После эйфории 2022 года с его рекордными показателями прибыли 2023 год для «Газпрома» обернулся целой серией антирекордов. Компания впервые за четверть века показала убытки по итогам года, причем убытки огромные — 629 млрд рублей. Для сравнения: 2022 год «Газпром» закончил с прибылью в размере 1,23 трлн рублей (см. график 1).
Выручка «Газпрома» сократилась на 27% к 2022 году, до 8,5 трлн рублей. В первую очередь это было обусловлено обвалом поступлений от реализации газа за пределами России — с 7,3 трлн рублей в 2022 году до 2,9 трлн в 2023-м.
Отчетность компании была бы гораздо хуже, если вычесть из нее показатели деятельности ее крупнейшей «дочки» — «Газпром нефти». Ее выручка составила 4,1 трлн рублей, в то время как выручка материнского холдинга от продаж газа в целом — лишь 3,1 трлн рублей. Кроме того, операционная прибыль нефтяного сегмента на фоне общего убытка группы «Газпром» составила 721 млрд рублей.
В структуре выручки, согласно данным корпоративной отчетности «Газпрома», доля доходов от продаж газа, в последнее десятилетие традиционно превышавшая половину, в прошлом году опустилась до 36% (см. график 2). В то же время доля нефтяного и нефтехимического сегмента выросла с 35% в среднем в 2018‒2021 годах до 48% по итогам 2023-го. То есть группу «Газпром» по структуре ее выручки в 2023 году было бы уже целесообразно именовать нефтяной корпорацией.
EBITDA, ключевой финансовый показатель, за прошлый год (1,8 трлн рублей) на две трети обеспечен именно деятельностью «Газпром нефти» (1,2 трлн рублей), а без ее вклада он составил бы только 0,6 трлн рублей.
Кроме того, если из EBITDA «Газпрома» убрать вклад еще одной стопроцентной «дочки» — «Газпромэнергохолдинга» — то показатель снизился бы менее чем до 0,5 трлн рублей, что примерно вдвое меньше, чем, например, у компании «НоваТЭК» (0,9 трлн рублей). Таким образом, получается, что крупнейшая газовая компания страны по итогам прошлого года — «НоваТЭК».
Производственные показатели по газу в 2023 году тоже пробивали дно. Объем добычи, например, по итогам года составил всего 404 млрд кубометров. Это исторический антирекорд, Никогда в постсоветский период «Газпром» не добывал так мало. В 2022 году, например, было добыто 412,9 млрд кубометров, в «довоенном» 2021-м — 515,6 млрд кубометров. В более хорошие времена показатель добычи газа «Газпромом» переваливал за 550 млрд кубометров в год (см. график 3).
Что означают слабые результаты «Газпрома»? Это конъюнктурная осечка или тревожный маркер наличия серьезных проблем, требующих обновления стратегия развития компании? А может, речь надо вести о перезагрузке модели работы всей отечественной газовой отрасли?
От портфеля до портфеля
«Газпром» в своей истории проделал путь от одного портфеля (министерского) к другому — портфелю активов. Историю «национального достояния» можно отследить до 1965 года, когда под освоение свежеоткрытых грандиозных газовых месторождений в Западной Сибири было создано Министерство газовой промышленности СССР.
Практически сразу газовая отрасль страны стала экспортно ориентированной, причем «завязанной» именно на европейские рынки сбыта. Так, в 1970 году между СССР и ФРГ была заключена знаменитая «сделка века» — «газ — трубы». Сделка предусматривала поставки труб большого диаметра (1420 мм) из Германии в СССР и экспортные поставки советского газа через построенные с помощью этих труб магистральные газопроводы. Первый газ начал поступать в ФРГ в 1973 году, в 1970-е же сложилась существовавшая до недавних пор практика долгосрочных контрактов с привязкой к ценам на нефть.
Еще раньше были начаты поставки советского газа в Чехословакию (с 1967 года) и Австрию (с 1968-го), но в небольших по меркам отрасли объемах. А уже к 1975 году контракты на поставки газа были заключены еще с целым рядом европейских стран. Общий объем экспортных поставок газа в Европу вырос с 6,8 млрд кубометров в 1973 году до 54,8 млрд кубометров в 1980-м. На экспорт направлялся каждый восьмой куб добытого газа.
