— Вадим Владиславович, для начала хотел поговорить о перспективах. Прошлый год был непростым для всех нас, а для нефтянки, которая пережила низкие цены, он был особенно запоминающимся. Можете рассказать, в 2021 г. сильно ли улучшилась ситуация на нефтяном рынке, увеличатся ли капитальные затраты компании? Как вы видите уровень добычи, будет ли он восстанавливаться, насколько все светло и радужно?
— Все хорошо помним, что вслед за коллапсом на нефтяных рынках по объемам спроса, ценовым коллапсом, была достигнута договоренность о согласованном снижении добычи. В прошлом году мы были вынуждены снизить добычу почти на 20 %. Соответственно сократили и инвестиции для того, чтобы управлять нашими денежными потоками, чтобы остаться в плюсе по денежным потокам. При этом сама сделка позволяла нам достаточно уверенно смотреть в будущее. Мы понимали, что есть согласованный механизм, который позволяет действовать всем участникам в зависимости от того, как ситуация на рынке развивается. В целом сейчас ожидания по уровню спроса достаточно благоприятны. Мы ожидаем, что в 2022 г. к сезонному пику потребления, к летнему сезону 2022 г., потребление выйдет на докризисный уровень. Если говорить про текущие объемы, мы практически 2/3 того сокращения, которое были вынуждены сделать в прошлом году, уже наверстали.
— Вы достигли уровня в 100 млн т и дальше будете его удерживать, я правильно понимаю?
— Мы будем расти. Мы добудем по итогам года примерно 99,6 млн т нефти и газа в эквиваленте. Дальше будем расти в большей степени за счет газа. Для понимания общего масштаба: в ближайшую пятилетку мы практически на 50 % увеличим объемы своей деятельности. Иными словами, предыдущее 10 лет – мы за эти 10 лет выросли в 2 раза, нарастили 50 млн т. Следующие 50 млн т мы способны добавить примерно за 5-6 лет.
— Я правильно понимаю, что вы будете расти в основном за счет газовых проектов, за счет добычи конденсата и т. д.? Можете какие-то цифры привести: какая доля была в прошлом году и сейчас и как она вырастет в дальнейшем, в этом году и следующем?
— Доля газового бизнеса у нас составляет 37-38 %. После запуска Бованенково, Харасавэя, Уренгоя мы выйдем примерно на 45 %. В целом то, что доля газового бизнеса у нас растет, отражает геологию, отражает то, как мы движемся географически. Мы идем дальше и дальше на север Ямала, и это отражает геологические тренды. Там больше газа и газового конденсата.
Одновременно хочу подчеркнуть, что это уверенные запасы. Нет никаких сомнений в качестве этих запасов, в объеме этих запасов. Это очень подготовленные и предсказуемые проекты. По нашим отраслевым меркам у них достаточно сжатые проектные сроки реализации. Поэтому то, что нам удалось сформировать такой портфель, – это колоссальная возможность развития для нас как для компании, иметь возможность инвестировать в настолько уверенные, масштабные и близкие по срокам реализации возможности.
— А здесь нет противоречия? Ведь Газпром нефть изначально создавалась как нефтяная дочка Газпрома. Соответственно, Газпром занимается газовыми проектами, а Газпром нефть должна заниматься нефтяными. Получается, что вы тоже постепенно переходите на газовые проекты, с чем это связано?
— Как я сказал, это отражает региональные геологические тренды. Действительно, изначально объектами нашего внимания были нефтяные оторочки нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ). То есть это залежь, которая окаймляет газоконденсатную залежь. Дальше пришли к пониманию, что задача достаточно комплиментарная: работа на нефтяных оторочках, работа на глубоких пластах залегания, где высокая доля жидких углеводородов, сходные технологии разработки. Это горизонтальные скважины большой протяженности, многоствольные скважины, скважины, которые мы бурим по конструкции fishbone, скважины с несколькими отходами. Таким образом сложилась наша специализация. Наша компетенция признана в составе группы Газпром как оператора сложных многокомпонентных залежей.
