В совместном проекте НОВАТЭКа и французской Total "Ямал СПГ" к концу года появится новый участник — китайская CNPC. При этом сама Total в России не ограничивается партнерством с НОВАТЭКом. О том, как французская компания выбирает партнеров и почему категорически не хочет работать в России самостоятельно, "Ъ" рассказал исполнительный вице-президент Total S.A., президент Total Upstream ИВ-ЛУИ ДАРРИКАРРЕР.
Фото: Коммерсантъ / Александр Петросян / купить фото
Фото: Коммерсантъ / Александр Петросян / купить фото
Фото: Коммерсантъ / Александр Петросян / купить фото
— В начале сентября НОВАТЭК договорился о продаже 20% акций проекта "Ямал СПГ" с китайской CNPC. Как к приходу новых участников в проект относится Total?
— Переговоры о продаже долей в "Ямал СПГ" находятся исключительно в компетенции НОВАТЭКа. Но мы считаем, что вхождение в проект новых партнеров никак не должно повлиять на взаимные контрактные обязательства между Total и НОВАТЭКом, и мы только приветствуем появление новых участников. Пока мы в Total очень довольны тем, как складывается сотрудничество с НОВАТЭКом в рамках "Ямал СПГ". Мы позитивно воспринимаем то, как работает НОВАТЭК, как он находит решения задач, встающих перед проектом.
— Правительство готово отменить монополию "Газпрома" на экспорт СПГ, и руководство НОВАТЭКа не раз говорило, что без этого проектное финансирование для "Ямал СПГ" привлечь было бы очень сложно. Если бы экспортная монополия "Газпрома" сохранилась, у Total сохранился бы интерес к "Ямал СПГ"?
— Экспортная монополия "Газпрома" — это вопрос, который находится в компетенции российского правительства. При этом проект "Ямал СПГ" может способствовать принятию решения. Действительно, если НОВАТЭК и Total докажут, что они способны своими силами найти рынки сбыта для своего СПГ, то это могло бы стать весомым аргументом. Именно этим мы сейчас и занимаемся, поскольку проект "Ямал СПГ" находится на маркетинговой стадии. И в данном направлении достигнуты значительные успехи.
— Но окончательное инвестрешение по "Ямал СПГ" еще не принято...
— Мы продолжаем детальное проектирование — конкретизацию технических решений, которые были заложены в технологической схеме. Эта работа еще не вполне завершена, ее предстоит закончить в ближайшие месяцы. Именно тогда мы планируем принять окончательное инвестрешение, поскольку логично сделать это после того, как будет утверждена во всех деталях технологическая схема разработки. Надеюсь, что к этому времени уже значительно продвинутся и коммерческие переговоры по сбыту, которые ведутся параллельно с проектированием. Российское правительство до настоящего времени всегда проявляло большую заинтересованность в реализации этого проекта и позитивно откликалось на запросы оператора "Ямал СПГ". Я надеюсь, так продолжится и в будущем.
— Какова в целом ваша стратегия развития в России, какие проекты в нефтегазовой сфере наиболее интересны?
— Мы нацелены на то, чтобы к 2020 году Россия вышла на первое место среди стран, где Total добывает нефть и газ. В России крупнейшие в мире запасы углеводородов, а российские власти создают благоприятные условия для привлечения инвестиций в эту отрасль. Наша стратегия для достижения поставленной цели строится на партнерстве с российскими компаниями. Это позволяет сочетать их опыт и знание местного рынка с передовыми технологиями, которыми обладает Total, работающий по всему миру.
По такой схеме развивается наше партнерство с НОВАТЭКом на проектах "Ямал СПГ" и Термокарстового месторождения. Так же мы работаем по Штокмановскому проекту и по нашему старейшему российскому проекту — Харьягинскому СРП. Хотя на сегодняшний день наши самые крупные проекты в России связаны с газом, нас в равной степени интересует и нефть. В частности, мы заинтересованы открывающимися новыми перспективами в отношении сланцевого газа, а особенно сланцевой нефти, запасы которых в России потенциально огромны. В области этих нетрадиционных запасов углеводородного сырья у нас уже есть определенные идеи и практический опыт, и мы работаем в этом направлении.
