Операционные расходы "Газпром нефти" по добыче составляют порядка 2,1 тыс. рублей на тонну. Это достаточно невысокий уровень по сравнению с другими регионами мира. О том, каким образом компания намерена развивать производство - в интервью заместителя Председателя Правления, первого заместителя генерального директора ПАО «Газпром нефть» Вадима Яковлева отраслевому журналу.
Плюс 2%
– Вадим Владиславович, учитывая соглашение ОПЕК+ и общую ситуацию на рынке, будет ли уровень добычи «Газпром нефти» в 2019 году выше показателя 2018-го?– Если исходить из параметров действующего соглашения, которое предполагает сокращение добычи странами ОПЕК+ на первое полугодие, то в этих условиях мы уверенно прогнозируем рост добычи в 2019 году на 2%. Точный показатель, разумеется, зависит от параметров сделки на второе полугодие. Но даже в случае, если будет решено еще сократить добычу, «Газпром нефть» сможет показать рост.
– Как в целом компания оценивает сделку ОПЕК+? Как для рынка в целом, так и для самой «Газпром нефти».
– Сегодня сделка в рамках ОПЕК+ помогает удерживать цены на уровне, достаточном как для реализации наших текущих проектов, так и для находящихся в нашем перспективном портфеле.
Поддержание стабильных цен на нефть в долгосрочной перспективе – одна из важнейших задач. Тот факт, что значительная часть крупных производителей нефти смогла объединиться для ее решения, говорит о способности отрасли кооперироваться и работать ради достижения общей цели. Ведь предсказуемые цены на нефть – это не только вопрос дохода нефтяных компаний. Это еще и гарантия удовлетворения спроса на нашу продукцию в будущем. А также – стабильность инвестиционных циклов, которые в нашей индустрии занимают как минимум пять лет. То есть, чтобы начать добычу на новом участке через несколько лет, мы должны вкладывать средства уже сегодня. Когда цены движутся в широком диапазоне, компании начинают тратить меньше на поиск и разработку новых ресурсов. Это в перспективе может нанести вред всей мировой экономике, если в какой-то момент мы не сможем обеспечить спрос из-за сокращения инвестиций в прошлом.
– Но в сделке не участвует один из трех крупнейших производителей нефти – США. С конца 2016 года Штаты нарастили добычу на 2,7 млн баррелей и анонсировали планы по дальнейшему увеличению. Возникает закономерный вопрос: не происходит ли замещение тех объемов, которые сократили страны ОПЕК+, объемами американскими? И насколько в действительности значимо воздействие на нефть фундаментальных факторов?
– Возможность отрасли предлагать объемы нефти, превышающие в моменте спрос, – это и есть действие фундаментальных факторов, которые в свою очередь влияют на ценообразование. Кроме этого, на рынок влияют и другие факторы, которые сложно прогнозировать – политическая ситуация в отдельных странах и на международной арене, настроения участников рынка и т.п. Причем, настроения зависят не только от свершившихся фактов, но и от ожиданий или предположений. Об этом можно рассуждать только на качественном уровне. Поэтому не существует математической модели, которая могла бы выдавать прогнозы состояния рынка приемлемой степени уверенности.
Что касается действий Штатов, то я уверен, что долгосрочное балансирование спроса и предложения, а с ними и стабилизация цен и инвестиционная активность в равной степени актуальны для всех участников рынка. Только некоторые игроки готовы занимать активную позицию, влияя своими действиями на рынок, а кто-то или не хочет этого делать, или не в состоянии решить такую задачу в силу наличия на местном рынке слишком большого количества игроков. Поэтому мы видим разное поведение. Краткосрочно оно может приводить к некоторому перераспределению долей, но в долгую, хочу еще раз подчеркнуть, я считаю действия участников соглашения рациональными и направленными на долгосрочную стабилизацию.
110 млн баррелей и выше
– «Газпром нефть» планировала достичь к 2020 году добычи 100 млн т углеводородов в нефтяном эквиваленте. Учитывая текущие параметры сделки ОПЕК+, компания придерживается этого плана или сейчас он выглядит нереалистичным?– Этот показатель остается частью наших текущих планов. Влияние сделки мы учитываем.
– Вы приняли стратегию развития до 2030 года. Оценивала ли компания при этом мировой уровень потребления нефти в конце следующего десятилетия?