— То есть это специфика месторождений, которые у вас есть, в которых присутствует как нефть, так и газ.
— Да.
— Доля газа в этих месторождениях потихоньку увеличивается...
— И для того чтобы эффективно их вовлекать в разработку, нужен определенный комплекс технологий, нужно создавать инфраструктуру для работы с газом. При этом мы сдаем газ в Единую систему газоснабжения Газпрома и создаем инфраструктуру для работы с жидкими углеводородами. Монетизация жидких углеводородов является нашей цепочкой создания ценности, нашей цепочкой вывода продукции на рынки.
— По поводу монетизации газа: у вас растет доля, вы рассматриваете возможность только подачи в Единую систему газоснабжения газа или какие-то другие варианты? Газохимию, производство СПГ?
— Сейчас все объемы газа транспортируются по Единой системе газоснабжения. Часть газа мы продаем в рамках группы Газпром – Межрегионгазу, частично продаем Мосэнерго, есть сторонние потребители. Это согласованная политика сбыта и распределения в группе Газпром, есть договоренности, согласно этим договоренностям мы действуем.
Если говорить о перспективах на Бованенково и Харасавэю – эти пласты характеризуются высоким содержанием того сырья, которое дальше используется в сегменте газохимии. Мы видим значительную дополнительную ценность, которая может быть реализована, если эту продукцию вовлечь в газохимическое производство. Мы свою задачу видим в том, чтобы интегрировать такой проект, подготовить ресурсную базу, вместе с возможными партнерами своевременно принять инфраструктурные решения, которые позволят реализовать проект, направленный на вовлечение этого сырья в газохимию.
— Газпром нефть постепенно увеличивает долю газа, и, вообще, во всем мире наблюдается тренд, не знаю, насколько он будет долгосрочным, ухода нефти и замены на более экологичные виды углеводородов или неуглеводородов. Ваше видение этого процесса? Он действительно наблюдается или это какая-то временная тенденция на рынке?
— Сначала хочу сказать про базовый сценарий. В базовом сценарии Международного энергетического агентства объем спроса на нефть в горизонте до 2030 г. растет. Что касается нас как производителей, мы чувствуем себя очень уверенно. Помимо роста спроса также будет происходить, по нашим ожиданиям, изменение структуры производства. Будет меняться доля производителей, во многом исходя из того, насколько они конкурентоспособны.
— Меняться доля? То есть кто-то будет уходить из рынка?
— Кто-то будет сокращать свою долю, кто-то будет ее увеличивать.
— А нас это коснется? Я имею в виду российскую нефтянку?
— Я считаю, что для нас это является источником возможностей. Мы уже видим, что добыча сланцевой нефти сократилась и сейчас инвесторы готовы инвестировать свои деньги в добычу сланцевой нефти гораздо более осторожно, с пониманием большой амплитуды рисков. Мы видим, что международные компании-мэйджоры в рамках энергоперехода более осторожно инвестируют в нефтегазовые проекты, мы уже видим большой накопленный инвестиционный дефицит.
— Можете назвать какие-то основные перспективные регионы, где мы можем ожидать в ближайшие 5-10 лет новых крупных открытий?
— Я могу назвать тот проект, на котором мы уже работаем, это проект в устье реки Енисей, на левом берегу, участки Лескинский и Пухуцяяхский, которые мы не так давно получили с целью геологического поиска и где сейчас идет бурение первой поисково-оценочной скважины. Этот проект реализуется совместно с Shell. Там действительно есть перспектива крупного открытия.
— А в таких историях могут быть какие-то коллаборации с зарубежными компаниями?
— Это в целом характерно для отрасли: объединять усилия, делить риски, делить возможности. Это обычная модель работы в отрасли с учетом масштаба неопределенностей и объемов инвестиций.
