— Алексей Александрович, нефтянка традиционно довольно консервативна и не так остро нуждается в инновациях. Тем не менее «Газпром нефть» уделяет особое внимание технологическому развитию. Почему?
— Действительно, у нас другая ситуация, чем у Google или Amazon, которые просто не смогут конкурировать без постоянного создания инноваций — для них это в буквальном смысле модель выживания. У нефтяной отрасли есть наработанные десятилетиями базовые технологии, которые позволяют решать текущие задачи. Так что для нас это в большей степени модель возможностей: в будущем без новых решений сохранять конкурентоспособность будет все сложнее и сложнее. Поэтому компания приняла осознанное решение идти в сторону активного технологического развития, понимая, что окно возможностей со временем схлопнется. К этому времени нам хотелось бы быть в числе лидеров отрасли.
— Удалось ли уже к этому приблизиться, за счет каких технологий?
— Дело не только в технологиях. За последние 5 лет мы больше всего преуспели в настройке технологического менеджмента: это сложный и основополагающий процесс управления. Именно он отличает настоящих технологических лидеров. Ведь у нас в стране много прекрасных математиков, множество вузов, которые занимаются очень глубокими, фундаментальными исследованиями, есть отличные аппаратные лабораторные комплексы для проведения НИОКРов. Нет проблем с созданием прототипов и тестированием новых решений. Сложности начинаются, когда возникает не 2-3 проекта, а счет идет на сотни. В такой системе уже невозможно использовать модель ручного, фокусного управления. Поэтому необходимо было создать платформу, которая объединит все этапы и позволит сопровождать процесс от идеи до создания продукта, а самое главное — его вывода в тираж. Мы эту работу провели. И сегодня число проектов не является для нас ограничением, мы можем настроить систему под любое нужное нам значение.
При этом мы хорошо осознаем, что основной эффект технологического менеджмента — это настройка и перенастройка всей операционной модели. Наличие технического решения — лишь 30 % результата, остальные 70 % — то, насколько эффективно мы воплотим его в жизнь и изменимся на организационных, операционных уровнях, а также в финансовых процессах. Без этого приживаемость даже самого лучшего продукта составляет всего 10–20 %.
— Что еще необходимо для успешного внедрения технологий?
— Я бы сказал так: «Газпром нефть» уже стала магнитом для развития отраслевой экосистемы в нефтянке. У нас есть кейсы, когда в решении технологической задачи заинтересованы все: власти нефтедобывающих регионов, вузы, производители, сервисные компании, когда они начинают жить одним вызовом. Так происходит с баженом в ХМАО, с палеозоем в Томской области. А если все заинтересованы в успехе, мы получаем десятки и сотни гипотез и идей.
Конечно, самое главное — это появление прикладного коммерческого решения или программы. Сегодня мы начинаем создавать продукты, сопоставляя которые с западными аналогами, включая те, что широко используются в отрасли, — можно уверенно сказать, что наши точно не хуже, а по некоторым показателям даже лучше.
О пути к экспорту российских технологий
— Какие продукты могут выйти на зарубежные рынки?
— Если говорить про ближайшие планы, то это продукты, связанные с программными решениями. Например, «Кибер ГРП» (программная платформа для моделирования, оптимизации и контроля операций гидроразрыва пласта — прим. ТАСС). Результаты тестирования и контакты с западными и ближневосточными компаниями показывают высокий потенциал этого решения, которое по многим параметрам превосходит аналоги.
В целом экспортное направление мы изучаем, тестируем, уже прорабатываем разные формы присутствия в тех или иных зарубежных юрисдикциях, работа активно ведется.
У нас создано отдельное дочернее общество «Газпромнефть — Технологические партнерства», одна из задач которого — коммерциализация наших технологий на внешнем рынке. Но не всегда нашим партнерам требуются какие-то конкретные решения, многие заинтересованы в комплексном интегрированном инжиниринговом сервисе.
Более конкретные цифры и ожидания мы сформулируем в ближайший год.
— Насколько это направление перспективно для компании с точки зрения монетизации технологий?
— В среднем мы сегодня инвестируем в технологии около 4 млрд руб. в год, если не считать инструменты, связанные с глубокими цифровыми наработками. При этом по итогам 2020 г. подтвержденный экономический эффект от созданных решений составит порядка 7 млрд руб. То есть только от использования этих технологий внутри компании возврат средств приближается к двукратным значениям.
К 2023 г. мы хотим получать экономический эффект от применения технологий внутри компании не менее чем в 15 млрд руб. в год при сохранении инвестиций на уровне в 4–5 млрд руб. На финальных стадиях сейчас находится больше десятка ярких проектов. Всего у нас их уже реализовано и завершено порядка 70, еще около 100 перспективных решений — в проработке.
— У компании довольно много совместных предприятий с другими игроками на рынке нефти по разработке и тестированию новых технологий. Стоит ли ждать новых СП?
— Да, есть несколько направлений, которые мы обсуждаем. Интерес большой, ведется много переговоров.
— Какие это направления?
— В первую очередь это наши ключевые технологические ставки: бажен, доманик, палеозой, северная ачимовка, а также разработка химических методов увеличения нефтеотдачи. Мы прекрасно понимаем, что мало создать технологию. Ее развитие нужно поддерживать, то есть создать бизнес или производство, если это какая-то физическая технология. Это требует дополнительного управленческого внимания, поэтому сразу прорабатывается операционная модель тиражирования. И под это уже подбираем партнеров.
— Возможна ли продажа технологий российским компаниям без создания совместного предприятия?
— Формы партнерства могут быть разные. К примеру, сейчас мы активно тестируем формат в области программного обеспечения без создания юридического партнерства, когда разделение выручки от его продажи происходит пропорционально вкладу в создание.
