Зампред правления "Газпром нефти": Рост доли газа в добыче компании - не самоцель, а результат развития в Арктике

Вадим Яковлев рассказал "Интерфаксу" о перспективах арктического кластера и о дискуссии вокруг НДД

Москва. 27 июля. INTERFAX.RU - Позиционирование "Газпром нефти" исторически заложено в ее название - это нефтяная "дочка" российского газового гиганта. Однако в последнее время в новых проектах Газпром нефти" растет доля газа. В первую очередь это связано с развитием компании в Арктике, регионе, в котором новые проекты с лета 2020 г пользуются преференциями от государства.

О том, как "Газпром нефть" ищет точки роста в газовой составляющей и постепенно превращается из нефтяной в нефтегазовую, о перспективах арктического кластера, а также о диалоге нефтяников и Минфина по НДД и оценке действий в рамках ОПЕК+ в интервью "Интерфаксу" рассказал зампред правления, заместитель гендиректора по разведке и добыче "Газпром нефти" Вадим Яковлев.

- "Газпром нефть" является оператором на совместном с "Роснефтью" активе - Мессояханефтегаз. Это самый северный в континентальной России проект. В сложных арктических условиях было решено закачивать попутный нефтяной газ (ПНГ) с одного месторождения в неразработанные газовые пласты другого месторождения. Прием нетривиальный. На чем основано подобное решение?

- Целью было доведение утилизации ПНГ на Восточно-Мессояхском месторождении до 95%. Для этого с Восточной Мессояхи построен 47-километровый трубопровод до подземного хранилища газа, который будет расположен в неразработанных газовых пластах соседней Западной Мессояхи. Решение для нефтяной отрасли нестандартное, его можно назвать уникальным, потому что впервые в отечественной практике попутный нефтяной газ одного месторождения утилизируется в неразработанные газовые пласты другого участка.

Мессояха - удаленное месторождение. Добываемого здесь объема ПНГ (порядка 1,5 млрд куб. м. в год) недостаточно, чтобы сформировать рентабельный проект с транспортировкой газа до Единой системы газоснабжения (ЕСГ). Поэтому было логично рассмотреть вариант обратной закачки. Но на Восточной Мессояхе подходящего для этого пласта не оказалось. Поэтому мы оценивали соседнее месторождение и нашли на Западной Мессояхе нужную залежь с высокой герметичностью покрышки и большим объемом.

Обычно подземные хранилища газа создаются в выработанных месторождениях, где давление уже снизилось. А мы закачиваем газ в первоначальные пластовые условия, и это потребовало тщательных инженерных расчетов. В процессе закачки мы убедились, что наши предположения подтверждаются.

- Как в будущем будет решаться вопрос с газовым фактором на Мессояхе, когда планируете все-таки сдавать газ в трубу?

- Закачка газа в подземное хранилище - решение хоть и самодостаточное, но не постоянное, даже если мы понимаем, что в течение 11 лет сможем утилизировать по 1,5 млрд кубометров ежегодно. Параллельно продолжаем оценивать расположенную рядом ресурсную базу, проводим работу, чтобы сформировать объем газа, необходимый для строительства инфраструктуры до ЕСГ. По соседству находятся несколько активов нашей материнской компании, а также участки других игроков отрасли, в нераспределенном фонде тоже пока остаются лицензии. В любом случае, 47-километрой транспортный отрезок, который мы построили, уже расположен в целевом коридоре и приближает Мессояху к действующим российским газопроводам.

- Доля арктических проектов в добыче "Газпром нефти" растет. Какой она может быть в среднесрочной перспективе? И насколько снизится вклад традиционных регионов добычи?

- Добыча от арктических проектов в общем портфеле "Газпром нефти" в перспективе трех лет составит порядка 30%. В дальнейшем эта доля будет последовательно и значимо расти. Арктика и, в частности, ЯНАО для "Газпром нефти" действительно являются основным источником роста добычи - Новый Порт, Мессояха и Приразломное длительное время останутся такими драйверами. Компания также ведет активную работу на нефтяных оторочках Ен-Яхинского и Песцового месторождений, которые становятся новыми точками роста добычи жидких углеводородов.