— Какой объем углеводородов вы планируете добывать к 2020 году в России и какова будет доля России в общей структуре вашей добычи?
— Мне не хотелось бы называть точные цифры, это коммерческая тайна, но у нас есть все предпосылки, чтобы достичь поставленной цели. Как я уже говорил, у нас есть 20% в совместном с НОВАТЭКом проекте "Ямал СПГ", который должен производить 16,5 млн тонн СПГ в год. Нужно также учитывать и косвенное влияние данного проекта на наши результаты в России — через долю Total в капитале самого НОВАТЭКа. Сейчас она составляет 16%, и у нас есть опцион на ее увеличение до 19,4%. Надеюсь, что скоро мы реализуем данный опцион в полном объеме.
По Харьягинскому СРП мы успешно завершаем третью очередь разработки, за последние месяцы мы несколько раз побили свой собственный рекорд добычи на этом месторождении. Термокарстовое месторождение должно быть введено в эксплуатацию в 2015 году, и оно тоже внесет свой вклад в суммарную добычу Total в России. Цель, которую мы перед собой поставили, может быть достигнута за счет уже существующих проектов — тех, которые я перечислил. Новые проекты, которые мы намечаем, вряд ли будут реализованы до 2020 года, и их добыча добавится к достигнутому уровню уже потом.
— Недавно "Газпром" признал, что разработкой Штокмановского месторождения, возможно, займутся уже будущие поколения. Сейчас Total — единственный партнер "Газпрома" по проекту. Каково ваше видение его перспектив?
— Total по-прежнему рассматривает Штокмановский проект как возможный. Надеюсь, что "Газпром" придерживается такой же позиции. Но этот проект действительно представляет трудности во всех отношениях. Поэтому в марте Total и "Газпром" приняли совместное решение еще раз пересмотреть все возможные технические варианты разработки месторождения и выбрать наиболее подходящий. Когда будет определено оптимальное техническое решение, мы уже совместно будем прорабатывать его в деталях, чтобы потом реализовать на практике.
— На ваш взгляд, что является основным препятствием для разработки Штокмана — отсутствие оптимальной схемы разработки или отсутствие рынков сбыта?
— Каждый проект требует соблюдения определенной последовательности в его реализации. Я уже сказал, что разработка Штокмана представляет трудности самого разного рода. Главный вызов — это, конечно, техническая схема разработки. Если вы не сумеете найти нужные технические решения, которые бы обеспечивали рентабельность проекта, то нет смысла дальше смотреть. Поскольку маркетинг, возможные рынки сбыта, выстраивание проектного финансирования — это все ни к чему, если проект нерентабелен. Поэтому только после того, как определится рентабельная техническая схема разработки, мы будем более подробно заниматься вопросами маркетинга, тем более что одно с другим тесно связано. Ведь в условиях растущей конкуренции преимущество на рынках сбыта будут иметь проекты с наименьшей себестоимостью. Следующий комплекс задач — а я уже говорил, что Штокмановский проект труден во всех отношениях,— это финансирование. Но задача организации финансирования должна решаться только после того, как вы определили техническую схему разработки и заключили контракты на сбыт продукции. Если эти две первые задачи решены успешно, то обычно с финансированием проекта проблем не возникает.
— Когда летом 2012 года истекло акционерное соглашение по Штокману, Total осталась в консорциуме. Но непонятно, на какой юридической базе вы остаетесь в проекте? Было заключено новое акционерное соглашение между Total и "Газпромом" или продлено старое?
— Если две компании желают продолжать сотрудничать, они всегда найдут способ решить юридические проблемы, которые на самом деле настоящими проблемами не являются. Я не хотел бы вдаваться в подробности.
— Total и НОВАТЭК собирались вместе разрабатывать и шельф Кипра, но проект не получился, что помешало?
