Вадим Яковлев: текущая ситуация позволяет "Газпром нефти" нарастить добычу

"Газпром нефть", входящая в тройку крупнейших нефтедобывающих компаний в России, содействует усилиям по балансировке мирового рынка нефти в рамках соглашения по сокращению добычи нефти ОПЕК+. Несмотря на ограничения, компания не меняет свою стратегию по достижению добычи углеводородов в 100 миллионов тонн нефтяного эквивалента в 2020 году. О ситуации на глобальном нефтяном рынке, сотрудничестве с иностранными компаниями и перспективах российской нефтяной отрасли рассказал в интервью РИА Новости в преддверии ПМЭФ-2019 первый заместитель генерального директора "Газпром нефти" Вадим Яковлев. Беседовала Александра Крыжановская.

Петербургский международный экономический форум в 2019 году пройдет 6-8 июня. МИА "Россия сегодня" выступает информационным партнером ПМЭФ.

– Ключевой темой Петербургского международного экономического форума в этом году являются перспективы устойчивого развития глобальной экономики. Как "Газпром нефть" оценивает свой вклад в развитие глобальной экономики и какие задачи для этого ставит?

– Сегодня нефть остается основным источником энергоресурсов в мире. Причем действия России и других участников сделки ОПЕК+ направлены на достижение долгосрочного баланса спроса и предложения. Уверен, что и производители, и потребители заинтересованы в прогнозируемых ценовых уровнях. Это дает возможность осуществлять необходимые инвестиции в разработку месторождений, чтобы всегда удовлетворять растущий спрос. И "Газпром нефть", как крупный отраслевой игрок, вносит свой вклад в стабилизацию мирового рынка.

Наша цель – закрепиться в десятке публичных крупнейших в мире производителей жидких углеводородов. Но главная задача связана не с количественными показателями. В своей новой стратегии развития до 2030 года мы зафиксировали, что стремимся быть лидером и ориентиром для других по эффективности, технологичности и безопасности.

– Возможное возникновение сезонного дефицита нефти летом может потребовать восполнения недостающих объемов на рынке и подтолкнуть нефтедобывающие страны ОПЕК+ к решению по наращиванию добычи после июня. С точки зрения участника соглашения, какой сценарий развития действий ОПЕК+ будет наиболее оптимальным в ближайшее время?

– Лето – время сезонного повышения спроса. При этом цены на нефть находятся на комфортном уровне, что, на наш взгляд, создает условия для увеличения предложения. Мы к этому готовы и можем достаточно быстро среагировать, нарастив объемы добычи. Сейчас "Газпром нефть" и другие российские участники оценивают свои возможности, чтобы при наличии условий ими воспользоваться. Что касается согласованных решений по сделке – это уже прерогатива министерства энергетики – выработать оптимальную линию поведения для всех участников.

– В случае отмены ограничений или ослаблений по квотам добычи нефти в рамках ОПЕК+, насколько технологически быстро компания сможет увеличить необходимые объемы производства?

– Мы ориентируемся примерно на 50 тысяч баррелей в сутки. Это объем увеличения или сокращения, который технологически доступен для нас в краткосрочной перспективе двух-трех месяцев за счет управления фондом скважин. В горизонте до конца года эта цифра может увеличиться до 70 тысяч баррелей в сутки.

– Оценивала ли "Газпром нефть" эффект от ограничения добычи нефти в первом полугодии текущего года? Насколько компании необходимо компенсировать потери в объемах по итогам 2019 года?

– В своей стратегии мы сформулировали, что главной целью являются не объемы добычи, а максимизация прибыли от каждого барреля, поэтому эффект от соглашения нужно рассматривать комплексно. И говорить не только о том, как оно повлияло на объемы, но и учитывать, как сказалось на доходах компании. Баланс, безусловно, положительный.

Мы понимаем, что если бы участники рынка не предпринимали усилий по достижению оптимального соотношения спроса и предложения, мы потеряли бы гораздо больше, чем недобытые объемы, это порядка одного миллиона тонн по итогам первого полугодия. Но, несмотря на сокращение, мы демонстрируем рост производства. Например, объем добычи углеводородов в первом квартале увеличился по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 4,7%. По итогам 2019 года мы также ожидаем, что добудем больше, чем в прошлом году и сделаем еще один шаг к своей стратегической цели – 100 миллионов тонн нефтяного эквивалента в 2020 году. Она остается для нас актуальной и достижимой.