Если говорить о долгосрочной перспективе, то добыча на новых проектах зависит от снятия геологических неопределенностей и решения технологических вызовов. Но мы не делаем ставку на Арктику в ущерб другим регионам, везде ищем возможности увеличения и поддержания рентабельной добычи.

- Новые геологоразведочные проекты на Гыдане и Таймыре могут быть отложены из-за кризиса?

- Мы продолжаем там работать. Ближайшие планы связаны с Лескинским участком. Это Гыдан, левый берег устья Енисея, где до конца года мы планируем начать бурение.

Таймырские участки расположены на противоположном берегу. И та информация, которую мы получим на Лескинском с точки зрения геологии, станет значимой для оценки перспектив всего региона. Пока долгосрочных планов по Таймыру мы не формировали, из ближайшего - проведение аэросъемки, рекогносцировка на местности, определение необходимого перечня полевых работ. Когда будет ясна геология на левом берегу Енисея, тогда будем думать, что делать на правом.

- При этом, согласно тендерам, "Газпром нефть" продолжает прорабатывать вопросы строительства новых портов в Арктике для экспорта углеводородов по Севморпути...

- В приоритете сейчас - выбор оптимального способа доставки на целевые рынки жидких углеводородов с Бованенково и Харасавэя. Решение должно быть принято в 2021 году. Мы рассматриваем три возможных варианта: новый морской терминал в Обской губе, а также поставки железной дорогой либо в южном направлении по существующей ветке Бованенково-Обская, либо севернее в рамках строительства дополнительного участка "Северный широтный ход-2".

Решение будет зависеть от перспектив развития Бованенково и Харасавэя. Задача проводимых опытно-промышленных работ - сформировать прогнозы по профилю добычи: сколько ждем конденсата, сколько широкой фракции легких углеводородов. По итогам мы сможем понять экономику трех вариантов и выбрать оптимальный. В случае принятия решения по созданию нового канала отгрузки жидких углеводородов на Ямале, эта инфраструктура может быть использована для ресурсной базы всего региона.

Что касается других транспортных объектов, которые могут располагаться в акваториях ЯНАО или Красноярского края, то эти решения будут зависеть от результатов этапа подготовки запасов. На Ямбурге запасы есть, но стоит вопрос подбора технологий и экономики разработки. В устье реки Енисея сначала нужно составить представление о запасах, а это еще очень нескоро.

- "Газпром нефть" все больше говорит о газе, компания постепенно превращается из нефтяной в нефтегазовую. Как сильно может увеличиться газовая часть в добыче?

- Рост газовой составляющей никогда не был для нас самостоятельной целью. То, что так происходит - результат развития компании в Арктике. Это неизбежно связано с изменением геологии запасов и увеличением газового фактора на нефтяных месторождениях. Кроме того, часто мы видим, что инфраструктурные решения становятся более эффективными, если планировать их для подготовки и транспортировки всех видов углеводородов.

Одновременно естественным путем мы расширяем свои компетенции по работе с многокомпонентными запасами. К примеру, на базе совместного предприятия с "НОВАТЭКом" - "Арктикгаза" - мы давно осваиваем газоконденсатные залежи, сейчас получили аналогичные активы от материнской компании, я имею в виду проекты Бованенково и Харасавэй. При этом все решения принимаются в тесной координации с "Газпромом" и в рамках формирования долгосрочного баланса газа.

Вклад газа в общую добычу "Газпром нефти", действительно, продолжит расти. В ближайшие 3 года доля инвестиций в газовые проекты составит около 30%. С запуском новых проектов - ачимовки Уренгоя, Бованенково и Харасавэя в 2024-2026 годах доля газа займет в нашей добыче до 45%.

Мы развиваемся в общей логике топливно-энергетического сектора, где в новых проектах начинает преобладать газовая составляющая. И это повышает устойчивость "Газпром нефти" к ситуации на нефтяном рынке: в рамках сделки ОПЕК+ компании вынуждены снижать добычу нефти, так что рост добычи газа становится для нас дополнительной возможностью для увеличения масштабов бизнеса.

- Базовым проектом сейчас является "Газ Ямала". Как он продвигается?

- Буквально ударными темпами. Мы создаем мощную газовую инфраструктуру, которая обеспечит экономически эффективное и комплексное освоение запасов углеводородов на юге Ямала. Сегодня два основных объекта находятся в стадии строительства: это газопровод внешнего транспорта через Обскую губу и расширение УКПГ Новопортовского месторождения.