— Тот проект на шельфе Кипра, о котором вы упомянули и в котором Total и НОВАТЭК собирались участвовать совместно, не касался разработки, поскольку в пределах лицензионного участка еще не открыто месторождений. Это был геологоразведочный проект. Переговоры, которые мы вели с правительством Кипра в отношении блока, совместно выбранного Total и НОВАТЭКом, не привели к успеху. Но эта первая, неосуществившаяся попытка, предпринятая на Кипре, демонстрирует, что мы готовы развивать сотрудничество с НОВАТЭКом не только в России, но и за ее пределами.
— И Total, и НОВАТЭК готовятся принять участие в разработке шельфа Ливана. Почему вы не объединились там?
— Единственная связь между кипрским и ливанским проектами — это географическое соседство: оба участка находятся в одной зоне. В остальном это проекты совершенно разные. Не следует забывать, что на сегодняшний день наше сотрудничество с НОВАТЭКом в основном опирается на те крупные проекты, которые мы совместно реализуем в России. Ливанское правительство решило организовать конкурс, чтобы провести разведку своего шельфа, где геологические условия делают риск неудачи значительным. В этом проекте нашим партнером является ЛУКОЙЛ. Сейчас мы изучаем техническое задание, предложенное ливанским правительством, и готовим конкурсное предложение. Эта работа должна быть завершена в ноябре.
— Почему для партнерства выбрали именно ЛУКОЙЛ?
— На сегодня наш главный партнер в России — это НОВАТЭК. Но у нас есть совместные проекты и с другими российскими компаниями, в частности Штокмановский проект с "Газпромом", Харьягинское СРП с "Зарубежнефтью". У нас есть проекты сотрудничества и с ЛУКОЙЛом. Это в первую очередь Хвалынское месторождение в Каспийском море, на границе между Россией и Казахстаном. Месторождение будет разрабатываться совместно обеими странами, но юридически будет оформлено по российскому законодательству и нормам. Кроме того, с ЛУКОЙЛом у нас есть общий НПЗ в Нидерландах. В целом мы стараемся развивать сотрудничество со всеми крупными российскими нефтегазовыми компаниями.
— Может ли ЛУКОЙЛ стать вашим партнером в России в проектах по разработке трудноизвлекаемой нефти?
— Освоение нетрадиционных запасов сланцевой нефти действительно является одним из приоритетных направлений работы Total повсюду в мире, в том числе и в России. Такие проекты должны осуществляться в партнерстве с другими компаниями. Большая часть нетрадиционных запасов нефти в России находится на территории уже распределенных лицензионных участков, принадлежащих конкретным российским недропользователям. ЛУКОЙЛ не единственный такой недропользователь, нетрадиционные запасы есть не только у него, они присутствуют и на лицензионных участках других компаний. Поэтому мы ведем обсуждение возможности разработки таких запасов с разными компаниями. И разумеется, нас интересуют и участки из нераспределенного фонда. Это не значит, что мы намерены их разрабатывать в одиночку: даже если мы выиграем конкурс, мы постараемся найти российского партнера для работы на участке. Иными словами, мы открыты для любых вариантов: как вхождение в лицензию, уже принадлежащую российскому недропользователю, так и приобретение участка в партнерстве с российской компанией. У нас нет никаких априорных требований к выбору партнеров, в каждой конкретной ситуации стараемся в данном географическом регионе найти российскую компанию, интересы которой совпадают с нашими, чтобы с ней вступить в партнерство.
— Почему технологическая схема Харьягинского СРП была пересмотрена и считаете ли вы ее реалистичной в нынешнем виде?
— Третья очередь освоения Харьягинского месторождения была скорректирована с целью прекратить сжигание попутного газа на факеле в июле 2014 года. Мы с нашими партнерами приняли все меры, чтобы это обеспечить, в частности усилен контроль за работой подрядчиков. Технологическая схема была пересмотрена и утверждена российскими государственными органами, потому что она основывалась на оценке запасов, сделанной до ввода объекта в разработку в 1999 году. С тех пор пробурено несколько десятков скважин, по ним имеются данные бурения и добычи, и эти данные заставили произвести переоценку объемов запасов и их распределения. Чтобы оптимизировать процесс разработки с учетом новых данных, мы с согласия властей полностью пересмотрели программу инвестиций и профиль добычи. Максимальный уровень добычи несколько ниже, чем в прежней технологической схеме, но его продолжительность увеличилась, и в конечном счете достигается более высокий коэффициент нефтеизвлечения. Эта новая технологическая схема гораздо точнее соответствует тому, что мы знаем о харьягинских недрах, поэтому она более реалистична. И мы уверены, что нам удастся воплотить ее в жизнь.