– Оценивалось несколько сценариев, ведь наше видение перспектив рынка является основой стратегии. Мы рассматривали ряд прогнозов, которые учитывают возможные варианты развития событий и соответствуют разным ценовым уровням – от 40 долларов за баррель до более чем 90 долларов за баррель. Для каждого из сценариев есть модель развития компании. При этом базовый вариант находится на уровне примерно 60 долларов за баррель. Я говорю «примерно», потому что это не константа, мы закладываем определенные циклы, которые зависят от того, как развивается состояние мировой экономики, и те факторы, которые влияют на цены на нефть. При базовом сценарии спрос на нефть будет стабильно расти – в конце прошлого года он преодолел символическую отметку в 100 млн баррелей в сутки. К 2030 году должен достичь не менее 110 млн баррелей в сутки.
– То есть вы полагаете, что рост спроса в 2020-х годах замедлится? Сейчас спрос растет примерно на 1,3–1,5 млн баррелей в сутки в год.
– Все-таки подчеркну: «не менее» 110 млн. Вполне вероятно, что показатель будет выше. Но мы преднамеренно за базу взяли умеренно-консервативный сценарий.
– Почему?
– Чтобы инвестиционные решения принимались с хорошим запасом прочности. Замечу, что наш базовый сценарий учитывает в том числе такие факторы, как увеличение доли возобновляемой энергетики и электромобилей.
– На чьи прогнозы относительно роста парка электромобилей вы опирались?
– Это синтетическое видение. В любом случае, на горизонте 2030 года этот фактор не будет определяющим для рынка нефти. Куда важнее такие показатели, как рост населения и состояние мировой экономики.
Запасы сложнее, себестоимость прежняя
– Качество запасов у «Газпром нефти» меняется – растет доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Насколько вырастет их доля к 2030 году?– Действительно, доля ТРИЗ постоянно увеличивается, а в перспективе значительную роль начнут играть нетрадиционные источники нефти. По оценкам геологов, ресурсы только баженовской свиты могут достигать 18–60 млрд тонн нефти ("баженовская свита" — геологическая формация в Западной Сибири, в которой заключены огромные запасы высококачественной, но трудноизвлекаемой нефти - ред.). Если говорить о ТРИЗ в балансе нашей текущей добычи, то их доля составляет порядка 30%, а в структуре наших запасов – порядка 40%. Несколько лет назад мы начинали работать на низкопроницаемых и маломощных пластах, сегодня всё больше уходим в краевые участки месторождений. Один из таких проектов – вовлечение в разработку краевых зон Приобского месторождения, где проницаемость составляет десятые или даже сотые доли миллидарси (единицы, определяющей способность породы пропускать через себя нефть, газ или воду – ред.), хотя еще два-три десятка лет назад этот показатель измерялся десятками, а до этого и сотнями единиц. То есть качество запасов ухудшилось в сотни раз.
Технологический центр "Бажен"(фото - Energy Base)
– А ачимовские отложения?– Мы делаем большую ставку на эту категорию запасов. «Легкой» нефти в нераспределенном фонде уже нет, поэтому, думая про долгосрочную перспективу, нужно делать гораздо более сложные ставки. Нам приходится формировать наш стратегический портфель из опций, которые не дают стопроцентной гарантии успеха. Но делать ставку на что-то одно нельзя, необходима диверсификация, поэтому в наш портфель входят и ачимовка, и бажен, и поисковые зоны на севере ЯНАО. Расширяем работу по нетрадиционным запасам за счет доманика и палеозоя.
– Себестоимость добычи нефти в мире растет. Полагаю, у вас она тоже будет расти. Какой уровень вы ожидаете к 2030 году?
– Сейчас в среднем наши операционные расходы в добыче находятся на уровне 2,1 тыс. рублей на тонну. Это достаточно невысокий уровень по сравнению с другими регионами мира. Подчеркну, речь идет об операционных затратах, когда основная инфраструктура уже создана. Мы полагаем, что до 2030 года этот показатель будет расти темпами не выше инфляции.
– То есть по сути себестоимость останется на нынешнем уровне?
– Да. С одной стороны, запасы становятся сложнее. С другой, за счет того, что мы быстро наращивали добычу в предыдущие годы, в нашем портфеле много новых проектов, где себестоимость ниже всего. Кроме того, на операционных затратах сказывается повышение эффективности, применение новейших технологий.
– Но капитальные затраты все равно будут расти.
– Если мы говорим об удаленных месторождениях, о применении более сложных технологических решений – безусловно. Но это учитывается в действующей системе налогообложения.
Материнское отношение
– Новопортовское месторождение относится к тем проектам, которые были переданы «Газпром нефти» материнской компанией. Будут ли в обозримом будущем другие проекты передаваться вам «Газпромом»?– Мы реализуем нефтяную стратегию Группы «Газпром» – в этом и заключается наша миссия. Основой нашего роста было органическое развитие активов, полученных от «Газпрома»: Новый Порт, Приразломное, восточный участок Оренбургского месторождения. На момент передачи нам этих активов добыча велась только в Оренбурге и составляла всего около 530 тыс. т в год. Сегодня на этих трех проектах добывается около 12 млн т нефти ежегодно.