В зимний сезон команда проекта "Газ Ямала" перевыполнила план: построено более 36 из 56 км наземного трубопровода, возведены береговые сооружения. В начале июля началась укладка газопровода в акватории Обской губы со стороны полуострова Ямал. Это очень масштабные работы, в общей сложности в акватории будет задействовано 55 судов. Сейчас мы начинаем укладку со стороны Тазовского полуострова. В течение летнего и частично осеннего сезона, до октября, планируем завершить прокладку трубы по дну Обской губы, а будущей зимой закончить работы на суше, где сейчас уже выполнено две трети от плана. В это же время начнем прокладку газопровода до с. Новый Порт для газификации населенного пункта.

На площадке расширения УКПГ Новопортовского месторождения также идет активный строительный сезон. За зиму погружены сваи под технологическое оборудование и эстакады. В сложных климатических условиях были залиты железобетонные фундаменты под оборудование дожимной компрессорной станции (ДКС) и газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Продолжаются работы по монтажу металлоконструкций на технологических эстакадах к сырьевым ГПА и для подачи газа в газопровод внешнего транспорта.

Пусконаладочные работы на расширенной УКПГ начнем уже в середине 2021 года, и к 2022 году будем готовы к подаче газа в ЕСГ. К этому времени производительность УКПГ планируем увеличить до 17,5 млрд кубометров в год.

Реализация проекта "Газ Ямала" совпала с пандемией, но мы строго соблюдаем все карантинные меры. Стараемся по максимуму переводить работы в режим автономии, особенно на самых значимых участках и постоянно тестируем весь персонал и сотрудников подрядных организаций.

- А насколько перспективными для себя компания считает газохимические проекты в Арктике?

- О целевой базе для газохимической отрасли нужно думать уже на этапе подготовки запасов, в момент формирования проектов, чтобы найти самые эффективные способы монетизации ресурсов. Изменение доли газа в запасах с продвижением на Север формируют потенциальную сырьевую базу и предпосылки для реализации газохимических проектов. Еще есть особенности региона - на севере Ямала "жирного" газа больше, чем "сухого". Это миллионы тонн этана, пропана и бутана которые традиционно используются, в том числе, как сырье для газохимической промышленности. Запасы Ямала огромны и по объему сырья сопоставимы с потребностями газохимии всей Западной Сибири. Причем это ресурсы мирового класса по масштабу и качеству, а гахозимические рынки растут быстрее, чем рынки нефти или газа.

Поэтому для всех очевидно, что эти ресурсы как минимум нужно анализировать и изучать. Мы такую работу ведем, делаем свои оценки, проводим консультации с компаниями, для которых это направление является профильным. Необходимо настроить экспертный диалог всех заинтересованных сторон, тогда будет сформировано решение, которое станет драйвером для развития не только нашей, но и смежных отраслей и позволит монетизировать новые запасы максимально эффективно.

- Дальше в Арктику - шельф арктических морей. "Газпром нефть" сообщала, что пересматривает темпы и сроки реализации шельфовых проектов из-за макроэкономики. Компания просила Минприроды перенести сроки работ на шельфовых проектах?

- С опережением сроков мы уже провели на своих лицензионных участках очень большой объем работ: около 20 тыс. погонных метров сейсмики, 7 тыс. квадратных километров сейсмики 3D, за последние три года пробурили три скважины на шельфе Охотского моря.

В итоге собран большой объем геологической информации, которую необходимо внимательно проанализировать. И нынешняя рыночная конъюнктура позволяет нам не торопиться. Тем более, что ближайшую скважину мы должны пробурить только в 2023 году на Долгинском месторождении.

Поэтому мы выполнили все лицензионные обязательства и можем спокойно заниматься камеральными работами, чтобы создать прочную базу для запуска этих проектов.

- Наиболее перспективные шельфовые ГРР-проекты "Газпром нефти" находятся на Сахалине - месторождения Нептун и Тритон. Из-за наступившего кризиса можно забыть о потенциальном партнерстве на этих активах?

- Совсем нет. Мы провели на сахалинском шельфе большой объем геологоразведочных работ. Кроме того, отнесения шельфа Охотского моря к 4-й категории сложности позволило улучшить экономику этих проектов.