— В прошлом году у вас очень сильно выросли запасы по углеводородам, можете объяснить, с чем это связано, т. к. год кризисный и мало подрядчиков, которые относительно хорошо себя чувствовали в этот период? Какие перспективы на этот год? Ожидаете ли вы такого же роста и в этом году?
— Мы поставили на свой баланс запасы неоком-юрских отложений Бованенкова и Харасавэя. Это лицензии Газпрома, но мы таким образом структурировали договорные отношения по этим проектам, что условия нашей работы фактически эквивалентны прямому недропользованию. Эквивалентны ситуации, если бы эта лицензия принадлежала нам. Почему это так? Потому что лицензия является сквозной на все геологические горизонты. Мы работаем на глубоких горизонтах, разделить ее невозможно, поэтому мы и создали такую договорную конструкцию. При этом по характеру деятельности наша задача – инвестировать в разработку. Мы несем все риски, мы несем все выгоды от реализации этого проекта. Поэтому по международной классификации запасов такая совокупность условий позволяет к этим запасам относиться как к собственным. Соответственно, мы и поставили их на свой баланс, таким образом прирастили больше 1 млрд т запасов в нефтяном эквиваленте.
— Вот смотрите, вы говорите, что по крупным геолого-разведочным проектам вы считаете нужным обращаться к опыту зарубежных компаний и реализовывать проекты в сотрудничестве с ними. Означает ли это, что России не хватает каких-то компетенций, чтобы самостоятельно реализовывать проекты по геологоразведке? Может быть специалистов не хватает, компетенций, знаний, технологий? Как вы видите эту ситуацию?
— Задачи, которые мы решаем на таких проектах, например вовлечение в разработку ачимовских отложений, – это пласты глубокого залегания со сложным строением, с очень низкими проницаемостями, с высоким давлением, – это уникальная задача в целом для глобальной нефтяной отрасли. Они в таком виде не решены нигде.
— То есть у нас в принципе всего хватает: знаний, технологий, опыта для реализации сложных проектов в геологоразведке?
— У российских компаний в основном накоплен российский опыт, у западных компаний и компаний из азиатского региона накоплен опыт в их географиях. Поэтому чем шире партнерский обмен опытом, знаниями, тем больше шансов на успех. Для нас паспорт нашего партнера не имеет большого значения. Мы в принципе любим работать в партнерских конструкциях. Мы осознаем себя как часть глобальной отрасли.
По уровню развитости отрасли – это технологии, оборудование, это развитость нашего нефтесервисного сегмента – Россия входит в топ-3 глобальных рынков вместе с Северной Америкой и Ближним Востоком. Более того, мы видим сейчас, разговаривая с нашими ближневосточными партнерами, все больший интерес к российскому рынку.
— Это нефтесервис, инжениринг и т. д.? Такие направления, получается?
— Мы буквально сейчас представляем на Ближнем Востоке в Абу-Даби ряд наших цифровых продуктов. Одновременно мы обсуждаем, если эти продукты интересны, то, что может быть нашим продуктовым предложением. Или сам цифровой продукт, или оказание услуги с использованием этого продукта, или это более комплексная операторская услуга. Это те возможности, которые находятся в обсуждении. Они не очевидны, мне сложно сказать, к какому результату мы придем. Но что я отмечаю – это интерес с их стороны, осознанный глубокий интерес к российскому рынку, к поставщикам технологий с российского рынка. И в том числе оценка нас как возможного партнера, как интегратора, который способен им предлагать такие решения.
— Если вернуться в Россию и поговорить о шельфовых проектах. У вас есть один проект Приразломная, еще планировался Долгинский проект. Как сейчас обстоят с шельфовыми проектами?
— Действительно, у нас есть ряд проектов в разной стадии. Приразломная находится на этапе эксплуатации, добычи. Мы продолжаем бурение, нам предстоит в ближайшие 3-4 года пробурить 11 скважин, они становятся все более и более сложными. Нам нужно уходить дальше от платформы, с которой ведется бурение.