– Ограничения ОПЕК+ к настоящему моменту сбалансировали нефтяной рынок?

– Рынок сейчас сбалансирован. Но, конечно, Россия и другие страны, решая задачу по его стабилизации, должны думать и о долгосрочной перспективе. Прежде всего о том, какую долю поставок они рассчитывают занять в объемах растущего спроса.

– Говоря о доле рынка крупных производителей, видите ли вы угрозу роста добычи сланцевой нефти в США в 2019 году, в частности, для ОПЕК+, или же он идет на пользу рынку из-за естественного падения добычи в ряде других стран?

– Действительно, сланцевые производители являются значимым игроком, и мы следим, как развивается этот сегмент. По прогнозам, в этом году добыча сланцевой нефти в Штатах вырастет более чем на один миллион баррелей в сутки. Конечно, чем более диверсифицировано предложение, чем больше источников энергоресурсов, тем лучше для всех. Инвестиционные циклы для сланцевой нефти довольно короткие, они могут гибко реагировать на потребности рынка, быстро увеличивать или сокращать объем предложения, что дополнительно стабилизирует ситуацию. В то же время, если сравнивать этот источник сырья с другими, учитывая кривую стоимости добычи и поставки нефти на рынок, сланцевая нефть не конкурирует с российской. Ведь себестоимость нашего сырья существенно ниже. Альтернативой американскому сланцу являются проекты на глубоководном шельфе или горючие канадские сланцы. Конечно, нефть из нетрадиционных источников создает дополнительное предложение на рынке, влияет на баланс спроса-предложения и на ценовые уровни. Но прямой конкуренции для российского сырья этот источник не создает.

– А что создает для России прямую конкуренцию на рынке нефти?

– Я не думаю, что такая постановка вопроса актуальна, потому что во всех возможных сценариях развития при нашей себестоимости нефти место на рынке нам всегда найдется. Сейчас в среднем операционные расходы нашей компании находятся на уровне 2,1 тысячи рублей на тонну, это без учета капвложений. По сравнению со многими другими нефтедобывающими регионами мира это достаточно невысокий показатель.

– В прошлом году вы объявили о планах по расширению сотрудничества с арабским фондом Mubadala на Ближнем Востоке. Расскажите подробнее о проектах, в которых планируете принять совместное участие?

– Привлекая партнеров в российские проекты, мы получаем дополнительный капитал, компетенции и доступ к технологиям. Одновременно у нас появляются перспективы по расширению своего присутствия за рубежом. Хотя это не всегда прямые сделки. Но в каждом случае мы оговариваем, что сотрудничаем на условиях взаимности. У Mubadala есть сильные позиции и большие возможности по развитию бизнеса на Ближнем Востоке. Диалог с компанией мы ведем по ряду стран, в проработке находится большое число возможностей. Сейчас рано говорить о чем-то конкретном, потому что в каждом случае это не ситуативный выбор, а стратегический проект. Первое – возможности за рубежом должны быть конкурентоспособны по отношению к нашим российским проектам, то есть превосходить их по показателям доходности. Второе – выбор должен соответствовать нашей стратегии развития в том или ином регионе.

– "Газпром нефть" также интересовалась новыми участками в провинции Вассит. Обсуждает ли компания с Ираком свое участие там? Возможна ли синергия этих участков в случае реализации с проектом Бадра?

– Ирак является для нас зоной стратегического присутствия, мы активно рассматриваем дополнительные опции развития, и они не ограничиваются провинцией Вассит, в которой мы уже работаем. Но и там есть ряд возможностей в геологоразведке, которые действительно могут иметь синергию с проектом Бадра. Это так называемые blue field (проекты на этапе геологоразведки – ред.) – пока не месторождения, а еще только ресурсы или перспективные участки. Мы рассматриваем и другие варианты, в частности, проекты с более подготовленными запасами, где можно раньше начать инвестиции в разработку.

– "Газпром нефть" закладывает в стратегию до 2030 года ежегодный рост добычи углеводородов. Оценивала ли компания, на какой период времени Россия еще обеспечена активными запасами нефти? Какие прогнозы за горизонтом 2030 года?

– Как вспоминали на одной из отраслевых конференций, еще 30 лет назад была поставлена задача развивать альтернативную энергетику и сокращать долю ископаемых источников в общем балансе. Однако и тогда, и сейчас она составляет более 80%. При этом объем "альтернативы" тоже растет. Но вместе с этим увеличивается и спрос на энергоресурсы – на рынке находится место для всех их видов, причем прогнозируемый пик потребления постоянно сдвигается по времени. Сейчас в большинстве аналитических заключений говорится, что до 2030 года спрос на нефть будет либо стабильным, либо увеличится. И это совпадает с нашими собственными оценками. В своем базовом сценарии мы ориентируемся на ежегодное увеличение потребления на 2-3%, поэтому исходим из того, что должны расти с темпом не ниже, чем среднеотраслевой. Что касается обеспеченности запасами, то сейчас этот показатель находится у нас на уровне 17 лет, в стратегии мы предусматриваем, что он и дальше будет составлять не менее 15 лет.

– Рассматривала ли "Газпром нефть" при составлении стратегии-2030 вопрос актуальности разработки глубоководного шельфа Арктики?

– Сегодня мы являемся единственной компанией, которая уже ведет добычу на шельфе Арктики со стационарной платформы – это наш проект "Приразломная". Правда, платформа стоит на мелководье, глубина там всего 20 метров. На остальной части арктического шельфа продолжается геологоразведка – этот регион еще требует серьезного дополнительного изучения.

Понятно, что условия работы там экстремальные – очень низкие температуры, ледовая обстановка. Более капиталоемкие и трудные для реализации проекты сложно представить, поэтому промышленное освоение глубоководного шельфа – долгосрочная и нетривиальная задача, решать которую необходимо последовательно. Во многом это вопрос конкурентоспособности источников сырья, оптимальности принимаемых инвестиционных решений и наличия необходимых технологий. Если начать тратить значительные ресурсы на поиск решений для освоения глубоководного шельфа, то наверняка эти решения будут сформированы, а в долгосрочной перспективе станут более доступными с экономической и технологической точек зрения. Так происходит всегда, когда завершается этап поиска, и от единичных проектов мы переходим к типовым.

Например, себестоимость разработки бажена (трудноизвлекаемой нефти – прим.) за несколько лет у нас сократилась вдвое, хотя пока все еще не подходит для промышленного освоения этих запасов; над этой задачей мы продолжаем работать.

Вопрос в том, насколько развитие технологий освоения глубоководного арктического шельфа актуально именно сейчас. Ведь пока еще у отрасли есть и другие альтернативы. К примеру, сегодня и без глубоководного шельфа Арктики у нас избыточный портфель возможностей до 2030 года, мы работаем над разными стратегическими ставками: это и традиционные трудноизвлекаемые запасы, и нетрадиционные – баженовская нефть например.

– Какие инвестиции закладывает компания в сектор разведки и добычи до 2030 года?

– Мы инвестируем примерно 250 миллиардов рублей в год. И этот уровень предусмотрен в нашем инвестиционном плане на ближайшие три года.

– Компания также наращивает свой портфель по сотрудничеству с зарубежными партнерами на территории России. Означает ли это, что иностранные компании стали либеральнее относиться к взаимодействию с Россией в условиях санкционных ограничений?

– На самом деле под прямые ограничения попадает менее 1% российской добычи. Но в силу того, что есть определенное политическое влияние, складывается впечатление, что таких ограничений больше, чем на самом деле. У компаний появляется ясность, что абсолютное большинство опций развития в России доступны.

Наша страна обладает большими запасами углеводородов, а затраты на их извлечение и поставку на рынок одни из лучших в отрасли. При этом в России сильные компании-операторы, очень развитый нефтесервисный рынок и постоянно появляются новые технологии, поэтому каждая крупная компания обязана оценивать перспективы бизнеса в России, а дальше каждый игрок делает свой выбор – воспользоваться этими возможностями или отказаться от них.

– "Газпром нефть" уже не первый год ищет партнеров для разработки Чонского проекта, с чем связана сложность при выборе компаньонов и освоении месторождения?

© Фото : ПАО "Газпром нефть"

Игнялинское нефтегазоконденсатное месторождение в Иркутской области

– Проект находится на ранней стадии геологического изучения и на этапе подбора наиболее эффективных технологических решений. В прошлом году мы пробурили первую горизонтальную скважину с многостадийным ГРП (гидравлический разрыв пласта – ред.), получив дебит около 120 тонн в сутки. В первом квартале этого года этот показатель составил 250 тонн в сутки.