Самое главное - мы начали оценивать варианты обустройства активов. Считаем, что оптимальным, особенно с позиции нашей материнской компании, может стать использование существующей инфраструктуры "Сахалина-2". Такая конфигурация создает основу для принятия решения о развитии актива. Однако проекты подобного масштаба правильно реализовывать с партнерами. Поэтому будет двухэтапное движение: сначала нужно договориться по инфраструктуре, и такой разговор уже начат, а затем перейти к формированию партнерской конструкции.

- С Shell продолжаются обсуждения о вхождении в сахалинские проекты?

- Этот разговор ведется и с Shell, и с другими потенциальными партнерами.

- На какой стадии создание СП с "НОВАТЭКом" в Арктике, первым активом которого должен стать Северо-Врангелевский участок на шельфе Чукотского моря?

- Мы в процессе подготовки обязывающей документации. Планируем создать СП в начале 2021 года. Все договоренности в силе, движемся в соответствии с совместными планами.

- Последние годы новые крупные активы "Газпром нефти" - это переданные от "Газпрома" проекты на условиях долгосрочных рисковых операторских договоров (ДРОД). Появятся ли у "Газпром нефти" новые ДРОДы по месторождениям "Газпрома"?

- Это универсальный механизм структурирования взаимоотношений между "Газпромом" и "Газпром нефтью". Он подходит и для работы на других участках, однако на данный момент у нас достаточный портфель активов. В рамках ДРОД мы получили значительную дополнительную инвестиционную нагрузку, несем серьезную ответственность перед материнской компанией. Поэтому сейчас сосредоточены на том, чтобы четко выполнять все принятые на себя обязательства. Конечно, мы постоянно актуализируем нашу стратегию, ищем новые источники роста. Но приоритет - реализация уже начатых проектов.

- Как новая реальность с COVID-19 и падением цен на нефть отразилась на управлении компанией?

- Сейчас можно наверняка сказать: не столько кризис и коронавирус подтолкнули "Газпром нефть" к каким-то решениям, сколько новая жизненная ситуация ускорила процессы управления компанией, выбранные ранее. Заключаются они в движении по пути комплексной трансформации, в создании интегрированных бизнес-процессов, во внедрении цифровых решений. Наши сотрудники всё больше работают в формате кросс-функциональных команд, развивают новые продукты, сопровождают эти проекты на всем жизненном пути - от зарождения идеи до полномасштабного тиражирования. И то, что сейчас происходит с точки зрения управления, сильно отличается от традиционных моделей, устроенных по принципу иерархического вертикального взаимодействия.

Мы учим наших руководителей работать в новом формате, создаем распределенную систему сохранения знаний, платформы для совместной удаленной работы. Работа кросс-функциональных команд - это одновременно и риск, и возможность. Мы никогда не знаем заранее, какая из идей "выстрелит" и получит право на жизнь, а какая не оправдает себя. Но таким образом мы создаем внутреннюю культуру инициативности. Это своего рода система мотивации, направленная на то, чтобы сотрудники были готовы находить новые возможности для улучшений, инициировать проекты и включаться в дальнейшую работу. Управленческая команда верхнего уровня не претендует на то, чтобы принимать итоговое решение по каждому поводу. Такая распределенная модель полномочий и бизнес-структурирования создает предпосылки для постоянного, динамичного, самоподдерживающего процесса работы. Особенно это важно для компании, активы которой географически распределены, а требующиеся продукты и решения - совершенно разные.

- Это что-то вроде системы управления, принятой в IT-компаниях?

- Наверное, особенностью IT-компаний как раз и является то, что они постоянно создают новые решения. В этом между нами действительно есть определенное сходство. Мы тоже умеем экспериментировать и идти на оправданный риск, знаем, как запускать новые проекты и работать с большим объемом неопределенностей. Ведь когда начинается геологоразведка, то по отраслевым стандартам шанс успеха оценивается всего в 20-30%. Поэтому принцип Fail Fast (ошибайся быстро), который нацелен на максимально быстрый отсев всех нежизнеспособных вариантов на самых ранних этапах, в нефтянке тоже применяется широко. Как и в IT-компаниях: быстрая проверка гипотез, отказ от неэффективных вариантов и концентрация на самых перспективных. Приступая к геологоразведке, мы тоже, в первую очередь, ставим перед собой задачу определить, какие именно дальнейшие исследование позволят получить максимум нужной информации и сузят диапазон неопределенностей. То есть мы рассматриваем различные варианты и находим лучший. По алгоритму действий это похоже на работу компании, которая создает цифровые продукты.