Также от «Газпрома» мы получили «Арктикгаз», который развиваем с НОВАТЭКом. В текущем году «Арктикгаз» добудет 26,4 млрд куб. м газа и около 8,7 млн т конденсата и нефти. Мы работаем на Чаяндинском НГКМ в Восточной Сибири. Сейчас в стадии освоения Тазовское и нефтяные оторочки Песцового и Ен-Яхинского месторождений в ЯНАО. Что касается оторочек, они являются частью сквозных лицензий, поэтому не передаются нам – мы работаем по рисковому операторскому договору. То есть все инвестиции осуществляем на свой риск, но и основные доходы от проекта будут формироваться у инвестора.
– Как в структуру добычи компании интегрируются газовые проекты? И как они будут реализовываться на Ямале?
– Для каждого актива мы рассматриваем все возможные варианты полезного использования газа. Учитывается наличие газотранспортной инфраструктуры, удаленность рынков и т.п. В разных регионах найдены разные решения. В Оренбурге поставляем газ на инфраструктуру «Газпром добычи Оренбург». На Приобском месторождении совместно с СИБУРом построен газоперерабатывающий завод, в Ноябрьском регионе поставляем попутный нефтяной газ на объекты СИБУРа.
Причем, чем выше на север мы поднимаемся, тем больше сталкиваемся с многокомпонентными залежами, доля газа в них увеличивается. И хотя нашим основным бизнесом является нефтедобыча, приходится комплексно решать вопросы разработки как нефтяной, так и газовой части. К примеру, на Новопортовском месторождении газ закачивается обратно в пласт – так мы поддерживаем пластовое давление, получаем дополнительную нефть и продлеваем срок эксплуатации скважин. Ежедневная закачка составляет 17 млн куб. м попутного нефтяного газа (ПНГ), по объему это самый крупный в России проект утилизации газа подобным способом.
Одновременно работаем над созданием газопровода на Ямбург, поскольку значительные объемы запасов газа Нового Порта делают такое решение необходимым. При определении технических параметров учитывалась возможность вовлечения в разработку запасов с других участков региона, чтобы гарантировать загруженность и экономическую эффективность проекта. Предполагается, что его мощность может доходить до 20 млрд куб. м газа в год.
– Не рассматриваете возможность строительства завода СПГ?
– Всерьез эта возможность никогда не обсуждалась. Таких планов нет.
«Импортоопережение»
– Компания находится под санкциями. Как изменилось ваше техническое, технологическое и научное вооружение, ориентированное на разведку и добычу?– Если говорить о влиянии санкций, то нет ни одного проекта, который бы мы из-за них остановили. Они повлияли только на выбор возможного технологического партнера. К примеру, бажен оказался недоступен западным компаниям. Мы сегодня работаем с российскими предприятиями, с которыми разрабатываем комплекс из 20 технологий в области бурения, заканчивания скважин, стимулирования пласта и пр. В рамках этого сотрудничества совместно с МФТИ разработана первая отечественная программа-симулятор гидроразрыва пласта (ГРП) на бажене. Наш симулятор превосходит существующие коммерческие продукты, в отличие от них он умеет рассчитывать изменения геомеханических свойств пласта с учетом образовавшихся трещин, то есть их взаимное влияние друг на друга. Для рынка это уникальный продукт. По нашим планам, к 2025 году мы хотим не только подобрать наиболее эффективные технологии разработки бажена, но и пройти стадию обучения, а также удешевить все решения, чтобы выйти на рентабельную добычу.
– При нынешнем уровне цен?
– При нынешнем уровне цен. В 2025 году выйдем на добычу не менее 2,5 млн т в год. В 2018 году мы пробурили 10 опытно-промышленных скважин. Каждая – со своей конструкцией, со своим набором технологий, везде был получен промышленный приток. Пробурили скважину с длиной горизонтального участка до 1 тыс. м и провели 15-стадийный ГРП. В 2019-м планируем создать уже 15 скважин, увеличить длину горизонтального участка до 1,5 тыс. м, а число ГРП до 30 стадий. Кроме того, мы создали в ХМАО технологический центр «Бажен», на котором испытать новые технологии для работы с этой категорией запасов может любая компания. До сих пор подобной площадки в стране тоже не было. В Тюмени мы скоро приступим к строительству уникального инновационного лабораторного комплекса по исследованию образцов породы «Геосфера» – по уровню технологичности ему не будет аналогов в России.
