Интервью с первым заместителем генерального директора «Газпром нефти» Вадимом Яковлевым

Нефть и Газ ИнтервьюВидеоновости
выбрано
energybase

100 млн тонн нефтяного эквивалента добычи — стратегический показатель, которого «Газпром нефть» планирует достичь уже через два года. В Центре управления бурением поговорим о точках роста компании, а также стратегии развития до 2030 года, ну и в будущее заглянем с первым заместителем генерального директора «Газпром нефти», а также руководителем блока разведки и добычи Вадимом Яковлевым.

Согласно стратегии «Газпром нефти», к 2020 году компания будет добывать 100 млн тонн нефтяного эквивалента (тнэ). Результат 2017-го — около 90 млн тнэ. Стратегическая цель достижима?

— Наш план сохраняется — выход на 100 млн тонн добычи. В 2018 году добыча вырастет по сравнению с 2017-м примерно на 2,5 — 3%. Что будет в 2020 году, зависит не только от наших возможностей и желаний, но и, в том числе, от того как изменятся договоренности в рамках сделки OPEC+.

В целом же, для сохранения темпов роста, позволяющих выйти на стратегический показатель, необходимо инвестировать в сегмент разведки и добычи порядка 250 млрд рублей в год. Со 100 млн тонн добычи мы войдем в десятку крупнейших публичных компаний мира по объему добычи и намерены в дальнейшем как минимум удерживаться в высшей лиге крупнейших производителей. Для этого нам нужно поддерживать темпы роста не меньшие, чем общеотраслевые. По нашим прогнозам спрос на нефть до 2030 года будет устойчиво расти на 1,5 — 2% процента в год. Этой динамикой и определяется нижняя планка наших задач с точки зрения роста объема добычи.

Новая стратегия, определяющая развитие компании за чертой 2025 года, формируется по каким-то новым принципам, или она станет логическим продолжением существующих планов?

— В стратегии, которую мы сейчас готовим, акцент делается не на масштабы, а на качество роста. Мы планируем сохранить лидерство по отдаче на вложенный капитал, получать максимально возможную прибыль с каждого добытого барреля, и стать лучшими в отрасли по таким качественным критериям как эффективность, безопасность, технологичность.

Какие проекты в долгосрочной перспективе выйдут на первый план? Удастся ли, например, выйти на промышленную разработку баженовской свиты в течение 20 лет? Или это настолько отдаленная перспектива, что опираться на нее не имеет смысла даже в стратегических планах?

— Мы планируем, что на добычу нетрадиционной нефти к 2025 году в наших объемах будет приходиться примерно 3 — 4%, к 2030-му — до 10%. А вообще задача очень масштабная, и для того, чтобы говорить о каких-то конкретных цифрах нужно пройти длинный путь. Первая полученная нами баженовская нефть стоила примерно 30 тыс. рублей за тонну, сейчас мы вышли на уровень 18 тыс. рублей за тонну. Наша цель — около 8,5 тыс. рублей за тонну. Это тот уровень, который позволит ввести запасы баженовских горизонтов в промышленную разработку. И это одна из наших стратегических ставок с очень понятной и очень масштабной перспективой. Однако и уровень неопределенности по-прежнему высок. Поэтому таких возможностей в нашем стратегическом портфеле проектов несколько.

А каковы основные стратегические точки роста?

— Основная территория роста — север ЯНАО. Во-первых, это продолжение развития уже введенных в эксплуатацию месторождений: Новопортовского, Мессояхской группы. Мы лицензировали еще четыре участка, где в ближайшие три года будем активно заниматься поиском углеводородов. Пока не понятно, что за запасы это будут: нефть, газ или их комбинация, но мы уверены в том, что получим дополнительную ресурсную базу. Запасы этих активов мы рассчитываем начать вовлекать в разработку с 2022 года.

Реализация ряда проектов, которые претендуют на статус точек роста уже началась. Это оторочки Ен-Яхинского месторождения, Песцовое и Тазовское месторождения, ачимовские залежи, которые представлены, например, на территории Северо-Самбурского лицензионного участка.

Продолжается разбуривание Приразломного месторождения. Сейчас идет дополнительное изучение Долгинского месторождения и Северо-Западного лицензионного участка на арктическом шельфе. Так что перспективная ресурсная база есть.

Разговоры о том, что нефть и газ — это энергетические ресурсы прошлого, ведутся очень активно, причем не одно десятилетие. Что вы думаете по этому поводу?

— Вы правильно заметили, что разговоры идут уже несколько десятилетий. Сократить долю источников энергии из ископаемых видов топлива в мировом балансе пытаются больше 30 лет. На тот момент эта доля равнялась 81%, и сейчас она составляет тот же самый 81%.