- Но вот добыча нефти из-за сделки ОПЕК+ сокращена. Возможно, надолго. Соответственно, уже не требуется и той численности работников, что были задействованы при растущей добыче. Повлияет ли изменение объемов добычи на число сотрудников "Газпром нефти"?

- Такие меры, как массовое сокращение или перевод на частичную занятость, мы не планируем. При этом производительность труда, как показатель, для нас является значимым, мы его контролируем и управляем им. Исходя из этого, структурируем свою работу. Да, у нас высвободилась часть персонала из-за снижения объемов добычи. Мы думаем над тем, как его задействовать. В первую очередь, мы сократили внешний наем, и все вакансии стараемся закрывать за счет внутреннего резерва. В частности, перемещаем сотрудников между предприятиями, переводим их в растущие активы и на перспективные проекты. Для выполнения части услуг, которые раньше нам оказывали внешние организации, мы сегодня задействуем собственный персонал, в том числе можем перепрофилировать его.

- Одной из острых тем для отечественной нефтяной отрасли остается внедрение НДД. Минфин говорит о недополученных бюджетом сотнях миллиардов рублей и сильно сомневается в необходимости расширения пилота по НДД на новые месторождения. Нефтяным компаниям удается отстоять свою позицию о необходимости продолжения эксперимента?

- Безусловно, это очень важный для всей нефтяной отрасли вопрос, который требует последовательности и аккуратности в подходах. Важно понимать, что мы все вместе делаем общее дело - создаем дополнительную ценность и для государства, и для отрасли. Чтобы найти решение сложной проблемы, как правило нужно задать последовательно три вопроса: Зачем? Что? Как?

Первый вопрос: "Зачем мы обратились к НДД?". Ответ: чтобы гармонизировать налоговую систему, которая, как все понимают, из-за постоянного появления каких-то точечных решений становится все более сложной, громоздкой и неоднородной. Почему так получилось? Потому что базовая налоговая система формировалась довольно давно и остается достаточно схематичной. В частности, не учитывает условия добычи в разных географических, геологических и климатических условиях.

Ответ на вопрос "Что надо сделать, чтобы сформировать гармоничную систему?" простой: внедрить НДД. Ведь реалистичных альтернатив этой системе никто так и не предлагает. Поэтому нам так или иначе придется формировать этот механизм, донастраивать его, то есть попытаться ответить на третий вопрос: "Как?".

Нужно понимать, что мы находимся на этапе пилотирования, эксперимент проводится на активах, на которые приходится всего 10% добычи нефти в стране. Минэнерго уже положительно оценил первые итоги работы отрасли по НДД. Задача любого пилота - подтвердить гипотезы, снять неопределенности, помочь в дальнейшей донастройке механизма.

В частности, пилот выявил, какие вопросы точно потребуют дополнительного внимания. Он показал, что НДД нужно настраивать для широкого ценового диапазона. Мы все видим, каким драматичным может быть изменение конъюнктуры в горизонте 3-4 лет. Второй важный элемент - соотношение в новом налоговом режиме таких элементов как рента и налогообложение прибыли.

Поскольку мы находимся на этапе тестирования новой системы, нам нужна спокойная и взвешенная экспертная оценка результатов и решения, как этот механизм усовершенствовать. Критерии, конечно, требуют дополнительного обсуждения. Потому что сейчас расчеты проводятся довольно линейно - берутся налоговые поступления до и после изменения, но по умолчанию считается, что уровень добычи - это константа. Это некорректно. Если бы мы могли получить эту нефть при обычном налоговом режиме - тогда и менять ничего бы не потребовалось. Но мы совместно с государством идем на изменение системы как раз для того, чтобы создать стимулы для получения дополнительной нефти. Которую иначе никто бы просто не добыл, так что облагать налогами было бы просто нечего.