Мы находимся в активном диалоге с компаниями, которым проект интересен, и в силу его масштаба рассматриваем не только отраслевых, но и финансовых инвесторов. Поэтому схема может быть достаточно сложной, и для ее формирования потребуется время.

– С какими участниками уже ведете диалог, и стоит ли ожидать конкретных решений в 2019 году?

– Это может быть текущий год, а может быть следующий. Заинтересованы в проекте участники из стран АТР, а среди финансовых в том числе есть российские банки.

– "Газпром нефть" заключила долгосрочный рисковый операторский договор для освоения ачимовских залежей Ямбургского месторождения. Использует ли компания такую практику впервые, в чем ее особенность? Потребуется ли для разработки ачимовских отложений привлечение проектного финансирования?

– Это новая форма контрактных взаимоотношений с предприятиями-недропользователями группы "Газпром". Она позволяет нам вести деятельность без разделения лицензии на условиях, фактически эквивалентных недропользованию. Мы целиком принимаем на себя задачу по разработке неосвоенных пока запасов и по инвестициям. Соответственно, доход от проекта формируется в "Газпром нефти". По такой схеме мы собираемся работать не только на Ямбургских запасах ачимовской залежи (труднодоступные отложения нефти в ЯНАО, расположенные на глубине четырех километров – ред.), но и на ряде других месторождений.

По нашим оценкам, потенциальные запасы ачимовских залежей Ямбурга – более трех миллиардов тонн углеводородов, это проект гигантского масштаба, поэтому изначально мы закладывали в контрактную форму в том числевозможность привлечения сторонних инвесторов.

– Упоминалось, что компания также может использовать подобные договоры при разработке нефтяной части Западно-Таркосалинского, Чаяндинского, Уренгойского и Оренбургского месторождений, а также при освоении запасов жидких углеводородов на участках материнской компании на севере ЯНАО.

– В разных формах нас уже подключают к работе над всеми перечисленными месторождениями, где-то это краткосрочные операторские договоры, где-то – экспертная поддержка. Думаю, в течение текущего года формат нашего участия в этих проектах будет определен окончательно.

– Ранее вы говорили, что освоение ачимовских отложений из-за сложности запасов требует адресных льгот. Подготовила ли компания соответствующие предложения?

© РИА Новости / Роман Галкин

Перейти в медиабанк

Участок ачимовских залежей Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения

– По геологическим условиям ачимовка очень разная, например, в Ханты-Мансийском округе это запасы, на которых мы успешно работаем. Они вполне рентабельны в рамках существующей налоговой системы. Севернее, в Ямало-Ненецком автономном округе, геологические условия гораздо более сложные – там большие глубины, более низкая проницаемость, аномально высокие пластовые давления и температуры.

Мы считаем, это и есть комплекс геологических характеристик, которые определяют необходимость особого подхода и требуют дополнительного стимулирования для рентабельной разработки. Соответствующее предложение мы уже готовим, формируем критерии выделения той части ачимовских отложений, которые, на наш взгляд, требуют адресной поддержки. Консультации с госорганами по этому вопросу идут.

– Как вы отмечали ранее, в 2020 году состоится выбор базовой технологии строительства скважин на ачимовских отложениях Ямбургского месторождения. Будет ли эта технология создана на технологическом полигоне для разработки ачима?

– Ачимовка широко распространена на территории ЯНАО, поэтому эта задача актуальна как для нас, так и для других недропользователей. Совместно с администрацией ЯНАО мы начали диалог, вовлекли в него других недропользователей. Рассматриваются разные варианты: от информационного обмена между участниками до аналогичной конструкции, которую мы используем в ХМАО для технологического полигона "Бажен". Это выделение лицензии, на которой выполняется технологическая программа, с предоставлением доступа всем заинтересованным игрокам. На данном этапе важно сформировать интерес у участников рынка, создать условия для адресного стимулирования разработки этих запасов, потому что масштаб задачи и ресурсной базы, на которой можно развернуть применение технологии, огромен.

– Идея наделить льготами обводненные месторождения, в частности Южно-Приобское, еще актуальна для компании?

– Есть определенная часть запасов, которая в существующих условиях налогового режима не рентабельна. При этом до начала налогового раздела разработка этих запасов создает ценность, то есть это вопрос правильного раздела ценности между государством и недропользователями. Мы готовим предложения, какие дополнительные механизмы можно задействовать, чтобы освоение этих запасов было рентабельно и приносило доход как для нас, так и для государства.