Мы, разумеется, учитываем быстрое развитие альтернативной энергетики в своих стратегических сценариях, оцениваем как это может повлиять на наши перспективы развития. При этом драматизировать ситуацию мы тоже не склонны. Я считаю, развитие альтернативных источников означает лишь то, что мы должны становиться все более эффективными, а значит, и более конкурентоспособными даже на горизонте 2030 — 2040 годов, когда спрос на нашу продукцию может начать сокращаться. Мы должны зарабатывать больше, чем конкуренты. Если мы увидим, что какой-либо из видов альтернативного бизнеса эффективен, и его стоит включить в наш портфель, мы должны располагать финансовыми резервами для входа в этот сегмент. Сегодня, по сути, на венчурном этапе, рисковать суммами в сотни миллионов долларов в квартал и участвовать в альтернативных проектах мы для себя не считаем уместным.

Какие географические направления развития интересны «Газпром нефти», и сотрудничество с какими зарубежными партнерами рассматривает компания?

— Мы считаем стратегической зоной присутствия Ближний Восток и активно ищем дополнительные опции к проектам, в которых мы уже работаем, — это Бадра, Курдистан. Рассчитываем, что партнерство с фондом Mubadala принесет результат в этом направлении, даст нам возможность для оценки и входа в дополнительные активы.

Но в целом, если говорить про зарубежное развитие — мы избирательны сегодня и будем избирательны в будущем. Обязательное условие при рассмотрении потенциала зарубежных проектов, — получение эффекта, сравнимого с тем, что мы получаем в России. Российские активы очень хороши с точки зрения доходности, а значит зарубежный актив должен давать доходность на вложенный капитал никак не меньше 15%. Найти за рубежом проекты, которые могли бы достойно конкурировать с возможностями развития в России, объективно непросто.

Санкции не мешают развитию?

— Напомню, что на данный момент под санкциями находятся лишь два сегмента отрасли: глубоководная добыча и сланцевая нефть. Все остальное открыто для партнерства. Тем не менее, существует стереотип, что с российскими компаниям или вообще нельзя работать, или стало гораздо сложнее взаимодействовать. После сделки с Mubadala их просто завалили вопросами — зачем и как они пошли на такой риск, хотя на самом деле никаких ограничений нет. Были и случаи отказа зарубежных компаний от поставок оборудования для наших проектов. Например, на Новопортовское месторождение, которое не подпадает ни под какие санкции. Конечно, мы нашли другое решение, и те иностранные партнеры, которые остались с нами, сейчас гордятся своим участием в столь знаковом проекте.

В нефтегазовой отрасли очень длинный инвестиционный цикл, поэтому вопрос прогнозирования налогообложения очень важен. Вы ведете по этому поводу какие-то переговоры, консультации с правительством? У вас есть понимание, что будет в этой сфере через 10−20 лет?

— Переговоры — это правильное слово. Это действительно выглядит как очень тяжелые переговоры с явным разделением сторон. И при таком подходе это скорее игра с нулевой суммой. Наверное, так происходит потому, что фокус в этих обсуждениях очень краткосрочный, превалирующим моментом в этой дискуссии не является вопрос рисков для бюджета, возможных налоговых потерь. А у нас действительно отрасль с очень длительным инвестиционным циклом, и мы обязаны думать на перспективу в 10, 15, 20 лет. Но разговоры о столь далеких перспективах между нами, правительством, вообще всеми участниками отрасли, практически не ведутся. Если задачей власти станет получение стабильного источника дохода для государства и отрасли на долгие годы вперед, думаю, кардинально изменится и характер дискуссии. Прежде всего, мы должны говорить о создании ценности, а вопрос, как мы ее разделим между всеми участниками обсуждения, вторичен.

Сам собой консенсус не найдется, нужны дополнительные механизмы межведомственного взаимодействия, нужны группы со стороны правительства, со стороны отрасли, которые будут думать недели, месяцы и годы, сколько потребуется для того, чтобы создать эту дополнительную ценность.

Есть конкретный пример, демонстрирующий эти противоречия?

— Да, технология ПАВ-щелочного заводнения. Совместно с Shell мы реализовали пилотный проект внедрения этой технологии на Салымском месторождении. Добились очень значимого результата: КИН — коэффициент извлечения нефти — вырос до 69%. Для российской отрасли цифра беспрецедентная. В существующих налоговых условиях массово внедрять эту технологию невозможно. В цене $70 за баррель, примерно $30—$40 за баррель у нас забирают автоматически, а из оставшихся мы должны финансировать производство и развитие предприятия. В итоге общий уровень затрат оказывается выше, чем-то, что нам остается после уплаты налогов.