Закупается отечественное оборудование (фото: «Трубная металлургическая компания»)
– Какие еще технологические проекты можно считать прорывными?– Конечно, задача технологического развития не ограничивается одним баженом. Взять хотя бы ачимовские отложения – аномально высокие пластовые давления, низкая проницаемость и сверхвысокие температуры. Масштаб проекта очень большой. В прошлом году мы на базе нашего Научно-технического центра построили первую цифровую геологическую модель всей ачимовской толщи. Стали очевидны наиболее перспективные участки – в первую очередь север ЯНАО. Наиболее значимые запасы сосредоточены на Ямбургском месторождении «Газпрома». По составу это легкая нефть. Геологические запасы – миллиарды тонн. В целом направления технологического развития компании определяют наши запасы. И в освоении технологий мы стремимся к импортоопережению.
– В каком смысле «импортоопережению»?
– Мы стараемся создавать решения, которые не просто замещают, а превосходят по эффективности зарубежные аналоги. А зачастую таких решений пока просто нет в мире. Сегодня нами успешно реализуются проекты с более чем 100 российскими и зарубежными производителями, в частности, новые цифровые решения создаются в партнерстве с «Яндексом», IBM, Mail.Ru Group и т.д. К примеру, ведем разработки в области искусственного интеллекта (ИИ).
ИИ для нефтедобычи
– Зачем нефтедобыче искусственный интеллект?– Мы работаем с огромными объемами данных. Цифровые технологии, искусственный интеллект позволяют нам повысить скорость и эффективность обработки этих данных. Найти новые источники ценности. Приведу пример. На Приобском месторождении была создана цифровая модель, которая включает всю систему: пласт, скважины, сбор, подготовку и транспорт нефти. Фонд скважин – 3,5 тыс. единиц. Система ИИ обрабатывает 3,5 млн сигналов в секунду. Никакими традиционными способами работы с информацией это невозможно сделать. Скважины на месторождении работают в периодическом режиме: одни запускаются, другие останавливаются. ИИ нашел оптимальные параметры системы и выработал режимы, чтобы максимально использовать потенциал месторождения и инфраструктуры.
Фонд скважин, который раньше управлялся вручную, сейчас работает на автопилоте. Только за счет этого добыча выросла на 1,5%. А экономический эффект составляет до 1 млрд рублей в год. У нас создан Центр управления проектами – единое цифровое и организационное пространство для реализации крупных проектов. По нашим оценкам, за счет организационной и цифровой оптимизации сокращение средних сроков составит 7 лет вместо 12 для проекта в целом, и 3 года вместо 6 – для «первой нефти». С точки зрения возврата инвестиций, это настоящий прорыв, еще достаточно недавно такие временные рамки казались в принципе нереальными. Это только несколько примеров.
10 лет в Сербии
– В этом году юбилей – 10 лет со дня покупки «Нефтяной индустрии Сербии» (НИС). Насколько оказались эффективны вложения?– Это очень успешный проект. На момент приобретения НИС была глубоко убыточной, объемы ее производства снижались. Через два года мы вывели компанию на прибыль, с тех пор финансовые результаты только улучшаются. Начиная с 2013 года НИС регулярно выплачивает акционерам дивиденды в размере 25%, что соответствует лучшим мировым практикам – суммарно в виде дивидендов с 2013 года акционерам НИС было выплачено более 400 млн евро. Но важна не только прямая отдача, а также рост стоимости НИС и отдача в будущем. Сейчас эта компания – основной налогоплательщик в Сербии, направляющий в бюджет ежегодно порядка 1 млрд евро. Деятельность НИС развивается не только в Сербии, предприятие стало для нас плацдармом для развития во всем Балканском регионе – в Болгарии, Румынии, Боснии и Герцеговине.
– Как выстраиваются отношения с руководством Сербии?
– Основной механизм нашего взаимодействия – это Совет директоров НИС. За время нашей работы абсолютно все решения принимались в консенсусе мнений и с учетом общих интересов – и наших, и другого ключевого акционера – сербского правительства.
– Как сейчас НИС встроена в производственные цепочки «Газпром нефти»?
– НИС закупает нашу нефть, наши базовые масла. Сербия была первым регионом, где мы стали реализовывать высокооктановое топливо G-Drive 100, компания выполняет для нас часть задач силами своего научно-технического центра.
– Собираетесь ли идти на другие зарубежные проекты в ближайшее время?
– Рассматриваем возможность расширения деятельности на Ближнем Востоке.
Беседовал Александр Фролов