В 1989 году в соответствии с новомодными веяниями министерство было преобразовано в государственный концерн «Газпром», председателем правления которого стал министр газовой промышленности Виктор Черномырдин, впоследствии известный государственный деятель. Считается, что за образец для подражания при создании концерна была взята итальянская энергетическая группа Eni.
В результате распада СССР «Газпром» потерял множество своих активов, располагавшихся на территориях других советских республик, — на них приходилось порядка 20% общесоюзной добычи на максимуме производственных показателей 1990 года (тогда вместе с попутным нефтяным страна добывала 815 млрд кубометров газа). Костяк же госконцерна был вскоре преобразован в РАО «Газпром», руководство компанией перешло к бывшему первому заместителю Черномырдина Рему Вяхиреву. Компания в 1990-е годы играла важную роль в формировании бюджетных поступлений, де-факто превратившись в своего рода штатную «дойную корову» для правительства страны.
В 2001 году во главе «Газпрома» встал Алексей Миллер, возглавляющий «национальное достояние» и по сей день. Президент Владимир Путин поставил задачу реформировать «Газпром», что Миллер, в принципе, и делал. Компания стала превращаться в многопрофильный холдинг.
В 2005 году «Газпром» получил контроль над нефтяной компанией «Сибнефть», которая в следующем, 2006-м, была переименована в «Газпром нефть» и стала основой нефтяного сегмента группы «Газпром». Результат не заставил себя ждать: если в 2005 году без учета «Сибнефти» «Газпром» добыл 1,3 млн тонн нефти и 11,7 млн тонн конденсата, то уже по итогам 2006-го группа «Газпром» отчиталась о добыче 34 млн тонн нефти и 11,4 млн тонн конденсата. По итогам 2022 года «Газпром» сообщал о добыче 57,5 млн тонн нефти и конденсата — это 11% национальной нефтедобычи.
Энергетическое направление «Газпрома», формально существовавшее и раньше (для самообеспечения объектов добычи и транспортировки газа), начало бурно расти с приобретением в 2007 году крупных активов, прежде всего ТГК-1. Объем выработки электроэнергии в группе «Газпром» вырос с 64 млрд кВт⋅ч в 2007 году до 146 млрд кВт⋅ч в 2022-м, это уже 13% общероссийской генерации. В октябре 2023 года под контроль «Газпрома» перешли 83% акций ТГК-2, ранее принадлежавшие иностранным собственникам. Так что объемы вырастут еще больше.
С 2009 года в России действует первый завод СПГ «Сахалин-2», где «Газпром» получил контрольный пакет (50% +1 акция) еще в 2007 году. Проектная мощность предприятия составляет 9,6 млн тонн в год, фактически были прецеденты работы с превышением «паспортных» мощностей. Однако на этом интерес «Газпрома» к СПГ-отрасли в качестве производителя (не посредника по перепродаже) как будто бы угас. В то время как «НоваТЭК» успел за прошедшие с тех пор годы вырваться в лидеры отечественной СПГ-индустрии, произведя в 2022 году 21 млн тонн, «Газпром» с момента запуска «Сахалина-2» отметился только реализованным проектом СПГ-терминала «Портовая» (недалеко от порта Высоцк в Ленинградской области) мощностью 1,5 млн тонн в год, запущенного в 2022 году.
Основную ставку «Газпром» продолжал делать на трубопроводный экспорт в Европу. В 1990 году тогда еще союзный госконцерн поставил в дальнее зарубежье (де-факто в Европу) 110 млрд кубометров, уже «акционерный» «Газпром» к 2000 году нарастил объемы европейского экспорта до 130 млрд кубометров. Рекордный объем экспортных поставок был достигнут в 2018 году — 223 млрд кубометров. Экспортная квота достигла 45% добычи.
Затем ковидный «газмагеддон» (обвал экспортных поставок до 175 млрд кубометров), последующие попытки восстановления и новый обвал с началом драматического военно-политического противостояния в Европе в 2022 году. Поставки в Европу, включая Турцию, рухнули за два года в 3,7 раза — со 168 млрд кубометров в 2021 году до 45 млрд в 2023-м.
Уязвимые трубы
Между тем ранее «Газпром» ставил на европейскую карту если не все, то очень многое. Огромные средства вкладывались в развитие инфраструктуры магистральных газопроводов для обеспечения экспортных поставок на европейские рынки.
