«Период “один на один” с государством мы уже проходили»

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.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Предыдущая фотография

Следующая фотография

1 / 3

Сегодня в нашей стране полностью национализировать какую-то отрасль нецелесообразно, недальновидно и экономически неэффективно

Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Духанин  /  купить фото

Как правило, наши отношения с Минфином сводятся к тому, что мы долго и муторно разрабатываем налоговую реформу, а после ее внедрения теряем деньги

Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Духанин  /  купить фото

Мы эксплуатируем месторождения, где уже 96-98% воды. ЛУКОЙЛ в Западной Сибири добывает больше 200 млн тонн воды и 40 млн тонн нефти

Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Духанин  /  купить фото

— 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 реструктурирована, 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 в 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 десять 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.

— Вы обсуждали с правительством возможность выхода частных компаний на континентальный шельф. Сейчас переговоры продолжаются, или вы отказались от Арктики?

— Налоговое законодательство, которое принято в России, стимулирует работы на шельфе, делает инвестиции туда достаточно эффективными. Мы сегодня сконцентрировались на регионах, в которых имеем специальные налоговые системы. Это Каспий, Крайний Север, Балтика, где мы ведем сейчас активную геологоразведочную работу. Мы сохранили объем инвестиций на Каспии, в этом году будем вводить месторождение имени Филановского. Это одно из самых крупных открытий постсоветского периода на территории РФ, которые сделала компания. Мы открыли целую провинцию на собственный риск и за собственные деньги. И мы будем продолжать доразведывать и готовить месторождения. В рамках второй очереди у нас уже строятся гидротехнические сооружения на Филановского, мы открываем тендер по Ракушечному месторождению, которое должно быть введено в эксплуатацию в 2019 году. И на ближайшие 15–20 лет у нас расписаны этапы освоения Северо-Каспийской нефтяной провинции.

Работать в Арктике нам не позволяет законодательство. Я постоянно ставлю этот вопрос, но, пока я его ставил, практически вся территория арктического шельфа оказалась распределена. Сейчас мы говорим: ЛУКОЙЛ не будет участвовать в конкурсе по арктическому шельфу, но отмените закон, ограничивающий право участвовать в его разработке частным российским компаниям. Не должно быть в стране дискриминации.

Мы сейчас активно работаем на норвежском шельфе. Выиграли право работать в «серой зоне», уже готовимся к сейсмическим работам и, скорее всего, в конце 2017—начале 2018 года будем бурить там разведочные скважины.

— В Баренцевом море вы рассчитываете на серьезные открытия?

— Да. У нас уже есть там два проекта. Мы вместе с нашими партнерами изучили геологическое строение данной территории. И рассматриваем дальнейшее усиление присутствия в том регионе. В Северном море в Норвегии все достаточно понятно и прозрачно. Плюс налоговое законодательство, которое компенсирует 87% затрат на геологоразведочные работы. То есть риски достаточно хорошо разделены между инвестором и государством.

— Вы не видите там юридических рисков из-за того, что это работы в «серой зоне» (бывшая спорная территория между Россией и Норвегией)?

— Мы согласовали с российским МИДом наше участие в тендере, получили официальное разрешение, после этого подали заявки. Так что не видим ни технических, ни политических рисков. ЛУКОЙЛ аттестован как компания, имеющая опыт, чтобы быть оператором столь сложного проекта. Такое право получили всего пять компаний.

— На какие регионы за рубежом вы еще смотрите?

— 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.

— Удалось ли вам решить спорные вопросы с Ираком, в том числе по Западной Курне-2?

— Сейчас в стране назначен новый министр (нефти.— “Ъ”). Мы ведем переговоры, сформировали рабочую группу. Мы понимаем все трудности Ирака, которые сложились последнее время: борьба с терроризмом и оккупированные территории. Тут иракское правительство принимает уникальные усилия и заметны успехи. Мы приступили к бурению разведочной скважины на блоке 10, ведем переговоры по формированию совместного предприятия на прилегающих к Западной Курне-2 территориях. Сейчас идут активные обсуждения второй стадии разработки. Мы вышли на Западной Курне-2 на уровень в 400 тыс. баррелей суточной добычи. Это максимум для той инфраструктуры, которая есть сегодня, и необходим второй этап развития этого месторождения. А второй этап — это еще $7 млрд инвестиций. И мы благодарны правительству Ирака, что оно в столь сложной ситуации покрыло нам все исторические затраты.

