По России темпы роста добычи нефти в первом квартале составили 3,6 проц, у ОАО `Сургутнефтегаза` повыше - 7 процНазад
По России темпы роста добычи нефти в первом квартале составили 3,6 проц, у ОАО `Сургутнефтегаза` повыше - 7 проц
Вопрос: В текущем году нефтяная отрасль демонстрирует снижение темпов роста нефтедобычи. Прогноз министерства экономического развития на среднесрочную перспективу также весьма консервативен, в 2007 г прирост составит лишь 0,6 проц в год. В тоже время "Сургутнефтегаз" сейчас в числе лидеров среди нефтяных компаний по приросту добычи нефти. Как будет развиваться нефтедобыча "Сургутнефтегаза" в среднесрочной перспективе? Каков Ваш прогноз по нефтяной отрасли в целом на ближайшие 5 лет, в чем отличие в развитии нефтедобычи "Сургутнефтегаза" от других компаний? В чем секрет динамики роста добычи нефти в "Сургутнефтегазе"?
Ответ: В целом по России темпы роста добычи нефти в первом квартале составили 3,6 проц, у ОАО "Сургутнефтегаза" повыше - 7 проц. Большого секрета здесь нет, динамика роста добычи определяется масштабами инвестиций в предыдущие годы. Ежегодно для поддержания и прироста уровня добычи по нашей компании необходимо порядка 1,5 млрд долл капиталовложений, так в 2004 г капитальные вложения в нефтедобычу составили 41 млрд руб. Эти средства вкладываются, прежде всего, в подготовку новых запасов. Ежегодно "Сургутнефтегаз" вводит в разработку 3-4 новых месторождения. Нельзя забывать, что 33 проц эксплуатационного бурения в целом по России приходится на долю "Сургутнефтегаза". А это - новые мощности, которые позволяют компании обеспечивать планомерный рост добычи, без "всплесков", за которым неизбежно следуют падение.
В этом году "Сургутнефтегаз" выйдет на уровень добычи в 63,7 млн тонн по добыче нефти, в следующем - на уровень 67,7 млн тонн, а уже к 2007 г достигнем рубежа в 70 млн тонн. Это без учета добычи в Восточной Сибири. Наряду с вводом новых месторождений мы много внимания уделяем внедрению передовых технологий на старых месторождениях. Там, где по всем канонам и расчетам должен идти спад темпов добычи, компания за счет увеличения нефтеотдачи пластов демонстрирует стабилизацию и даже прирост добычи.
В целом по России тенденция к сокращению прироста добычи имеет объективные причины: прежде всего, ухудшается ресурсная база. Сегодня те месторождения, которые открываются и вводятся в эксплуатацию в традиционных регионах добычи, отличаются более сложными горно-геологическими условиями, и, как следствие, являются изначально более затратными и менее рентабельными, требующими применения новейших технологий уже на первоначальном этапе их освоения. Без их использования выход на приемлемый уровень добычи для компаний становится проблематичным. В процентном соотношении доля активных запасов в России с каждым годом сокращается. Если на сегодняшний день в общем объеме добычи доля активных запасов составляет порядка 2/3, то с каждым последующим годом баланс будет меняться в сторону увеличения доли "сложных" запасов в суммарном показателе ежегодной добычи нефти.
Но рентабельность добычи нельзя обеспечить только за счет новых технологий, которые априори являются высокозатратными. Освоение новых месторождений сейчас требует новых налоговых режимов и новых подходов к решению инфраструктурных задач. Новые территории - Восточная Сибирь, Ненецкий округ, да и частично Западная Сибирь - инфраструктурно не обеспечены. Например, "Сургутнефтегаз" в следующем году вводит крупное западно-сибирское Рогожниковское месторождение, расположенное в 550 км от Сургута. Помимо удаленности от транспортных магистралей, это месторождение отличается и сложными геологическими условиями, извлечение нефти будет идти изначально из более глубоких пластов.
Если сегодня не работать на перспективу, то через 5-10 лет можно прогнозировать падение добычи нефти в стране, и, прежде всего, это может коснуться компаний, работающих на высокодебитных месторождениях. В меньшей степени это коснется низкодебитных месторождений, где темпы отбора значительно ниже. Простой пример, если выходит из эксплуатации одна скважина дебитом 500 тонн, то чтобы ее заменить, необходимо пробурить как минимум 30 скважин. Выбытие низкодебитной скважины в 10 тонн значительно меньше скажется на общем уровне добычи.
Вопрос: Газовая составляющая бизнеса "Сургутнефтегаза" позволила компания выйти на новый уровень и стать фактически уже не просто нефтяной, а энергетической компанией. Как будет дальше развиваться газовая и энергетическая составляющие компании?
Ответ: Стратегия в секторе добычи газа для нефтяных компаний на сегодняшний день определяется возможностью его сбыта. Для "Сургутнефтегаза" она в значительной мере определяется возможностью подачи газа для нужд "Тюменьэнерго". Сегодня в общей сложности это порядка 14 млрд куб м газа в год. В "Сургутнефтегазе" создана своя система газопроводов, компрессорных станций, такой своего рода "мини-Газпром". Процент утилизации газа в компании самый высокий в отрасли - 95,8 проц.
На сегодняшний день "Сургутнефтегаз" не имеет возможности подключиться к магистральному газопроводу Уренгой-Челябинск в силу его загруженности. "Газпром" определил для "Сургутнефтегаза" точку подключения в районе Уренгоя, что требует прокладки нового газопровода. Но без доступа к экспорту газа это предложение по расчетам пока убыточно. Поэтому, в связи с ограничениями по сбыту газа, компания не видит необходимости в увеличении объемов производства газа.
Что касается энергетической составляющей, то мы выбрали наиболее экономически и экологически эффективный путь. При освоении новых месторождений компания выходит на полное собственное энергетическое обеспечение. То есть, строятся газотурбинные электростанции, и попутный газ на месте утилизируется в качестве топлива, тем самым, обеспечивая выработку электроэнергии для нужд нефтедобычи. Причем, сейчас стратегия компании заключается в опережающем строительстве энергетических объектов на месторождениях, то есть, к началу добычи мы обеспечиваем объект собственной электроэнергией. Срок окупаемости мини-электростанций до 2 лет, что существенно повышает эффективность этого бизнеса. Кроме того, повышается надежность электроснабжения при нефтедобыче, так как присутствует энергообеспечение как от внутренних, так и от внешних источников питания. В прошлом году "Сургутнефтегаз" построил 5 газотурбинных станций, в этом году компания закупила оборудование еще для 6 станций.
Эти мощности уже в 2007 году позволят нам обеспечить 25% общей потребности компании в электроэнергии.
Если будет все-таки принят закон о порядке допуска независимых производителей к газотранспортной системе "Газпрома", то у "Сургутнефтегаза" есть большой потенциал для прироста объемов производства газа. В этом случае компания может нарастить добычу до 30 млрд куб м газа в год, то есть речь может идти о 2-х кратном увеличении объемов добычи.
Вопрос: "Сургутнефтегаз" начал работу в Якутии, как развивается бизнес в этом регионе? Как продвигается переговорный процесс с "ЮКОСом" по имущественному комплексу "Саханефтегаза"? Ваша стратегия по освоению новых регионов?
Ответ: Что касается нашей работы в Якутии, то за последний год "Сургутнефтегаз" сделал в этом регионе гораздо больше, чем там было сделано за 7-10 предыдущих лет. Проведен большой объем сейсмических исследований, ведется бурение разведочных и эксплуатационных скважин, мы завезли туда большой объем техники, оборудования, транспорта, обустроили производственную базу в поселке Витим. Ведется работа по проектированию трубопровода от Талакана до Усть-Кута (пока это предварительная точка). В конце мая будет готов проект разработки Талаканского месторождения. В целом, с учетом бонуса мы инвестировали в этот проект порядка 550 млн долл. Вопрос о покупке имущественного комплекса у "Саханефтегаза" пока не решается из-за юридических сложностей - нам не с кем решать эти вопросы.
К концу 2008 г мы планируем завершить строительство нефтепровода от Талаканского месторождения до Усть-Кута. К этому времени будут готовы все технические мощности для промышленной разработки Талаканского месторождения, где на первом этапе мы планируем добывать порядка 4 млн тонн в год, с дальнейшим увеличением до 6 млн тонн в год. Кроме того, компания рассчитывает на открытие новых месторождений в Якутии, во всяком случае, сейсмические работы на наших лицензионных участках (Кедровый, Хоронохский, Пеледуйский) дают обнадеживающие результаты. Учитывая мощность планируемого трубопровода в 26 млн тонн, который намерены построить самостоятельно, мы полагаем, что перекачивающими мощностями могут воспользоваться и другие предприятия, в частности "Верхнечонскнефтегаз". Экспортными направлениями для нефти с Талаканского месторождения могут быть порт Находка и Китай /через Забайкальск/.
Однако в новых регионах необходима консолидация усилий, создания консорциумов, поскольку создание инфраструктуры требует значительных затрат.
Вообще освоение новых территорий, начиная от геологоразведки и кончая нефтедобычей, во многом зависит от государственной политики. Сегодня действующая система налогообложения не позволяет достичь компаниям порога рентабельности при разработке новых месторождений. Что остается у компании даже при цене 300-320 долл за тонну? Экспортная пошлина - 130 долл, НДПИ - 63 долл, транспортные расходы, а именно железнодорожный тариф, например, Усть-Кут - Находка /Забайкальск/, - 100 долл. Остается 27 долларов, но из них еще нужно вычесть затраты на добычу, налог на имущество и т.д. При простом, образно говоря, "крестьянском счете", становится понятно, что действующие правила игры в новых регионах не работают, здесь нужен иной подход на государственном уровне. Прежде всего, это касается создания инфраструктуры /дороги, трубопроводы, объекты электроэнергетики/, что всегда предшествует промышленному освоению территорий. Но нельзя забывать, что создание столь мощного инфраструктурного комплекса имеет и государственное значение для развития необжитых регионов России. При этом бизнесу придется решать и социальные вопросы.
Как можно решить эту задачу? На мой взгляд, одним из инструментов может быть механизм дифференцирования НДПИ. В частности, дифференциация позволяет учитывать транспортные издержки. Одно дело транспортировка на экспорт из Татарии, и совсем другое из Западной Сибири, а тем более из Восточной Сибири. Для нефтяника в принципе ведь неважно - то ли это фискальные изъятия через транспортные расходы, то ли это налоговые вычеты. Поэтому государство должно четко сформулировать свою транспортную тарифную политику. По нашим расчетам тариф на транспортировку из Восточной Сибири должен быть не выше уровня 30 долл за тонну, в противном случае это приведет к убыткам недропользователей. В то же время пока предложенный железнодорожный тариф достигает 100 долл, а что касается трубопроводной системы, то там озвучена пока цифра в 47 долл, и это без учета перевалки в порту. В этих условиях у нефтяных компаний нет стимула для развития новых регионов и, прежде всего, Восточной Сибири.
Тем не менее, за порогом 2020 года центры нефтедобычи, вне зависимости от чьих-либо желаний, должны переместиться из Западной Сибири в новые регионы - на Восток и в Тимано-Печору. При существующем уровне добычи и, исходя из подтвержденных запасов Западной Сибири, через 15 лет из 6 млрд тонн запасов региона будет извлечено более 75 проц, что естественным путем переместит добычу на новые территории, и мы должны быть готовы к решению этой задачи. В противном случае Россия должна будет стать импортером нефти.
Вообще "Сургутнефтегаз" постепенно продвигается в новые регионы. В текущем году мы завершаем сейсмические исследования на 3 участках в Тимано-Печоре, и если наши прогнозы по запасам подтвердятся, то мы начнем бурение разведочных скважин. В дальнейшем мы, конечно, будем принимать участие в аукционах на территории Тимано-Печорской провинции. Освоение Тимано-Печоры ставит перед нефтяными компаниями еще одну задачу - сохранение качества нефти. Не секрет, что тимано-печорская нефть уступает по качеству сибирской, поэтому при ее транспортировке необходимо решить задачу сохранения банка качества. В противном случае проиграют не только производители в Западной Сибири, но и государство в целом, так как снижение качества приведет к снижению цены на внешних рынках и, как следствие, к снижению доходов государства. Строительство нефтепровода из Западной Сибири до Мурманска /Индиги/ позволит решить эту задачу. Кроме того, это создаст транспортный резерв экспортных мощностей РФ. Ведь не секрет, что трубопроводная система, в частности нефтепровод "Дружба", построенный еще в 60 годы, нуждается в техническом обновлении. В этом смысле нефтепровод на Мурманск снизит риски при исполнении экспортных обязательств и будет своего рода резервом для "Дружбы". Планы строительства на первом этапе участка Харьяга-Индига абсолютно правильные, так как это, по меньшей мере, позволят решить не только транспортную проблему в Тимано-Печоре, но и проблему сохранения качества нефти в целом по России.
Вопрос: В отличие от других компаний "Сургутнефтегаз" никогда не пользовался услугами западных сервисных подрядчиков, на Ваш взгляд это обоснованный с точки зрения экономики подход?
Ответ: Принцип работы "Сургутнефтегаза" с западными сервисными компаниями отличается от тех, которыми руководствуются многие российские компании. Мы идем по пути закупки у западных компаний программных и технических средств, оборудования, в случае необходимости привлекаем супервайзеров на этапе внедрения. В этом плане тесно сотрудничаем с фирмами Baker Hughes, Shlumberger, Halliburton. Контракты с Baker Hughes, например, составляют ежегодно порядка 120-130 млн долл.
Наши специалисты проходят стажировку в западных компаниях - ежегодно мы направляем на обучение 50-60 человек.
Техника, оборудование, программное обеспечение и полученные персоналом знания позволяют нам успешно решать все поставленные задачи в области моделирования месторождений, геологоразведки, повышения нефтеотдачи пластов и т.д.
Стоимость выполнения различных сервисных операций - ГРП, зарезка боковых стволов скважин, операции с непрерывной трубой - у нас в 4-5 раз ниже, чем у западных сервисных компаний. Кроме того, по объемам сервисных операций, по уровню технического оснащения - флотами ГРП, установками с непрерывной трубой и т.д. - мы опережаем сегодня многие западные сервисные фирмы. Поэтому мы считаем, что привлекать западных подрядчиков на весь объем работ нет смысла.
Кроме того, в ходе эксплуатации зарубежной техники и оборудования мы ищем возможность изготовления аналогов на отечественных заводах. У нас разработана программа импортозамещения, которая достаточно успешно реализуется совместно с предприятиями оборонного комплекса, научно-техническими центрами, машиностроительными заводами. Экономическая эффективность реализации этой программы в 2004 году составила 364 млн. рублей.
Вопрос: Проблема повышения качества нефтепродуктов становится все более значимой для нефтяных компаний. Выход на новый уровень качества в нефтепереработке является необходимой составляющей для повышения эффективности бизнеса нефтяных холдингов. Каковы перспективы "Сургутнефтегаза" в этом направлении?
Ответ: На мой взгляд, сегодняшние проблемы в нефтепереработке уходят корнями в далекое прошлое. Стратегия развития энергетики, ориентированной сначала на потребление угля, а потом мазута, привела к тому, что НПЗ России в значительной степени и долгое время ориентировались на производство темных нефтепродуктов. Теперь условия рынка нам диктуют необходимость перевода нефтеперерабатывающих заводов на новые технологические процессы, на увеличение глубины переработки нефти.
"Сургутнефтегаз" в 2008 г планирует ввести на "Киришинефтеоргсинтезе" комплекс глубокой переработки нефти, позволяющий перерабатывать до 4,8 млн тонн мазута в год. Пуск гидрокрекинга, а затем каткрекинга позволит повысить глубину переработки до 93 проц. Это очень важно, учитывая географически и исторически сложившуюся с советских времен экспортную ориентированность нашего завода.
Кроме того, необходимость технического перевооружения российских НПЗ диктуют и повышающиеся экологические требования. Тем более, это касается завода в Киришах, который находится в непосредственной близости от крупнейшего мегаполиса - Санкт-Петербурга. В этом смысле переход к выпуску нефтепродуктов, отвечающих европейским стандартам, является требованием времени, и все компании, безусловно, будут вынуждены решать вопросы модернизации заводов.
В то же время внедрение новых технологий для перехода к выпуску нефтепродуктов европейских стандартов качества требует и особой государственной политики, которая бы создавала условия, стимулирующие компании увеличивать глубину переработки на своих заводах и выпускать нефтепродукты с высокими потребительскими и экологическими свойствами. Это позволит качественно поменять структуру экспорта и перейти от превалирующей продажи сырой нефти к продаже корзины нефтепродуктов.
На сегодняшний день стимулов для масштабного перехода на качественное топливо у компаний нет. Например, "Сургутнефтегаз" инвестирует в строительство комплекса гидрокрекинга порядка 2 млрд долл. В условиях, когда государство снижает пошлины на мазут и поднимает их на дизтопливо, об эффективности таких инвестиций говорить трудно. Компания уже несколько раз обращалась в министерство экономического развития и торговли с просьбой рассмотреть возможность предоставления "инвестиционных каникул" на срок окупаемости инвестиций в проекты по выпуску нефтепродуктов, отвечающих евростандартам.
Вообще, чтобы обеспечить снижение цен на нефтепродукты внутри страны, о чем сегодня так много говорят, необходимо стимулировать загрузку НПЗ. Чем больше будет перерабатываться нефти внутри страны, тем больше нефтепродуктов будет поступать на внутренний рынок, учитывая технические ограничения экспорта. Таким образом, удастся стимулировать превышение предложения над спросом, что приведет к снижению цен.
На сегодняшний день, рост цен на нефтепродукты на внутреннем рынке во многом предопределен фискальной политикой - НДПИ и акциз, а также рост тарифов, цен на металлопродукцию. А ведь более 82 проц от потребляемых нефтяными компаниями материальных ресурсов - это в том или ином виде металлургическая продукция, цены на которую в последнее время возросли в 2 раза. В конечном итоге все это бьет по карману потребителя и раскручивает маховик инфляции.
Вопрос: Как строится экспортная политика "Сургутнефтегаза"?
Ответ: Экспортная политика "Сургутнефтегаза" строится, как правило, на годовых контрактах. Выбор партнеров идет на тендерной основе. Сейчас у нас прямые контракты с норвежской Statoil, финской Neste, французской Total, англо-голландской Shell, британской BP.
Кроме годовых контрактов на поставку нефти на европейские заводы, "Сургутнефтегаз" проводит и ежемесячные тендеры на оставшиеся экспортные объемы по рамочным контрактам с трейдинговыми компаниями.
На сегодняшний день, не без усилий "Сургутнефтегаза", который является крупнейшим экспортером по "Дружбе", российским компаниям удалось добиться того, что экспорт по трубе стал одним из самых эффективных, и сравним с эффективностью экспорта через Новороссийск.
Вопрос: В настоящее время широко обсуждаются критерии дифференциации при исчислении НДПИ. Ряд руководителей нефтяных компаний высказали мнение, что создание объективной формулы дифференциации в РФ невозможно. На Ваш взгляд можно ли определить эти критерии, если да, то какие параметры должны лечь в основу дифференциации?
Удовлетворен ли "Сургутнефтегаз" новой концепцией закона "О недрах"? Какие, на Ваш взгляд, положительные и отрицательные моменты в новой концепции?
Ответ: Дифференциацию НДПИ в России вводить нужно и как можно быстрее, в противном случае нельзя исключить падения добычи нефти в РФ. На мой взгляд, основными критериями дифференциации должны быть горно-геологические условия, состояние разработки месторождения. При этом необходимо, прежде всего, стимулировать нефтедобычу на начальной стадии освоения месторождения, предоставляя налоговые каникулы как минимум на 5 лет на период окупаемости инвестиций. Кроме того, особый налоговый режим должен быть на месторождениях последней стадии освоения, когда нужно применять вторичные и третичные методы нефтеотдачи. Для государства очень важно, чтобы на этих месторождениях был максимальный коэффициент нефтеотдачи, чтобы запасы были извлечены, а не просто списывались. Таким образом, дифференциация должна стимулировать нефтедобычу на этапе выработки запасов до 40 проц и после 70 проц.
Второй критерий, который должен учитываться при дифференциации - это транспортная составляющая, поскольку географическое положение тоже своего рода природное преимущество. Чем ближе месторождения к центру, тем больший коэффициент дифференциации должен применяться. На мой взгляд, это самые простые критерии, которые могут использоваться и которые легко контролировать государству.
Что касается проекта закона "О недрах", то самая большая беда, что он не прямого действия. В проекте масса отсылочных моментов к постановлениям министерств и ведомств, что является почвой для разгула бюрократии. Хотя в законе есть и положительные моменты - сквозные лицензии, снятие ограничений по глубине бурения на лицензионном участке.
По сути, переход на договорные отношения, предложенный в новом законе, должен упрощать взаимоотношения недропользователя и государства. По крайней мере, бюрократическая система согласования, например землеотвода, должна быть упрощена. Однако пока предложенные проекты смежных законов, в частности Лесного кодекса, предполагают кратное увеличение согласований. Если раньше для землеотвода мы собирали до 8 тысяч подписей, то после принятия Лесной кодекс в предложенном виде увеличит число согласований до 21 тысячи подписей.
Вопрос: "Сургутнефтегаз" всегда был консервативен в привлечении западных заемных средств. Может ли измениться кредитная политика компании?
Ответ: "Сургутнефтегаз" не исключает возможности привлечения западных инвестиций, если у компании будут крупные международные проекты. Мы прорабатываем возможность участия в некоторых зарубежных проектах, в частности, у нас есть предложения от правительства Ирана, нам интересен Ирак. В случае реализации этих планов мы выйдем на международные финансовые рынки, чтобы не возникали сложности с вывозом капитала.
Вопрос: Президент РФ Владимир Путин заявил о необходимости выхода российского бизнеса на транснациональный уровень. Как Вы видите место "Сургутнефтегаза" в этом процессе?
Ответ: В принципе "Сургутнефтегаз" в перспективе вполне может стать транснациональной компанией: производственный, научный, кадровый потенциал компании не оставляет никаких сомнений в том, что она может эффективно работать не только в России. Недавно Европейская общественная комиссия наградила "Сургутнефтегаз" премией "Европейский стандарт" за разработку и внедрение системных программ в сфере промышленной экологии, способствующих достижению международных стандартов безопасности добычи, транспортировки и переработки нефтепродуктов. По сути, данная премия является сертификатом соответствия качества продукции и менеджмента общепринятым в объединенной Европе стандартам. Так что, наша уверенность имеет под собой почву.