В 2010‒2012 годах был построен газопровод «Северный поток» протяженностью 1224 км и проектной мощностью 55 млрд кубометров в год (фактически достигалась пиковая мощность в 61 млрд кубометров в год). Сумма инвестиций составила 7,4 млрд евро.
Еще 9,5 млрд евро в 2018‒2021 годах было вложено в строительство «Северного потока — 2» — магистрального газопровода протяженностью 1234 км и проектной мощностью 55 млрд кубометров в год. Эта магистраль даже не успела вступить в промышленную эксплуатацию, прежде чем была уничтожена (вместе с «Северным потоком») в результате диверсии в сентябре 2022 года (подробнее об этом беспрецедентном инциденте см. «Закат Европы», «Эксперт» № 40 за 2022 год).
В 2001‒2002 годах 3,2 млрд долларов было вложено в строительство экспортного магистрального газопровода «Голубой поток» мощностью 17 млрд кубометров в год (по дну Черного моря в Турцию). А в 2019 году заработал второй трансчерноморский газопровод «Турецкий поток» протяженностью 1090 км и мощностью 31,5 млрд кубометров в год. Он обошелся «Газпрому» в 7 млрд долларов.
В самой Европе в 1994‒1999 годах строился экспортный магистральный газопровод «Ямал — Европа» мощностью до 35 млрд кубометров в год. На тот момент это был вполне логичный проект, призванный подорвать угрожающую монополию Украины (в силу ее неадекватного поведения в газовом вопросе уже в те годы) в обеспечении российского газового экспорта. Эта труба, впрочем, уже недоступна для «Газпрома» по политическим причинам (поляки заблокировали свой участок маршрута).
Итак, более двух десятилетий «Газпром» вкладывал огромные средства в крайне капиталоемкую трубопроводную экспортную инфраструктуру, игнорируя политические риски, игнорируя бурный рост СПГ-отрасли и, по сути, привязывая себя же к одному-единственному рынку без возможности маневрирования поставками.
При том что «Газпрому» в Европе были не особо и рады. В 1990-е годы «западные партнеры» продвигали так называемую Энергетическую хартию. Проекты «Газпрома» при этом подпали под ограничение в 50% допустимого использования мощностей. Требования, изложенные в «третьем энергопакете», обязывают «Газпром» обеспечить доступ к своей трубе третьим лицам, то есть другим поставщикам, которые изъявят желание снабжать газом Европу. Если таковых нет (а их нет при закрепленном в нашем законодательстве монопольном положении «Газпрома» в трубопроводном экспорте), часть газотранспортных мощностей все равно должна оставаться в резерве. Так что еще до диверсии первый «Северный поток» вынужден был работать лишь на половину проектной мощности.
Внутренний рынок пополам
Сегодня «Газпром» уже перестал быть синонимом отечественной газовой отрасли. Доля независимых газопроизводителей за последние два года выросла с 32 до 37%. Большей частью это совсем мелкие компании либо нефтяники, для которых газ лишь попутный продукт их основного бизнеса (яркий пример — «Сургутнефтегаз»).
Однако некоторые из независимых («Роснефть», «НоваТЭК», «ЛУКойл») добились заметных успехов в целенаправленном развитии своего газового бизнеса. «НоваТЭК» со своими СПГ-проектами вышел на мировую арену, прочие в условиях монопольного положения «Газпрома» в трубопроводном экспорте осваивали внутренний рынок России.
И в структуре внутреннего рынка все еще интереснее. Сама группа «Газпром» оценивала внутреннее потребление газа в России в 2022 году в 486,6 млрд кубометров. При этом на долю поставок от добывающих подразделений группы пришлось 227,5 млрд кубометров — 46,7% внутреннего спроса. В динамике за последние несколько лет ситуация выглядит примерно так же. С учетом закупки газа для реализации потребителям у независимых поставщиков «Газпром» и независимые делят рынок внутренних поставок газа, грубо, пополам.
В «Газпроме» неоднократно жаловались на невыгодность работы на внутреннем рынке. Потеря экспортных рынков в Европе снова возродила к жизни старые песни о главном — повысить внутренние цены.