— Рынок сбыта нефтепродуктов в России — каковы ваши планы в этом направлении?
— Для Total представляет интерес этот быстрорастущий рынок. Но мы не намерены в одиночку инвестировать в стране, где у нас нет ни собственных источников снабжения, ни соответствующей инфраструктуры.
— Почему Total проявляет интерес к нетрадиционным запасам нефти? Есть нехватка традиционных запасов?
— Уточним, во-первых, что нетрадиционные запасы нефти на сегодня представляют собой в основном tight oil — нефть, заключенную в плотных породах, в том числе сланцевую,— и сверхтяжелые сорта нефти. По нашим оценкам, в совокупности на их долю к концу следующего десятилетия будет приходиться примерно 15% мировой добычи нефти. Чуть более половины из этого обеспечит нефть плотных пород. Конечные запасы в этих двух категориях составляют около трети мировых запасов нефти (не считая битуминозных сланцев), и их удельный вес в общем балансе добычи будет продолжать расти и после 2030 года. Таким образом, понятно, что без нефти плотных пород и без сверхтяжелой нефти в дополнение к традиционным запасам мы не сможем удовлетворить растущий спрос на нефть в мире.
— По мнению Total, какое влияние экспорт СПГ из США может оказать на рынки в Юго-Восточной Азии и Европе?
— Экспорт из США действительно начнется с запуском нескольких проектов, связанных с переориентацией на экспорт импортных терминалов США: они в основном сосредоточены вблизи Мексиканского залива, чтобы иметь удобный доступ к газу. Тем не менее реализовано будет относительно небольшое число проектов. Во-первых, ограничено число компаний на рынке СПГ, которые готовы принять на себя риск законтрактовать газ на 20 лет, во-вторых, американские власти, Минэнерго США и Федеральная комиссия по управлению энергетикой должны дать разрешение, и, наконец, ограничены возможности финансирования у девелоперов проектов, ограничено количество площадок. Поэтому их влияние на формирование мировых цен на СПГ останется ограниченным с учетом поставок одновременно в Европу и Азию. Тем более что спрос на СПГ, стимулируемый общим ростом доли газа в мировом энергобалансе, не может быть удовлетворен за счет одних только американских проектов. Нужно будет запускать проекты традиционного газа в новых географических зонах, таких как Восточная Африка или Арктика.
— Каковы, на ваш взгляд, перспективы развития газового рынка в Европе, будет ли здесь наблюдаться увеличение спроса на импортный газ? Откажется ли Европа в краткосрочной перспективе от потребления угля?
— С начала финансового кризиса наблюдалась стагнация спроса на газ. Но спад собственной газодобычи и постепенное сокращение мощностей атомной энергетики в некоторых европейских странах, таких как Германия, Бельгия, Франция, в сочетании с ужесточением экологических норм в среднесрочной перспективе обеспечат восстановление спроса. Он будет, в частности, удовлетворяться за счет новых каналов поставок из Каспийского региона и за счет поставок СПГ. Вместе с тем европейских покупателей СПГ ожидает прямая конкуренция с азиатскими, которые в сильной степени зависят от поставок СПГ. Поэтому европейцам придется как минимум равняться на азиатские цены (которые будут оставаться высокими и в основном привязанными к цене на нефть), чтобы эти объемы СПГ достались им.
Уголь, цены на который очень низкие, в настоящее время в Европе вытесняет газ из энергетики. Но уже в среднесрочной перспективе эта тенденция должна поменяться на противоположную в связи с ужесточением европейских норм на выбросы СО2, окислов азота и серы, пылевых частиц и т. д. К 2015 году ТЭС должны будут обеспечить соответствие установленным нормам, а дальше, в 2016-2023 годах, нормы станут еще жестче. Поэтому, например, в Англии планируется закрыть многие угольные ТЭС если не в 2014-2015 годах, то в 2023 году.