— Как вы оцениваете возможную долю прибыли от такого рода деятельности компании? Настолько она может быть значима?
— У нас есть своя внутренняя оценка. Это пока гипотеза, которую мы еще должны подтвердить. Теоретически в диапазоне 3 лет от внешней коммерциализации наших услуг компания может ежегодно зарабатывать порядка 20 млрд руб.
С мировыми мейджорами на равных
— «Газпром нефть» создала внушительное число совместных предприятий с иностранными компаниями, причиной такого сотрудничества часто называется доступ к технологическим компетенциям. Значит ли это, что компании пока не хватает знаний и опыта в определенных областях и вы вынуждены привлекать партнеров?
— 4 года назад я бы, наверное, согласился. Сейчас я точно не чувствую, что «Газпром нефть» отстает в каком-либо направлении. Понятно, что если мы с вами возьмем проект на глубоководном шельфе Мексиканского залива, то он не находится в зоне наших компетенций — мы там просто не работаем. Но на арктическом шельфе и в других зонах нашей деятельности у нас немного конкурентов по существующим наработкам.
По моему наблюдению, все партнеры, которые к нам обращаются, стали иначе оценивать «Газпром нефть». Я слышу совсем другую риторику, чем раньше. Сегодня к нам приходят не продавать технологии, а обмениваться ими и изучать наши возможности. Это уже равноценный диалог.
— Как вы оцениваете весь российский нефтегазовый рынок с точки зрения развития технологий?
— Нефтесервисная экосистема вокруг нас все-таки еще находится на полшага позади по скорости трансформации, финансовой готовности активно перевооружаться. Но мы понимаем, что наши подрядчики уже на другом уровне осознанности: они намерены меняться, хотя это и займет определенное время. Самое главное, что «Газпром нефть» воспринимается на равных с международными мейджорами. А это неминуемо заставляет сервис подтягиваться. Планка поднята, и опускать ее мы не собираемся.
К рентабельной добыче на шельфе в Арктике
— В зону ответственности дирекции по технологическому развитию недавно вошел «Морнефтегазпроект», расскажите, какие у вас планы по развитию технологий для шельфа?
— В рамках работы на шельфе мы усиливаем компетенции по поисково-разведочному этапу. Это, прежде всего, работа с созданием сложных интегрированных цифровых моделей, когда подземный и наземный комплекс увязываются в единую систему. В ближайшие несколько лет это будет являться основным фокусом работы для «Морнефтегазпроекта».
— Добыча на шельфе с точки зрения технологий при текущей цене нефти может быть рентабельной?
— На шельфе даже при текущих ценах добыча остается рентабельной. Дальнейший вопрос — раздел выручки между недропользователем и государством. Пока новые проекты выглядят достаточно тяжело с учетом необходимого объема инвестиций. Но я убежден¸ что снижение себестоимости за счет новых технологий и поддержка этого направления со стороны государства так или иначе приведут к развитию добычи на шельфе — это вопрос времени. К примеру, у нас сегодня более 20 технологических проектов, касающихся шельфа. Большинство из них нацелены как раз на снижение удельной стоимости либо разведки, либо будущей разработки месторождений.
О пути к альтернативным запасам нефти России
— По поводу бажена. Раньше вы говорили, что рентабельный уровень добычи 8,5 тыс. руб. за тонну будет достигнут в 2021 г., сохраняете ли эти планы в условиях дешевой нефти?
— Мы сохраняем планы. Сейчас приблизились к уровню в 12 тыс. руб. за тонну, к концу 2021 г. должны выйти на заявленные ранее 8,5 тыс. руб., после чего уйдем на снижение до 6 тыс. руб. за тонну к 2025 г. Это тот уровень, когда мы готовы идти за баженом на новые месторождения, создавать новую инфраструктуру, коммуникации, дороги и так далее.
Соответственно, если наши традиционные скважины при цене нефти 40 долл. за баррель остаются экономически рентабельными, то они будут такими и для бажена. Поэтому к 2025 г. мы хотим выйти на уровень добычи как минимум 1 млн т.
— Почему тогда только 1 млн т? Это же не очень большие объемы в масштабе компании…
— Это не предел. С 2025 г. мы можем выйти на полноценное тиражирование технологий по освоению бажена. Но это произойдет, если эта категория запасов будет для нас самой эффективной инвестицией по новой добыче. Но это могут быть и другие запасы, например палеозой. Ведь мы не делаем ставку на что-то одно. Например, ресурсы только по ачимовке составляют 1 млрд тонн. Если найти правильный ключ, то только они могут закрыть потребности компании в приросте ресурсной базы на следующие 10 лет. Другой вопрос, какая из этих ставок будет самой выигрышной и в каком объеме. Это покажут ближайшие годы.
— На ваш взгляд, больше перспектив у бажена или у ачимовки?
— Вопрос непростой. Ачимовка имеет больший ресурсный потенциал и лучшее качество запасов, несмотря на сложные условия залегания. В следующем году мы сформируем целостную карту этого проекта на ближайшие 3-4 года со всеми ключевыми вводными по эффективности и инвестициям.
— Сейчас довольно непростое время для нефтянки. Вы сохраняете планы по объему инвестиций в бажен, ачимовку, развитие технологий?
— Да. Как вы знаете, компания в 2020 г. провела определенную оптимизацию по всему портфелю, но инвестиции в технологический портфель мы пока уменьшать не планируем. Что касается крупных технологических ставок, таких как бажен и палеозой, то «Газпром нефть» активно формирует партнерства, в том числе для раздела финансовой нагрузки.
Мы также активно работаем по дополнительным источникам финансирования, например с Минпромторгом, Минобром, региональными субьектами. Сейчас наш проект по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти «Бажен» выходит на уровень федерального. Мы надеемся до конца года такой статус получить.