В июле 2023 года уже был зарегистрирован приказ ФАС о повышении цен на газ, добываемый «Газпромом», для всех категорий потребителей: на 8% с 1 июля 2024-го и еще на 8% — с 1 июля 2025-го. В сентябре того же года был опубликован «Прогноз социально-экономического развития России на 2024 год и на плановый период 2025 и 2026 годов», подготовленный Минэкономразвития России. В нем говорится, что в 2024 году оптовые цены на газ для всех категорий потребителей поднимутся не на 8, а на 11,2%, в 2025-м — на 8,2%, в 2026-м цена для населения поднимется на 3%, для всех остальных потребителей газа — на 4%.
В «Газпроме» сообщают, что сейчас средняя оптовая цена в России чуть меньше 5000 рублей за 1000 кубометров газа. По этой цене доставлять газ из Западной Сибири в европейскую часть России якобы уже невыгодно. Выгода-де заканчивается на Урале. Решение этой проблемы представители «Газпрома» видят в повышении оптовой цены по меньше мере до 9000 рублей за 1000 кубометров. Разумеется, такое резкое повышение цен на газ стало бы шоком как для промышленности, так и для бытовых потребителей, и вряд ли оно будет поддержано правительством.
Правда, «внутреннюю кухню» этого ценообразования наше «национальное достояние» не раскрывает. А расчет автора этой статьи на открытых данных Росстата (статистическая форма «Себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг по данным бухгалтерской отчетности c 2017 года») показывает, что по состоянию на 2022 год, для которого была доступна актуальная статистика, средняя себестоимость добычи газа в России составляла порядка 2500 рублей за 1000 кубометров.
Забудьте о сверхмаржинальности
Вообще, к качеству управления в «Газпроме» у экспертного сообщества есть ряд вопросов.
Санкционное давление на газовый сектор существенно ниже, чем на нефтяной. Но нефтяные компании не допустили обвала добычи, экспорта и нефтяных доходов бюджета.
В 2023 году «Газпром» продолжал наращивать капитальные вложения, которые составили 2,4 трлн рублей (3,1 трлн — для группы «Газпром») — против 2,2 трлн (2,8 трлн у группы) рублей в 2022 году. А потому ее свободный денежный поток по итогам года оказался отрицательным. С учетом того, что в 2022 году он был близок к нулю, стратегию можно было пересмотреть, однако сделано это не было.
По сообщениям самого «Газпрома», в инвестпрограмму 2023 года было заложено финансирование приоритетных проектов: новых центров газодобычи (Ямальского, Якутского, Иркутского), магистрального газопровода «Сила Сибири», газоперерабатывающего комплекса (в Амурской области, на ресурсной базе «Силы Сибири»), проектов, «обеспечивающих пиковый баланс газа». То есть, в укрупненном виде, речь идет о финансировании переориентации экспортных поставок на восток.
Однако вопросы возникли и к эффективности контроля операционных затрат. На фоне падения выручки на 27% они у «Газпрома» сократились только на 8% — до 8,6 трлн рублей.
Директор по исследованиям и развитию Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев также отмечает: «“Газпром” мыслит категориями сверхпроектов в миллиарды, десятки миллиардов долларов. Так привыкли во времена сверхприбылей. Но сверхприбылей больше не будет. Убыток как в 2023 году — это временное явление, дно, через которое «Газпром» скоро пройдет. Но и к прошлому не вернется. Теперь это будет компания среднего уровня доходности, которой придется учиться жить в новых условиях, ограничивать свои аппетиты».
Запредельно высокой эксперты считают долговую нагрузку «Газпрома». Согласно его собственным данным, отношение чистого долга (6,3 трлн рублей) к EBITDA увеличилось с 1,07х на конец 2022 года до 2,96х на декабрь 2023-го. А без учета вклада нефтяной «дочки» отношение чистого долга к EBITDA «Газпрома» на конец прошлого года превысило 10,3х.
В 2023 году процентные платежи (с учетом купонов по бессрочным облигациям) достигли 417 млрд рублей, это в полтора раза больше, чем годом ранее. Более того, отмечают в экспертном сообществе, это сопоставимо с четвертью от расходов на обслуживание госдолга России за этот период. Такие результаты позволяют задаться вопросом об эффективности финансового менеджмента «Газпрома».