Мы не можем работать себе в убыток, поэтому готовы инвестировать в развитие технологии, если будет другой налоговый раздел между государством и недропользователем, который учитывает фактический уровень затрат, фактический уровень прибыли, по этой дополнительной нефти. Эффект от применения технологии только в периметре «Газпром нефти» — примерно 250 млн тонн дополнительно извлекаемых запасов. В масштабах отрасли это миллиарды тонн и десятки миллиардов долларов дополнительных доходов при нулевых инвестициях со стороны государства. Но почему-то это не интересно никому, кроме нас.

Не подсчитывали, какой механизм налогового раздела сделал бы конкретно этот проект эффективным и целесообразным?

— Есть несколько вариантов. Идеальным был бы механизм применения НДД, который заключается в том, что сначала формируется прибыль, а уже потом она делится на налог, который мы отдаем государству, и часть, остающуюся предприятию. Но этот проект не попадает в квоты НДД, потому что на Салымской группе месторождений достаточно большой объем добычи.

Есть альтернативный вариант: механизм вычета дополнительных затрат из НДПИ или применение понижающего коэффициента при расчете НДПИ в том случае, если применяется технология, которую можно описать. Описать с точки зрения технологических параметров, с точки зрения объема инвестиций, который компании-недропользователи должны вложить для того, чтобы претендовать на другой механизм налогообложения. Можно сформировать расчетные алгоритмы, которые будут разделять базовую и дополнительную нефть, которая получена за счет применения нового метода. Нужно просто начать серьезный разговор, чтобы найти решение.

«Газпром нефть» уже несколько лет реализует стратегию технологического развития. Есть реальные достижения?

— Из того, что уже принесло прямой экономический эффект — современные технологии бурения, внедрение прогрессивных методов гидроразрыва пласта. Мы получаем не менее 10 млн тонн ежегодной добычи за счет развития этого направления.

При этом, мы не только повышаем технологическую оснащенность, но и очень много работаем над удешевлением технологий, так как запасы становятся все сложнее, а их добыча, соответственно, дороже. Например, в Оренбурге нам удалось за счет изменения конструкции скважины увеличить скорость бурения на 50%. В Мегионе переход на двухколонную конструкцию скважины сократил стоимость строительства на 30%. Сейчас мы эти подходы внедряем в других активах.

Существуют какие-то отечественные ноу-хау, собственные разработки в компании, которых нет больше ни у кого?

— Конечно есть. Например, замена иностранного оборудования для строительства горизонтальных скважин на отечественную разработку позволило снизить наши затраты на порядок. А сегодня на одной из скважин мы планируем применить полный комплекс отечественных технологических решений. Это и роторная управляемая система бурения, которая позволяет изгибать ствол скважины под необходимым углом, и система геонавигации, то есть наши глаза под землей, и система каротажа, позволяющая составить представление о строении геологического разреза.

Цифровизация, цифровая трансформация, этому сегодня уделяется много внимания. Рассчитывали ли вы реальный экономический эффект, который может дать внедрение цифровых технологий?

— Принято считать, что эффект от применения цифровых технологий может составлять от 7 до 10% прямого экономического эффекта. Для нас этап осознанной цифровизации начался не год, не два и не три назад. Эта сфера всегда была очень значимой частью нашей технологической стратегии, и сегодня все этапы — от раннего поиска до эксплуатации — покрыты созданными нами IT-решениями.

Можете назвать стереотипные представления о нефтегазовой отрасли, которые очень сложно поменять?

— Один из таких стереотипов, наверное, то, что нефтегаз — это уходящая отрасль, все главное у которой осталось в прошлом. Это совершенно не так, особенно в России. Спрос на нашу продукцию в обозримом будущем будет только расти, а что касается технологичности, то сложно найти другую отрасль, которая работает с таким объемом данных и которая принимает очень важные многомиллиардные инвестиционное решения в условиях очень высокой неопределенности. Это происходит на достаточно ранних этапах, когда мы соприкасаемся с объектом, которого к тому же впрямую не видим, единичное количество раз, пробурив первую поисково-оценочную скважину. Принять правильное экономически эффективное решение в таких условиях можно только за счет развитого умения работы с данными — это наш ключевой навык.

Мы не бурим скважины, мы не эксплуатируем оборудование, с помощью которого разрабатывается месторождение. Все это делают сервис-провайдеры. Но мы формируем проекты так, чтобы получать информацию вовремя, затрачивать для этого оптимальное количество денег и времени и создавать инфраструктуру, которая будет работать в течение десятков лет.