу впереди лошади, и это означает, что крайними окажутся потребители.

— Двадцать лет назад на страницах журнала «Эксперт» известный экономист Яков Паппэ, ныне, увы, покойный, так обосновывал необходимость сохранения статус-кво в отрасли: «Когда в середине 1980-х годов была выбрана ямбургско-ямальская схема развития газовой промышленности, отрасль стала стратегической монополией, то есть сферой деятельности, где конкуренция недопустима. Не нужно предпринимать разрушительных действий в целях повышения эффективности. Надо лишь пытаться повышать прозрачность путем разделения учета по видам деятельности. Что касается эффективности, то компании типа «Газпрома» и не должны быть точками роста. Они скелет экономики, может быть, иногда слишком тяжелый. Но его основная задача — обеспечивать прочность экономики, а не ее эффективность» («Делите его осторожно», «Эксперт» № 37 за 2003 год). Насколько убедительна эта аргументация сегодня, по-вашему?

— Для многих людей, принимающих решения в отрасли, такая аргументация, думаю, по-прежнему действенна. Мне лично кажется, что сама постановка вопроса, когда нужно обязательно выбирать между стабильностью и эффективностью, — пример ложной дихотомии. То же самое говорили, насколько помню, в 2000-е годы, когда реформировали электроэнергетику. К эффективности преобразования РАО ЕЭС может быть много справедливых вопросов, но то, что ничего в итоге не развалилось и потребители не остались без света, — это факт.

— Монополия на транспортировку газа и монополия трубопроводного экспорта — разве это разумно? Каковы мотивы их сохранения?

— Транспортировка газа в российских географических условиях — однозначно естественно-монопольный сегмент. Здесь даже в теории неэффективна конкуренция. Нужно ли выделять этот сегмент из «Газпрома» в отдельную компанию? Есть разные варианты, и это не самый очевидный. В принципе, повысить прозрачность тарифообразования теоретически можно и внутри «Газпрома», если бы он просто открыл свою бухгалтерскую отчетность и показал отдельный учет транспорта, чтобы все понимали, из чего складывается тариф, какие в него инвестиционные и другие надбавки заложены.

В 2018 году мы с покойным президентом нашего института Владимиром Фейгиным опубликовали статью «10 принципов и 5 первых шагов. “Дорожная карта” реформирования российского рынка газа». Ее основные положения, на мой взгляд, сохраняют актуальность и сегодня, тем более что за истекшие годы институционально ничего не изменилось.

— Доля газопроизводителей вне периметра «Газпрома», их принято именовать независимыми, в суммарной добыче газа в России постепенно растет. Хотя в 2023 году по сравнению с 2021-м абсолютный объем производства независимых уменьшился на 14 миллиардов кубометров, до 233 миллиардов, их доля в страновой добыче выросла с 32 до 37 процентов. А у крупнейших независимых производителей — «НоваТЭКа» и «Роснефти» — добыча растет и в абсолютном выражении. Какова доля независимых производителей в поставках на внутренний рынок? Какой стимул имеют независимые компании развивать добычу газа, если у них нет возможности доставить газ потребителю, минуя ЕГС «Газпрома» с непрозрачными тарифами на прокачку?

— Если оставить за скобками «НоваТЭК», это отдельная история, остальные независимые — это в основном нефтяные компании, прежде всего добывающие попутный газ вместе с нефтью просто вследствие специфики разрабатываемых ими месторождений. И под напором государства, всячески подталкивающего нефтяников кнутом и пряником не сжигать, а утилизировать попутный газ. Только у «Роснефти» есть большая самостоятельная добыча именно природного газа.

— Именно поэтому независимые компании вынуждены сдавать свой газ «Газпрому» по назначаемым им ценам.

— «ЛУКойл» так и делает. Он давно договорился с «Газпромом», сдает весь газ ему и принципиально устранился от всех дискуссий о реформировании отрасли.

Но другие независимые производители газа осуществляют поставки своим конечным потребителям в ряде регионов. И эти поставки, насколько известно, рентабельны. Это, например, Свердловская область, Костромская область. «Газпром» постоянно упрекает независимых, что они не занимаются поставками в отдаленные регионы и стараются выбирать с рынка наиболее лакомые куски — крупных и наиболее платежеспособных потребителей, до которых не нужно тянуть дорогие газораспределительные сети. Насколько справедливы эти упреки, вопрос открытый (поставки населению они тоже осуществляют), но совершенно ясно, что для всех независимых производителей, за исключением разве что «НоваТЭКа», нефть и конденсат важнее газа, для них газ пока второстепенная часть бизнеса. К слову, и для «Газпрома» значение нефтяного бизнеса сейчас резко повысилось, именно он во многом поддерживает его текущую финансовую устойчивость.

СПГ: на осадном положении

— Давайте поговорим о сегменте СПГ. Почему «Газпром» все 2010-е годы на фоне бешеной активности «НоваТЭКа» в деле создания СПГ-активов упорно игнорировал эту тему?

— Предположу, что «Газпром» руководствовался простым соображением: поставки трубопроводного газа на огромный европейский рынок были намного рентабельнее, чем СПГ, тем более что значительная часть газотранспортной инфраструктуры была давно построена. При всех разговорах о «повороте на Восток», «Газпром» вообще вплоть до 2022 года был ориентирован в основном на европейский рынок, а СПГ играл там в то время вспомогательную роль. «Газпром» делал ставку на трубу и сверхмаржинальный европейский рынок. Никто не мог предположить, что в 2022 году ситуация настолько кардинально изменится.

— То есть «НоваТЭК» пошел в СПГ не от хорошей жизни, мудро предвидя будущий расцвет этой подотрасли, а просто потому, что был лишен иных возможностей монетизировать газ со своих месторождений в ЯНАО?

— Вы сами ответили на свой вопрос.

— В каком состоянии находится СПГ-проект «Газпрома» в Усть-Луге?

— Проект развивается, но публичной информации по нему почти нет. Там большие проблемы с импортозамещением, их пытаются решать, особо не афишируя. Мы ожидаем запуска в эксплуатацию первой очереди предположительно в 2028 году.

Стоит упомянуть, что «Газпром» запустил в 2022 году проект «Портовая СПГ» в Ленинградской области. Да, это средне-, а не крупнотоннажный завод, мощность полтора миллиона тонн СПГ в год. Стратегически завод в Портовой нацелен на снабжение Калининградской области, но пока что наш эксклав продолжает получать газ по трубе через Литву, и «Портовая» отгружает партии СПГ на экспорт в Грецию и Турцию. Это свидетельство внимания «Газпрома» к СПГ-тематике. Еще в 2007 году, я напомню, «Газпром» стал контролирующим акционером компании — оператора СРП-проекта «Сахалин-2», владеющего первым СПГ-заводом в России в Пригородном на юге Сахалина. В 2010-е годы активные своповые операции с СПГ проводили европейские дочерние структуры «Газпрома», так что было бы неверно считать, что «Газпром» в принципе игнорировал СПГ-направление. Но он действительно объективно не видел здесь для себя важной точки роста.

— Что происходит с проектом «Арктик СПГ — 2» «НоваТЭКа»?

— Первая технологическая линия запущена в прошлом декабре, но не эксплуатируется, так как нет возможности вывозить продукцию. Соответственно, добыча на Утреннем месторождении искусственно поддерживается на низком уровне, обеспечивающем поддержание строящегося завода в рабочем состоянии.

Проект не успел получить газовозы ледового класса, построенные для него в Южной Корее. Три судна готовы, но не могут быть переданы заказчику, «Совкомфлоту», после того как тот 23 февраля 2024 года подпал под блокирующие санкции США. Корейцы сами были бы рады пристроить суда, которые, кроме как «НоваТЭКу», никому не нужны: его заводы — единственные, работающие в столь высоких широтах, но непонятно, как организовать поставку, избежав вторичных санкций американского минфина. Всего в Корее было заказано шесть танкеров, три готовы, четвертый достраивается. Для обеспечения логистики первой очереди «Арктик СПГ — 2» мощностью 6,6 миллиона тонн требуется семь танкеров, несколько судов заложено и строится на верфи «Звезда» в приморском Большом Камне. Но часть оборудования и узлов туда тоже поставлялось из Кореи, сейчас эти поставки заблокированы, «Звезда» также под санкциями США. В отсутствие судов арктического класса с первой линии «Арктик СПГ — 2» можно будет осуществлять отгрузки СПГ обычными газовозами только в летний период, с конца июня по октябрь, примерно четыре месяца, и только в западном направлении: восточная акватория Севморпути даже летом предназначена в основном для судов ледовых классов, да и летняя навигация там обычно в два раза короче.

В ближайшие год-два нам в полный рост светит риск полномасштабного европейского эмбарго на поставки СПГ российского происхождения. И это на фоне неизбежного профицита глобального предложения на рынке СПГ, который просматривается с 2026 года и грозит серьезным снижением цен. На рынке будет очень жесткая конкуренция издержек. Выживут те производители, которые смогут производить СПГ максимально дешево. Здесь арктические активы «НоваТЭКа» весьма конкурентоспособны (уступают только Катару), но наша ахиллесова пята — логистика. Именно в эту слабую точку методично бьют санкциями американцы.

— Кажется стратегически более предпочтительным начинать новые СПГ-проекты не в Мурманске, а на Дальнем Востоке, например расширить до третьей очереди сахалинский завод.

— На Дальнем Востоке нет достаточной ресурсной базы. Запасы-то есть, но на разрабатываемых месторождениях резервы наращивания добычи газа ограничены. Есть колоссальные запасы Южно-Киринского месторождения в Охотском море, но из-за санкций проект развивается с большим запозданием. Другие дальневосточные проекты строительства СПГ-заводов — «Якутского СПГ» в Хабаровском крае или проекта «Роснефти» в Де-Кастри — не кажутся актуальными.

Маленьким не дано усложниться?

— Может, вообще перестать упираться с запуском новых СПГ-производств, а развивать альтернативные цепочки переработки газа — полимеры и другую газохимию, метанол, аммиак, водород, которому многие эксперты предрекают большое будущее?

— Все это самостоятельные рынки со своими проблемами. Россию на них с распростертыми объятиями никто не ждет. Не факт, что на этих рынках нам окажется конкурировать проще, чем на рынке СПГ. И никто не гарантирует, что санкции не будут вводиться против российского аммиака или метанола. Идет экономическая война. Только что, 21 мая, в ЕС был утвержден закон, по которому поставки газа и водорода из России уравнены по степени токсичности. Поэтому пока развитие сегмента СПГ как направления монетизации наших газовых ресурсов видится мне более предпочтительным.

— Ну а если анализировать не экспортные альтернативы, а резервы удлинения передельных цепочек газа внутри страны?

— Газохимия в стране развивается, но с точки зрения спроса на газ в масштабах, несопоставимых с размером даже одного экспортного проекта «Арктик СПГ — 2». Поэтому вопрос в масштабе, чего мы хотим добиться.

— Лично я хочу, чтобы в России работал не один «Сибур», а пять, и каждый из них производил из газового сырья прежде всего не полиэтилен в гранулах, а гораздо более высокопередельную продукцию, включая специальную химию и пластики, замещающие значительные до сих пор импортные поставки на российском рынке.

— Я думаю, что ваше желание разделяют все. Но реализовать эту мечту трудно, так как экономика этой мечты «не взлетает» из-за недостаточного объема производства. Россия — страна большая, но наш внутренний рынок все равно слишком узкий для поддержания конкурентоспособности по уровню удельных издержек с производителями из Китая или Ближнего Востока.

— Да-да, маленький внутренний рынок — это стандартный аргумент в обоснование невыгодности развития широкого спектра новых производств в России. От кого мы только его не слышали — от чиновников до промышленников и руководителей отраслевых ассоциаций. Только единицы пытаются создавать новые рынки, и часто у них получается. Тот же упомянутый вами Китай не сразу превратился в мировую фабрику, но почему-то сумел развить у себя огромную номенклатуру передельных производств.

— Я бы не считал пример Китая релевантным. Китай сделали мировой фабрикой другие страны, предоставив ему доступ на весь мировой рынок. А у России сейчас есть только рынок ЕАЭС и очень большие сложности с выходом на другие рынки. Поэтому я, к сожалению, пока не вижу газохимию в качестве серьезного источника роста внутреннего спроса на газ.