Кроме того, оценки нужно производить не только оглядываясь назад на очень короткий промежуток времени в 1-2 года, а учитывая более длительные периоды. Ведь есть инвестиционный этап и есть этап получения дохода. Необходимо смотреть на все источники дохода, а не только на НДД и НДПИ. Это и налог на прибыль, и дивиденды от государственных компаний. Так мы сможем сформировать комплексную оценку.

Наша задача - показать эффективность этой системы для всех, и для компаний, и для государства. Поэтому еще раз хочу отметить: так или иначе альтернативы НДД мы не видим. Полученные результаты необходимо правильно проанализировать, осознать и конвертировать в донастройку механизма. И сейчас очень важно объединить усилия и двигаться дальше, чтобы создавать дополнительную ценность - новую нефть и новые доходы для государства.

- И несколько вопросов по теме ОПЕК+. Согласны ли вы с утверждением, что в июле уже сложится дефицит на рынке нефти?

- Есть определенное запаздывание между тем, что действительно происходит на рынке, и объективной информацией об индикаторах, таких как баланс спроса и предложения, объем запасов. Есть мнение, что уже в июне рынок достиг точки баланса. Мы этого пока не видим по упомянутым индикаторам. Но те факторы, которые влияют на состояние рынков, в общем подтверждают такую тенденцию.

Участники сделки дисциплинированно выполняют свои обязательства. Объемы добычи в Северной Америке снизились, и пока мы не видим признаков восстановления. Глубина падения рынков и величина запасов все-таки были не такими драматичными, как звучало в наиболее страшных прогнозах. Мы видим устойчивый спрос на российскую нефть и даже дефицит, который отражается в том числе и в котировках, в премиях на Urals относительно других сортов.

Индикаторы действительно свидетельствуют, что рынок стабилизировался. Предположения, которые закладывались при дизайне сделки ОПЕК+, в целом оправдываются. Возможно, ситуация будет развиваться даже более оптимистично. Конечно, есть неопределенности относительно возможной второй волны пандемии. Но в любом случае ни мы, ни эксперты, не ожидаем того, что глубина коррекции на этой второй волне, если она случится, будет такой же глубокой, как на первом этапе. Сейчас мы видим восстановительный тренд и считаем, что он сохранится.

- С августа страны ОПЕК+ начнут наращивать добычу нефти. Минэнерго уже обсуждало это с российскими компаниями?

- Мы находимся в регулярных консультациях, происходит постоянная сверка мнений, у нас давно налажено рабочее взаимодействие. Наращивание добычи не потребует какого-то специального кардинального решения, все будет происходить в рамках ранее оговоренных планов. Есть количественные параметры, на которые мы рассчитываем выйти в августе, и настроены эту возможность использовать.

- Насколько устойчива, по вашему мнению, сегодняшняя цена на нефть - около $40 за баррель? И каков ваш прогноз до конца года?

- Мы считаем, что сегодняшняя цена отражает текущее состояние рынка. Прогнозов предпочитаем не давать, и в любом случае не пытаемся угадать какой-то уровень цены. Компания формирует для себя многовариантные прогнозы и готовит план действий в определенном ценовом горизонте. Сейчас нет повода серьезно предполагать, что нынешние ценовые уровни могут сильно измениться.

- "Глава "Газпром нефти" Александр Дюков ранее предлагал перейти от таргетирования запасов к таргетированию доли рынка ОПЕК+. Как это может работать в условиях наличия производителей с разным уровнем затрат и финансовых возможностей? Не получится ли так, что мы и другие страны ОПЕК+ будем отдавать свое конкурентное преимущество?

- Речь идет о том, чтобы участники сделки ОПЕК+ могли таргетировать свою долю при росте мирового спроса на нефть.

Если говорить про долгосрочные тенденции, мы ожидаем роста спроса. И участники сделки должны задумываться о том, какой является справедливая доля ОПЕК+ в этом приросте. Это позволяет планировать свои мощности, оценивать долгосрочные проекты и инвестиционные программы.

Идея находит понимание в отраслевых дискуссиях. Но, конечно, сегодня всех больше заботит развитие краткосрочной ситуации. Думаю, чуть позже правильным будет вернуться к вопросу таргетирования доли рынка ОПЕК+. В механизме должно быть два элемента: возможность при необходимости добавиться краткосрочной стабилизации рынка, а кроме того, долгосрочно таргетировать справедливую долю участников.