сегодня
ЛУКОЙЛ - Прикамью
последний номер
№5 / 7 Марта

Дайджест

Фильтровать:

Коммерсант

Олег ТРЕТЬЯКОВ: «К 300-летию Перми мы построим новую сцену театра и два новых общежития ПНИПУ»

Представитель Президента ПАО «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае, Республике Башкортостан, Удмуртской Республике и Свердловской области, генеральный директор ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» — об основных направлениях работы Компании.
KPE_003686_00307_1_t241_053107.jpg

25 ноября 1991 года было подписано постановление правительства о создании нефтяного концерна «ЛангепасУрайКогалымнефть». Сегодня, спустя 30 лет, ЛУКОЙЛ — это не только нефтяная компания. О том, как в Прикамье реализуется стратегия развития, а также о влиянии пандемии коронавируса и ограничениях на добычу в рамках сделки ОПЕК+ рассказал представитель президента компании «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае, гендиректор ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Олег Третьяков.

— Олег Владимирович, расскажите о самых важных проектах, реализуемых сегодня на предприятиях группы «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае. Какие инициативы можно назвать знаковыми в год 30-летия компании?

— Конечно, знаковым для нас является каждый проект. В этом году произошло объединение филиалов «ПермНИПИнефть» и «ВолгоградНИПИморнефть». Фактически это означает расширение зоны ответственности и географии деятельности проектного института. Теперь специалисты ведут научно-проектное сопровождение месторождений в 12 субъектах нашей страны. А в начале года у филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» сменился руководитель, директором назначен Сергей Черепанов. Среди основных инвестиционных проектов в добыче — обустройство месторождений и модернизация технологического оборудования. Мы ведем активное поисково-разведочное бурение и широкими шагами идем в направлении цифровизации производства. Главным цифровым инструментом остаются интегрированные модели месторождений, эффект от их применения составляет десятки тысяч тонн дополнительно добытой нефти ежегодно. Сейчас у нас обустроено более 24 интеллектуальных месторождений, их количество будет расти. Что касается реализации нефтепродуктов, то в этой части также планово проводятся модернизации АЗС и техническое перевооружение нефтебаз. Например, в следующем году планируется начать реконструкцию стратегического для Прикамья топливного объекта — нефтбазы «Пермь». Она работает в круглосуточном режиме и отгружает потребителям до 2,8 тыс. тонн нефтепродуктов в сутки, выпускаемых заводом.

Самый крупный проект ЛУКОЙЛа в регионе за последнее десятилетие — это, конечно, строительство комплекса каталитического крекинга на площадке ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез». Буквально в сентябре президент компании Вагит Алекперов и губернатор Пермского края Дмитрий Махонин подписали меморандум о взаимопонимании в отношении этого инвестиционного проекта. Мы очень рады, что Вагит Юсуфович доверил нашему региону такой крупный проект. Новый комплекс должен быть сдан в эксплуатацию в 2026 году. На его оборудовании будут выпускаться высококачественные бензины, полипропилен высокомолекулярной очистки, впечатляющие объемы вакуумного газойля.

— А на какой стадии сейчас находится реализация проекта?

— Пока о конкретных цифрах говорить рано. Для начала должна быть закончена разработка проектной документации, сам проект должен пройти экологическую экспертизу. Об итоговой стоимости можно будет говорить после этого. Комплекс каталитического крекинга важен не только с точки зрения увеличения производственных возможностей, но и с точки зрения новых технологий по снижению нагрузки на окружающую среду, глубины переработки сырья. Нужно понимать, что все крупные мировые игроки нефтегазовой отрасли реализуют проекты по декарбонизации, то есть стремятся к сокращению выбросов углекислого газа. ЛУКОЙЛ в этом направлении не отстает.

— Про декарбонизацию. Насколько успешно компания реализует проекты по утилизации попутного нефтяного газа? В этом направлении ЛУКОЙЛ активно сотрудничает с «ОДК-Авиадвигатель». Как оцениваете этот опыт?

— Для начала скажу пару слов о том, почему решили работать с машиностроителями. Сегодня «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» разрабатывает 112 месторождений, и только 28 из них являются крупными. Стандартный подход к утилизации попутного нефтяного газа (далее — ПНГ) предполагает строительство газопровода к каждому из месторождений, но в Прикамье он неприменим. Это экономически нецелесообразно. Тем не менее три четверти месторождений обеспечены газопроводами, газ оттуда поставляется на площадку «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтеза» и используется в производственном процессе. Из него получают метаны, бутаны и другую востребованную на рынке продукцию. Объем утилизации ПНГ на предприятии «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» сегодня составляет 98,7%, это одна из самых высоких цифр в компании. За последние годы на природоохранные проекты только ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» инвестировало более 14 млрд руб.


Но напрашивается вопрос: как решить проблему утилизации ПНГ на небольших месторождениях? Когда мы столкнулись с этим вопросом, то нашли эффективный и оригинальный способ. Американский производитель «Capstone» поставил в Прикамье микротурбины, каждая из которых вырабатывала из попутного газа до 32 кВт электроэнергии. Этот опыт оказался успешен: электроэнергия, которую они вырабатывали, использовалась для наших нужд на месторождениях, получился замкнутый производственный цикл.

Затем как раз специалисты корпорации «ОДК-Авиадвигатель» познакомили нас с компаниями «ЭлектроСистемы» и «Калужский двигатель», которые смогли совместно изготовить микротурбинную электростанцию мощностью 100 кВт. В течение трех месяцев она проходила испытание на одном из наших месторождений. Не скажу, что все было гладко, но изделие подтвердило заявленные характеристики. В итоге мы решили постепенно заменить «Capstone» на отечественную технику. Производители не стоят на месте, и уже сделали машину в два раза мощнее. Сейчас это изделие проходит испытания в Пермском крае, на месторождении около Добрянки

— ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» сотрудничает с пермскими предприятиями ОДК и в рамках проекта «Энергия Пармы». Как проходит его реализация?

— Когда мы начинали эту работу, у пермских промышленников уже был опыт сотрудничества с компаниями группы «ЛУКОЙЛ» в Западной Сибири, где газотурбинные электростанции (ГТЭС) производства «ОДК-Авиадвигатель» утилизируют попутный нефтяной газ. Эти машины гораздо мощнее, чем микротурбинные. К пермским двигателестроителям мы обратились, когда возникла необходимость обеспечить утилизацию ПНГ на Ильичевском месторождении. Оно расположено на Кунгурском районе, на правом берегу Сылвы. Дело в том, что ПНГ, который образуется в результате добычи нефти в Сибири, практически не содержит серы. А на Ильичевском месторождении нефтяной газ содержит ее столько, что использовать существовавшее на тот момент оборудование было невозможно. При взаимодействии серы с конденсатом образуется соляная кислота, которая в буквальном смысле разъедает механизмы. Но наши коллеги нашли техническое решение — использовать специальные стали на лопатках двигателей. Эти четыре машины мало того что полностью отработали нормативный ресурс, они могли эксплуатироваться и после этого. В общем, наши промышленники во главе с Александром Александровичем Иноземцевым умеют решать поставленные задачи!

В итоге двигателестроители поставили четыре ГТЭС мощностью по 4 МВт каждая. Часть электроэнергии использовалась для наших нужд, а 12 МВт отдавались в «Россети Урал». Огромное им спасибо за сотрудничество, это взаимодействие позволило нам войти в пул стратегических поставщиков электричества на территории Кунгурского района.

Позже по аналогичной схеме мы стали сотрудничать и при разработке северных месторождений. «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и Пермский край заключили специальный инвестиционный контракт, в рамках реализации которого ОДК «Авиадвигатель» снова поставила нам четыре изделия общей мощностью 16 МВт на Жилинское месторождение. Этот комплексный проект и получил название «Энергия Пармы». Мы протянули газотранспортную сеть с новых участков, построили электроподстанцию, высоковольтную линию. Опять же по договоренности с «Россети Урал» стали отдавать электроэнергию потребителям Пермского края. Думаю, со временем объем этих поставок будет увеличен.

— Давайте поговорим об объемах бурения и добычи. Уже второй год весь мир живет в условиях пандемии. Эпидемиологическая ситуация сказалась, пожалуй, на всех без исключения сферах жизни. В нефтяной отрасли продолжают действовать договоренности в рамках ОПЕК+. Как это отразилось на показателях производственной деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»?

— Увеличение объемов бурения с помощью новых технологий я тоже считаю одним из знаковых проектов компании. Мы освоили новые технологические процессы, благодаря чему стала возможной разработка тех месторождений, которые раньше считались нерентабельными. Прежде всего, это касается месторождений на юге Прикамья — в плане их освоения территория переживает второе рождение. Могу сказать, что объем бурения снижаться не будет, к 2024 году он существенно вырастет.

После заключения сделки ОПЕК+ мы остановили ряд скважин, прежде всего низкодебитные и высокообводненные. Сейчас в рамках международных договоренностей норма добычи плавно растет, поэтому мы начали работу по запуску этого фонда. В 2020 году мы добыли 14,8 млн т нефти, а в этом планируем увеличить эту цифру, что меня радует.

— А что с добычей природного газа? Есть перспективы по развитию этого направления работы компании?

В год мы получаем 2 млрд куб. м газа, среди них примерно три четверти — это ПНГ, а около 450 млн куб. м — природный газ. Сейчас у нас работает 111 газовых скважин. «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» обеспечивает природным — бытовым газом семь районов, в том числе и Пермский, часть газа мы подаем на ТЭЦ-9. Основные запасы сосредоточены на Кокуйском месторождении. Регион имеет потенциал по расширению добычи, доказанных запасов — около 45 млрд куб. м. Проблема только в высоком содержании в газе серы, нынешние технологии очистки часто делают добычу невыгодной. Но мы ищем новые решения, которые позволят сделать ее рентабельной.

— Краевые власти анонсировали отмену ряда налоговых льгот для крупных компаний. Эти изменения как-то коснутся предприятий группы «ЛУКОЙЛ»?

— Безусловно, это окажет влияние на компанию. В свое время льготы принимались, чтобы стимулировать инвесторов вкладываться в модернизацию производства, создавать новые рабочие места. Я прекрасно понимаю, что власти пошли на это решение не от хорошей жизни. Это необходимо для сбалансированности бюджета, который теряет доходы из-за пандемии. Но ЛУКОЙЛ все равно останется одним из крупнейших налогоплательщиков региона. За последние несколько лет только в бюджет края мы заплатили около 82 млрд руб. В новых условиях мы работать готовы. К тому же мы сохранили ряд налоговых преференций, связанных с инвестициями в развитие Пермского края.

— Новые условия приведут к корректировке условий соглашения о социально-экономическом сотрудничестве с Пермским краем на 2021–2025 годы? Как вы оцениваете ход его реализации?

— Условия соглашения компания выполнит. Знаете, за последние три года объем его финансирования со стороны ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ни разу не был меньше 1 млрд руб. Деньги направляются на конкретные проекты. Сейчас наиболее крупным из них является строительство новой сцены театра юного зрителя. Фактически в городе появится новый квартал, который, думаю, получит название «Театральный». Архитектурные решения, которые применяются при его создании, подчеркнут исторический облик Перми дореволюционных времен.

Помимо культурных проектов, мы инвестируем и в образование. Сейчас компания строит два общежития для студентов ПНИПУ. По уровню комфорта они ничуть не хуже, чем в вузах мирового уровня. Рядом с ними мы построим кернохранилище, в котором будут собраны буры керна со всех месторождений, где работает ЛУКОЙЛ, в том числе и с зарубежных. То есть студенты смогут работать с геологическим материалом прямо на территории кампуса. Тут же расположен и наш научно-образовательный центр, который компания развивает вместе с пермским политехом. Еще компания отремонтировала два этажа в общежитии ПНИПУ в Индустриальном районе.

— А планы университета и ЛУКОЙЛа по созданию НОЦ оправдали себя?

— Безусловно. Первых выпускников, которые проходили там магистерские программы, оторвали буквально с руками. Сейчас специалистов, которые обучались в НОЦ, мы ставим сразу на инженерные должности, и они органично вливаются в коллектив профессионалов. Секрет в том, что обучение максимально приближено к производственному процессу.

В прошлом году политех набрал первую специализированную корпоративную группу. После выпуска эти ребята будут работать у нас. В этом году набрали уже две группы, то есть уже более 70 студентов. Сейчас ребята учатся и живут в Перми, а в это время в Когалыме идет строительство филиала пермского вуза, его планируется завершить в 2023 году. После ввода комплекса зданий в эксплуатацию обучение будет перенесено туда, в столицу ЛУКОЙЛа. Идея создания такого образовательного центра принадлежит президенту компании Вагиту Юсуфовичу Алекперову, а мы гордимся тем, что главным партнером в реализации такого важного для нефтяников проекта стал именно пермский вуз.

— Недавно стало известно, что новым главным инженером «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» стал Руслан Пивовар. Его предшественник Игорь Мазеин возглавил научно-проектный институт — подразделение пермского политеха. Что это за центр и как с ним осуществляется взаимодействие?

— Деятельность проектно-научного института обустройства нефтяных и газовых месторождений, созданного недавно на базе подразделения ПНИПУ, становится все более важной для компании. Центру переданы функции по полному проектному сопровождению устройства месторождений. Теперь эту работу будет курировать Игорь Иванович Мазеин. С таким колоссальным опытом он сможет организовать ее эффективно, в этом я убежден.

Могу сказать, что оба эти человека, и Игорь Иванович, и Руслан Петрович, профессионалы высокого уровня и сильные руководители. Оба прошли в компании путь от азов до уровня топ-менеджеров. Игорь Мазеин работал в Западной Сибири, потом вернулся в Пермский край. При его непосредственном участии шло освоение северной группы месторождений. Мы работаем с ним бок о бок с 2006 года, а в рядах лукойловцев Игорь Иванович с 1998 года. Руслан Пивовар работал главным инженером в «ЛУКОЙЛ-Коми» целых семь лет, а это очень непростой регион. Также он имеет опыт работы в департаменте обеспечения добычи нефти и газа в центральном офисе компании в Москве.

— Уже второй год мир живет в условиях эпидемии коронавируса. Как «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» справляется с его распространением? Удалось ли выполнить задачи по иммунизации работников?

— Не скрою, в первую волну пандемии многие из нас были в растерянности, так как не всегда знали, как организовать работу в новых условиях. В первую очередь в компании был создан оперативный штаб, который функционирует до сих пор, им руковожу я. Но нам довольно быстро удалось организовать удаленную работу. Представьте, в нашем офисе работает около 900 человек, но мы вывели на удаленку практически всех. В здании одновременно присутствовало не более тридцати сотрудников: это я, заместители и руководители подразделений, занятых непосредственно производством. Приходилось заниматься многими вещами, вплоть до решения вопросов починки аппаратов компьютерной томографии в ряде территорий.

Мы продолжаем собираться раз в неделю в формате оперативного штаба: получаем доклады о распространении заболевания в крае, в муниципалитетах, решаем, чем можем им помочь. Каждый заболевший работник находится на особом контроле.

Мы рады, что в последнюю волну коронавируса мы никого не потеряли. Думаю, это связано с высоким процентом иммунизированных работников, этот показатель сейчас составляет 95%. Речь идет как о вакцинированных, так и о переболевших.

— Вы сами вакцинировались?

— Как я могу призывать людей ставить прививку, если не сделал ее сам? К тому же, последующие события показали, что это было правильным решением. Сейчас наши работники могут поставить прививку по предварительной записи как в цехах, так и в центральном офисе. Этот процесс организован на высоком уровне. Я хочу сказать огромное спасибо всем сотрудникам за то, что они смогли научиться эффективно работать в таких непростых условиях. И конечно, я очень рад, что мы все стали ответственнее относиться к своему здоровью и здоровью своих близких.

— В этом году ушел из жизни знаменитый нефтяник, почетный житель Осы Виктор Лобанов. Есть ли в планах как-то увековечить его имя?

— Виктор Александрович был выдающимся человеком. Помню, в мой первый день работы здесь, в этом здании, именно он, на тот момент в качестве заместителя генерального директора «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», познакомил меня с коллективом. Словом, он отнесся ко мне очень тепло.

Благодаря Виктору Александровичу была начата разработка ключевых месторождений в Осинском районе. Своему современному облику Оса обязана именно ему. Виктор Лобанов стоял у истоков создания ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», а также первого в регионе нефтяного совместного предприятия «ПермТОТИнефть», был руководителем «Кама-Ойл», «РИД Ойл-Пермь» и «Пермоблнефти».

Когда он ушел из жизни, ветераны ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» обратились с просьбой увековечить память заслуженного нефтяника. Совместно с ними, с городскими властями и его соратниками из ПФП-группы мы решили, что именем Виктора Лобанова будет назван спортивный комплекс в Осе. Этот объект был построен по инициативе Виктора Александровича, и скоро будет вновь открыт после масштабного ремонта. Кроме того, именем Виктора Лобанова будет названо одно из месторождений в Осинском районе.

— Заключительный вопрос. Мы начали наш разговор со знаковых в год тридцатилетия компании проектов. А каким вы видите будущее компании? Допустим, еще через 30 лет.

— Уже сегодня ЛУКОЙЛ позиционирует себя не как нефтяная компания, а как энергетическая. Развивать «зеленую» энергетику — нужно и правильно. Но думаю, что и спустя 30 лет человечество продолжит потреблять углеводородные ресурсы, а нефть останется востребованным сырьем. У нас есть четкие планы по бурению и добыче до 2042 года. В будущем с помощью новых технологий мы сможем работать с запасами, разработка которых сейчас считается нерентабельной. В течение прошедших 30 лет компания постоянно развивалась: внедряли инновации, завоевывали новые рынки, начинали проекты в незнакомых отраслях. И как сказал президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов, «именно эта способность к адаптации поможет нам сохранить свое лидерство»!

Оригинал новости: Коммерсант

Развернуть статью
Коммерсант

Вагит АЛЕКПЕРОВ: «Сейчас цена на нефть искусственно регулируется»

Глава ЛУКОЙЛа о сделке ОПЕК+, энергопереходе и налогах.

Российские нефтяники готовятся наращивать добычу по мере того, как участники соглашения ОПЕК+ ослабляют ограничения. Как готовится к восстановлению производства ЛУКОЙЛ, о возможности энергетического перехода и новых проектах “Ъ” рассказал президент компании Вагит Алекперов.

KMO_183766_00025_2_t246_193027.jpg

— Последние несколько лет ЛУКОЙЛ активно развивает зарубежные проекты. Значит ли это изменение фокуса работы компании?

— Россия в рамках нашей подтвержденной стратегии всегда остается приоритетом. В свое время мы определили, что на страну будет приходиться около 80% инвестиций, оставшуюся часть планируем тратить за рубежом, в регионах стратегического интереса: это Каспий за пределами РФ, Западная Африка, Ближний Восток и Мексика. В прошлом году в связи с пандемией мы увеличили на 14% вложения в РФ и сократили их объем за рубежом: получилось распределение 84% на 16%, то есть акцент еще больше сместился на российские проекты.

— Куда пошли эти средства?

— Увеличили программу буровых работ по сравнению с 2019 годом. Нужно сказать, что многие наши показатели в России достигли максимума: глубина переработки на НПЗ составит 95% с пуском комплекса глубокой переработки нефтяных остатков в Нижнем Новгороде, утилизация газа в этом году будет 97%. То есть реализованы все проекты, связанные с модернизацией нефтеперерабатывающих заводов, с утилизацией газа, у нас нет сегодня таких проблем, как у коллег. И за счет этого смогли направить средства на увеличение бурения. Объемы проходки продолжат расти, к 2023 году планируем выйти на 4 млн м буровых работ в год в РФ.

— Исходя из каких параметров сделки ОПЕК+ появился такой прогноз по бурению? — На сегодня параметры соглашения до конца 2022 года определены и, надеюсь, не будут меняться.

Не хотелось бы снова видеть цены на нефть выше $100 за баррель, так как это может стимулировать инвестиции в низкорентабельные малоэффективные проекты и потом опять привести к тому, что мы уже проходили,— обрушению рынка.

Стоимость нефти $65–75 за баррель комфортна для потребителей, и страны—участники ОПЕК+ нацелены на ее сохранение за счет регулирования объемов.

Я думаю, что альянс ОПЕК+ создан не на какой-то период времени, а навсегда.

Просто регулирование может быть разным в зависимости от ситуации. Пока сентябрь 2022 года — это рубеж, когда ограничения должны сойти к нулю. Сейчас у компании остановлено до 90 тыс. баррелей добычи в сутки, надеемся, что они будут востребованы рынком.

— Необходимость восстановления добычи в рамках ОПЕК+ приводит к росту операционных расходов?

— В мае 2020 года с учетом решения ОПЕК+ мы остановили более 8 тыс. скважин. Конечно, это повлияло на операционные затраты. Мы останавливали малодебитные высокозатратные и наименее эффективные скважины, так что их обратный ввод отражается на рентабельности. Но не катастрофично, это все-таки не бурение новых скважин и не обустройство новых месторождений, а просто возвращение в эксплуатацию. Чтобы стимулировать бурение, мы снизили ряд показателей для подсчета экономической эффективности. Эти проекты уже проходят инвестиционный комитет, поэтому создается стимул для подборов новых объектов для вложений.

— После возвращения добычи к уровню до пандемии рассчитываете ли вы наращивать производство дальше?

— У нас есть потенциал. Компания обеспечена эффективными запасами. Решение об увеличении бурения на территории России гарантирует не только стабилизацию, но и рост добычи примерно на 1,5–2% в год после 2022 года.

— Какой сейчас план добычи на 2022 год?

— Все будет зависеть от решений в рамках ОПЕК+. На последнем совещании министры стран-участниц договорились о ежемесячном увеличении добычи на 400 тыс. баррелей в сутки.

— В прошлом году налоги для нефтяной отрасли были вновь повышены, в том числе ЛУКОЙЛ лишился льгот для месторождения им. Юрия Корчагина на Каспии. Удалось ли вам договориться с Минфином о переводе его на налог на дополнительный доход (НДД)?

— Нефтяная отрасль была всегда перегружена в части налогообложения по сравнению с остальными. Компания платит около 50% налогов от объема выручки — многие аналитики иногда искажают этот показатель, потому что у нас в консолидированную отчетность входит в том числе Litasco (международная нефтетрейдинговая компания), торгующая большим объемом нефти третьих сторон. Повторю, реальная налоговая нагрузка ЛУКОЙЛа в России в так называемой приведенной цене нефти — около 50%.

Конечно, это высокое налогообложение. Но в то же время даже такой налоговый режим дает возможность формировать и прибыль, и средства для инвестиций. Сейчас мы обсуждаем с государством возможность применения режима НДД на месторождении имени Корчагина. Это позволило бы ему долгие годы находиться в рентабельной зоне. Диалог идет конструктивно.

— Удалось ли найти компромисс с Минфином по сверхвязким нефтям, льготы для которых были отменены?

— Мы постоянно в диалоге с правительством, но пока решения не нашли. У ЛУКОЙЛа особое отношение к вязким и сверхвязким нефтям. Компания вложила 250 млрд руб. в обустройство таких месторождений. Это строительство огромных заводов, комплексов по подготовке пара, который закачивается на эти месторождения. Очень сложная экологическая инфраструктура для добычи шахтным методом.

Мы считаем, что будущее добычи нефти в России связано со сложно построенными месторождениями, сверхвязкими запасами, и чем быстрее мы будем внедрять технологии в этой области и вести промышленные работы, тем надежнее будет сырьевая база страны на долгую перспективу. Так что я надеюсь, что в будущем налоговое решение по этим месторождениям найдется, потому что они должны быть эффективны при цене нефти $50–55 за баррель. Тогда есть стимул для активных инвестиций, строительства новых штреков для того, чтобы вовлекать новые запасы в разработку.

— Существенная доля российской добычи уже перешла на НДД. По вашему мнению, возможен ли полный переход?

— Такой подход показал свою эффективность. По месторождениям, где применяется режим НДД, растут инвестиции и объем добычи нефти. Это говорит, что и инвесторы, и государство заинтересованы в разработке этих проектов. Но идеального налогового законодательства не бывает, оно требует постоянной корректировки. Как, например, постоянно приходится дорабатывать демпфер по бензину при изменении внешней конъюнктуры и курса рубля. Но НДД — это более прогрессивный налог, чем действующая традиционная налоговая система.

— Механизм демпфера на топливо тоже требует корректировки?

— К сожалению, доналадка необходима. При ценах на нефть выше $70 за баррель он, конечно, немного начинает давать сбои.

— Вы бы поддержали дополнительные изменения демпфера?

— Надо обсуждать. Всегда была хорошая традиция: Минфин, Минэкономики и правительство в целом обсуждали новые налоговые режимы совместно с производителями, а не по отдельности.

— Вы говорите «была».

— Да, была. Потому что, например, о решениях по вязким нефтям, по месторождению им. Юрия Корчагина я узнал только из прессы, с нами даже не обсуждали это. Как можно затронуть такой существенный сегмент деятельности одной из крупнейших компаний в России и даже не поставить ее в известность? Нужно обсуждать совместно, искать какие-то параметры. Мы же все заинтересованы в одном — чтобы люди на территории России жили лучше и бюджет страны наполнялся.

— Вы ожидаете, что в этом году могут быть дополнительно повышены налоги на нефтяную отрасль?

— Пока таких предпосылок нет, потому что достаточно нестабильная ситуация по цене на наш продукт. Все-таки сейчас цена на нефть искусственно регулируется. Мы понимаем, что за счет ограничений добычи в рамках ОПЕК+ нынешняя цена не отвечает реальности, потому что достаточно большой объем добычи остановлен.

Объективно цена станет понятна после сентября 2022 года, когда соглашение ОПЕК+ завершится. Также нужно понять влияние, которое энергетическая трансформация окажет на нашу отрасль. Потому что отрасль очень зависит от своих потребителей, и мы заинтересованы в том, чтобы цены на нефть были для них комфортны.

— Вы затронули перспективу энергетической трансформации. Уже даже в рамках ОПЕК+ мы видим разногласия в подходах: Саудовская Аравия стремится к высоким ценам на нефть, а ОАЭ заинтересованы в том, чтобы побыстрее монетизировать свои запасы, пока они еще востребованы. Какая концепция вам кажется более правильной: поддерживать цену или больше добывать?

— Я считаю, что согласованность действий дает наилучшую эффективность. Мы несем ответственность за стабильное обеспечение мира энергоносителями по доступной цене: мы должны этот продукт поставить в ту точку, где он востребован. Соглашение ОПЕК+ дает возможность нашим потребителям быть уверенным, что не будет резкого роста цены, потому что есть резервы, чтобы не допустить этого.

Конечно, соглашение привело к тому, что я впервые более чем за 50 лет работы в отрасли давал команду на остановку скважин. Такой практики вообще не было никогда, ни в Советском Союзе, ни в России: у нас всегда была цель, и мы ориентировали на это свои коллективы — добыть как можно больше. Поэтому для нас, патриотов отрасли, это был очень болезненный переход.

Но взвешенная позиция, компромиссы, которые присутствуют внутри соглашения ОПЕК+, дают уверенность, что оно будет действовать долгие годы. Там есть диалог, методы убеждения и принятия той или иной стороной общего решения, которое направлено на благополучие глобального рынка в целом.

— ЛУКОЙЛу в этом году исполняется 30 лет. На ваш взгляд, еще через 30 лет ЛУКОЙЛ все еще будет нефтяной компанией?

— ЛУКОЙЛ уже сегодня не нефтяная, а энергетическая компания. Мы добываем нефть, газ, производим и поставляем нефтехимию, а также электроэнергию в южные регионы России, обеспечиваем теплом такие крупнейшие города, как Волгоград, Краснодар, Ростов-на-Дону, Ставрополь.

Останемся ли мы энергетической компанией — да, останемся. Наша стратегия на ближайшие годы — и я убежден, что она правильная,— быть ответственным производителем, прежде всего углеводородов. При этом мы приняли концепцию сокращения выбросов парниковых газов к 2030 году на 20% по отношению к 2017-му. ЛУКОЙЛ принимает ряд инвестиционных проектов, направленных на утилизацию СО2, резко сокращает энергопотребление за счет дополнительных инвестиций. Крупнейший проект — это перевод газоперерабатывающих заводов на турбины с электроприводом, а также утилизация их выбросов углекислого газа.

— Не планируете переименовывать компанию по примеру западных производителей? В европейском понимании слово «нефть» уже немного ругательное.

— Эту миссию я оставлю своему преемнику, у меня рука не поднимется.

— В России активно обсуждается тема торговли квотами на СО2. Какова позиция ЛУКОЙЛа по этому вопросу? Готовы ли вы участвовать в добровольной системе или, возможно, считаете, что России нужен обязательный платеж за СО2, как в ЕС?

— Каждая страна принимает свою климатическую стратегию. Основной локомотив по решениям в этой сфере — Европа, в которой на маленькой территории живут полмиллиарда человек. В то же время для США, например, вопрос не очень актуален, потому что это огромная страна, с огромными просторами.

Россия тоже обладает огромным потенциалом по поглощению СО2. Так что мы должны понимать, насколько актуально для страны взимание дополнительных налогов с бизнеса с учетом размера территории и колоссального массива леса. Насколько нужны активные инвестиции в этой области. Надо очень аккуратно подходить к вопросу квот через диалог бизнеса и власти, ни в коем случае не применять здесь административные решения. Если будет подобная торговля квотами, то она должна быть добровольной.

— ЕС вводит углеродный налог, который пока не касается нефтепродуктов, но это может измениться в перспективе. Как ЛУКОЙЛ оценивает последствия для себя?

— Нефтепродуктов это не касается по одной причине: в Европе их и так уже очень серьезно обложили налогами. Сейчас экономика Европы достаточно устойчивая, но там уже нет металлургии, нет машиностроения большого.

Мы очень внимательно следим за тенденциями энергоперехода, но есть вопросы. Сможет ли полмиллиарда человек так быстро трансформироваться? Сможет ли весь мир поддержать действия Европы? Сегодня даже на бензин стандарта «Евро-3» перешли далеко не все страны, и многие потребители сегодня просят у нас бензин самого низкого качества.

Как можно запретить к 2035 году производство автомобилей с двигателями на углеводородном топливе (такое предложение выдвинула Еврокомиссия.— “Ъ”)? Бюджеты европейских стран получают больше €1 трлн в год через акцизы на топливо. На кого переложить это бремя?

Придется тогда обложить акцизом электромобили, а их пока не так и много. Мы сегодня готовы на всех своих АЗС поставить зарядные устройства для электромобилей, но у нас нет клиентов.

— То есть вы не верите в быстрый энергопереход?

— Не очень верю. Такое было бы возможно, если бы была стагнация прироста населения в мире, а вместе с ним — потребления энергоресурсов, но потребление растет, даже несмотря на программы энергосбережения.

— Вы говорили о возможной продаже своей доли в вашем крупнейшем зарубежном проекте — «Западной Курне-2» в Ираке. С чем это связано?

— К нам обратилась одна из крупнейших мировых компаний с просьбой рассмотреть вопрос о приобретении активов. Мы обратились к иракскому правительству, поскольку без него мы не имеем права начинать даже переговоры. Но встретили категорический отказ. Нам сказали, что правительство Ирака очень заинтересовано в работе ЛУКОЙЛа на территории страны.

Поэтому мы продолжаем вести переговоры с правительством Ирака об экономике проекта «Западная Курна-2» и находим какое-то понимание. Потому что пласт на «Ямаме» (одна из двух формаций на месторождении.— “Ъ”), где мы выходим на добычу 33 тыс. баррелей в сутки, показал, что это абсолютно отдельная сложнейшая формация с большим содержанием сероводорода, сложной проницаемостью, которая требует дополнительной работы. И иракские специалисты, и чиновники с этим согласились.

— Сервисный платеж по «Ямаме» будет больше, чем по основной формации «Мишриф»?

— Да. Или будет усредненный платеж. Сейчас я не хотел бы говорить до окончания переговорного процесса и накануне выборов в октябре (в парламент Ирака.— “Ъ”).

— Почему, на ваш взгляд, началась волна ухода крупных международных нефтяных компаний из Ирака?

— Проекты в Ираке — это сервисные контракты с достаточно низкими платежами. Инвесторы не распоряжаются добытой нефтью, все продает госкомпания SOMO. Кроме того, запасы нефти нельзя поставить на баланс, и на капитализацию компании они не влияют. Все крупные компании вложили большие деньги в Ирак, вернули свой вложенный капитал, но в дальнейшем хотят участвовать в проектах, которые позволили бы им увеличивать капитализацию, а главное — распоряжаться добытой нефтью, так как многие компании вертикально интегрированные.

— Резонный вопрос: а зачем вам тогда оставаться?

— Так мы обратились к иракскому правительству, но они разрешения не дали ни нам, ни BP (по месторождению Румайла.— “Ъ”). ExxonMobil судится за выход. А мы пока давайте подождем. Я подчеркну, что ЛУКОЙЛ вернул все вложенные затраты в проект «Западная Курна-2», мы говорим уже о рентабельности этого проекта.

— Вы провели бурение на нескольких структурах Каспия. Нашли что-нибудь?

— Первая скважина на структуре Титонская дала хороший дебит. Мы сейчас заложили вторую скважину и уже начинаем поисковое бурение. Говорить о запасах сегодня сложно, потому что все-таки надо пробурить хотя бы еще одну скважину, чтобы понять, месторождение какого масштаба мы нашли.

По Хазри также было открыто месторождение. Конечно, не такого масштаба, как Титонская, но оно хорошо с ней интегрируется, то есть это месторождение промышленно рентабельно. Это будет осваиваться как одно месторождение, так как расстояние между ними небольшое.

По открытому до этого Северо-Ракушечному месторождению запасы поданы на утверждение, это около 30 млн тонн. При наличии нашей инфраструктуры оно тоже будет эффективным. Будет труба на месторождение им. Владимира Филановского. Возможный срок ввода — 2028 год.

На следующий год мы вводим месторождение им. Валерия Грайфера, в 2024 году — месторождение D33 в Балтийском море, в Калининграде. Расширяем Южно-Мессояхское месторождение и месторождения на Ямале (в Большехетской впадине.— “Ъ”). Туда большие инвестиции идут, чтобы увеличивать добычу газа.

— Если не брать Каспий, какой новый актив в России вы видите перспективным?

— Мы считаем, что это наши газовые проекты на Ямале.

— Мне казалось, там не очень удачная экономика.

— У нас очень конструктивные отношения с «Газпромом». Мы сейчас ведем переговоры, ведь они покупают наш газ на Ямале. Если они увеличат стоимость газа, то мы могли бы форсированно ввести эти месторождения.

— Если бы вам удалось договориться, когда мог бы быть ввод?

— Я думаю, в конце 2023 года. Газопровод мы построили.

— А что касается газа Северного Каспия?

— Мы по Хвалынскому месторождению (расположено на границе РФ и Казахстана на Каспии.— “Ъ”) разговаривали с «Газпромом». В сентябре должны провести встречу по концепции развития этого актива. Вы знаете, мы предлагаем «Газпрому» стать покупателем газа с этого месторождения, но на территории Казахстана. Потому что газ содержит большой объем сероводорода, и тащить его более 300 км на территорию России, конечно, очень опасно.

— А что «Газпром» будет делать с этим газом дальше?

— Мы бы его очищали, а он мог бы через газотранспортную систему Казахстана продавать его и в Европу, и в Китай.

— Вы планировали принять инвестрешение по месторождению в Камеруне («Этинде»), но оно откладывалось.

— По Камеруну межгосударственный вопрос — там месторождение эффективно, если сырье будет подано на территорию соседнего государства (Экваториальной Гвинеи.— “Ъ”), где построен завод сжижения и осушки газа, сейчас идет такой разговор. Мы надеемся, что будет положительное решение и тогда это месторождение получит хорошую рентабельность.

— Приняли ли вы инвестиционное решение по расширению газоперерабатывающего завода в Буденновске?

— Да, все инвестиционные решения приняты. В будущем планируем запустить и газохимический комплекс. Дать старт проекту мы пригласили вице-премьера Александра Новака. Рассчитываем, что совместная поездка на «Ставролен» состоится в конце сентября.

— Какие меры государственной поддержки могут быть применимы для этого проекта?

— Мы рассматриваем специнвестконтракт, потому что этот проект очень значим для юга России. Конечно надо, чтобы региональные власти также решили вопрос по обеспечению водой для реализации газохимического комплекса.

— Вы решили строить производство полипропилена на НПЗ в Нижнем Новгороде. Будут ли еще нефтехимические проекты в рамках НПЗ?

— Полипропилен в Нижнем Новгороде будет обеспечен собственными ресурсами. Пропилен же с нового крекинга в Перми, помимо обеспечения «Саратоворгсинтеза», может быть базой для новых проектов нефтехимии. Также мы рассматриваем варианты партнерского участия в метанольных производствах. Решение рассчитываем принять до конца года.

— Это будет на основе вашего газа?

— Там, скорее всего, будет использоваться газ «Газпрома», это примерно 2 млрд кубометров в год, но, если он даст возможность, можем и сделать своп. Наши отношения с «Газпромом» позволяют достаточно оптимистично смотреть на этот вопрос.

— Речь идет о новом строительстве в портах?

— Да. Мы смотрим площадки и на севере, и на юге России.

— С каким настроением встретили профессиональный праздник?

— С хорошим. Пользуясь случаем хотел бы от себя лично и от многотысячного коллектива ЛУКОЙЛа поздравить всех представителей отрасли с Днем работников нефтяной, газовой и топливной промышленности, который традиционно отмечается в первое воскресенье сентября.


Алекперов Вагит Юсуфович

Личное дело

Вагит Алекперов родился 1 сентября 1950 года в Баку. В 1974 году окончил Азербайджанский институт нефти и химии имени Азизбекова. С 1968 года работал на нефтепромыслах Азербайджана, с 1979-го — в Западной Сибири. В 1987–1990 годах занимал пост гендиректора ПО «Когалымнефтегаз» «Главтюменнефтегаза» Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР. В 1990–1992 годах — заместитель, затем первый заместитель министра нефтяной и газовой промышленности СССР. В 1992–1993 годах возглавлял концерн «ЛангепасУрайКогалымнефть» (затем — ЛУКОЙЛ). С 1993 года — президент ЛУКОЙЛа, до 2000 года также возглавлял совет директоров компании. Владеет 28,22% акций ЛУКОЙЛа (по котировкам Московской биржи 6 сентября пакет стоил около 1,24 трлн руб.). Награжден российскими орденами «За заслуги перед Отечеством» II, III и IV степеней, орденом Дружбы, а также орденом «Знак почета» СССР. Женат, есть сын.


ПАО «ЛУКОЙЛ»

Company profile

ЛУКОЙЛ — одна из крупнейших нефтегазовых компаний в мире, на которую приходится более 2% мировой добычи нефти и около 1% доказанных запасов углеводородов, вторая по объемам добычи нефти в РФ. Создана в 1991 году на основе разрабатывавшихся в СССР месторождений. Сейчас ЛУКОЙЛу принадлежат четыре НПЗ и два нефтехимических завода в России, а также три НПЗ за рубежом. Компания разрабатывает месторождения в РФ и 13 других странах. Доказанные запасы на начало 2021 года составляли по классификации SEC 15,4 млрд баррелей нефтяного эквивалента. Добыча нефти ЛУКОЙЛа за шесть месяцев 2021 года снизилась на 6,4%, до 39,3 млн тонн; добыча газа выросла на 7%, до 15,85 млрд кубометров. Чистая прибыль компании по МСФО составила 347 млрд руб. против убытка год назад, EBITDA выросла в 2,2 раза, до 654,2 млрд руб. Свободный денежный поток ЛУКОЙЛа вырос в 3,4 раза, до 276 млрд руб. Топ-менеджмент и члены совета директоров владеют совокупно около 39% акций компании. Капитализация на 6 сентября — 4,4 трлн руб.

Оригинал новости: Коммерсант

Развернуть статью
«Российская газета» - Прикамье

Нацелены на успех

Будущих нефтяников начинают готовить со школьной скамьи.

Более 20 лет компания "ЛУКОЙЛ" ведет эффективную работу с учебными заведениями, взращивая юное поколение нефтяников. Ежегодно в компанию приходят около 70 молодых специалистов.

12_d_850.jpgИгорь Плотников (в центре) и студенты ПНИПУ

Хорошая традиция группы организаций "ЛУКОЙЛ" - формировать собственный кадровый потенциал еще на стадии обучения. Будущих нефтяников начинают готовить прямо со школьной скамьи. Предприятие "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" взяло шефство над 23 школами Прикамья, расположенными в нефтяных районах Пермского края.

Специалисты, руководители цехов и подразделений приходят в подшефные школы, общаются с ребятами и их родителями, рассказывают о профессии нефтяника. Ежегодно "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" делится информацией о деятельности предприятия на выставке "Образование и карьера", совместно с региональным министерством образования и науки и пермским политехом проводит краевую школьную олимпиаду по физике и математике, отмечая лучших.

Но главная и более тщательная работа с потенциальными сотрудниками начинается в профильных учебных заведениях. Подготовку рабочих кадров для нефтяной отрасли сегодня ведут Краевой политехнический колледж в Чернушке, Пермский нефтяной колледж и Соликамский автодорожно-промышленный колледж. А специалисты с высшим образованием приходят на предприятие после окончания пермских классического и политехнического университетов. Причем обучение ведется в тесном сотрудничестве с представителями "ЛУКОЙЛа", которые активно участвуют в формировании обучающих программ и организации практики.

Например, чернушинский колледж благодаря значительной помощи компании имеет мощный лабораторный комплекс и учебный полигон, имитирующий реальное производство добычи нефти. А в Соликамске благодаря "ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ" появилась возможность получить образование по направлению "Разработка нефтяных и газовых месторождений".

- В Чернушке мы впервые применили практику дуального образования, это позволяет выпускникам быстро встроиться в работу на производстве, - говорит заместитель генерального директора по управлению персоналом "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Игорь Плотников. - Потому что практику ребята проходят в наших цехах и подразделениях под кураторством действующих работников. Такое же сотрудничество, но уже более серьезное, с научным уклоном, выстроено между "ЛУКОЙЛом" и двумя пермскими университетами: ПНИПУ и ПГНИУ. При нашей поддержке в политехе, например, было открыто несколько прекрасно оборудованных лабораторий и учебных аудиторий с современной компьютерной техникой.

- Там есть даже модель инженерно-технологической службы, точно такая же, как на объектах "ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ" в Полазне, Осе, Чернушке, - говорит Игорь Плотников. - То есть студенты могут следить за картиной производства в режиме реального времени. Более того, наши инженеры предлагают им решать конкретные задачи. Вот и получается, что на производстве уже не тратится время на доучивание или переучивание. Выпускники приходят к нам действительно готовыми инженерами.

В 2004 году при поддержке "ЛУКОЙЛа" был открыт Институт нефти и газа, а в 2016-м - научно-образовательный центр "Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений". Одна из задач этих структур - вовлечение студентов в научную деятельность. Вместе с преподавателями вуза и сотрудниками компании они участвуют в проведении научно-практических разработок. В результате предприятие получает решение проблемы, а студенты - глубокое понимание профессии. Кстати, в "ЛУКОЙЛе" проводится собственная научно-техническая конференция, в которой принимают участие не только молодые специалисты, но и все желающие, студенты любого вуза. Ежегодно эксперты рассматривают до 30 студенческих работ.

Одно из новшеств последнего года - создание в политехе базовой кафедры "Инновационные технологии добычи нефти и газа", где читают лекции топ-менеджеры предприятия "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" во главе с генеральным директором Олегом Третьяковым.

- На кафедре занимаются только те, кто хочет трудиться именно у нас и уже прошел определенный отбор, - поясняет Игорь Плотников. - На данном этапе мы начинаем формировать профессиональную элиту. Весьма непростой путь, но мы по нему идем. Система подготовки будущих кадров очень важна, и этот вопрос мы не пускаем на самотек.

Дорога, которая начинается с хорошего образования, непременно приведет к нужной цели. Главное, чтобы никто не ошибся в выборе - ни выпускник школы, ни компания-работодатель.

Оригинал новости: «Российская газета» - Прикамье

Развернуть статью
РБК

Леонид ФЕДУН: «Без сделки ОПЕК+ нам пришлось бы сократить добычу до 50 %»

Вице-президент ЛУКОЙЛа Леонид Федун рассказал РБК о том, почему России выгодно новое сокращение добычи на 10–15 млн барр. в сутки и как это отразится на ЛУКОЙЛе. Без сделки ОПЕК+ это было бы «ковровое закрытие скважин», сказал он.
10 апреля 23 страны, включая Россию и Саудовскую Аравию, договорились о новом сокращении добычи в рамках сделки ОПЕК+ — на 10 млн барр. в сутки начиная с 1 мая. Еще на 5 млн барр. естественным образом снизят добычу США, Канада, Норвегия и другие страны, которые формально не являются участниками этой сделки. РБК поговорил про влияние этой сделки на мировые рынки и Россию с вице-президентом и совладельцем крупнейшей российской частной нефтяной компании ЛУКОЙЛ Леонидом Федуном.

755866073550638.jpeg

— Вы выступали категорически против выхода России из сделки ОПЕК+ в марте 2020 года. Как вы считаете, в рамках новой сделки адекватную ли цену заплатит Россия за поддержание цен на нефть, согласившись снизить добычу на 2,5 млн барр. до 8,5 млн барр. в сутки?

— Я начал бы с того, что хотел бы поблагодарить наше политическое руководство, президента Владимира Путина. В последние дни мы увидели его беспрецедентную вовлеченность в переговоры и в организацию этой сделки. Я также хотел бы сказать добрые слова министру энергетики Александру Новаку, поскольку он показал себя как активный и эффективный переговорщик, что тоже очень важно. Собрать сделку из 23 участников (только одна страна — Мексика, — как видите, еще колеблется, но, думаю, с ней все будет решено) — это очень сложно. Это первый раз на моей памяти, никогда такого кризиса и не было.

Любой компромисс, конечно, всегда имеет две стороны — и позитив, и негатив. Я бы привел пример Брестcкого мира, когда большевики в 1918 году были вынуждены по различным причинам пойти на сделку с Германией, которая была унизительной и тяжелой. У меня примерно такая аналогия.

Но давайте посмотрим, какие могли быть альтернативы, представьте, что новой сделки о сокращении добычи не было бы. По разным подсчетам, осталось 40–45 дней, после этого все нефтяные хранилища [в мире] будут залиты.

Мы уже в конце марта продавали некоторые партии нефти Urals по отрицательной цене, это приносило нам более 1 тыс. руб. убытка (на тонну. — РБК). Если бы сделки не было, через 30–40 дней мы все равно начали бы останавливать скважины при цене, условно говоря, $15–20 за баррель, фактически не получая нормального денежного потока ни для нефтяников, ни для бюджета — экспортная пошлина практически бы обнулилась.

Сейчас можно ожидать, что диапазон цены на нефть $30–40 останется. В этом случае Российская Федерация будет получать в виде денежного потока $70–80 млн дополнительного дохода в день. Это ответ на вопрос, правильная эта сделка или нет.

Второе. Удалось остановить войну, поскольку Саудовская Аравия очень агрессивно начала демпинговать, предлагая свою нефть с дисконтом в Европе $10 на баррель. Одно дело фьючерсные контракты, которые мы видим на мониторах, а другое — реальные поставки. То есть фактически они начали бы вытеснять российскую нефть у европейских производителей [нефтепродуктов], забивая хранилища. В том, что саудовцы теперь не будут демпинговать, так же как ОАЭ, Кувейт и Ирак, несомненно, преимущество для Российской Федерации.

— Какая роль США в достижении соглашения между крупнейшими производителями нефти?

— Если бы не было достигнуто соглашение о сокращении добычи, крайне агрессивную политику приняли бы США, поскольку они были готовы вместе с Канадой ввести пошлины [на импорт нефти] — примерно 30% от стоимости. Они бы поставили стоимость WTI примерно на $10 дороже Brent и попытались бы фактически закрыть свой рынок. При этом в США добыча за прошлую неделю упала на 700 тыс. барр. США формально не участвуют в сделке, но Трамп много суетился (призывал к переговорам Россию, Саудовскую Аравию и другие страны. — РБК).

Я считаю, что до конца этого года США потеряют примерно 2,5–3 млн барр. [добычи], то есть у них будет самое сильное сокращение добычи, как бы они ни пыжились. Нефтехранилища у них практически переполнены, мелкие сланцевые компании вопят, и они готовы были войти в сделку. Но мейджоры — Exxon и Chevron — выступили категорически против, рассчитывая, что смогут скупить всю эту мелочь. Но тем не менее можно ожидать, если, дай бог, эта сделка завершится успешно, что примерно 15–16 млн барр. будет снято с рынка, то есть весь тот навес, который сейчас на рынке.

Однако за последний месяц, когда наблюдался пик эпидемии коронавируса, в мире накопилось гигантское количество, около 1 млрд дополнительных барр. нефти, которые очень трудно будет выводить с рынка. Вот почему сделка [ОПЕК+] и протянута практически на два года.

— На сколько сократилась бы добыча в России, если бы не удалось договориться о новой сделке ОПЕК+? Сколько нефтяных скважин пришлось бы закрыть?

— Это было бы ковровое закрытие [скважин]. Добыча бы упала гораздо больше. У нас не было бы возможности отгружать нефть, кроме как на собственные заводы, а потребление крайне низкое в Российской Федерации, поэтому мы могли бы закрыть до 50% добычи. Это не пугалка, а реальная оценка. При этом мы закрывали бы [скважины] при цене $10–15 за баррель. И все компании понесли бы гигантские убытки, у них был бы отрицательный денежный поток.

— Вы сказали, что сокращение добычи на 15–16 млн барр. убирает весь навес, который сейчас есть на рынке, — превышение предложения над спросом. Но, например, по оценкам Bank of America, падение спроса в апреле может быть вдвое выше — 30–40 млн барр. в случае дальнейшего более активного распространения пандемии.

— Аналитики любят всякие ужастики. Я как эксперт в нефтяной промышленности считаю, что падение спроса будет меньше. Китай сейчас начнет массово наращивать потребление, они объявили о закупке больших объемов нефти в госрезерв по принципу «налетай, подешевело». Очень тяжелая ситуация в США, там непонятно, как это все (ситуация с коронавирусом. — РБК) будет развиваться. Но по той статистике, которую мы видим, пик коронавируса в Европе, особенно в Италии, Испании, уже пройден, и сейчас распространение инфекции находится на плато. Можно ожидать, что те люди, которые могли заболеть вирусом, уже заболели, и дальше рынок начнет потихоньку выходить [из кризиса].

Но вы правы, апрель будет самый тяжелый, поскольку новое соглашение действует только с мая 2020 года, большие партии нефти с дисконтом уже предложены покупателям арабскими монархами, а зачастую даже законтрактованы и проданы. Весь апрель будет идти наращивание запасов. Я не исключаю, что по многим мировым смесям нефти цена снова может быть в какие-то периоды отрицательной, особенно это будет касаться американкой нефти, может быть, какой-то части нашей тяжелой нефти, тяжелой нефти Канады и так далее. Поэтому апрель еще надо пережить, а облегчение мы увидим только в конце мая, если все страны будут на 100% соблюдать соглашение. Я надеюсь, что все это будут делать дисциплинированно.

Многие удивляются, почему нефть не взлетела [на новостях о заключении новой сделки ОПЕК+]. Она и не могла взлететь. Рынок уже отыграл те $10 за баррель, которые, условно говоря, были потеряны в марте, что само по себе является достижением.

— Если все участники новой сделки ОПЕК+ будут соблюдать ее условия и реализуется позитивный прогноз восстановления спроса, какую цену на нефть вы ожидаете ко второй половине 2020 года?

— Ко второй половине года она должна быть ближе к $40 за баррель. Это объективно, если коронавирус начинает сворачиваться, а спрос — восстанавливаться. Отложенный спрос достаточно большой, и, я думаю, к июню запасы перестанут расти и начнут сокращаться. Но окончательное выравнивание спроса и предложения мы не ожидаем раньше конца 2022 года.

— То есть когда сделка ОПЕК+ уже закончится…

— Как бы не пришлось ее усиливать и продлевать!

— Потребуется сокращать добычу больше чем на 15 млн барр. в сутки?

— Есть так называемый плохой сценарий, если коронавирус вдруг усилится или будет вторая вспышка.

— А насколько тогда придется сократить?

— Не знаю, никто не знает. Это уже вопрос к тем людям, которые занимаются пандемией, — эпидемиологам.

— Как ЛУКОЙЛ справится с таким серьезным падением добычи? На каких проектах будете снижать добычу, что отложите? Наверняка у вас это было заложено в стресс-сценариях.

— Естественно, такие планы у нас есть. Мы пересмотрели базовую цену на год в сторону уменьшения, сейчас это $30 за баррель, раньше было $50.

Для нефтяников это (сокращение добычи в России до 8,5 млн барр. в сутки. — РБК) просто шок! Понимаю всех инженеров и технологов, которые самоотверженно трудятся на скважинах. Для них закрывать скважину — это страшно. А тут это будет происходить практически массово.

Конечно, придется резко сократить бурение, ремонты, и, скорее всего, низкоэффективный фонд нефтяных скважин придется закрывать. Но тут есть технологические особенности. Мы не Саудовская Аравия, где, условно, на месторождении Гавар перекрыл задвижку — и оно дает не 10 тыс. барр., а 8 тыс. барр. У нас (в России. — РБК) остановка месторождения зачастую может быть очень болезненна, поскольку начнется заводнение, и можно даже фактически потерять месторождение или придется его перебуривать по новой. Это очень сложный технологический вопрос. Я очень надеюсь, что наши инженеры, которые, как мы считаем, являются лучшими в мире, справятся с этой задачей. С одной стороны, они позволят выдержать те параметры сокращений, которые до нас будут доведены Министерством энергетики (снижение добычи на 23%), а с другой стороны, они смогут сохранить фонд скважин, чтобы, когда рынку понадобится больше нефти, мы могли бы восстановить добычу.

— Новых проектов на Каспии коснется это сокращение добычи?

— Какой смысл трогать новые проекты? Они запущены и, как правило, являются эффективными и при очень низкой цене на нефть.

— Как это сокращение добычи отразится на ваших акционерах? ЛУКОЙЛ будет снижать дивиденды?

— В этом году не отразится, потому что мы считаем, что дивиденды по итогам 2019 года мы выплатим. Я как член совета директоров ЛУКОЙЛа могу сказать, что нет никаких планов по сокращению или невыплате дивидендов за 2019 год. Другое дело, менеджмент, скорее всего, примет решение о том, что часть своих дивидендов или, может, даже все свои дивиденды [за прошлый год] направит в специальный фонд, чтобы бросить их на инвестиционную программу ЛУКОЙЛа. Таким образом будет поддержана родная компания. Но это касается только менеджмента компании.

— А что будет с дивидендами за 2020 год?

— Давайте переживем 2020 год. Очень хотелось бы, чтобы мы его пережили и в конце этой пандемии не было бы, как в той фразе: «И живые позавидуют мертвым». Хотелось бы, чтобы мы прошли пандемию, но сохранили экономику. Чтобы те меры, которые принимаются против пандемии, не привели к более страшным последствиям, чем сама пандемия.

Тем не менее я настроен позитивно. Мы умеем жить и работать в условиях кризиса. Переживем и этот. Кризис — это не только разрушение, но и новые возможности. А их через пару лет откроется много.

Оригинал новости: РБК

Развернуть статью
Коммерсант

Вагит АЛЕКПЕРОВ: «Нам не нужны льготы, у нас нет льгот»

Глава Компании «ЛУКОЙЛ» о новых налогах и зарубежных проектах

Untitled-2.jpg

ЛУКОЙЛ, ограниченный в покупках в России, в 2019 году начал активную экспансию за рубеж. В перспективе иностранные проекты должны приносить компании до 20% в общем объеме добычи. О том, почему нужно вводить налог на дополнительный доход на всех месторождениях Западной Сибири, как отразится на нефтяном рынке введение налога на попутный нефтяной газ и куда компания направит рекордный денежный поток, “Ъ” рассказал глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов.

— По новым договоренностям ОПЕК+, страны, входящие в сделку, дополнительно снизят добычу на 500 тыс. баррелей в сутки. При этом методика подсчета не учитывает конденсат. Какое влияние это окажет на производственные и финансовые результаты ЛУКОЙЛа?

— Когда принималось это решение, я был в Вене вместе с министром энергетики РФ Александром Новаком на встрече с министром нефти Нигерии. Мы обсуждали текущие вопросы нашей компании, но и этой темы тоже коснулись. Сегодня рынок демонстрирует позитивные параметры, цена нефти превысила $64 за баррель. Плюс ограничения в зимний период для нашей страны в том, что мы можем на достаточно большой период времени вывести скважины из эксплуатации, основные провинции нефтедобычи у нас — Крайний Север, Восточная и Западная Сибирь, Коми и Поволжье. Но мы считаем, что к вопросу дальнейшего ограничения добычи надо вернуться в марте, проанализировав прохождение зимнего периода, остатки запасов и тенденции нефтедобычи на американском рынке. И после этого уже взвешенно принимать решение. Что касается конденсата, то, по сути, квоты останутся те же, а нагрузка на нефтяные компании хоть немного, но возрастет.

При этом по итогам девяти месяцев наша добыча, несмотря на ограничения ОПЕК+, выросла на 2%, в основном за счет зарубежных проектов, которые мы активно развиваем. Экономические показатели компании тоже достаточно позитивны: за январь—сентябрь EBITDA ЛУКОЙЛа выросла на 15%, промежуточные дивиденды, которые акционеры утвердили 3 декабря, практически в два раза выше уровня 2018 года.

По итогам года EBITDA, скорее всего, будет не ниже, чем в 2018 году, а рост добычи мы прогнозируем на ближайшие три года не меньше 1% даже с учетом действующих ограничений. При этом в России у нас есть мощности, которые могут быть вовлечены в работу достаточно оперативно после снятия ограничений.

— Но пока речи о постепенном выходе из сделки ОПЕК+, который уже несколько раз обсуждался, не идет?


Как нефтяники предлагали смягчить сделку ОПЕК+

— Мы всегда были уверены, что все зависит от текущей цены на нефть и поставок на конкретный период времени. Сейчас нефть стоит $60–64 за баррель, волатильность этой стоимости минимальная, а ситуация в отрасли более или менее прогнозируемая. Текущая цена устраивает всех: и наше правительство, и нас, как производителей, и потребителей. Думаю, она как раз наиболее взвешенная.

— Если весной текущие параметры сделки будут продлены, ЛУКОЙЛу придется дополнительно сокращать добычу?

— Поскольку условия сделки не будут учитывать конденсат, то, конечно, придется снизить производство на эту разницу. Но даже с учетом этого мы и другие российские компании не сокращаем инвестпрограммы на территории РФ. Мы продолжаем бурить скважины и обустраивать месторождения. Так, приступаем к разработке Южно-Мессояхского месторождения в ЯНАО. Поэтому нам было бы более комфортно знать не квартальный график сокращений добычи в рамках ОПЕК, а более долгосрочные планы, чтобы можно было бы в том числе корректировать наши инвестиционные программы. Надеюсь, что в марте мы более комплексно подойдем к вопросам как объема производства, так и вложений.

— Последнее время ЛУКОЙЛ показывает рекордный денежный поток. Куда он будет направлен по итогам года?

— Часть его пойдет на дивиденды, часть — на инвестиции. Они у нас достаточно крупные. Сегодня мы обновляем стратегию на десять лет, изучаем в том числе развитие нефтегазохимии. Мы пристально смотрим на тенденции, которые связаны с формированием нового законодательства о стимулировании нефтепереработки. У нас есть ряд точечных проектов, которые достаточно эффективны при тех решениях и при том проекте закона, который может быть принят. Плюс мы сегодня смотрим на рынок, и в том числе на приобретение активов в апстриме. ЛУКОЙЛ активно участвует во всех тендерах во всех регионах России. Сейчас выбрали несколько блоков в Оренбургской области. Мы делаем все для того, чтобы каждый год компенсировать объемы производства.

— Вы рассматриваете покупку только действующих проектов или рассматриваете и малоизученные участки?


Как ЛУКОЙЛ нарастит инвестиции в геологоразведку

— Сегодня мы приобретаем только высокоэффективные активы, на которых уже есть производство, как, например, проект Marine XII в Конго (ЛУКОЙЛ купил 25% в проекте за $768 млн.— “Ъ”), или где есть подтвержденные запасы, как в ОАЭ. Помимо этого продолжаем активно вести геологоразведочные работы на Каспии. В следующем году начинаем бурение скважины на новом блоке Хазри. Эффективно ведем работу на территории Казахстана, где подписали соглашения по двум месторождениям — Женис и 1-Р-2. Надеюсь, в первом квартале мы уже подпишем контракт на разработку Женис. Есть ряд и других интересных проектов на территории Казахстана, а также Азербайджана.

— Вы видите для себя перспективные действующие активы в России?

— Нет. На сегодня мы рассматриваем только вопросы участия в конкурсах на получение прав на геологоразведку тех или иных участков на всем рынке РФ.

Те готовые проекты, которые предлагают, нам неинтересны, а то, что мы бы хотели купить, не продается.

— А за рубежом планируется расширение экспансии?

— В Конго мы c Eni рассматриваем расширение участия и уже достаточно далеко продвинулись в переговорах. В Нигерии в партнерстве с Chevron мы осваиваем блоки OML-140 и 132 (в ноябре ЛУКОЙЛ реализовал опцион на покупку 40% у Chevron.— “Ъ”) и видим там перспективу и хороший потенциал. В ближайшее время правительство Нигерии должно одобрить наше вхождение в блок 132. Но сейчас в республике меняется законодательство, и мы активно работаем с правительством для того, чтобы в него вошли обещанные поправки, влияющие на экономику наших проектов, особенно исторических. Что касается новых участков, то мы закладываем туда все существующие риски. Но я не хотел бы говорить о тех блоках, которые мы сейчас изучаем, но соглашения еще не подписаны.

— Какой план освоения блока 10 в Ираке? Озвученные 500 млн тонн запасов месторождения Эриду там — это конечная цифра? Сколько может составить добыча на нем?

— Эриду — очень крупное месторождение, и мы рассчитываем закончить оценку его запасов, а потом уже дальше изучать остальной блок. Мы надеемся, что там будут спутники, потому что на сейсмике есть структуры, которые вызывают у нас интерес. Конкретный объем добычи сейчас сложно сказать, потому что мы будем делать FEED (базовое проектирование.— “Ъ”) не от потенциала месторождения, а от той цифры, на которую нас соориентирует правительство Ирака. Поэтому там, скорее всего, будет стадийный подход к этому месторождению. Мы имеем огромный опыт работы на территории Ирака, хорошо знаем пласты, так как работаем на них в рамках месторождения Западная Курна-2, они достаточно традиционные. Еще один плюс: система транспорта нефти и газа достаточно близко расположена от месторождения Эриду — в 20–30 км.

— В Мексике ваши ожидания по блоку Аматитлан оправдались?

— Да, там колоссальные запасы. Мы сейчас ведем активные переговоры с правительством Мексики о том, чтобы перейти на новый тип контракта.

— Какие проекты в Азербайджане, Казахстане и СНГ в целом вы рассматриваете на 2020 год?

— Именно в Казахстане и Азербайджане мы делали свои первые проекты и прекрасно знаем эти провинции. На сегодня, наверное, мы единственные, кто погружен в геологию и в палеоформирование запасов углеводородов в Каспийском бассейне, который мы в свое время изучали очень детально. Это позволило нам сконцентрироваться на наиболее эффективных месторождениях.


Как ЛУКОЙЛ погружается в Каспий

В Азербайджане у нас сейчас идет переговорный процесс, который мы надеемся быстро завершить в первом квартале 2020 года. Нас интересуют два проекта, но пока я не буду их называть, договоры по ним еще не подписаны.

По Казахстану мы подписали большое соглашение по изучению огромной территории республики и большого объема исторического материала, который нам передал «Казмунайгаз». То есть мы ведем такую же работу, какая проводилась в свое время по Ирану по интерпретации исторической сейсмики и того геологического материала, который у них есть. Эта работа рассчитана на два года, а потом мы надеемся провести переговоры по геологоразведке тех участков, которые интересны как нам, так и национальной компании Казахстана.

— На какие запасы вы рассчитываете на блоке Женис?

— Сложно говорить, но мы надеемся, что это будет минимум 500–700 млн баррелей (около 70–100 млн тонн).

— Уже утверждены условия вашей работы в Казахстане в случае открытия месторождений при совместном изучении участков?

— В Казахстане сегодня, к сожалению, отсутствует законодательство по соглашениям по разделу продукции, поэтому мы, как правило, участвуем через совместные предприятия. При этом новый закон, который разрабатывался в том числе с нашим участием, дает нам возможность получать достаточно хорошую норму рентабельности и иметь в партнерах «Казмунайгаз». В рамках СП мы берем на себя геологоразведочные риски, которые потом будут нам оплачены за счет совместной разработки месторождений.

— О каком объеме инвестиций идет речь?

— Смотря какие открытия там будут, пока говорить трудно.

— Какова общая сумма инвестиций в иностранные проекты на 2020 год?

— На сегодня мы добываем за границей почти 400 тыс. баррелей в день, а вкладываем в иностранные проекты порядка 20% от суммарного бюджета.

— А как проходит обсуждение вопроса о вашем доступе на арктический шельф РФ?

— ЛУКОЙЛ сегодня, наверное, единственная компания, которая как оператор реально ведет и геологоразведку, и добычу на российском шельфе. Это Каспий и Балтика, то есть те регионы, где нам разрешено работать российским законом. По Арктике законодательство только формируется, и мы участвует в этом процессе. Заинтересован ли ЛУКОЙЛ в работе на арктическом шельфе? Пока не знаю. Нам еще неизвестна структура закона, но понимаем, что наиболее перспективные участки уже лицензированы «Роснефтью» и «Газпромом». Так что остается под вопросом то, станут ли нам интересны участки, которые будут распределяться.

— Госкомпании не предлагали вам партнерство на шельфе?

— Пока нет.

— А если бы вы получили такое предложение?

— Надо смотреть конкретный проект. Мы с «Газпром нефтью» ведем консультацию, но пока конкретики нет.

— Как будет развиваться ситуация с перевалкой на Варандее? ФАС утвердила для терминала тариф. Вы согласны с ним?


Как апелляция признала Варандей дорогим

— Это нонсенс, когда монопольный орган регулирует деятельность частной компании по ее контрактам с другой организацией, которую мы подключили к своей инфраструктуре. Мы сейчас ведем судебные разбирательства. Первую инстанцию мы выиграли, вторую проиграли, сейчас идет кассация. Ближайшее заседание суда — в январе. Мы надеемся, что будет принято объективное решение на основании законов РФ. Потому что мы не занимаем монопольное положение в Коми, где есть инфраструктура, позволяющая доставить нефть в любую точку и не только через Варандей, но и через систему трубопроводов на Балтику и в восточном направлении. Хотя, конечно, Варандейский терминал — наиболее короткое и выгодное направление.

— То есть, если суд не встанет на вашу сторону, у вас не будет вариантов пересмотреть тариф?

— Вряд ли. Хотя мы предлагали более гибкий подход: сделать формулу, зависящую от объемов производства. Но если производить 200 тыс. тонн на комплексе, который рассчитан на 11 млн тонн, то, конечно, тарифы могут быть высокими. Тем более Варандей — это не просто терминал, а технологическая установка подготовки, хранения и отгрузки нефти с большой инфраструктурой. Там построены не только танкеры ледового класса, но и ледоколы, которые должны удерживать эти танкеры в круглогодичном режиме, в том числе в ледовой обстановке. Поэтому очень трудно считать тариф, в какой части это перевалка, а в какой — обслуживание. Но надеемся, что найдем понимание с ФАС.

— Динамика добычи на месторождениях Требса и Титова зависит от решения суда?

-– Нет, мы всегда выступали за то, чтобы развивать эти месторождения, и сейчас «Роснефть» тоже готова к активной работе на них, так как Требса и Титова входят в НДД (налог на дополнительный доход). Сегодня выгодно и нам, и им увеличивать объемы инвестиций в эти месторождения и добывать нефть именно там.

— Уже понятно, на сколько могут вырасти вложения и на сколько увеличится добыча?

— Сейчас я не могу назвать точную цифру, но инвестпрограмма на 2020 год уже увеличена, в том числе и на бурение.

— Антипинский НПЗ сейчас интересен ЛУКОЙЛу?

— Мы не заинтересованы в увеличении нефтепереработки на территории России. Главное для нас — доведение до идеала наших собственных заводов.

— MOL договорился с ЛУКОЙЛом и «Транснефтью» о компенсации за хлорную нефть. Сколько она составила?

— Мы заплатили MOL, затем перевыставили деньги «Транснефти» и уже получили их, так что вопрос закрыт.

— Какое влияние вы ожидаете от последних фискальных инициатив, в частности, по введению НДПИ на попутный нефтяной газ (ПНГ)?

— Частое изменение правил игры в нефтегазовой отрасли просто ни в какие рамки не входит. Каждые два-три месяца у нас меняется законодательство в той или иной части: или в акцизах, или в НДПИ. При этом отрасль имеет огромную инерцию — от открытия до ввода месторождения проходит от 7 до 11 лет, и частое изменение законодательства в нефтепереработке, в нефтехимии, в газохимии не дает возможности принимать инвестиционные решения и в конце концов сказывается на инвестиционной активности.

В чем тогда инвестиционная привлекательность сегодня нашей страны?! У нас сложное законодательство, у нас высокие тарифы на электроэнергию, плюс сейчас обсуждается плата за резервные мощности.

Что такое НДПИ на попутный нефтяной газ? Это продукт, на который еще надо потратить деньги для того, чтобы появилась возможность его коммерциализировать, а на него НДПИ еще нагрузили. Это вообще нонсенс. Нас всегда карали за то, что мы его сжигали. Мы вложили сотни миллиардов рублей для того, чтобы его утилизировать. Уровень утилизации ПНГ ЛУКОЙЛа сегодня выше 97%, у нас собственные газоперерабатывающие заводы, собственная генерация. Для того чтобы утилизировать газ, мы вырабатываем электроэнергию. Так с чего взимать НДПИ? На скважине, или после газоперерабатывающего завода, или в электронах после генерации? Это вообще вопрос, который требует обсуждения. Я говорил на эту тему и с главой Минэнерго Александром Новаком, и с вице-премьером Дмитрием Козаком. Надеюсь, что будут услышаны наши доводы о том, что НДПИ на ПНГ нигде в мире не применяется.

— Из каких соображений исходит Минфин?

— Понятно, что ему нужно компенсировать другие расходы, но это не значит, что эти расходы должны компенсироваться за счет нашей отрасли. И нас еще обвиняют в льготах, мы сегодня являемся одной из ведущих отраслей, которая пополняет золотовалютные запасы нашей страны. Нам не нужны льготы, у нас нет льгот. Демпфер, например, это не льготы, это законодательный механизм, который сегодня защищает внутренний рынок. Не надо нас обвинять, что мы получаем какие-то льготы для того, чтобы держать низкие цены на российском рынке. Это все законодательство, которое необходимо государству для стабильной социальной атмосферы на территории страны, ничего более.

— Правильно понимаем, что НДПИ на ПНГ может повлиять на вашу газохимическую и газовую стратегию?

— Почему возник вопрос НДПИ на ПНГ? Потому что сегодня принимается решение о понижающем акцизе на сжиженный углеводородный газ (СУГ). Надо это делать? Ну конечно, надо делать, но это не значит, что льготу кто-то получит за счет того, что будет снижена налоговая нагрузка — это просто законодательство, стимулирующее инвестиции в создание нефтехимического, газохимического производства в России. Это не значит, что надо компенсировать обратный акциз за счет НДПИ на ПНГ, потому что все равно цена пойдет в этот же суп, она увеличится. И снова нефтехимики получат то же самое, что и было. Все равно мы учтем в цене. Зачем это делать?

— Рассматриваете ли вы строительство газохимического комплекса в Арктике?

— У нас долгосрочный контракт, мы весь газ продаем «Газпрому». И это нас устраивает. Но мы все равно в любом случае смотрим, где можем получить дополнительную маржу. Один из вариантов — через газохимию: может, метанол, может, олефины. Но у нас нет пока ни проекта, ни ТЭО на строительство газохимического комплекса. Мы только рассматриваем тесты, можно ли в тех суровых северных условиях при вечной мерзлоте строить такие сложные сооружения, рассчитанные на огромное давление, на экстремальные температуры.

— Но по газохимии на «Ставролене» уже есть определенное решение.

— Мы уже смогли создать уникальную вертикальную интеграцию месторождений, газохимии и энергетики. Прямо от месторождения до «Ставролена» газ подается на газохимию без единой компрессорной станции. Мы там рассматриваем возможность строительства газохимического комплекса по производству карбамидов и аммиака. Инвестиционного решения по нему пока нет.

— Какие инвестиции предполагаются?

— Преждевременно говорить о размере инвестиций. Мы также рассматриваем в Нижнем Новгороде проект строительства нефтехимического завода по утилизации пропилена для производства полипропилена. Есть проекты опциональные в Перми.

— Все эти проекты претендуют на обратный акциз на СУГ?

— Конечно. Они будут введены не ранее чем через пять лет, а налог хотят сегодня брать! Давайте мы оставим 4,5 тыс. руб. (обратного акциза вместо запланированных 7,5 тыс. руб.— “Ъ”) и не будем трогать попутный газ. Будет сбалансировано.

— Вы не раз высказывались в поддержку применения НДД. Хотите ли сейчас расширить перечень месторождений для применения этого инструмента?

— Я считаю, что тенденции, которые сегодня есть на тех месторождениях, которые вошли в периметр НДД, красочно показывают эффективность этой системы. Сегодня идет рост объемов добычи. По трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ) мы в этом году добудем 8 млн тонн нефти, почти 10% нашей добычи. Если бы не НДД, то такого прироста просто не было бы. У нас ресурсная база сегодня сложная, вплоть до того, что это камни, из которых надо получить жидкий углеводород. Надо понимать, что у нас нет огромных нефтяных озер. Поэтому сегодня законодательство должно быть гибким, я в этом глубоко убежден.

Во всяком случае, всю Западную Сибирь надо переводить на НДД. Люди, которые осваивали Западную Сибирь, и мы в том числе, вложили триллионы долларов для того, чтобы Западно-Сибирская провинция сформировалась, 2 млн человек привезли мы в Ханты-Мансийский АО, построили десятки городов. Мы построили нефтепроводы от Германии до Тихого океана. Мы сегодня сделали там генерацию, создали условия, и на сегодня складывается ситуация, что мы добываем нефть, где 96% воды.

При прорыве нефтепровода не видно — это водовод порвался или все-таки нефтепровод. Потому что пленка, мы добываем пленку.

Представляете, компания сегодня добывает почти 1 млрд тонн воды, затраты растут каждый год. Мы получаем до 5% нефти из 100% жидкости, которую мы поднимаем, и тратим на это электричество, строим нефтепровод и все остальное. От внедрения НДД зависит будущее Западно-Сибирской провинции.

— За счет каких технологий вам удалось стабилизировать добычу нефти?

— Мы смогли стабилизировать добычу нефти за счет ТРИЗ и НДД, потому что мы сегодня внедрили уплотняющую сетку, гидроразрыв пласта, вторые стволы скважин. Зарезка из действующих скважин, дополнительно зарезаемся новыми слоями, проходим в те же старые горизонты, начинаем водогазовое воздействие. Мы сегодня ведем большой эксперимент по баженовской свите, огромные деньги тратим: уже есть результаты, мы там уже получаем экономически обоснованные и эффективные дебиты. Это не льготы, а принятие законодательства, которое позволяет отдельные месторождения и отдельные пласты вводить в эксплуатацию. Надо масштабировать это все, чего мы боимся? Сегодня это надо администрировать, иначе завтра будет поздно.

— Насколько сказывается на производстве нехватка западного оборудования?

— Только отдельного, потому что импортозамещение идет очень активно. Машиностроительные заводы сегодня показывают очень хорошие качества. По трубе вообще проблем нет, машиностроительная продукция тоже отвечает критериям. Есть отдельные позиции, например автоматика, связь, отдельное оборудование для бурения горизонтальных скважин, для ведения гидроразрыва пласта. Сегодня наши заводы и институты работают, то есть мы участвуем в группах по импортозамещению, все нефтекомпании принимают активное участие в финансировании опытно-промышленных работ.

— А что касается буровых платформ?

— Мы 100% буровых платформ строим на российском оборудовании. Сегодня достаточно много оборудования применяется, которое производится на территории России.

— Вы много работаете за рубежом, там есть какие-то прорывные технологии, которые вы хотели внедрить в России?

— Мы всеми технологиями владеем, мы работаем в консорциумах с Shell, Eni, BP. У нас нет сегодня технологических белых пятен, вопросов, в которых мы не могли бы ориентироваться. Мы являемся операторами крупнейших проектов, то есть нам доверяют эти функции. Мы аттестованы как оператор в Норвегии, мы сегодня являемся оператором в Мексиканском заливе, это говорит о такой квалификации, которую демонстрируют наши специалисты. Мы этим гордимся и дорожим потенциалом наших сотрудников.

— Какие основные параметры будет содержать новая стратегия ЛУКОЙЛа?

— У нас сейчас прорабатывается обновление действующей стратегии. В ней, в частности, будет учтена климатическая повестка, так называемая декарбонизация — сокращение выбросов и создание систем по утилизации углекислого газа. Мы будем ориентироваться на Парижское соглашение, которые наша страна не только подписала, но и ратифицировала. Также дополнительное внимание уделим нефтегазохимии. Сегодня надо часть жидкого углеводорода переводить в точечную, в нишевую продукцию, которая востребована сегодня или будет востребована в будущем. Ну и конечно, должны продолжать расти объемы добычи. Мы все-таки энергетическая компания, которая сегодня должна выполнять свою миссию обеспечения энергией всех наших потребителей.

— Есть ли проблемы с кадровым обеспечением отрасли?

— Сегодня существует такая проблема, как негатив, который окружает нашу отрасль и искусственно создается, это отталкивает способных, талантливых молодых людей от работы в нашей отрасли и учебы в наших специализированных институтах. Особенно за рубежом. Сегодня люди все идут куда? В цифровые отрасли, биотехнологии. Это стало магнитом, тот же Apple демонстрирует сумасшедшую капитализацию. Это, конечно, привлекает молодежь в эти сферы. Хотя наша отрасль одна из самых наукоемких в России, здесь применяются все технологии цифровизации. У нас сегодня все месторождения имеют цифровые аналоги, мы создаем научно-образовательные центры. Мы пошли по пути создания специализированных кафедр. Создали так называемые научно-образовательные центры в университетах, куда мы передали часть своих заказов на проектирование. Со второго курса студенты уже работают над нашими реальными проектами.

С Пермским политехническим университетом мы создаем филиал в городе Когалыме, где будет строиться центр, который объединит наш научно-исследовательский институт и филиал Пермского университета. На следующий год уже будут приниматься студенты в филиал, но они пока будут учиться в Перми для того, чтобы через три года уже третьекурсниками переехать в Когалым. Там строится комплекс, кампус, который под одной крышей объединяет все: и науку, и лаборатории, и учебные сегменты, кластер, и общежитие, и спортивные комплексы. Мы хотим учить будущую элиту. Там будут преподавать не только педагоги, но и наши руководители, которые сегодня являются лучшими экспертами, наверное, в своей отрасли. Мы будем привлекать иностранных преподавателей, ведем переговоры с рядом вузов за рубежом, чтобы магистратуру студенты заканчивали не только в Перми, но и в зарубежных университетах. Обучение будет на английском — выпускники должны быть готовы для работы в компании в любой точке мира. Мы каждый год берем около 500 студентов, надеемся, что в будущем они продвинут наши проекты.


Алекперов Вагит Юсуфович

Личное дело

Вагит Алекперов родился 1 сентября 1950 года в Баку. В 1974 году окончил Азербайджанский институт нефти и химии имени Азизбекова. С 1968 года работал на нефтепромыслах Азербайджана, с 1979-го — в Западной Сибири. В 1987–1990 годах занимал пост гендиректора ПО «Когалымнефтегаз» «Главтюменнефтегаза» Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР. В 1990–1992 годах — заместитель, затем первый заместитель министра нефтяной и газовой промышленности СССР. В 1992–1993 годах возглавлял концерн «Лангепасурайкогалымнефть» (затем ЛУКОЙЛ). С 1993 года — президент ЛУКОЙЛа, до 2000 года также возглавлял совет директоров компании. Владеет 24,8% акций ЛУКОЙЛа (по котировкам Московской биржи 23 декабря пакет стоил около 1,08 трлн руб.). Личное состояние в 2019 году оценивалось Forbes в $20,7 млрд (третье место в России). Награжден российскими орденами «За заслуги перед Отечеством» II, III и IV степеней, орденом Дружбы, а также орденом «Знак почета» СССР. Женат, есть сын.



ПАО ЛУКОЙЛ

Company profile

ЛУКОЙЛ — одна из крупнейших нефтегазовых компаний в мире, на которую приходится более 2% мировой добычи нефти и около 1% доказанных запасов углеводородов, вторая по объемам добычи нефти в РФ. Создана в 1991 году на основе разрабатывавшихся в СССР месторождений. Сейчас в России ЛУКОЙЛу принадлежат четыре НПЗ, два мини-НПЗ, четыре газоперерабатывающих завода. Компания разрабатывает месторождения в РФ (в том числе в Западной Сибири, на шельфе Северного Каспия и Балтике), Узбекистане, Ираке и Африке. Доказанные запасы на начало 2019 года составляли по классификации SEC 15,9 млрд баррелей нефтяного эквивалента (н. э.). Добыча нефти ЛУКОЙЛа за девять месяцев 2019 года без учета Западной Курны-2 составила 64,2 млн тонн (рост на 0,7%), газа — 25,6 млрд кубометров (рост на 4%). Чистая прибыль компании за январь—сентябрь выросла на 13,2%, до 521 млрд руб., выручка — на 1,1%, до 5,9 трлн руб., EBITDA — на 14,5%, до 958 млрд руб. Свободный денежный поток ЛУКОЙЛа за девять месяцев был на уровне 517 млрд руб., что на 50,8% больше, чем за этот период 2018 года.



Оригинал новости: Коммерсант

Развернуть статью
Ведомости

Вагит АЛЕКПЕРОВ: «Мой пакет не продается и не делится»

Президент и крупнейший акционер «Лукойла» рассказывает, чем опасна дорогая нефть, что отрасли нужно от государства и почему он заранее не готовится к санкциям

   Весной этого года частный «Лукойл» ненадолго обогнал по капитализации государственную «Роснефть», добыча которой вдвое больше. Так рынок отреагировал на новую стратегию «Лукойла». «Акционеры оценили», - улыбается Вагит Алекперов. Видно, что он дорожит таким отношением и радуется, что миноритарии лояльны к менеджменту и крупным акционерам, а в компании не было конфликтов. Сам Алекперов, хоть и продолжает скупать акции «Лукойла», уверяет, что не стремится к контролю. Но настаивает, что свою долю никому не продаст и даже наследникам разделить не позволит.

   - Начнем с глобального. Мировая цена нефти с начала года выросла больше чем на четверть. Насколько стабилен нынешний уровень цен? Не опасна ли такая высокая цена?

   - В целом рост мирового рынка прогнозировался, так как согласованные действия стран ОПЕК и стран, не входящих в ОПЕК, за эти годы дали возможность стабилизировать рынок сырья. Конечно, никто не прогнозировал, что будет $80 за баррель и еще продолжится тренд на возрастание цены. Здесь сказались действия США: рынок ожидает, что в ноябре будет ограничен экспорт из Ирана. Мы надеемся, что после того, как все обсуждаемое по Ирану свершится и спекулянты будут охлаждены, рынок стабилизируется.

   Конечно, высокие цены сдерживают рост промышленного производства и, соответственно, рост потребления энергоресурсов. Мы видели цену в $140 и потом провал до $26. Но сейчас на рынке сказывается, что за последние четыре года $1,5 трлн не было инвестировано в нашу промышленность: резко сократились геолого-разведочные работы, подготовка месторождений к вводу, особенно глубоководных.

   В том, что цена такая высокая, - вы правильно сказали - есть опасность. Многие развивающиеся страны являются крупнейшими приобретателями энергоресурсов, соответственно, их бюджеты страдают от высокой цены на нефть. Поэтому мы будем наблюдать, скорее всего, в IV квартале этого года и в I квартале 2019 г. снижение промышленной активности, особенно в развивающихся странах.

   - И потом произойдет очередной откат?

   - Такие циклы могут быть, но это если резко будет активизирована инвестиционная деятельность. Мы уже научены кризисами 2008 и 2014 гг., поэтому очень аккуратно подходим к новым проектам, оцениваем их, исходя не из цены $80-100 за баррель, а из гораздо более скромных цен. Поэтому надеемся, что цикл стабильных цен продлится в среднесрочном периоде.

   - На каком уровне?

   - Мы считаем, что цена от $60 до $75 за баррель объективная.

   - Какой прогноз цены в вашем бюджете сейчас и планируете ли вы его менять?

   - Для целей бюджетирования мы используем $65 за баррель, недавно цену повысили, чтобы приблизить планы к текущей конъюнктуре.

   - У вас была еще одна планка - $50 за баррель. Доходы сверх этого вы хотели направлять на инвестиции и акционерам. Эта планка тоже повысится до $65?

   - Для принятия инвестиционных решений мы используем консервативный сценарий $50 за баррель. Менять этот подход мы не планируем, он очень эффективен для поддержания инвестиционной дисциплины. При этом, как мы объявили в стратегии, все, что заработано свыше $50 за баррель, идет на инвестиции и акционерам в пропорции 50:50.

   - Как по-вашему, ОПЕК+ будет пытаться увеличить добычу и какой может быть вклад России и «Лукойла»?

   - Российские компании уже вышли на максимум добычи, и мы тоже. Ограничения [ОПЕК] были сняты 23 сентября. Сегодня наши коллеги тоже работают на максимуме. Рассматриваются проекты, которые позволяют увеличить производство. В том числе проекты, которые были остановлены, например серая зона между Кувейтом и Саудовской Аравией с потенциалом от 400 000 до 600 000 баррелей в сутки. Мы смотрим новые проекты по вводу дополнительных мощностей на Каспии и в Республике Коми. Всё на максимуме!

   - Но вот разве месторождения Требса и Титова на максимуме? Там же уронили добычу.

   - Добыча на Требса и Титова упала в связи с тем, что оператор проекта - «Роснефть» - резко сократил инвестиции. Месторождение достаточно сложно построено, и поэтому производство зависит от объема инвестиций. Сейчас мы надеемся, что оператор пересмотрит свой подход к разработке этого месторождения. «Лукойл» со своей стороны готов увеличить инвестиции в проект Требса и Титова. И надеемся, что начнется снова рост добычи.

   - Может быть, лучше, если один из партнеров выкупит долю в месторождении?

   - Я не думаю, что кто-то кого-то выкупит. Надо просто находить точки обоюдных интересов. Мы всегда были договороспособны.

   - Правда, что именно с Требса и Титова началось дело Евтушенкова?

   - Я не хочу обсуждать политические вопросы, которые формировались вокруг этого проекта. Судьба у него тяжелая, но мы настроены на его развитие.

   «УЖЕ РАЗ 40 МЕНЯЛОСЬ ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО»

   - Летом в России приняли закон о так называемом завершении налогового маневра и уже собираются его менять. Нужно было такое изменение законодательства?

   - Я на совещании у председателя правительства сказал, что результат, который получила нефтяная промышленность от стабильности налогового законодательства, впечатляющий. Если в середине 1990-х добывали около 300 млн т нефти, то стали добывать 520 млн т в год, это дало нам возможность кратно увеличить инвестиции, привлечь новые технологии, и этот результат почувствовала вся страна.

   Зато за последние 5-6 лет уже раз 40 менялось законодательство в нефтяной отрасли. Это, конечно, не дает уверенности, чтобы делать проекты, а у нас они долгосрочные. Например, от первой скважины до ввода месторождения Филановского на Северном Каспии прошло почти 18 лет. Такой инвестиционный цикл. Вот поэтому мы выступаем за стабильность и предсказуемость налогового законодательства.

   И это, на мой взгляд, может дать только налог на добавленный доход (НДД), как угодно его называйте, но это так называемый раздел продукции. Увы, в свое время он был дискредитирован перед российским обществом. Это три проекта - «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Харьяга» (работают по соглашениям о разделе продукции. - «Ведомости»). Но это законодательство, по которому мы работаем во всех странах! Оно единственное позволяет инвестору максимально вкладывать в проект, а правительству - комфортно чувствовать себя, контролировать процесс инвестиций и максимально получать доходы. Как инвестор может предсказать доходы, так и правительство, поэтому НДД нужно тиражировать после запущенного сейчас эксперимента.

   Особенно на Западную Сибирь. Почему? Триллионы долларов вложены в эту провинцию, построили города, в которых теперь 2 млн жителей, нефте- и газопроводы, а сегодня говорим, что эта провинция должна снижать добычу нефти и газа... Изменение налогообложения даст возможность вдохнуть вторую молодость в эти проекты. Позволит максимально применять новые технологии, резко поднять нефтеизвлечение пласта, вводить малые месторождения. И мы говорим: нам не нужны льготы, мы здоровая отрасль, нам нужна стабильность.

   - Вам не кажется, что налоговый маневр снизил прозрачность и усложнил расчеты?

   - Да, это сложная система, но наши специалисты были погружены на этапе подготовки, и мы понимаем, что и как будет происходить. Первый раз новое налоговое законодательство детально обсуждалось с нашим участием.

   При этом мы не уверены, что Минфин выдержит все договоренности, что не будут снова вводиться дополнительные налоги, не будут устраивать страшилки в виде налога на экспорт бензина и дизтоплива, заградительных пошлин.

   Рынок должен работать! Да, какой-то период времени при резких пиках его необходимо регулировать, но это не должно быть системным. Мы понимаем свою социальную ответственность, никто не сторонник резких скачков цен - нет необходимости в этом при нормальном налоговом законодательстве. Например, мы считаем, что не надо с 1 января поднимать акциз на бензин еще на 3 руб. при такой ситуации на внешнем рынке, не надо, чтобы цена снова росла, надо отойти от этого, а дорожные фонды формировать за счет общих бюджетных поступлений.

   Акцизы, которые когда-то планировали поднять максимум до 9 руб., уже составляют 12. Надо прийти к тем параметрам, с которых начинался налоговый маневр.

  «В ОСНОВНОМ ПРИХОДЯТ КИТАЙСКИЕ ДЕНЬГИ»

   - Как вы оцениваете инвестклимат в России?

   - В нашей отрасли он всегда был сложным. Потому что были приняты законы, которые дискриминировали инвестиции частного капитала, особенно в Арктике. До сих пор мы не понимаем, почему российские компании не допущены к определенным объектам для инвестирования.

   В последнее время иностранный капитал очень сложно привлекать, в том числе и в нашу отрасль. Сейчас в основном в Россию приходят китайские деньги, и то в сопровождении российских госкомпаний.

   Есть пример: Schlumberger уже несколько лет не может войти в актив, ничего из себя, по сути, не представляющий, - буровую компанию Eurasia Drilling Company. Schlumberger даже не может купить меньше 50%. И это не улучшает взгляды иностранных коллег на российский инвестклимат.

   Пока не будет ясности с политическими ограничениями, которые вокруг нашей страны постоянно обсуждаются, сложно ожидать крупных инвестиций. Не будет проектов, которые требуют долгосрочного и стабильного инвестклимата. Когда же каждые 3-4 месяца говорится об усилении санкций или принимаются точечные акты, ограничивающие возможность действовать на территории России, сложно ждать крупных инвестиций.

   «ПРИОРИТЕТ - ИНВЕСТИЦИИ НА ТЕРРИТОРИИ РОССИИ»

   - Какие точки роста вы сейчас рассматриваете?

   - Наша стратегия ставит в приоритет инвестиции на территории России, работу со зрелыми месторождениями, повышение коэффициента извлечения нефти, подготовку новых провинций, углубление переработки, развитие нефтегазохимии.

   В то же время, как мы и говорили, формируется дополнительная финансовая возможность: половину доходов выше $50 за баррель мы можем инвестировать в дополнительное развитие бизнеса, прежде всего в России.

   За рубежом компания определила для себя ряд провинций: Мексиканский залив, в котором наши геологи поняли уникальное строение. Скорее всего, в ближайшее время мы с Eni подпишем стратегическое партнерство по объединению активов в Мексике.

   Мы активно работаем над новыми проектами в Западной Африке, в том числе в Нигерии. Мы приняли несколько решений по переходу в новую стадию разработки проектов в Гане с новыми акционерами нашего блока «Тано» - компанией Aker. Там готовится предпроектная стадия. Кроме того, мы бурим разведочные скважины в Камеруне: одна пробурена, бурится вторая, с помощью которой мы сможем более точно определить запасы.

   - Будет ли компания менять долю международных и российских проектов в портфеле?

   - В соответствии со стратегией мы планируем до 20% от общих инвестиций направлять на зарубежные проекты. Сегодня мы готовимся к развитию Блока 10 в Ираке. Завершаем в этом году доразведку на нем ранее открытого крупного месторождения. Кроме того, мы приняли решение начать реализацию второго этапа проекта «Западная Курна - 2». Сейчас мы завершаем добычу на горизонте Мишриф и начинаем добычу на следующем - Ямаме. Наши планы такие: в ближайшие 1-1,5 года вывести добычу с этого горизонта на 50 000 баррелей в сутки. И достичь в целом по «Западной Курне - 2» показателя 450 000 баррелей в сутки, как и планировалось в соглашении с иракским правительством.

   - Соглашение с правительством Ирака по Курне не меняется? Какая там компенсация?

   - Пока соглашение не менялось. По действующим сервисным контрактам компенсация на «Западной Курне - 2» составляет $1,15 за баррель. А по Блоку 10 компенсация предполагается лучше - порядка $6. Сейчас на месторождении мы завершаем геолого-разведочный период и приступаем к обсуждению проекта обустройства.

   - Что планируете делать с трейдером Litasco?

   - Ничего пока не будем делать. Мы анализируем все варианты: от продажи менеджменту до вывода компании на биржу. Пока, в связи с темой санкций, мы отложили эти вопросы. На данный момент рассчитываем сохранить актив в рамках группы «Лукойл».

   «МЫ ДОВОЛЬНЫ ОТНОШЕНИЯМИ С «ГАЗПРОМОМ»

   - Не хотите принять участие в каком-либо СПГ-проекте в России?

   - Я так не думаю, мы сегодня очень довольны теми отношениями, которые у нас сложились с «Газпромом». Мы продаем им весь газ. И «Газпром» эффективно его реализует. Мы заключили соглашение с «Газпромом» о создании крупного совместного добывающего предприятия, сейчас ведется техническая работа. Надеемся, что в I квартале завершим работу: там три крупных месторождения в Ненецком автономном округе с запасами 280-300 млрд куб. м. У нас СП по добыче, а продавать газ будет «Газпром».

   - Вы одна из немногих компаний, которая весь свой газ продает «Газпрому». А не пытаетесь откусить его долю на внутреннем рынке. Почему?

   - Это приносит взаимное удовлетворение. Мы своевременно получаем деньги, у нас не было вопросов с неплатежами, у нас нет ограничений по объему продажи газа.

   - То есть это не вы заказали ЦСР исследование о либерализации экспорта газа?

   - Нет, не мы. Нас во взаимоотношениях с «Газпромом» все устраивает.

   «АКЦИОНЕРЫ ОЦЕНИЛИ»

   - До конца года вы должны погасить крупный квазиказначейский пакет. После этого менеджеры утратят прямой контроль над компанией. Будете стремиться вернуть его, возможно, за счет обратного выкупа акций?

   - Нет, мы никогда не ставили цель сделать из «Лукойла» частную компанию. Мы могли сделать это и в 90-е гг., это бы стоило гораздо меньше, все инвестфонды тогда предлагали: возьмите деньги, выкупите контроль. Сегодня «Лукойл» - публичная компания, и для нас абсолютно комфортна нынешняя структура акционеров. Независимые акционеры к нам, менеджменту, лояльны. Совет директоров с пониманием относится и к трудностям и, самое главное, к той стратегии, которую мы им продемонстрировали. Вы увидели, как отреагировал рынок, когда мы сделали презентацию новой стратегии?

   - Ну да, вы тогда обогнали «Роснефть»...

   - Акционеры оценили. И сейчас компания динамично развивается и растет ее акционерная стоимость. Мы никогда не стремились приобрести контрольный пакет. Стояла другая задача - чтобы [миноритарные] акционеры компании были лояльны к менеджменту, лояльны к крупным акционерам, чтобы не было антагонизма между миноритариями и мажоритариями. Мы этого достигли. За 25 лет у нас не было ни одного внутрикорпоративного конфликта. Между советом директоров и менеджментом, между мной и Леонидом Федуном тоже не было. (Смеется.)

   - О выкупе вашей доли в «Лукойле» никто не спрашивал?

   - Нет. А потому что знают мой характер и не спрашивают. Просто знают, что пакет мной не продается. И он не делится. Я все-таки сторонник того, чтобы компания оставалась независимой.

   - Вы и наследникам не дадите поделить... Хотя по поводу наследования были и другие способы, в том числе так называемая Giving Pledge (клятва доверия), которой воспользовались Билл Гейтс, Уоррен Баффетт.

   - Это все одно и то же - чтобы не позволить размыть пакет акций. Я это тоже решил через институт завещания. Я решил, что мой пакет не делится.

   - Но у Giving Pledge основная цель - отправить доходы на благотворительность...

   - Мы, наверное, еще не так развиты, чтобы все доходы дарить. Но мои наследники будут ограничены в доходах от моих акций. Управлять пакетом будет независимый совет. А доходы будут получать наследники с ограничениями. Владеть пакетом они смогут только через семь лет. Хотя, дай бог, я долго еще проживу. (Смеется.)

   - Очень вам желаем! А как идет подготовка преемника?

   - Сложный вопрос. В любом случае он будет из системы «Лукойла».

   ***

   ПАО «НК «ЛУКОЙЛ»

   Акционеры (данные компании на 31 декабря 2017 г.): менеджмент (34,2%, в том числе Вагит Алекперов - 23,13%, Леонид Федун - 9,91%), дочерняя структура компании Lukoil Investments Cyprus Ltd. (16,57%), остальные акции - в свободном обращении.

   Капитализация - 4,27 трлн руб.

   Финансовые показатели (МСФО, первое полугодие 2018 г.):

   - выручка - 3,7 трлн руб.,

   - чистая прибыль - 276,4 млрд руб.

   Операционные показатели (первое полугодие 2018 г.): добыча нефти -42,8 млн т, газа - 16,1 млрд куб. м, производство нефтепродуктов - 34,1 млн т.

   Доказанные запасы (на 31 декабря 2017 г.): нефти - 12,1 млрд баррелей (1,7 млрд т), газа - 23,6 трлн куб. футов (668 млрд куб. м).

   ***

   Вагит АЛЕКПЕРОВ

   Родился в 1950 г. в Баку. Окончил Азербайджанский институт нефти и химии по специальности «горный инженер по технологии и комплексной механизации разработки нефтяных и газовых месторождений»

   1974 - работал в «Каспморнефти», за пять лет прошел путь от мастера по добыче нефти до замначальника нефтепромысла, с 1979 по 1987 г. работал на руководящих должностях в «Сургутнефтегазе» и «Башнефти»

   1987 - генеральный директор «Когалымнефтегаза»

   1990 - первый заместитель министра нефтегазовой промышленности СССР

   1992 - президент «Лангепасурайкогалымнефти» («Лукойл»)

Оригинал новости: Ведомости

Развернуть статью
РБК

Александр ПОДОЛЬСКИЙ: «В лидеры выходят компании, способные быстро внедрять цифровые решения»

Начальник департамента информационно-технологического обеспечения ПАО «ЛУКОЙЛ» рассказывает о том, как происходит цифровая трансформация нефтегазовой отрасли.

— Насколько российские нефтегазовые компании включены в процесс цифровой трансформации отрасли, в том числе в сравнении с глобальными игроками?

— Мировые лидеры нефтегазовой отрасли, например BP, Shell и ConocoPhillips, уже несколько лет инвестируют в различные компании, связанные с разработкой искусственного интеллекта, когнитивных технологий, вступают в партнерские отношения с лидерами в области создания платформ для цифровой трансформации.

Российские компании не отстают от западных коллег. Наша компания, например, активно вовлечена в процесс цифровизации. ЛУКОЙЛ прошел большой путь по разработке и внедрению информационных технологий. Сегодня ключевые бизнес-процессы группы автоматизированы, и через программу цифровой трансформации компания развивает возможности получения дополнительных эффектов.

В каждом сегменте бизнеса уже реализуется ряд инициатив, сформированы предложения по применению цифровых технологий. По состоянию на март 2018 года в ЛУКОЙЛе реализуются и эксплуатируются 18 цифровых проектов (также 11 проектов находятся на стадии тиража, в пилоте — 12 проектов, прорабатывается концепция по трем проектам). Подготовлено для рассмотрения 36 новых инициатив.

— В чем состоит стратегия ЛУКОЙЛа по цифровизации деятельности компании?

— Важно понимать, что в ближайшие пять—десять лет в отрасли произойдут серьезные перемены, связанные с развитием информационных технологий: цифровых двойников, роботизации, искусственного интеллекта. В лидеры отрасли выходят компании, способные быстро внедрять новые технологические решения. На непрерывном внедрении инноваций базируется устойчивое развитие нефтегазовых компаний в эпоху четвертой индустриальной революции.

Основная цель цифровизации для ЛУКОЙЛа — рост эффективности вложений при увеличении технологической сложности нефтяного бизнеса. В этой связи мы анализируем отраслевые инициативы крупнейших нефтяных компаний, привлекаем экспертов, обладающих практическим опытом реализации проектов по цифровизации, а также разработчиков ИТ-решений. Один из ключевых партнеров ЛУКОЙЛа по цифровой трансформации — компания SAP.  Мы взаимодействуем с 1996 года, а в 2016-м подписали меморандум о сотрудничестве в области информационных технологий.

По мере истощения мировых запасов традиционной нефти будут увеличиваться объемы высокотехнологичной добычи. В сегменте геологоразведки и добычи цифровизация призвана обеспечить суперэффективную разработку месторождений. Помимо роста добычи и снижения затрат ожидается также снижение геологических рисков.

Цифровизация в секторе переработки позволит раскрыть потенциал имеющейся производственной базы — минимизировать количество персонала на площадках, обеспечить энергоэффективность. Также будет обеспечена возможность оптимизации производства под контролем экспертов за счет использования единой корпоративной платформы для сбора, хранения и обработки данных.

— Какие ресурсы будут направлены на цифровую трансформацию? Как будут распределены инвестиции и ответственность?

— Сокращение затрат в определенной степени достигается за счет использования новых технологических и функциональных возможностей ПО. Так, за счет перехода на платформу SAP HANA мы ожидаем сокращение совокупной стоимости владения информационной системой управления (ИСУ), поскольку снизятся затраты на разработку новых приложений и поддержку существующего ландшафта, общая стоимость поддержки и сопровождения.

Для обеспечения требований по раскрытию информации мы реализуем проект «Налоговый мониторинг». Кроме того, мы внедрили проект «Система управления закупками» на основе SRM, его задача — оптимизация процессов проведения тендеров в компании и создания веб-ориентированной системы для совместной работы над тендерной документацией.

— Какие из разрабатываемых ЛУКОЙЛом месторождений можно назвать цифровыми (интеллектуальными) и что это значит на практике?

— Целый ряд элементов, присущих интеллектуальным месторождениям, уже внедрен на наших предприятиях — в «ЛУКОЙЛ-Пермь», «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», «ЛУКОЙЛ-Коми», РИТЭК.

Одним из ключевых элементов внедренных там систем являются центры интегрированных операций (ЦИО). Их деятельность направлена на централизацию обработки и анализа производственных данных. В ЦИО производится интегрированное планирование мероприятий по сокращению потерь и оптимальному использованию ресурсов.

Если говорить о результатах, то, например, внедрение экспертной информационно-аналитической системы в «ЛУКОЙЛ-Пермь», согласно прогнозам на 2018 год, позволит увеличить добычу нефти по месторождениям Центральной инженерно-технологической службы «Полазна», а также повысить качество планирования бюджетов.

— Какие из новейших технологий позволяют достигать более глубокой переработки сырья, повышения качества конечной продукции?

— На глубину переработки нефти прежде всего влияют технологии, применяющиеся на новых установках по вторичной переработке нефти: гидрокрекинг, гидроочистка дизельного топлива, каталитический риформинг, изомеризация и др.

В настоящее время на всех предприятиях нефтепереработки и нефтехимии компании ЛУКОЙЛ внедряются системы Advanced Process Control, отвечающие за автоматизированное управление технологическими процессами на базе многопараметрических регуляторов с прогнозированием на основе строгих динамических моделей.

Одним из ключевых проектов в сегменте переработки сегодня является создание цифровых двойников технологических объектов и цифрового НПЗ в целом. Для внедрения этих технологий компания прежде всего планирует провести анализ накопленных производственных данных, построение математических моделей, внедрить элементы Machine Learning и предиктивной аналитики, создать архитектуру решения Data Science.

— Можно ли уже сейчас говорить об эффективном применении в нефтегазовых компаниях интернета вещей, анализа больших данных, блокчейна?

— Технологии промышленного интернета вещей сегодня отвечают за сбор и передачу данных. В момент бурения сенсор на глубине несколько километров под землей фиксирует десятки параметров пласта, а затем передает их наверх по каналу связи. Математическая модель, получаемая с помощью технологий интернета вещей, позволяет просчитать стоимость разработки месторождения, что полностью меняет экономику проектов в нефтегазовой отрасли.

Преимущества использования больших данных отличаются в зависимости от производственного процесса. Например, в геологоразведке это прежде всего моделирование и предсказание наиболее вероятных участков добычи с потенциальными объемами сырья. Большие данные в добыче — это сбор и обработка данных в целях оптимизации использования оборудования и способов добычи. В секторе переработки — улучшение методов и результатов переработки сырья, а также возможность предиктивного ремонта оборудования. При сбыте использование больших данных позволяет прогнозировать спрос.

На основе технологий блокчейн мы рассматриваем возможность внедрения логистической платформы, предполагающей создание распределительной инфраструктуры для всех участников цепочки поставок, отслеживание грузов в режиме реального времени и автоматизацию контроля соблюдения условий транспортировки. В целом о технологии блокчейн можно сказать, что в некотором смысле она могла бы заменить традиционные клиринговые и расчетные процессы. Благодаря ее использованию повышается уровень информационной безопасности и сокращается дублирование ввода информации.

— Крупнейшие компании, ЛУКОЙЛ в их числе, участвуют в таких мероприятиях, как Международный нефтегазовый саммит SAP. Чем ценны такие площадки?

— ЛУКОЙЛ является участником практически всех ключевых мероприятий нефтегазовой отрасли и ИТ. Такие мероприятия необходимы компании по целому ряду причин. Прежде всего, это площадки для обмена опытом, обсуждения актуальных проблем, знакомства с достижениями и внедряемыми инновационными решениями в области информационных технологий. Они объединяют лучших специалистов крупнейших компаний, что дает возможность не только изучать вопросы развития ИТ в мировой нефтегазовой отрасли, но и анализировать тенденции развития этого рынка.

Оригинал новости: РБК

Развернуть статью
ТАСС

Вагит АЛЕКПЕРОВ: «Надо добывать нефть из любых месторождений, если это необходимо стране»

Президент Компании «ЛУКОЙЛ» в интервью ТАСС на Петербургском международном экономическом форуме рассказал об основных направлениях новой стратегии компании, проектах за рубежом и в России, перспективах отрасли, ценах на нефть и налогообложении.

— Начнем с того, что вы сейчас готовите новую стратегию. Есть уже понимание того, что в ней изменится, на чем компания сконцентрируется, какие основные изменения будут в ее деятельности?

— Мы надеемся, основные работы по стратегии пройдут уже в июле-августе. У меня есть идея собрать всех наших руководителей в конце сентября в городе Когалыме для того, чтобы обсудить её в течение двух-трех дней. Чтобы посекционно мы смогли более детально проработать её и уже в ноябре вынести на совет директоров. Самые главные акценты в стратегии делаются на геологоразведке и добыче нефти, точечно мы будем рассматривать, конечно, нефтехимию, мы рассматриваем монетизацию наших газовых каспийских активов на площадке комплекса в Буденновске. Мы окончательно выдержим все параметры нашей дивидендной политики, это будет концептуально внесено в стратегию развития компании, то есть мы будем все эти годы ответственны перед нашими акционерами.

У нас амбициозные планы по развитию наших проектов на территории Ирака, все-таки геологоразведка десятого блока дала очень хороший результат. Сегодня уже 7 млрд баррелей мы видим после бурения двух разведочных скважин, уже заложена следующая, третья скважина. Наши геологи уверены, что будет увеличение запасов. Мы активно работаем над проектами в Иране, и я надеюсь, что осенью будут готовы и технологические, и, если будет готов закон, экономические параметры. Хотя у нас постоянно идут переговоры, уточнения. Мы готовы, но, к сожалению, пока закона нет. 

— Раньше вы говорили, что подписание контрактов с Ираном возможно осенью, этот срок сохраняется?

— Выборы прошли, практически преемственность сохранена, мы надеемся, что все-таки к осени, как и было ранее заявлено, мы получим окончательное решение. Может быть, это даже будет не закон, а акцептованный контракт, который экономически будет нас стимулировать на инвестиции.

— Если оптимистично, то это октябрь-ноябрь?

— Да, где-то так. Конечно, всё равно в нашей стратегии заложено развитие российских активов. То есть Северный Каспий продолжает развиваться и продолжает нас радовать, мы продолжим геологоразведочные работы, будем вводить новое месторождение Ракушечное. Поэтому работы много, десятилетка будет наполнена планами. И красной нитью проходит обеспечение свободного денежного потока на протяжении всех 10 лет.

— Если говорить об оптимизации активов, вы рассматривали вариант продажи АЗС, но отказались от него, тогда какие еще есть варианты? И что будете делать с АЗС? Может быть, вернетесь к идее их сдавать в аренду?

— Мы продолжаем оптимизировать наши активы. Вы знаете, мы сперва продали объекты в Венгрии, Чехии, Словакии, сейчас на Украине; Литва, Латвия, Эстония, Польша — это те активы, которые не интегрируются в нашу сырьевую базу, в наши потоки нефтепродуктов.

Мы рассматриваем российский рынок. Сегодня после налогового маневра крайне низкая маржа на АЗС. Плюс имиджевые риски, постоянно мы находимся под давлением и антимонопольного комитета, и в стратегии мы заложили то, что в связи с той низкой маржой и теми рисками, которые существуют, рекомендации на правление за десятилетие продать эти активы и сконцентрироваться на геологоразведке. Правление рассматривало, пока мы отложили этот вопрос и в десятилетнюю стратегию по российской рознице он не вносится, но над ним постоянно работаем. Что касается других активов, у нас есть низкорентабельные нефтяные месторождения, которые находятся в поздней стадии разработки и из-за мощности не представляют для нас интереса в будущем. Мы будем их, конечно, тоже продавать, потому что они очень низкомаржинальные для нас. 

— Есть кто-то, кто интересуется?

— Конечно. Весь мир активы покупает, продает, поэтому это естественный процесс.

— Вы продаете, а что-то купить не планируете?

— Рассматриваем, но сегодня нет явно выраженных объектов. Поэтому тот денежный поток, который мы имеем в будущем по проекту нашей десятилетней стратегии, позволяет делать крупные приобретения. Но при всем при том мы сохраним свободный денежный поток.

— То есть, если появится хорошее предложение на рынке для покупки, это будет добыча или переработка?

— Добыча. Только добыча и геологоразведочные работы. 

—​ С Ираком давно ведете переговоры о пересмотре контракта. За последнее время у вас сблизились позиции?

— Это не только мы ведем переговоры. Все операторы проектов, которые находятся на территории Ирака, ведут переговоры о корректировке этих контрактов. Пока все находятся в одной стадии. Иракское правительство ведет эту работу, но пока продвижения, к сожалению, нет. Мы надеемся, что в июне-июле консультанты дадут какие-то варианты министерству нефти Ирака, что они будут рассмотрены и с нами обсуждены. Надеемся, что их процент будет оптимизирован. Но пока продвижения нет. 

— Но в позиции самого Ирака это чувствуется?

— Они чувствуют, что нужны какие-то изменения, потому что разочарование инвесторов есть, новых проектов нет.

— В случае изменения условий контрактов в более привлекательную для вас сторону вы готовы ещё что-то смотреть в Ираке?

— Мы готовы, конечно, и смотреть новые геологоразведочные проекты, и рассматривать совместно с иракской стороной интенсификацию разработки месторождений.

— Есть какие-то объекты, которые вас уже интересуют, с условием изменения контракта?

— Пока блок десятый мы рассматриваем, он очень перспективный, мы рассматриваем ряд территорий, которые находятся на севере от Западной Курны-2, хотели бы провести там геологоразведку. Но все упирается в то, какая будет наша финансовая составляющая.

— Они какие-то данные предоставили по этим объектам на севере?

— Пока нет. Пока мы ведем переговоры, надо решить этот вопрос. 

— Если говорить о проектах в России, ЛУКОЙЛ первым начал реализовывать амбициозный проект на Таймыре. На какие результаты рассчитываете?

— Сейчас забой скважин составляет где-то около 1800 метров, то есть бурение идет в штатном режиме. Скважина будет первая и достаточно непростая, буриться будет достаточно медленно, потому что там неизвестный геологический разрез. И глубина впечатляющая — около 5000 метров. Когда мы входили в проект, наши геологи выбрали эту территорию, используя все исторические геологические материалы советского периода и новейшей истории. Выбрали по признакам того, что там должно быть сосредоточено от 50 до 200 млн тонн запасов. Если это подтвердится, тогда, конечно, можно делать экономическую модель, встанет вопрос, как разрабатывать месторождение, как транспортировать продукцию до потребителя. У нас есть три варианта. Первый — это труба до ВСТО совместно с "Транснефтью", второй — нефтепровод на Ванкор в сторону "Роснефти" совместно с "Роснефтью", конечно. И третий вариант — строительство терминала и вывоз нефти по Северному морскому пути по принципу Варандейского терминала, опыт у компании в этом достаточно хороший есть. Совместно с "Новатэком" можно формировать караван по доставке грузов до потребителя. Все эти варианты можно оценить после того, когда будут известны запасы.

— Недавно вы обращались к руководству страны с просьбой объявить новые тендеры на шельфе Балтики, насколько этот регион перспективен для компании?

— Мы ведем там геологоразведку. Смотрим в основном прибрежные участки. Это небольшие месторождения с запасами от 500 до 1,5 млн тонн, но с действующей инфраструктурой они могут быть экономически эффективными.

— Сейчас Россия участвует в соглашении с ОПЕК по сокращению добычи нефти. Как вы оцениваете влияние этих договоренностей на рынок и цену нефти? 

— Что касается сделки с ОПЕК, мы исполним те решения, которые будут нам предписаны Министерством энергетики России. Считаем, что на сегодня это осознанное действие, направленное не на повышение, а на стабилизацию цены, что даст возможность и производителям, и потребителям в настоящий период и в будущем не иметь стрессов от резких скачков нефти вверх и вниз. Надеемся, что цена в среднем сохранится на уровне $55 за баррель к 2018 году. В дальнейшем будет рост, наверное, учитывая дефицит. Мы не видим цифр каких-то астрономических, выше $60, в ближайшие три года, потому что достаточно эффективно развиваются энергосберегающие технологии, альтернативная энергетика. Достаточно активно развиваются нетрадиционные месторождения. Плюс стабильная цена $55–60 нашу компанию устраивает даже в стратегический период.

— То есть в десятилетней стратегии вы ориентируетесь на $60?

— Да, потому что мы тоже участвуем в проектах альтернативной электроэнергии, в том числе строим пилотную на территории Российской Федерации солнечную электростанцию. Поэтому мы имеем сейчас возможность вести диалог с другими странами, предлагая свои услуги.

— При высокой цене на нефть все надежды связывались с освоением арктического шельфа. Если цены не вернутся к уровню $100, при котором эти проекты рентабельны, в каком направлении будет развиваться отрасль? Ждать ли укрупнения игроков или наоборот?

— Нет, арктический шельф очень перспективный, но это, конечно, большие затраты. Соответствующая цена, конечно, будет объективной. Сегодня мы ориентируемся на понятие эффективности разработки наших действующих месторождений, увеличение коэффициента извлечения нефти или приведение его как минимум до 50%. Это огромный пласт работы, который мы пытаемся поднять. Второе — это так называемые традиционные запросы, которых у нас огромное количество. Мы сегодня создали не просто опытно-промышленные группы, мы ведем промышленную разработку баженовских пластов, испытываем все технологии, подыскиваем ключи к этим месторождениям, уже вложили серьезные деньги для промышленной разработки этих месторождений. Я уверен, что в ближайшие несколько лет "бажен" даст результат, возможность эффективно их разработать. Потому что технологии есть, их надо прилагать к конкретным месторождениям. Это наше будущее. 

— Как вы оцениваете возможное введение НДД (налог на добавленный доход. — Прим. ТАСС) для российской нефтяной отрасли? Что компаниям интереснее — адресные льготы или новая налоговая система?

— Я считаю, что, скорее всего, будет принят закон по НДД. Но мы должны понимать, что это эксперимент всего на пять лет, это всего-то 15 млн тонн. А мы вокруг него такой ажиотаж делаем нездоровый. Чего мы боимся? Минфин постоянно сопротивляется. Давайте проведем эксперимент, увидим эффективность. Ели её не увидим, вернемся к исходному.

— Как вы считаете, должна ли быть глобально новая налоговая система? Или вы поддерживаете адресные льготы?

— Если не будет глобально новой системы, мы не удержим добычу нефти на уровне. Нельзя работать вечно на льготах. Нужно новое законодательство, которое будет учитывать и инвестиции, и себестоимость производства, потому что все месторождения разные. Такой механизм самый хороший — это налог на добавленную стоимость. Надо иметь возможность добывать нефть из любых месторождений, если это будет необходимо стране.

Беседовала Евгения Соколова

Оригинал новости: ТАСС

Развернуть статью
Журнал «Коммерсант Власть»

ЛУКОЙЛ: пять пятилеток новой России

В 2016 году одна из крупнейших международных энергетических компаний, ЛУКОЙЛ, отмечает юбилей — 25 лет с момента создания. В истории компании как в зеркале отражены этапы становления и развития новой России.

Так же, как и страна в целом, компания преодолела трудности 1990-х, кризисы 2000-х и падение мировых цен на нефть 2010-х. ЛУКОЙЛ прошел путь от локального объединения нескольких разрозненных производств до крупнейшей международной корпорации с долей мирового рынка нефти 2%. Сегодня компания является вторым налогоплательщиком в стране, добывая и перерабатывая каждый шестой баррель российской нефти.

1991-1995

Менее чем за три недели до подписания Беловежских соглашений, обозначивших окончание целой эпохи под названием Советский Союз, 25 ноября 1991 года Совет министров РСФСР принял постановление о создании государственного нефтяного концерна "ЛангепасУрайКогалымнефть" (ЛУКОЙЛ).

Стремительно разваливавшаяся советская экономика и постепенный переход к рынку требовали новых хозяйственных решений. И если в газовой сфере был выбран путь создания более привычных форм — естественной монополии, то в нефтяной отрасли государство отважилось на эксперимент и сделало ставку на организацию конкурентной среды крупных игроков. Идеологию объединения как единственную стратегию выживания в стремительно меняющихся экономических реалиях предложил первый заместитель министра нефтяной и газовой промышленности СССР Вагит Алекперов.

В новый концерн вошли как добывающие предприятия "Лангепаснефтегаз", "Урайнефтегаз", "Когалымнефтегаз", так и перерабатывающие "Пермнефтеоргсинтез" и Волгоградский НПЗ. Так был создан первый в России вертикально интегрированный холдинг, объединяющий предприятия всей технологической цепочки, президентом которого в декабре того же года был избран Вагит Алекперов.

ЛУКОЙЛ стал пионером нефтяного комплекса России. Уже позже во многом благодаря удачному старту вслед за ним были образованы такие крупные участники этого сектора экономики, как ЮКОС, "Татнефть", "Башнефть", "Сургутнефтегаз", ТНК, "Роснефть" и др. Добиваться успеха в условиях открытого, но еще далеко не сформировавшегося рынка было намного труднее, но в итоге именно сильная конкуренция помогла не только устойчивому развитию нефтегазовой промышленности, но и усилила отрасль в целом, что помогло в дальнейшем пережить падение мировых цен на нефть.

Уже через год после создания ЛУКОЙЛа, несмотря на крайне сложные, почти экстремальные условия работы, кризис неплатежей и гиперинфляцию, были введены в эксплуатацию два новых месторождения — Восточно-Придорожное и Грибное.

Успешно сделав первые, самые сложные, шаги, в 1993 году постановлением правительства РФ ЛУКОЙЛ из концерна превратился в нефтяную компанию.

Новым вызовом стал 1994 год, который ознаменовался началом тотальной приватизации. ЛУКОЙЛ провел первые приватизационные торги, а затем его акции начали обращаться на вторичном рынке. Акционерами компании стали более двухсот тысяч россиян из почти всех регионов страны.

Одним из главных отличий компании от многих конкурентов стала ее изначальная направленность на внешние рынки. ЛУКОЙЛ не просто присутствовал за рубежом, но и на самых ранних этапах своего развития был заинтересован в работе и активном продвижении на внешних рынках. Сначала это были страны СНГ и Прибалтика. Первым крупным международным проектом стала разработка нефтяного месторождения Азери--Чираг--Гюнешли в азербайджанском секторе Каспия. Затем были созданы совместные предприятия с итальянской корпорацией Agip S.L.A. и казахстанской госкомпанией "Южнефтегаз".

География ЛУКОЙЛа постоянно расширяется, и сейчас можно смело говорить о том, что в сфере интересов компании находится весь мир, а спектр услуг необычайно широк — от разработки новых месторождений до крупных сетей АЗС в разных странах.

Но вернемся в середину 90-х. Параллельно с первыми шагами на внешних рынках ЛУКОЙЛ активно наращивал свои мощности и внутри страны. В те годы к компании присоединились "Нижневолжскнефть", "Пермнефть", "Калининградморнефтегаз", "Астраханьнефть", "Астраханьнефтепродукт", "Волгограднефтепродуктавтоматика", а также НИИ "Ростовнефтехимпроект".

Тогда же ЛУКОЙЛ сделал еще один примечательный шаг, который сейчас уже воспринимается как должное, но в то время это было абсолютно в диковинку. Компания стала пионером в социальной сфере, создав в 1993 году первый в отрасли благотворительный фонд.

В 1995 году пришел еще один знаковый успех — ЛУКОЙЛ стал первой российской компанией, получившей разрешение на выпуск депозитарных расписок первого уровня (АДР), предназначенных для реализации на американском фондовом рынке.

1996-2000

Этот период для компании ознаменовался бурным ростом количества международных проектов. Вслед за приобретением 5% акций крупнейшего азербайджанского проекта "Шах-Дениз" ЛУКОЙЛ получил 15% участия в проекте по разработке Карачаганакского месторождения газа и газового конденсата в Казахстане. В 1997 году компания подписала с Министерством нефти Ирака контракт на разработку нефтяного месторождения Западная Курна-2. Но реализация проекта не была начата из-за международных санкций против Ирака.

В 1998 году компания получила контроль над нефтеперерабатывающим комплексом "Петротел" в Румынии. А в следующем году в Болгарии было подписано соглашение о покупке 50% пакета акций НПЗ в Бургасе. В 1999 году ЛУКОЙЛ приобрел контрольный пакет акций Одесского нефтеперерабатывающего завода.

Экспансия продолжилась и на внутреннем рынке. В 1999 году ЛУКОЙЛ приобрел 100% акций "КомиТЭКа" и нефтехимическое предприятие "Саратоворгсинтез".

Несмотря на сложное экономическое положение 1990-х годов, ЛУКОЙЛ на свой страх и риск начал разведку на севере Каспийского моря - в российской акватории, которая считалась бесперспективной. В течение нескольких лет компания открыла в этом районе восемь крупных месторождений нефти и газа.

Вагит АлекперовНаша страна счастливая, потому что имеет колосальные запасы нефти и газа. И самое главное, что мы имеем собственные технологии, собственный уникальный персонал

Поиски новой ресурсной базы привели компанию на русский Север, в Тимано-Печору. В состав ЛУКОЙЛа вошли "Архангельскгеолдобыча", "Нобель-ойл", "Парманефть" и "КомиТЭК".

Эта пятилетка для компании стала началом строительства собственного нефтеналивного флота. Первый танкер "Когалым" был спущен на воду в 1996 году. Затем появились "Лангепас" и "Урай", обеспечившие доставку нефти и нефтепродуктов в Черном и Средиземном морях. А для выполнения Северного завоза и реализации проектов в Тимано-Печоре были построены танкеры усиленного ледового класса.

В 1997 году компания перешагнула через океан. 28 июля 1997 года была открыта первая АЗС ЛУКОЙЛ в американском штате Вирджиния. Год спустя масштабная работа была оценена престижной Международной премией Института исследований "Восток-Запад" за заслуги в руководстве экономическими преобразованиями. В 2000-м ЛУКОЙЛ завершил сделку по приобретению компании Getty Petroleum Marketing Inc., которой принадлежало более тысячи заправок на северо-востоке США.

В 2000 году ЛУКОЙЛ перешел на международные стандарты финансовой отчетности, а также открыл промышленные запасы углеводородов на структуре Хвалынская лицензионного участка Северный в Каспийском море с помощью собственной самоподъемной буровой установки "Астра". В приветствии президента РФ Владимира Путина было сказано: "Благодаря профессионализму и отличной работе специалистов российской нефтяной компании ЛУКОЙЛ, проводившей бурение, сделан решительный шаг в освоении углеводородных запасов области. Убежден, что это не только благотворно повлияет на развитие юга России, но и будет способствовать усилению геополитического влияния нашей страны в Каспийском регионе".

2001-2005

Глобальная задача, поставленная перед компанией в новом XXI веке,— стать одним из лидеров мировой энергетики, работая в интересах всего общества. Для ее достижения ЛУКОЙЛ вводит новые стандарты в области экологии. Совместно с компанией "ПетроАльянс" создается глобальная корпоративная информационная система разведки и разработки месторождений нефти и газа. На всех предприятиях группы ЛУКОЙЛ вводится система экологического управления, которая в 2001 году была сертифицирована на соответствие требованиям международного стандарта ISO 14001. В 2002 году первой среди крупных российских корпораций ЛУКОЙЛ принимает свой социальный кодекс, учитывающий требования международного стандарта SA "Социальная ответственность".

В 2001 году были совершены новые крупные приобретения: "Ямалнефтегаздобыча" и Локосовский ГПЗ.

В 2002 году ЛУКОЙЛ стал первой российской компанией, получившей полный вторичный листинг на Лондонской фондовой бирже. Также в этом году началось строительство собственного терминала в порту Высоцк Ленинградской области.

В 2003 году ЛУКОЙЛ приобрел сербскую "Беопетрол" и расстался со своей долей в одном из первых зарубежных проектов Азери--Чираг--Гюнешли. В географии ЛУКОЙЛа появились новые страны: компания подписала договор с норвежской Norsk Hydro о совместной геологоразведке блока Анаран в Иране; выиграла аукцион на освоение морских блоков Северо-Восточный Гейсум и Западный Гейсум в Египте, начала разработку месторождений газа в Саудовской Аравии, подписала меморандум о взаимопонимании с Национальной нефтегазовой компанией Венесуэлы.

В церемонии открытия АЗС ЛУКОЙЛ в центре Нью-Йорка принял участие президент Владимир Путин.

В 2004 году началась промышленная эксплуатация нефтяного месторождения Кравцовское на шельфе Балтийского моря. Для этого была построена первая собственная добывающая платформа на российском шельфе, спроектированная и построенная силами отечественных проектных и производственных организаций.

В 2005 году компания приобрела фирму Nelson Resources, работающую в Казахстане, и ввела в эксплуатацию Находкинское газовое месторождение.

Весной 2005 года ЛУКОЙЛ начал процесс трансформации из специализированной нефтяной в нефтегазодобывающую компанию. В апреле в Ямало-Ненецком автономном округе состоялась торжественная церемония пуска в эксплуатацию Сеноманской газовой залежи Находкинского месторождения.

2006-2010

В 2006 году ЛУКОЙЛ открыл гигантское многопластовое нефтегазоконденсатное месторождение в северной части Каспийского моря, ставшее крупнейшим в истории нефтегазодобычи новой России. Оно было названо в честь известного советского нефтяника Владимира Филановского. За столь важное для страны достижение — открытие новой нефтегазоносной провинции — компания во главе с Вагитом Алекперовым получила премию правительства Российской Федерации в области науки и техники.

Еще одним важным достижением ЛУКОЙЛа стал ввод в эксплуатацию в 2007 году газового промысла Хаузак в Узбекистане. Годом позже запущен ледостойкий отгрузочный причал в составе Варандейского терминала в Баренцевом море. Он стал последним этапом масштабного проекта по созданию нового транспортного коридора для экспорта морским путем нефти, добываемой ЛУКОЙЛом в Тимано-Печоре.

В эти годы сама компания кардинально меняется. В 2008 году, несмотря на крупнейший с начала века мировой экономический кризис, когда цена на нефть всего за несколько месяцев опустилась со $144 до $36, ЛУКОЙЛ трансформируется из нефтегазовой компании в энергетический холдинг. Компания в очередной раз расширила сферу деятельности и приобрела пакет акций акционерного общества ЮГК ТГК-8, объединяющего теплоэлектростанции на юге России.

Свой юбилей ЛУКОЙЛ встречает в статусе одной из крупнейших энергетических компаний мира

В 2009 году было завершено обустройство нефтегазового месторождения имени Юрия Корчагина в Каспийском море. Была построена ледостойкая морская стационарная платформа. Начальные извлекаемые запасы нефти были определены на уровне 29,6 млн т, газа — на уровне 62,9 млрд куб. м. Фактические инвестиции на разработку составили 84,5 млрд руб.

В том же году ЛУКОЙЛ открыл в Санкт-Петербурге первую заправку, которая позволяет заправляться как автомобилям, так и маломерным судам. В Красной Поляне, которая тогда была еще совсем не похожа на нынешний респектабельный курорт, компания открыла полностью автономную АЗС, работающую от солнечной энергии.

Уже в апреле следующего года ЛУКОЙЛ добыл в российском секторе Каспийского моря первую нефть. В церемонии запуска эксплуатации месторождения имени Ю. Корчагина принял участие Владимир Путин.

Наконец началась долгожданная реализация проекта по освоению крупнейшего в мире месторождения Западная Курна-2 в Ираке, замороженного еще с 1997 года. ЛУКОЙЛ вновь победил в тендере, проведенном уже новым правительством страны.

2011-2016

Накануне двадцатилетия компании 6 сентября 2011 года в Западной Сибири на месторождении Дружнинской группы была добыта юбилейная, 1,5-миллиардная тонна нефти.

В 2012 году созданы два новых научно-технических центра, призванных укрепить позиции ЛУКОЙЛа среди ведущих энергетических компаний мира. В том же году на месторождении имени Филановского на севере Каспийского моря впервые была произведена операция гидроразрыва пласта в море. На основании полученных результатов был выполнен прогнозный расчет вариантов освоения запасов нефти и ввода ее в разработку с дополнительными 44 млн т запасов.

А в 2013 году ЛУКОЙЛ впервые в мире для добычи тяжелой нефти реализовал проект встречного термогравитационного дренирования пласта (ТГДП) в системе горизонтальных скважин на Лыаельской площади Ярегского месторождения в Республике Коми.

В пятой пятилетке ЛУКОЙЛ продолжил наращивание зарубежных активов. В 2013 году компания стала участником двух перспективных нефтегазовых проектов на континентальном шельфе норвежского сектора Баренцева моря. На следующий год началась промышленная добыча нефти на месторождении Западная Курна-2.

В тот же год состоялся ввод в эксплуатацию Имилорского месторождения, одного из крупнейших новых месторождений Западной Сибири. В условиях падающей добычи нефти в регионе освоение Имилорского месторождения имеет стратегическое значение для устойчивого развития российского нефтяного рынка.

29 декабря 2015 года ЛУКОЙЛ впервые в своей истории преодолел рубеж годовой добычи нефти в 100 млн т.

В 2016 году в промышленную эксплуатацию были введены Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе и нефтяное месторождение имени Филановского в Каспийском море. В церемонии ввода последнего вновь принял участие президент РФ Владимир Путин.

В ноябре этого года добыта двухмиллиардная тонна нефти, а сама компания в четвертый раз получила звание "Лучший экспортер России".

К 25-летнему юбилею ЛУКОЙЛ подошел в статусе самой большой частной компании в России и одной из крупнейших энергетических компаний мира. В компании работают более 100 тыс. человек, а география присутствия насчитывает более 40 стран.

Планы на будущее у компании, как и все эти годы, остаются очень амбициозными. Инвестиции в течение десяти лет должны достигнуть уровня в $100 млрд, рассказал Вагит Алекперов в интервью "Коммерсанту". В июне 2016 года он был переизбран на свой пост еще на пять лет. А значит, впереди новая пятилетка и новые достижения.

Оригинал новости: Журнал «Коммерсант Власть»

Развернуть статью
Коммерсант

Вагит АЛЕКПЕРОВ: «Период "один на один" с государством мы уже проходили»

Президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов о покупке "Башнефти", росте налогов и новых проектах.

ЛУКОЙЛ в этом году был главным претендентом на покупку госпакета «Башнефти», но в последний момент правительство отложило продажу на неопределенный срок. О своем отношении к этой сделке, о планах правительства опять повысить налоги на нефтяников и о том, почему ЛУКОЙЛ не боится остаться единственной крупной частной нефтекомпанией в России, "Ъ" рассказал президент и основной владелец компании ВАГИТ АЛЕКПЕРОВ.

- Что произошло с приватизацией «Башнефти»? Вы были готовы купить госпакет в 50,1% акций, но в августе сделку отменили. Как вы интерпретируете эту ситуацию?

- Продажи таких масштабных активов, влияющих на социальную жизнь многих регионов, конечно, требуют политического решения. Это не просто актив, который можно поставить на полку и продать тому, кто даст больше денег. Здесь должен быть двусторонний подход. С одной стороны, существенные средства, потраченные участником на актив, плюс та работа, которая будет вестись с компанией после приобретения. Пока идет обсуждение в правительстве. Там еще не определились, мне кажется, с формой продажи: частями или целиком. Еще не объявлены ни конкурс, ни аукцион. Даже банки-консультанты сегодня не ведут консультации с потенциальными участниками, потому что нет решения о форме приватизации. Поэтому мы в стадии ожидания.

Мы заинтересованы в таком активе, но, как я всегда подчеркиваю, не любой ценой. Если кто-то ждет от нас любых денег - этого не будет. Конечно, будет четкий расчет. Есть реалии сегодняшнего рынка, стоимость нефти и экономика актива, из которых должна формироваться конечная цена. Поэтому изначально мы хотели бы получить от банка-организатора все исчерпывающие материалы, чтобы провести due diligence актива, а потом уже сделать свои предложения. Как я понимаю, это откладывается на более поздний период, скорее всего, работа будет вестись уже в следующем году.

- Оценка в 309 млрд руб., по-вашему, справедливая?

- Это все обсуждается. Продать собираются 51% «Башнефти», а что с остальным делать? По идее компания должна быть реструктуризирована, мы считаем всегда, что у инвестора должно быть 100%. Мы же не финансовый институт, который может сначала вложить деньги, потом продать пакет. Мы должны этим активом управлять и стремиться поднять его эффективность.

- Вы обсуждали потенциальную сделку с президентом России?

- Нет, не обсуждали. Мы заявили о своей заинтересованности, об этом все знают. Но в то же время, как я уже сказал, не любой ценой.

- Мы видим в последние годы тенденцию к огосударствлению нефтяной отрасли…

- Это уже давно произошло.

- Но одно дело, когда есть несколько государственных игроков, другое дело, если он один. Вы не боитесь в какой-то момент остаться в России один на один с «Роснефтью»?

   - Мы и были один на один. В ноябре 1991 года мы были первыми, кто пошел по пути приватизации. Нам в этом году 25 лет исполняется. Потом присоединились ЮКОС и «Сургутнефтегаз». Так что период «один на один» мы уже проходили. Думаю, сегодня в нашей стране полностью национализировать какую-то отрасль нецелесообразно, недальновидно и экономически неэффективно. Разные формы собственности на рынке дают возможность как правительству, так и международным аналитическим институтам делать какие-то выводы и прогнозы о развитии отрасли, сравнивать эффективность и ряд других факторов. Особенно в нашей отрасли, которая является определяющей для страны в данный исторический период. Огромные валютные поступления, которые мы генерируем, сегодня определяют и развитие многих секторов. Нужно дать возможность внедрять лучшие практики как на частных, так и на государственных предприятиях. Сегодня мы достаточно комфортно себя чувствуем. На нас не оказывается давление, и предложения (о поглощении.- "Ъ") не поступают.

- В бюджете, в том числе из-за отложенной продажи «Башнефти», образовалась дыра. В прошлом году ее заполнили дополнительными изъятиями из нефтегазового сектора. Сейчас речь идет о том, чтобы эти изъятия продолжить. Чего вы ожидаете от правительства?

- Мы прекрасно понимаем ситуацию с бюджетом. И понимаем, что на текущей степени развития отечественной промышленности и экономики наша отрасль будет одна из тех, к кому обратятся за дополнительными налогами и поступлениями. Скорее всего, это будет не чистое изъятие, а изменение системы налогообложения. То, что обсуждается сегодня,- НФР (налог на финансовый результат.- "Ъ"), НДД (налог на добавленный доход.- "Ъ"), перенос ряда налогов из экспортной пошлины в НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых.- "Ъ"). Фактически будет происходить увеличение рентных платежей. Но мы не ждем резкого роста налоговой нагрузки. Почему? Достаточно существенные изъятия уже были сделаны. Система налогового маневра, которая уже внедрена, практически сделала нефтеперерабатывающую отрасль России низкоэффективной. Отрасль, которая показывала достаточно хорошие результаты. Только наша компания за последние пять лет вложила около $10 млрд в нефтепереработку. Мы модернизировали все свои заводы, и наши коллеги сделали то же самое. Всего было потрачено около $100 млрд, и инвестиционный процесс не завершен.

Плюс мы вступили в период так называемой четвертой стадии разработки месторождений, расположенных на основных наших нефтяных провинциях. Это Западная Сибирь, Урал и Поволжье. В Восточной Сибири пока, к сожалению, ярких открытий нет. Там мы только вводим в разработку месторождения, которые были открыты в советский период. Уже на достаточно зрелом уровне находятся сахалинские месторождения. А к изучению арктического шельфа компании фактически даже не приступили. Это связано и с теми ограничениями, которые сегодня есть по работе в Арктике. А необходимый инструментарий, который нужно привлекать на глобальном рынке, достаточно сложный: ледовые буровые, сейсмоработы. Поэтому мы вступаем в так называемый период стабилизации добычи нефти и, может быть, даже ее естественного снижения. Таких ярких уже подготовленных проектов, как те, которые вводятся в этом году - Мессояхское месторождение «Роснефти» и «Газпром нефти», наши Пякяхинское месторождение на Ямале и имени Филановского на Каспии, к сожалению, нет. Чтобы подготовить и ввести месторождения такого масштаба, нужны сотни миллиардов рублей. Для этого должен быть источник, а мы сейчас ограничены в возможности привлечения международных кредитов. Российские рубли, в свою очередь, достаточно дорогие. Поэтому дополнительные изъятия могут привести к стагнации нашей отрасли, я не думаю, что правительство пойдет на это.

- Можно уже в цифрах оценить последствия налогового маневра?

- В этом году дополнительные изъятия из отрасли составили почти 200 млрд руб., плюс налоговый маневр дал снижение эффективности нефтепереработки почти на 75 млрд руб. только по нашей компании. Это 16% от общей нефтепереработки, так что можете сделать вывод, какую колоссальную потерю мы понесли за счет налогового маневра.

- Весной было повышение акцизов. Для вас это более комфортный вариант, чем изъятия через НДПИ?

- Нет, введение акцизов в период избирательной кампании к 2018 году было сделано Минфином с пониманием того, что мы не поднимем на такую же сумму цену на бензин, так как мы социально ответственная компания.

- То есть вы не полностью компенсировали акцизы через рост цен?

- На сегодня из 4 руб., на которые выросли акцизы, мы даже за год компенсируем максимум 2,2 руб. То есть 2 руб. потери, плюс инфляционная составляющая, а это 7%. Мы не стали компенсировать больше, потому что понимаем, что это может привести к социальному напряжению на рынке и нездоровым спекуляциям в адрес нашего правительства.

- Какова вероятность, что изменения налоговой системы для нефтяной отрасли будут зафиксированы в виде законопроекта в этом году?

- Сегодня достаточно сложно внедрять в нефтегазовой отрасли масштабную налоговую реформу. Мы предлагали сделать пилотные проекты. Перевести на НДД ряд месторождений от каждой компании на поздней стадии, ряд вновь введенных, начать их администрирование и посмотреть эффективность. Оценить, насколько они будут стимулировать инвестиции, более активно развиваться по отношению к старым месторождениям, чтобы потом плавно переходить на новую систему. Такой плавный переход, скорее всего, реален. Но мы боимся одного: как бы при этом переходе у нас снова не увеличилась налоговая нагрузка. Как правило, наши отношения с Минфином сводятся к тому, что мы долго и муторно разрабатываем новую налоговую реформу, а после ее внедрения только теряем деньги. А если это ведет к потере денег, значит, ничего не меняет.

- Какой актуальный уровень ваших консультаций с Минфином и Минэнерго и чего вы ждете от этих обсуждений?

- Мы хотим прийти хотя бы к нулю. Чтобы налоговая система стимулировала инвестиции. Потому что мы эксплуатируем месторождения, где уже 96-98% воды. ЛУКОЙЛ в Западной Сибири добывает больше 200 млн тонн воды и 40 млн тонн нефти. Эту воду надо добыть, как и нефть, потратить электроэнергию, поднять на поверхность, очистить нефть от воды, воду снова очистить и обратно закачать. Представляете, какие огромные затраты? Сегодня, когда там прорыв, не поймешь: водовод прорвался или нефтепровод. Поэтому мы считаем, что эти затраты нам надо учесть, потому что они будут расти. Мы или остановим эксплуатацию этих месторождений и резко сократим расходы по их поддержанию, или же мы должны быть стимулированы. Ведь в Соединенных Штатах даже при полтонны-тонне (суточного дебита скважины.- "Ъ") выгодно добывать, а у нас сегодня невыгодно и 10 тонн. Потому что везде работает система финансового результата, а у нас работает изъятие через оборотные налоги - НДПИ, экспортные пошлины и прочее.

- Ваши центры добычи - в Западной Сибири и на Каспии. Вы видите необходимость выходить в новую провинцию?

- Да. Мы вышли в Красноярский край, в район города Хатанга, провели там сейсмические работы. В этом году завезем буровое оборудование и обеспечим всю инфраструктуру для начала бурения в 2018 году.

- Вы видите там новую нефтяную провинцию?

- Мы считаем, что это интересный регион, что надо пробурить скважину. Потому что нефть на конце долота. Пока не пробуришь, можно все что угодно говорить по сейсмике.

- А если там вы найдете газ?

- Будем решать проблемы по мере поступления. Плюс мы заинтересованы в Иране. Мы считаем, что у компании там хорошая позиция, нас там знают. Все годы санкций наш офис не прекращал работу. У нас есть два соглашения с правительством Ирана на изучение как огромных территорий, в том числе шельфа Персидского залива, так и конкретных месторождений, которые нам интересны. Мы работаем по этим соглашениям и получили достаточно большой материал от наших коллег, который сейчас обрабатываем. Мы заинтересованы в дальнейшем рассмотреть и часть Каспийского моря, прилегающую к Ирану. Каспий - понятная для нас провинция, у нас есть понимание об истории формирования углеводородов там. Поэтому мы считаем, что будем конкурентными на территории Ирана.

Также мы очень детально рассматриваем Мексику. Мы уже вошли в их небольшой проект Аматитлан по реанимации исторического месторождения. Также мы рассматриваем шельфовые месторождения. Там, скорее всего, будем работать с партнерами - крупными международными компаниями. У нас консорциумы с Exxon, Shell, BP и Chevron по многим регионам мира. Мы адаптировались к такой системе работы, где каждый несет свою долю ответственности.

- Видели ли вы варианты новых иранских нефтяных контрактов? Если да, то каковы они?

- Мы видели элементы. Сейчас этот контракт проходит рассмотрение в парламенте Ирана и Совете старейшин. Я планирую поездку в Тегеран в конце сентября - начале октября, чтобы встретиться с представителями Министерства нефти, национальной компании (NIOC.- "Ъ") и получить более детальную основу контракта. Но по тем элементам, которые мы видели, он более привлекателен, чем сервисный контракт, по которому мы работаем сейчас на территории Ирака. Он предполагает продажу нефти, привязку к международным ценам, то есть соглашение более гибкое. Но это предварительные условия, после внесения поправок они могут кардинально измениться. Поэтому пока мы не получим подтвержденный контракт, мы, конечно, инвестиции делать не будем.

- А в соглашениях, которые вы подписали с Ираном по разведке, есть конкретика?

- Эти соглашения на изучении. Нам очень важно получить материалы, для того чтобы быть готовыми делать свои предложения по конкретным территориям.

- Вам придется участвовать в Иране в конкурсе с другими инвесторами или это будут двусторонние договоренности?

- Сложно сказать. Посмотрите, что происходит на глобальном рынке. Мы все прогнозировали бурный рост объемов производства в Ираке, но этого не произошло, потому что резкое падение цены на нефть и предложенные условия контрактов не стимулировали операторов для активной инвестдеятельности. Первый этап прошел, мы все выполнили свои обязательства и остановились. Это повлияло в том числе на цену нефти, и мы видим, что стоимость около $50 за баррель закрепилась.

То же самое и Иран. Он ввел достаточно большие объемы, которые были остановлены на время действия санкций. Но для дальнейших шагов надо делать колоссальные инвестиции, а иранская нефтяная промышленность все-таки достаточно сильно пострадала за период санкций. И сейчас мы видим отсутствие материалов, ресурсов, возможностей замены оборудования, денег на ведение геологоразведочных работ, на обустройство месторождений. А для того чтобы средства пришли, нужно время. Следует изучить проект, подписать контракт, сделать проектное решение и после этого начать инвестиции. Поэтому востребованность этих стран в инвестициях будет в ближайшее время ощущаться достаточно остро. Надеюсь, что мы скоро увидим решения по контракту.

- Какой у вас прогноз по цене на нефть на 2017 год? Может, с такой конъюнктурой вам и не нужны новые мощности?

- В чем прелесть нашего контракта с Ираком, там зафиксирована цена с каждого барреля, и нас мало интересует, какая будет стоимость нефти на рынке. Если будет изменение контракта, нас будет интересовать объем добычи. Конечно, это при условии, что в новом измененном соглашении не будет зависимости от мировой цены на нефть. К ноябрю, когда будет утверждаться бюджет на 2017 год и трехлетка, мы закладываем пока $40 за баррель и курс рубля к доллару - 65. Плюс делаем так называемую прогнозную цену - $50 за баррель при цене рубля 62-63 за доллар.

- Какие инвестиции вы закладываете на 2017 год?

- Ориентировочно где-то около $7,5-8 млрд и около $100 млрд за десять лет.

- Значит, вы рассчитываете на последующий рост инвестиций?

- Инвестиции в $8-10 млрд в год - это тот уровень, который позволяет нам выполнять все свои обязательства: платить дивиденды согласно политике компании, налоги и достойную зарплату работникам с учетом индексации. Чтобы были довольны акционеры, государство и наши работники. Поэтому в компании нет социального напряжения.

- Все ваши проекты идут в срок или могут быть отложены?

- Должна быть гибкая система. Мы ведь смогли пережить период, когда цена нефти рухнула со $110 до $30 за баррель. Мы сократили инвестпрограмму там, где это напрямую не влияло на наших работников и на перспективы развития. Мы быстро адаптировались и не снижали резко объемы добычи нефти. Сделали это достаточно плавно и гибко. Я надеюсь, что так и будет в будущем. Это позволяет нам сохранять наш объем добычи нефти в пределах 110-120 млн тонн условного топлива.

- И вы планируете этот объем сохранять?

- Да. Но для поддержания этого плато нужны колоссальные усилия. У нас основные месторождения находятся на достаточно поздней стадии, особенно в Западной Сибири, где падение с каждым годом усиливается.

- Есть ли у вас газовая программа по России?

- У нас газовая программа утверждена. Мы добываем в пределах 20 млрд кубометров газа в год (в целом по компании.- "Ъ") и будем добывать в среднесрочной перспективе где-то 24-30 млрд. Наша компания единственная, кто имеет долгосрочные контракты с «Газпромом» по продаже газа, и они нас устраивают.

У нас не решен один вопрос - это ввод Хвалынского месторождения на Каспии, которое разрабатывается по межправсоглашению. Казахская сторона настаивает, чтобы цена на газ была международной или такой, которая позволила бы иметь нормы рентабельности не менее 15% на данном месторождении. Казахстан предлагает два варианта: строить газопровод на территории Казахстана с покупкой газа по мировой цене либо строить газопровод в Россию, где «Газпром» должен гарантировать аналогичную цену на газ. К сожалению, пока мы к пониманию не можем прийти. Есть протоколы встреч на уровне двух президентов, созданы рабочие группы, мы работаем. И все согласовано по разделу продукции c месторождения, кроме одного - ответственность «Газпрома» по цене на газ. Я надеюсь, что к следующему году мы урегулируем данную проблему.

- Для вас это принципиальное месторождение?

- Конечно, это 10 млрд кубометров газа в год и 300-400 тыс. тонн конденсата. Для Казахстана оно тем более принципиально.

- Какой у вас план по добыче нефти на 2017 год?

- На 2017 год мы пытаемся стабилизировать объем производства за счет месторождения Филановского, в Западной Сибири изменяем схемы разработки ряда крупных месторождений. Не хочу говорить об Ираке, там добыча колеблется: то 20 млн тонн, то 3 млн тонн от компенсации (инвестиций.- "Ъ"). Мы в России должны стабилизироваться где-то на уровне добычи 86-88 млн тонн в год. На этой полке мы должны удержаться.

Интервью взяли Ольга Мордюшенко и Юрий Барсуков


Личное дело

АЛЕКПЕРОВ ВАГИТ ЮСУФОВИЧ

Родился 1 сентября 1950 года в Баку. В 1974 году окончил Азербайджанский институт нефти и химии имени Азизбекова. С 1968 года работал на нефтепромыслах Азербайджана, с 1979-го - в Западной Сибири. В 1987-1990 годах занимал пост гендиректора ПО «Когалымнефтегаз» Главтюменнефтегаза Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР. В 1990-1992 годах - заместитель, затем первый заместитель министра нефтяной и газовой промышленности СССР. В 1992-1993 годах возглавлял концерн «Лангепасурайкогалымнефть» (затем ЛУКОЙЛ). С 1993 года - президент ЛУКОЙЛа, до 2000 года также возглавлял совет директоров компании. Владеет около 25% акций ЛУКОЙЛа (по котировкам Московской биржи 15 сентября пакет стоил около 650 млрд руб.). Личное состояние оценивалось Forbes в 2016 году в $8,9 млрд (девятое место в России). Награжден российскими орденами «За заслуги перед Отечеством» II, III и IV степеней, орденом Дружбы, а также орденом «Знак почета» СССР. Женат, есть сын.

Company profile

ПАО ЛУКОЙЛ

Одна из крупнейших нефтегазовых компаний в мире, на которую приходится более 2% мировой добычи нефти и около 1% доказанных запасов углеводородов, вторая по объемам добычи нефти в РФ. Создана в 1991 году на основе разрабатывавшихся в СССР месторождений. Сейчас в России ЛУКОЙЛу принадлежат четыре НПЗ, два мини-НПЗ, четыре газоперерабатывающих завода. Компания разрабатывает месторождения в РФ (в том числе в Западной Сибири, на шельфе Северного Каспия и Балтике), Узбекистане и Ираке. Доказанные запасы по итогам 2015 года составили 16,6 млрд баррелей (2,3 млрд тонн) нефтяного эквивалента (н. э.) по стандартам SEC, условные ресурсы по PRMS - 13,9 млрд баррелей (1,95 млрд тонн) н. э. по категории по 3C. Добыча нефти и жидких углеводородов ЛУКОЙЛа в первом полугодии 2016 года снизилась на 5,6%, до 46,8 млн тонн. Чистая прибыль в первом полугодии 2016 года по МСФО - 105,4 млрд руб., выручка - свыше 2,5 трлн руб., EBITDA - 381,6 млрд руб.

Крупнейший акционер ЛУКОЙЛа - Вагит Алекперов (около 25%). Другие владельцы - Леонид Федун (около 10%), структуры «ИФД Капиталъ» (около 8%), дочерняя структура ЛУКОЙЛа Lukoil Investment Cyprus (9,2%). Президент компании - Вагит Алекперов, председатель совета директоров - Валерий Грайфер.

Оригинал новости: Коммерсант

Развернуть статью
ТАСС

Вагит АЛЕКПЕРОВ: «Дно пройдено, пора возвращаться к стратегическим планам»

Президент крупнейшей в России частной нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов в рамках Петербургского международного экономического форума дал интервью ТАСС, в котором рассказал о том, что на фоне стабилизации цен на нефть компания планирует вернуться к долгосрочному стратегическому планированию, о перспективных проектах компании и собственных планах.

- «ЛУКОЙЛ» известен своим разнообразным портфелем активов. Есть ли какая-то страна, в которой вы не работаете, но хотели бы?

- Есть, это Иран. Мы очень серьезно и тщательно готовимся к работе на территории Ирана. Мы уже работали там, но, к сожалению, вынуждены были уйти из-за санкций. Сейчас мы готовимся к тому, чтобы возобновить там работу. Самое главное, что те отношения, которые у нас сложились за эти годы, дают достаточно позитивные сигналы: Иран доволен нашей работой в прошлом и хочет, чтобы мы начали активную деятельность здесь.

Мы уже подписали два соглашения с Иранской национальной нефтяной компанией (NIOC), которые дают возможность нашим специалистам изучить геологические материалы в интересующих нас провинциях, чтобы быть более подготовленными к тому моменту, когда будет принято законодательство, разрешающее зарубежным инвесторам работать на территории Ирана. Мы начали уже операции по трейдингу, мы покупаем иранскую нефть, поставляем на наши заводы. Поэтому у нас уже довольно тесные отношения.

- Верно ли, что по трейдингу у вас уже подписан контракт, и какой объем он предусматривает?

- Сегодня мы уже покупаем нефть для заводов в Италии, нефтепродукты и обсуждаем долгосрочный контракт по поставке 3-7 млн тонн нефти в год на наш завод на Сицилии.

- Вы уже рассказывали про нефтехимический комплекс в Ираке. Как-нибудь сдвинулась ситуация в этом вопросе?

- Да, мы сегодня ведем переговоры о том, чтобы внести коррективы в наш сервисный контракт, чтобы вывести газовую составляющую за его пределы. Важный фактор разработки месторождения «Западная Курна - 2» - большое количество (17%) уникального газа, и будет преступлением его сжигать. Планируем создать нефтехимический комплекс - и с компанией Shell, и с компанией Total, сейчас идет этот переговорный процесс. Иракская сторона поддерживает наши усилия.

- Вы говорили о том, что вы рассматриваете возможность продать часть своих активов в Европе.

- Да, мы рассматриваем сегодня эту ситуацию как просто оптимизацию нашей структуры. Мы уже продали розницу на Украине, в прибалтийских республиках, Польше. Бизнес даунстрим (переработка и розница - ред.) цикличный. Бывают периоды, когда он зарабатывает деньги, бывают, к сожалению, отрицательные периоды, поэтому мы рассматриваем в том числе эти вопросы.

Сегодняшняя ситуация на территории Румынии, где у нас уже больше полутора лет идет судебное разбирательство, в той же Болгарии идут тщательные расследования, хотя это касается не только нашей компании, но и наших коллег. То есть сегодняшняя ситуация подталкивает нас к тому, что мы хотим сконцентрироваться только на проектах, связанных апстримом. Это геологоразведка и добыча нефти и газа, а также, может быть, ее первичная переработка.

На территории России мы привержены нефтепереработке, мы провели модернизацию всех наших заводов. Сегодня это лучшие заводы в России. Мы гордимся тем, что мы сделали, и будем продолжать работать по полному циклу по вертикальной интеграции.

- Один из путей вашего развития в России – это приватизация «Башнефти», но вчера вы сказали, что цена ее спекулятивно завышена. И если все-таки это приведет к тому, что вы откажетесь от покупки, какой вы видите другой вариант для роста в России?

- Мы пока не знаем ни условий покупки, ни ценовых ожиданий правительства (сколько оно ожидает получить за этот актив), поэтому сегодня продолжаем изучать всю доступную нам информацию. Но то, что за 3-4 месяца актив на территории России вырос в цене в два раза, конечно, вносит сомнения. Компания «ЛУКОЙЛ» тоже недооценена, но она стоит, сколько она стоит в реальном времени, и компания «Газпром» недооценена, мы видели лучшие результаты. Все российские компании недооценены. Причины - это и ценовой кризис, и санкционные ограничения, которые влияют сегодня на капитализацию. Но когда капитализация одной из компаний вырастает в два раза - мы считаем, что это спекулятивная ситуация на бирже, где котируется очень небольшой процент от акционерного капитала «Башнефти».

Конечно, у нас есть другие варианты. Компания уже 25 лет каждый год динамично развивалась. У нас огромные возможности в Ираке, мы сегодня активно ведем разведывательные работы на Северном Каспии, где мы в этом году будем запускать одно из крупнейших месторождений, открытых компанией за 20 лет. В этом году мы активно приступим к бурению на Хатанге, потому что в порту уже ведется погрузка буровых установок и всего оборудования, техники. Архангельск: я надеюсь, что мы уже в августе доставим на точку все оборудование и зимой уже войдем в бурение. У этих геологоразведочных проектов огромные перспективы.

Мы в целом успешны в геологоразведке и каждый год компенсируем те объемы добычи, которые производим. То есть компания не снижает объем запасов. Это характеризует нас с позитивной стороны.

- А если все-таки говорить именно о покупке активов, участие в приватизации «Роснефти» вы не хотите рассмотреть?

- Нет, миноритарные пакеты нас не интересуют. «ЛУКОЙЛ» - операционная компания, она действует на многих месторождениях, а владение пакетами нефтяных компаний - это удел инвестиционных или пенсионных фондов.

- Если вернуться к ситуации с ценами на нефть, в декабре вы говорили, что весной-летом сможете пересмотреть инвестиционные программы 2017-2018 годов. На 2017 год у вас планировалось $9 млрд инвестиций. Будете этот объем пересматривать, т. к. цены все-таки стабилизировались?

- Мы сегодня уже начинаем незначительно увеличивать наши инвестиционные расходы. На 2016 год это увеличение объема буровых работ. Мы сознательно пошли на сокращение объемов бурения в Западной Сибири, чтобы сконцентрироваться на наших крупных объектах. Наши инвестиционные возможности были перенаправлены именно туда: на месторождение Филановского, Пякяхинское и на завершение строительства объектов на нефтеперерабатывающих заводах.

Цена, которую мы сегодня закладываем в бюджет 2016 года, - $40. Даже при этой цене у нас появляются дополнительные финансовые возможности. Поэтому увеличение бурения позволит нам сократить темпы падения по Западной Сибири, тем самым уже заложив основу того, чтобы 2017 год компания начала с роста объема производства.

- В целом объем инвестиций на 2016 год будет выше тех $9 млрд, которые вы планировали?

- Мы пока хотим уложиться в эту сумму, потому что у нас есть кредитные обязательства в этом и следующем году, плюс мы завершили активные инвестиционные циклы. Поэтому на 2017 год достаточно крупных инвестиций у нас не предусматривается, кроме газовых проектов на территории Узбекистана. Там начинается активный инвестиционный цикл 2016-2017 годов. В 2018 году мы вводим месторождение Кандым в эксплуатацию. Если у нас появятся какие-то новые интересные проекты, конечно, компания будет заинтересована привлечь средства, но для этого нужно найти собственную нишу.

- Когда будет приниматься решение о возможном увеличении инвестиционной программы на 2017 год?

- Окончательное решение мы будем принимать в октябре-ноябре. В конце этого года мы примем 10-летнюю стратегию: возвращаемся к своим традициям, когда мы утверждаем и трехлетний, и десятилетний т. н. стратегический план нашего развития. Мы приняли решение утвердить десятилетний план развития, потому что мы все-таки считаем, что дно нащупано, что цифра 50 (долларов за баррель) сохранится в среднесрочном периоде и тренд повышения возобновится.

- Вы уже приступили к разработке этой десятилетней стратегии?

- Да, сейчас специалисты над ней работают, поэтому, скорее всего, я буду ее презентовать в конце этого года.

- Вас вновь планируют избрать главой компании на собрании акционеров на следующей неделе. Вам по-прежнему интересно руководить компанией? Нет ли у вас желания делегировать полномочия и больше сосредоточиться на стратегических задачах?

- Желание делегировать полномочия периодически возникает, но я всю жизнь посвятил этой отрасли. И сегодня, когда и отрасль, и компания переживают сложные периоды, я, правление и совет директоров решили, что на этот период я должен остаться во главе компании. Когда я приму решение или мы коллегиально примем решение о том, чтобы я перешел на более стратегическую работу, это уже будет вопрос для совета директоров и, конечно, для меня.

- У вас уже есть какая-нибудь кандидатура?

- Пока нет.

Беседовала Евгения Соколова

Оригинал новости: ТАСС

Развернуть статью
«Коммерстант»

Лимит будущего

По данным Роснедр, нефтяных запасов при ежегодной добычи на уровне в 500 млн тонн России хватит на 20-25 лет. Однако на уровне отдельно взятых нынешних игроков нефтегазового рынка картина не столь очевидна. У каждой компании свои подходы, свое будущее и возможно свой отпущенный срок жизни.
Сегодня на долю РФ приходится около 14% мировой нефтедобычи. С мая 2015 года мы вышли на первое место в мире по добычи нефти, обогнав Саудовскую Аравию. Однако по запасам нефти у нас лишь восьмое место - около 5% мирового объема.

Новые разведданные
Российские нефтегазоносные провинции крайне неравномерно изучены. Старые нефтегазодобывающие регионы, такие как Волго-Уральская НГП, с высокой степенью разведанности начальных суммарных ресурсов имеют самые высокие показатели выработанности запасов. К регионам, обладающим значительным неосвоенным ресурсным потенциалом, следует отнести Восточно-Сибирскую мегапровинцию и континентальный шельф страны, где показатель разведанности варьируется от 20% до 7% соответственно. По данным Роснедр, разведанность начальных суммарных ресурсов главного нефтегазодобывающего региона страны - Западно-Сибирской НГП - незначительно превышает 50%. Несмотря на значительную выработанность запасов, в Западной Сибири есть что разведывать и осваивать. Страна располагает ресурсами нетрадиционных видов углеводородного сырья, значительно превышающими объемы разрабатываемых в настоящее время месторождений нефти и газа. Практическое освоение этих ресурсов в большинстве случаев затруднено в связи с малой изученностью, отсутствием апробированных методик подсчета запасов и ресурсов, а также технологий добычи, низкой конкурентоспособностью по сравнению с традиционными углеводородными ресурсами. Экономически оправданы разведка и освоение таких запасов в старых нефтедобывающих районах: Татарстане, Башкирии, Пермском крае, Саратовской и Оренбургской областях.

Действительно, у России есть большой потенциал поддержания добычи нефти на нынешнем уровне. Но у каждой компании свои подходы к этому.

Лицензия на богатство
К концу прошлого года лицензионный фонд компании "Роснефть" насчитывал 858 лицензий, из которых 50 были предоставлены на шельфовые участки. По итогам 2015 года "Роснефть" пробурила 100 поисково-разведочных скважин с успешностью 80%, открыла 5 новых месторождений (2 из них на шельфе) и 64 новых залежи. Поисково-разведочное бурение составило 223 тыс. м. Основные направления прироста запасов: Западная Сибирь - 186,5 млн тонн нефти и 72,2 млрд куб. м газа, здесь на юге Тюменской области открыто Таврическое месторождение; Восточная Сибирь - 49 млн тонн нефти и 43,6 млрд куб. м газа.

"Роснефть" готовит к вводу в разработку три крупных нефтяных месторождения - Сузунское, Тагульское и Лодочное, что вместе с разрабатываемым Ванкорским позволит сохранить производство нефти на севере Красноярского края на уровне 35-40 млн тонн.

Приоритетной для "Роснефти" объявлена разведка в Арктике. Уже первые геологоразведочные проекты, выполненные в российской части Арктики, позволили компании утверждать, что нефтегазовый потенциал осадочных бассейнов российского арктического шельфа сравним с потенциалом крупнейших нефтегазоносных регионов мира.

Межрегиональный поиск
Одним из традиционных лидеров по объемам поискового и разведочного бурения в стране является "Сургутнефтегаз". Сейчас компания сделала упор на разведку и разработку оставшихся ресурсов в традиционном регионе своей работы - Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, приступив к реализации уникальных программ по разработке трудноизвлекаемых ресурсов баженовской свиты. Не так давно руководство "Сургутнефтегаза" объявило, что новым добывающим кластером в Западной Сибири должна стать группа месторождений в Уватском районе на юге Тюменской области и в прилегающих районах ХМАО, где у компании 12 лицензионных участков, на которых сосредоточено 7 месторождений с извлекаемыми запасами нефти C1 и C2 40 млн тонн. По словам геологов компании, здесь было обнаружено еще несколько месторождений с запасами по этим категориям 60 млн тонн.

Но "Сургутнефтегаз" давно перестал быть монорегиональной компанией, ориентированной лишь на один центр нефтедобычи - Западную Сибирь. ВИНК наращивает разведку и разработку ресурсов в Восточно-Сибирской и Тимано-Печорской провинциях. В прошлом году на Восточную Сибирь пришлось 23,6% общего объема разведочного бурения, которое велось на участках в Республике Саха (Якутия), Иркутской области и Красноярском крае. В целом в прошлом году компания открыла 2 месторождения и 32 новые нефтяные залежи. Поисково-разведочное бурение достигло 202,8 тыс. м при показателе успешности 70%. Прирост извлекаемых запасов нефти по категории C1 составил 76,8 млн тонн.

Новые залежи
ЛУКОЙЛ ведет поиск и разведку углеводородного сырья в 14 регионах России и на шельфе Каспийского, Балтийского и Азовского морей. На Западную Сибирь и Большехетскую впадину на территории ЯНАО приходится больше половины доказанных запасов углеводородов ВИНК, тогда как на международные проекты - около 10%. Прошлый год стал одним из самых успешных для геологоразведки компании: было открыто 14 месторождений и 38 новых залежей, а инвестиции, направленные на геологоразведочные работы (ГРР), составили 31,7 млрд руб. Разведанные запасы могут в перспективе компенсировать снижение добычи углеводородного сырья. Среди основных направлений геологоразведки: Имилорско-Источный лицензионный участок в Западной Сибири, Денисовская впадина в Тимано-Печоре, Центрально-Каспийский участок и Ракушечное месторождение на Каспии, а также Самарская и Ульяновская области.

С 2005 года ЛУКОЙЛом в Западной Сибири при доразведке уже открытых месторождений открыты 72 новые залежи (30% общего количества открытых запасов), в Предуралье и Поволжье было открыто 30 месторождений (48%). Что немаловажно, срок ввода этих запасов в разработку составляет от года до трех лет благодаря наличию развитой инфраструктуры.

Но самые крупные открытия за последние десять лет были сделаны ЛУКОЙЛом в новых нефтегазоносных провинциях в Тимано-Печоре и в акватории Каспия. По словам руководства компании "ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть", строительство новых нефтедобывающих платформ для морских проектов на шельфе Балтийского моря должно начаться в 2017 году, а добыча - в 2021 году. Государство весной текущего года гарантировало получение лицензий на разработку полезных ископаемых при установлении факта открытия месторождений на участках в Балтийском море, право пользования недрами которых в целях геологического изучения было получено до введения в 2008 году ограничений доступа частных компаний к шельфу.

Взгляд за горизонт
"Газпром нефть" начинает активно осваивать нефтяные месторождения Ямала. В последние три года компания ежегодно инвестирует в геологоразведочные проекты 35-40 млрд руб. Целевой ориентир - ежегодное восполнение извлекаемых запасов промышленной категории, что во многом предопределяет активность доразведки в традиционных регионах, в том числе за счет ведения эксплуатационного бурения.
В России традиционными регионами, в которых "Газпром нефть" активно ведет геологоразведку, являются Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, где сосредоточены основные добывающие активы компании. Север ЯНАО, Иркутская область, Республика Саха (Якутия) и Красноярский край - здесь выполняются поисково-разведочные проекты, которые способны обеспечить подготовку ресурсной базы для добычи в среднесрочной перспективе. Кроме того, новым центром геологоразведки для ВИНК стала Оренбургская область благодаря приобретению там лицензионных участков, отмечают специалисты "Газпром нефти". В среднесрочной перспективе приоритетными направлениями ГРР останутся Восточная Сибирь, Оренбургская область и приарктическая часть ЯНАО. Чонская группа месторождений, Куюмбинский кластер, Мессояхская группа - активы, для которых ВИНК сформировала и утвердила собственные комплексные программы изучения.

Хороший рост должны показать арктические проекты компании. На Приразломном "Газпром нефть" рассчитывает до конца года добыть 800 тыс. тонн (300 тыс. тонн в 2014 году), удвоить добычу в 2016 году, а в 2017-м добавить еще 1 млн тонн. Первый российский нефтяной проект на шельфе Арктики рентабелен при уровне цен $50-60 за баррель, однако компания не собирается останавливать добычу и при более низкой стоимости нефти.

Арктический вектор
Освоение нефтегазовых ресурсов обширных арктических нефтегазоносных территорий (южные части Ненецкого и Ямало-Ненецкого автономных округов) ведется на протяжении длительного времени, обеспечивая большую часть производства газа в стране и значительную часть нефтедобычи. При этом очевидно, что разведка в арктических районах во многом не только предопределит добычу в российской арктической зоне до 2030 года, но и в перспективе компенсирует падение добычи в традиционных нефтегазовых районах.

На российском арктическом шельфе реализуется в настоящее время один пилотный добычный нефтяной проект - разработка Приразломного месторождения, кроме того, проводится доразведка Долгинского месторождения в Печорском море. "Для России освоение арктического шельфа - собственно континентального шельфа и территориального моря - может рассматриваться как источник углеводородного сырья лишь в долгосрочной перспективе: далеко за горизонтом 2030 года. Основной акцент здесь будет сделан на выявлении и разработке нефтяных месторождений, поскольку избыток газа на уже подготовленных месторождениях суши делает нецелесообразными инвестиции в ресурсы на шельфе при любом разумном уровне цен на сырье", - утверждает академик РАЕН Михаил Григорьев, директор ООО "Гекон", член научного совета Российской академии наук по проблемам геологии и разработки месторождений нефти, газа и угля. Эксперт полагает, что "геологоразведочные гравимагнитные, сейсмические и схожие работы будут выполнены российскими организациями в срок и в объемах, предусмотренных лицензиями, а вот проведение поисково-оценочного бурения (широкомасштабного, как ранее предполагалось)" в Арктике будет отложено.

***

Бензиновый фильтр
В октябре правительством было принято решение о переносе с 1 января на 1 июля 2016 года полного перехода топливного рынка на "Евро-5". Решение было вынужденным, в противном случае дефицит бензина на рынке в 2016 году мог составить от 1,8 млн до 3,8 млн тонн. Это неизбежно привело бы к росту цен на бензин.

С начала года бензин подорожал на 5,7%, дизельное топливо - на 1,4%. Однако сейчас, когда на российских НПЗ завершаются осенние ремонты, производство автобензинов и дизтоплива продолжает расти. Соответственно, цены на топливном рынке остаются сравнительно стабильными. По данным ЦДУ ТЭК, за последнюю октябрьскую неделю и начало ноября в России произведено 719 тыс. тонн автобензина, 635 тыс. тонн было отгружено на внутренний рынок. Дизтоплива было произведено 1223 тыс. тонн, 586 тыс. тонн поставлено на внутренний рынок. Эти показатели выпуска топлива соответствуют сентябрьскому уровню. Таким образом, рост производства моторных топлив означает тенденцию к увеличению объемов отгрузок на внутренний рынок. Что, в свою очередь, должно сдерживать рост цен на топливо.
Как считает эксперт компании "Делойт" Камилла Жалилова, "цена на топливо, традиционно считающаяся драйвером общей инфляции, в настоящий момент, наоборот, сдерживает, насколько это возможно, раскручивающийся маховик роста цен".

Однако в Минэнерго опасались, что ситуация на российском топливном рынке может сильно измениться в 2016 году, после полного перехода к обороту топлива класса "Евро-5". По его подсчетам, если перейти на "Евро-5", как и планировалось изначально, с 1 января следующего года, то дефицит бензина на рынке в 2016 году может составить от 1,8 млн до 3,8 млн тонн. И даже при оптимистичном прогнозе, при условии что в первом квартале следующего года будут введены производственные мощности еще на 2,8 млн тонн "Евро-5", получалось, что при максимальном потреблении дефицит может составить около 1 млн тонн. Чтобы избежать дефицита топлива, глава Минэнерго Александр Новак предлагал обязать компании поставлять на внутренний рынок не менее 90% произведенного ими топлива, а оборот "Евро-5" отсрочить еще на год.

Опасения нельзя назвать беспочвенными. Еще в мае нефтяные компании предупреждали Минэнерго о возможном сокращении производства бензинов по сравнению с запланированным ранее на 1,1 млн тонн (с 40,8 млн тонн до 39,7 млн тонн), а бензина "Евро-5" - на 2,7 млн тонн (с 35,3 млн тонн до 32,6 млн тонн). Такие изменения в планах стали следствием того, что ряд нефтекомпаний перенес сроки модернизации своих НПЗ. Напомним, согласно четерехсторонним соглашениям между нефтяными компаниями, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом, которые были подписаны в 2011 году, компании обязались модернизировать свои НПЗ для производства нефтепродуктов более высокого качества и увеличения объемов их выпуска. В числе проблемных заводов - принадлежащие "Роснефти" Куйбышевский, Туапсинский, Ангарский, Сызранский, Ачинский и Комсомольский НПЗ.

В итоге в октябре по результатам совещания у премьера Медведева правительством было принято компромиссное решение продлить срок оборота бензина класса "Евро-4" на полгода - до 1 июля 2016 года.

По оценкам Камиллы Жалиловой, причины вероятных задержек модернизации заводов кроются как в сокращении объемов инвестирования, связанном с ухудшением общей экономической ситуацией, так и с обсуждением изменения параметров или даже отмены так называемого налогового маневра, направленного на повышение эффективности (и прибыльности) нефтепереработки, наконец, с дефицитом длинных денег.
Говоря о прогнозах топливного рынка в следующем году, можно предположить, что перенос сроков перехода на бензин "Евро-5" и требования правительства поставлять 90% топлива на внутренний рынок несколько снизят вероятность резких ценовых колебаний на рынках.
Что касается сроков завершения модернизации нефтяными компаниями своих НПЗ, то, как считает управляющий редактор московского офиса Platts Надежда Родова, "проекты модернизации, которые находятся в продвинутой стадии, будут завершены, поскольку оборудование уже заказано и в основном оплачено", новые же проекты "могут быть отложены".

Константин Анохин

***

Конец нефтяной эпохи?
Резкое падение цен на нефть в 2014 году многие эксперты сочли событием знаковым. Для некоторых из них это не просто спад, вызванный резким ростом мировой добычи, а сигнал о приближающемся конце целой эпохи, о том, что в ближайшие десятилетия нефть может перестать быть главным энергоносителем мира. Есть ли основания для таких прогнозов?

В 1956 году геофизик Кинг Хабберт сформулировал теорию пика нефти. Согласно этой теории, рано или поздно извлекаемые запасы будут исчерпаны, добыча нефти достигнет пика, а затем пойдет на спад и мир столкнется с дефицитом этого сырья. В последние десятилетия много говорилось о приближающемся пике запасов и добычи. Но рост мировой добычи быстрыми темпами, во многом приведший к прошлогоднему падению цен на нефть, вроде бы говорит о том, что до пика еще далеко.

Нефтяная эпоха началась около 150 лет назад. Спрос на нефть тогда возник отчасти из-за дефицита китового жира, который использовался в освещении. Вскоре нефть стала важнейшим источником сырья в таких сегментах, как электроэнергетика, транспорт, нефтехимия. Спрос на нее рос стремительно, подстегивая глобальный экономический рост и коррелируя с ним. С 1965 года по сегодняшний день мировой спрос на нефть вырос почти втрое. Но если в 1970-х нефть обеспечивала около 50% всего мирового спроса на энергоресурсы, то с тех пор эта доля неуклонно падает. Сегодня она составляет около 30%. С 1980-х спрос на энергоресурсы в целом рос в среднем более чем на 2% в год, а на нефть - всего на 1% в год. В основном это происходит из-за сокращения потребления нефти как сырья для выработки электроэнергии. Значительную часть спроса на нефть обеспечивает нефтехимия. Но доля этой отрасли в мировом потреблении нефти относительно небольшая (5-10%), и в ней тоже произошли существенные сдвиги. Доля сырой нефти в качестве источника сырья для нефтехимии снизилась с примерно 70% в 1980-х годах до менее чем половины сегодня.

В последние десятилетия прирост мирового потребления нефти происходил в основном благодаря транспорту, особенно автомобильному: там оно росло в среднем на 2,4% в год в 1980-2014 годах. Доля автотранспорта в мировом спросе на нефть увеличилась за этот период с 30% до 44%. Поэтому прогнозы дальнейшего роста спроса на нефть обычно связываются с автотранспортом. Рост численности населения вообще и среднего класса в частности должен по идее привести к росту количества машин и потребления топлива.

Но спрос на нефть в качестве топлива для легковых автомобилей, которые обеспечивают две трети спроса всего автотранспорта, может достичь пика до 2030 года в связи с рядом перемен структурного характера. Во-первых, КПД двигателя внутреннего сгорания существенно повысился. В среднем автомобиль на бензине сегодня потребляет на 30% меньше топлива на 100 км, чем всего десять лет назад. Во-вторых, стремительно сокращается совокупная стоимость владения автомобилем с электродвигателем. В 2020 году, по оценкам McKinsey, в Европе такие автомобили могут занять 20% рынка, а в 2030-м - до 60%. В-третьих, в качестве топлива для автотранспорта стремительно набирает популярность природный газ, который позволяет снизить выбросы вредных веществ в атмосферу и совокупную стоимость владения. В последние десять лет мировой парк автомобилей на газомоторном топливе рос на 25% в год и достиг около 20 млн единиц в 2013 году. В-четвертых, меняются модели поведения и предпочтения потребителей. Новые мобильные приложения позволяют оптимизировать маршруты и избегать пробок, что приводит к значительной экономии топлива. Все больше людей предпочитают не владеть собственной машиной, а использовать автомобиль совместно с кем-то еще: количество автомобилей и пользователей такими услугами в мире выросло почти в десять раз за последние десять лет. Основной рост потребления топлива прогнозируется в развивающихся странах. Но именно в этих странах урбанизация идет настолько масштабно, что целесообразность владения личным транспортом снижается. Наконец, распространение беспилотных автомобилей тоже может заметно сократить потребление топлива.

Хотя перечисленные выше тенденции, подталкивающие к снижению потребления топлива, уже весьма заметны, до сих пор их эффект компенсировался благодаря росту спроса в развивающихся экономиках. По прогнозу McKinsey ожидается, что Китай, Индия и страны Африки могут обеспечить около 60% роста мирового спроса на нефть в течение следующих 10-15 лет. Но если они пойдут по пути энергосбережения, использования новых технологий, видов топлив и альтернативных источников энергии, эти прогнозы окажутся сильно завышенными. Пример: ВВП на душу населения в США и Японии сопоставимы. Но энергопотребление в Соединенных Штатах в расчете на человека в год в два раза больше, чем в Японии. Один из ведущих западных экспертов по энергетике, Эми Майерс Яффе из Калифорнийского университета, в нынешнем году на форуме в Давосе сделала смелый прогноз: в течение ближайших 20 лет глобальный спрос на нефть достигнет пика. Госпожа Яффе считает, что к этому приведут стремительный рост производительности в промышленности, использование мобильных технологий в логистике, быстрая урбанизация, нарастание политической нестабильности в ключевых регионах развивающегося мира и ставка все большего числа стран на возобновляемые источники энергии. Разумеется, даже если наступит пик спроса, говорить об окончании нефтяной эпохи в обозримой перспективе преждевременно. Поддерживать этот спрос будут и гигантский парк автомобилей на традиционном топливе, и огромная инфраструктура потребления нефтепродуктов, и растущий пассажиропоток в авиации, и крупные новые нефтехимические производства на базе нефтяного топлива. А сложившиеся сейчас низкие цены на нефть, вероятно, будут стимулировать ее потребление и замедлят замещение другим сырьем.
Вадим Дружина, партнер McKinsey & Company, Москва

***

Полигоны внедрения
СЕРГЕЙ ДОНСКОЙ, министр природных ресурсов и экологии РФ, отмечает, что именно прошлый, 2014 год, ставший рекордным по объемам финансирования геологоразведочных работ, позволил обеспечить в стране расширенное воспроизводство по многим видам полезных ископаемых. Но теперь еще острее встал вопрос привлечения в геологоразведку инвесторов, прежде всего частных.
В целом за последнее десятилетие затраты компаний на проведение геологоразведки на нефть и газ поступательно увеличивались с 47,8 млрд руб. в 2004 году до 348 млрд руб. в 2014 году, за исключением кризисного 2009 года и последующих 2010-2011 годов. Также значительно выросли выделяемые на эти цели средства федерального бюджета: с 2,2 млрд руб. в 2004-м до 16,3 млрд руб. в 2014-м.

Простое воспроизводство цели
Несмотря на ожидаемое снижение инвестиций и физических объемов геологоразведочных работ в 2015 году, полученные от компаний данные говорят о выполнении плановых показателей. Прирост запасов категорий ABC1 + C2, по данным за первые девять месяцев 2015 года, составляет по нефти и конденсату 533 млн тонн, газу - 550 куб. м, углю - 716 млн тонн, рудному золоту - 350 тонн, алмазам - 11,16 млн карат, меди - 6 млн тонн. По итогам 2015 года мы ожидаем прироста запасов промышленных категорий ABC1 - 710 млн тонн нефти и конденсата и около 700 млрд куб. м газа, что незначительно превышает простое воспроизводство запасов, то есть уровень добычи.

В то же время объем финансирования за счет средств федерального бюджета в 2015 году снижен до 13,1 млрд руб. - почти на 20%. Можно констатировать сложную неблагоприятную конъюнктуру на рынках сырья, цена на нефть обновила десятилетний минимум, упали цены на твердые полезные ископаемые - все это, конечно, сказывается на состоянии отрасли. В этих условиях мы прежде всего должны поддержать добычу там, где она ведется сегодня и характеризуется относительно низкой себестоимостью.

При этом необходимо продолжить поиски в новых районах - там, где есть перспективы и возможность новых крупных открытий. Также требует внимания изучение и освоение трудноизвлекаемых запасов полезных ископаемых, которые представляют мощный резерв в поддержании достигнутого уровня добычи в будущем.

Наша задача - удержать достигнутый уровень геологоразведки за счет замещения выпавших государственных средств частными капиталовложениями. Для этого необходимо создавать максимально благоприятные условия для инвесторов.

Заявительный принцип
Первый блок - снижение административных барьеров. В 2014 году мы отменили экспертизу проектной документации на бурение всех видов скважин - направлять на нее проекты и получать разрешение на ввод их в эксплуатацию теперь не нужно. Определен статус подтоварных вод, их закачка в пласт больше не требует платы за негативное воздействие на окружающую среду. Внедрен заявительный принцип предоставления в пользование участков недр в целях геологического изучения. Это вызвало резкий рост числа заявок. Так, по твердым полезным ископаемым за 2015 год предоставлено 215 участков недр, 285 заявок находится на рассмотрении.

Мы разработали законопроект, касающийся конкретизации условий лицензирования и проведения торгов, и внесли на рассмотрение в правительство. Работаем над возможностью неоднократного и более чем 20-процентного расширения границ лицензионного участка. Установлена возможность использования сервитута для сферы геологического изучения и разведки, тем самым исключена необходимость аренды.
В июне приняты поправки в закон "О недрах" о создании единого фонда геологической информации - государственной информационной системы, содержащей реестр первичной геологической информации о недрах и интерпретированной геологической информации о недрах. В результате фонд геологической информации станет основой для подготовки отраслевых документов стратегического планирования, позволит эффективнее вести государственный кадастр месторождений полезных ископаемых, государственный баланс запасов полезных ископаемых.
Внесенные изменения в законодательство о недрах создают условия для роста инвестиционной привлекательности недропользования и конкуренции на рынке. Будут защищены права правообладателя геологической информации.

В 2015 году мы начали системную работу по актуализации всех лицензий на пользование недрами, выданных с начала 1990-х, и планируем завершить ее до конца 2016 года. В рамках разовой актуализации лицензий мы планируем решить целый комплекс задач - закрепить четкие обязательства недропользователей в интересах развития минерально-сырьевой базы страны и снижения административных барьеров, обеспечить отражение в лицензиях и проектных документах новых законодательных требований. По данным на конец октября, с начала текущего года актуализировано более 600 лицензий.

На повышение эффективности недропользования нацелено внедрение с 2016 года новой классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов.

Льготный старт
Второй блок - экономическое стимулирование геологоразведки. В этом направлении нам удалось ввести льготы по налогу на добычу природных ископаемых для резидентов территорий опережающего развития, налоговые каникулы по НДПИ для Сибири и Дальнего Востока. Установлена возможность рассрочки стартовых платежей, чтобы деньги, которые недропользователь раньше должен был сразу отдать государству, шли на обустройство и скорейший ввод месторождения в эксплуатацию.

Мы завершаем разработку системы вычета расходов на геологоразведку из налоговой базы по налогу на прибыль. Предлагаем применить к этим расходам повышающий коэффициент - в три с половиной раза для Дальнего Востока и в два раза для остальной части страны. Это, несомненно, станет стимулом для инвестиций в геологоразведку.

Обязательство победить
И еще один важный блок - институциональный - развитие научно-производственной базы в сфере геологического изучения и разведки. В текущем году мы фактически завершили консолидацию предприятий, находящихся в государственной собственности и оказывающих сервисные услуги, под эгидой единого государственного холдинга "Росгеология". Работаем над тем, чтобы "Росгеология" стала центром компетенций и активным участником рынка услуг в сфере геологоразведки на стыке государственного и частного капиталов.

Отдельно следует сказать об усилиях для интенсификации вовлечения в оборот трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). В течение двух лет мы создали три полигона: в ХМАО, Томской области и Республике Татарстан, на которых будем отрабатывать технологии изучения и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Для того чтобы ТРИЗ стали дополнительным фактором поддержки уровня добычи нефти и газа, необходимо кардинально упростить предоставление таких участков недр в пользование. Сейчас мы прорабатываем модель безбарьерного лицензирования, согласно которой компания получает участок недр, содержащий трудноизвлекаемые запасы нефти, по заявительному принципу. Единственное обязательство - через четыре года выйти на опытно-промышленную разработку либо выйти из проекта.

Считаем, что все перечисленные меры позволят компенсировать негативные тренды, связанные с осложнением макроэкономической ситуации в стране, обеспечить рост инвестиций в геологоразведку, внедрение инноваций в технологии извлечения нефти и газа, сохранить высокий темп воспроизводства запасов и уровень добычи.

Оригинал новости: «Коммерстант»

Развернуть статью