Причем в вопросе долгов «Газпром» и сам выступает «жертвой». Так, на конец 2023 года размер задолженности покупателей перед компанией вырос до 3,2 трлн рублей, из них 2,2 трлн — потенциально невозвратная задолженность (ее доля за год увеличилась с 66 до 70%). «Газпром» вынужден создавать резервы под эти потенциальные убытки, что негативно влияет на его прибыль и размер дивидендов (по итогам 2023 года «Газпром» от выплаты дивидендов предсказуемо отказался).
Ведущий эксперт Фонда национальной энергетической безопасности, научный сотрудник Финансового университета при правительстве РФ Станислав Митрахович отмечает, что негативный финансовый результат «Газпрома» прошлого года все же исключительное и разовое явление:
«Если убытки “Газпрома” посмотреть в контексте событий, которые происходили в 2022‒2023 годах, то, в принципе, можно понять, откуда эти колоссальные убытки взялись и может ли ситуация измениться в перспективе. Частью причин была потеря европейского рынка, 85 процентов приблизительно. Но есть другие моменты, которые привели к убыткам. Во-первых, это конфискация его собственности в Германии, которая, согласно бухгалтерским правилам, была списана. Это больше триллиона рублей. Поскольку нельзя дважды отнять отнятое, в следующем году “Газпром” уже не будет писать, что он списал свои активы в Германии? — он их уже списал раньше.
Второй момент связан с налогами. Это уже чисто российское решение, сколько должен платить “Газпром”. В 2022 году он заплатил дополнительно ко всем прочим налогам 1,3 трлн рублей. А с начала 2023 года он дополнительно каждый месяц платит 50 млрд рублей. То есть это 600 млрд рублей дополнительных платежей, которые “Газпрому” вменили платить в 2023 году — вне связи с тем, что происходит с его продажами. Это была просто необходимость внести деньги в бюджет с учетом трат государства на всевозможные цели.
Если российское правительство решит убрать эти дополнительные налоги, хотя бы дополнительные «нашлепки» в 50 млрд рублей НДПИ каждый месяц, возможно, ситуация у “Газпрома” выправится. Но даже если он не будет списывать активы в Германии по второму разу — уже ситуация выправится».
Плавное дерегулирование вместо разделения
«Газпром» в силу своего уникального положения в контуре экономики и жизнеобеспечения России неоднократно становился предметом обсуждения возможного реформировании компании и, де-факто, всей газовой отрасли.
Если не считать преобразования «Газпрома» в акционерное общество, первым всплеском реформаторской активности можно назвать начало 2000-х годов. В этот период Минэкономразвития России рьяно взялось за ликвидацию естественных монополий. И, например, в электроэнергетике изрядно преуспело.
«Газпром» должен был стать следующим. Основные подходы к его реформированию предполагали следующие варианты.
Первый — разделение на дочерние профильные предприятия (добывающее, транспортное, обеспечивающее продажу газа) с последующим их полным обособлением. Этот вариант продвигался экономическим блоком правительства (в частности, его активным лоббистом был Герман Греф), где выделение газотранспортного подразделения (и диспетчерского управления) считали обязательным условием реформы, без которого дальнейшие шаги не имели принципиального смысла.
Второй вариант — обеспечение механизма прозрачного доступа независимых добывающих компаний к транспортировке газа, в том числе при экспортных поставках, с одновременным государственным утверждением методики расчета транспортного тарифа. Формальное разделение «Газпрома» на отдельные структуры при этом становилось необязательным условием. Уже оформившиеся к тому времени независимые поставщики газа были готовы даже сами вложиться в развитие и модернизацию (например, через инвестиционную составляющую в тарифе на прокачку газа). Но их обязательным условием был доступ к трубопроводному экспорту.
И третий вариант сводился к той или иной степени либерализации внутренних цен на газ, полной либо частичной, например через установление двух секторов внутренних цен на газ — свободного (для предприятий) и регулируемого (для граждан и социально значимых объектов).
Фактически все серьезные обсуждения раздела «Газпрома» были прекращены в 2005 году после письма Миллера Путину. Либерализация внутренних цен, против которой «Газпром» как раз не возражал, тоже была сочтена социально опасной.
Сложные экономические условия, в которых «Газпром» оказался в последнее время на фоне потери европейского рынка, вернули актуальность возможной реформе газовой отрасли.
Среди примеров можно отметить совместную работу главного директора по энергетическому направлению, руководителя энергетического департамента Института энергетики и финансов Алексея Громова, руководителя экономического департамента Института энергетики и финансов Сергея Кондратьев и директора Института народнохозяйственного прогнозирования РАН Александра Широва («Внутренний рынок газа на историческом перепутье», журнал «Энергетическая политика», № 9 за 2023 год).
По мнению авторов, ключевым условием дерегулирования отрасли должно стать обеспечение достаточной ликвидности на рынке и формирование четких правил торговли. Такой механизм де-факто уже создан на базе Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой биржи (СПбМТСБ), но сейчас он играет лишь незначительную роль в структуре сбыта газа на внутреннем рынке. В то же время возможно установление жестких критериев биржевых продаж в виде доли от производства, как это фактически уже практикуется в России, например, с бензином (минимальная квота биржевых продаж в 13% от объема производства).
Впрочем, по признанию самих авторов, одной биржевой квоты недостаточно. Ее должно дополнять сознательное выдавливание крупных коммерческих потребителей внутри страны из зоны продаж по регулируемым ценам. В регулируемом сегменте должны остаться население и приравненные к нему категории, а также поставщики тепла и электроэнергии для населения и, возможно, ряд стратегических предприятий ОПК. При этом, утверждают авторы исследования, удастся избежать значимого роста цен на оптовом рынке.
Еще одним болезненным вопросом потенциального дерегулирования газовой отрасли авторы исследования называют перекрестное субсидирование (межтерриториальное и межотраслевое), величину которого они оценивают более чем в 150 млрд рублей в год. Регулируемые цены на газ приводят к тому, что «плату за гибкость» вносят не потребители, а «Газпром». Сейчас эта проблема решается за счет повышающих коэффициентов. Предлагается же использовать запущенную в 2022 году на СПбМТСБ систему коммерческой балансировки газа.
Наконец, отмечают авторы, болезненным вопросом может быть выживание газораспределительных организаций (ГРО) и газовых сбытовых компаний. ГРО и сбытовые компании остаются в зоне низкой рентабельности. Текущие тарифы не всегда покрывают даже операционные затраты, и регулятор для балансировки бюджетов газораспределительных компаний использует такие механизмы, как «специальная надбавка», достигающая для отдельных тарифных групп 50–60% от соответствующего тарифа ГРО.
Дерегулирование оптового рынка газа создает для сбытового сектора дополнительные риски, поскольку переход крупных потребителей к прямым закупкам газа на бирже приведет к потере части необходимой валовой выручки, и выходом из этой ситуации может быть еще бóльшая дифференциация тарифа для разных групп потребителей.
Сейчас, утверждают авторы, в структуре конечной цены в зависимости от региона оптовая цена составляет 80‒85%, тарифы ГРО — 10‒17%, а сбытовая надбавка лишь 2‒3% (в два‒три раза ниже уровня надбавки энергосбытовых компаний и в три‒пять раз ниже уровней таких надбавок у европейских компаний).
Такой подход позволяет сохранять цены для конечных потребителей на сравнительно низком уровне, но не создает стимулы для привлечения инвестиций и развития конкуренции. Авторы исследования признают, что в устойчивой рыночной модели доля тарифов ГРО и сбытовых надбавок в структуре конечной цены должна будет вырасти до уровней, позволяющих этим компаниям вести коммерческую деятельность без сторонней поддержки в условиях дерегулированного рынка.
«Дилемма тарифного регулирования для этих секторов во многом напоминает ситуацию на оптовом рынке. Оно состоит в выборе между индексацией предельных тарифов в рамках балансовых решений и повышением тарифных ставок исходя из фактических затрат предприятий и создания условий для роста эффективности за счет механизмов бенчмаркинга по эталонным затратам и сравнения с лучшими предприятиями на отраслевом уровне, — гласит цитируемое исследование. — По второму пути уже идет российская электроэнергетика, и при всех ограничениях — в части информационной базы и работы регулируемых организаций в отдельных регионах — этот сценарий в среднесрочной перспективе создает условия для повышения производительности и более низкого уровня цен».
Реформа газовой отрасли ввиду ее стратегической и социальной значимости для нашей страны требует широкого экспертного и общественного обсуждения.
0
150.00