Следующими проектами, более близкими по срокам реализации, по уверенности, являются продолжение реализации проекта на Аяшском лицензионном участке на шельфе Сахалина и поисковый проект в акватории Обской губы, Южно-Обский лицензионный участок.
Последовательно, что касается Аяшского, мы получили достаточно большой объем геологической информации, ее интерпретировали, учли в своих моделях. Это проект, который мы хотим реализовать с партнерами. Мы находимся в диалоге, в том числе относительно наилучших инфраструктурных решений. Это одно из ключевых решений по проекту, и партнеры, конечно, должны участвовать в принятии такого решения. Вот то, чем мы занимаемся на Аяшском.
На Южно-Обском рассчитываем в самое ближайшее время принять решение по первоочередному этапу инвестиций. В 2021-2022 гг. отстрелять сейсмику, интерпретировать ее, и в 2023 г. мы можем выйти на бурение скважины на Южно-Обском. Особенностью проекта является то, что оно расположено в доступе к инфраструктуре уже созданного Новопортовского месторождения. И, если мы сделаем открытие, независимо от характера насыщения – нефть или газ, – вся инфраструктура там уже создана и находится в физическом доступе от месторождения.
— Трудная нефть для вас по-прежнему остается таким важным направлением развития бизнеса или уже смотрите немного в другую сторону?
— Возвращаясь к ставкам, которые мы делаем на поле возможностей. В одном случае это журавль в небе, то есть большие неопределенности, сроки, огромные инвестиции. В другом случае – это нефть, которая уже под ногами, в непосредственной близости к инфраструктуре. Ключом является подбор эффективных технологий. Если он будет найден – это огромный приз! Бажен, ачимовка представлены в огромных объемах по всей территории Западной Сибири и Ямало-Ненецкого округа. Это, безусловно, те возможности, которые заслуживают внимания, заслуживают инвестиций. Объем инвестиций, кстати, если соизмерять с общим объемом портфеля, он не такой большой. Это примерно 5 % от всего объема наших инвестиций в upstream. Мы действительно этим фокусно занимаемся, мы видим большой приз, поэтому эта тема постоянно на слуху, но мы делаем это очень выверено.
— А если брать разные ставки, они для вас примерно равнозначны, или какая-то них является более приоритетной? Трудные запасы, шельф, удаленные месторождения Восточной Сибири, которые еще почти не разработаны? Зарубежные проекты или просто существующие проекты?
— Для нас сейчас основная стратегическая ставка – это газоконденсатные месторождения (ГКМ). И она является с точки зрения геологии практически безрисковой. Это достаточно типичные задачи, проектная реализация, которые мы умеем структурировать и решать. Кроме того, действительно, есть набор возможностей с более высокими неопределенностями и их должно быть несколько, потому что мы не знаем, какая из них выстрелит.
— То есть они для вас равнозначны?
— Они достаточно равнозначны, да.
— Вы говорили, что на 50 % вырастете в течение 5 лет, это значит, что 150 млн т добычи в год мы сможем уже увидеть?
— В нефтяном эквиваленте – да.
— Хорошо, это уже существенная цифра.
— И 100 млн т – существенная.
— Последний вопрос по поводу питерского форума. В позапрошлом году у вас было много подписаний по поводу новых совместных предприятий. Что ожидать на этом форуме, каких новых соглашений?
— Повестка очень насыщенная – с зарубежными партнерами, с российскими компаниями, с ключевыми регионами нашего присутствия. Практически в каждом случае есть повестка развития или обсуждение новых проектов для совместной реализации. Или это технологические партнерства, вопросы стимулирования со стороны регионов, стратегическая сверка приоритетов.
Будет активно, будет интересно. О каких-то новостях, когда договоренности состоятся, сможем объявить.
Автор:
