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.
— 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.