— То есть вы уже получили полное возмещение затрат?

— Да. Но для того чтобы начать второй этап, мы должны не только покрывать исторические затраты, но и как-то зарабатывать деньги. Поэтому процесс будет достаточно непростой. Но самое главное, что создана рабочая группа и идет конструктивный разговор. Мы надеемся, что придем к обоюдному пониманию, потому что главный выгодоприобретатель сегодня от наших инвестиций — правительство Ирака.

— В Мексике ЛУКОЙЛ планирует сотрудничество с Eni. Какие уже выбраны участки, на какой стадии переговоры?

— Мы в принципе пришли к пониманию, что наши компании заинтересованы в разделении рисков на глубоководных участках. Речь идет о третьем раунде, который должен быть объявлен, как мы рассчитываем, в конце года. Мы рассматриваем все блоки. На какие будем подавать заявку, решим потом в рамках консорциума.

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

— 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.

— То есть ваш базовый прогноз совпадает с прогнозом Минэкономики.

— Может, наш прогноз даже консервативный. Но сегодня надо учитывать, что компания прошла так называемый пик своей инвестиционной активности. Мы модернизировали абсолютно все свои заводы, ввели базовые месторождения и базовые объекты на месторождении Филановского. В Ираке мы совершили основные капвложения. И цена, которую мы сегодня прогнозируем, она достаточно консервативна, но комфортна для нашего развития на 2017 год. С 2018 года мы ставим в прогнозы уже $50–60 за баррель, и с учетом инфляции на ближайшие три года будет такая цена. Мы хотим на следующий год утвердить десятилетнюю программу, до этого мы сделали перерыв в долгосрочном планировании из-за непредсказуемости цены нефти и курса рубля. Сегодня мы уже почувствовали основу, на которой можем строить планы. Потому что без десятилетних планов жить нельзя в нашей отрасли. Мы должны видеть, куда идти. А годовые планы не дают абсолютно никакого маневра в своих действиях: то ли остатки денег сохранять, то ли заимствования делать.

— 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.

— Сколько вы планируете привлекать в ближайшее время и в какой форме?

— У нас самый низкий процент долга к основному капиталу — около 27%. У нас достаточно комфортная временная позиция по погашению наших кредитов. Плюс у нас есть средства на счетах, это та подушка, которая позволяет нам достаточно комфортно себя чувствовать. На нас нет никаких ограничений (по санкциям.— “Ъ”), как на наших коллегах, мы рассматриваем привлечения. Если будет окно по евробондам, можем выпустить длинные еврооблигации, чтобы те кредиты, которые нам придется гасить в 2018–2019 годах, переместить на более поздний период и сделать погашение более плавным. Но для нас это непринципиально сегодня. Бюджет 2016 года и следующего года у нас утвержден без привлечения заемных средств. Если мы будем брать евробонды, то только для того, чтобы сгладить пики будущих платежей.

— 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.

— Многие участники отрасли прогнозируют снижение геологоразведки, бурения и последующий дефицит нефти. Вы в это верите? Должны ли российские компании наращивать добычу?

— При рассмотрении модели потребления на среднесрочный период мы все равно видим дефицит нефти. Население растет. Сегодня мы замечаем рост потребления, в том числе нефтепродуктов, на европейском рынке, в этом году продажи там выросли на 2%. Это, конечно, связано с тем, что цена упала и европейцам стало выгодно ехать в отпуск на своих машинах. На американском рынке тоже идет оживление. Плюс мы видим новый локомотив — Индию. Там строятся новые автомагистрали, выпускается много машин, и мы ждем, что потребление там будет резко расти. В Африке постоянно ощущается дефицит нефтепродуктов, наш итальянский завод постоянно отгружает туда продукцию. При этом решения о строительстве и вводе новых АЭС принимаются после Фукусимы достаточно сдержанно. Поэтому прогноз не только наш, но и наших коллег, что после 2020 года мы снова можем увидеть цену в $100 за баррель. Надо быть к этому готовыми. Наш цикл — как минимум пять—семь лет с момента принятия решения до получения первой нефти. То есть, если мы не будем сегодня принимать решения по геологоразведке, по подготовке месторождений к вводу, мы не будем конкурентоспособны.

Благо наша налоговая система дала нам возможность быть более конкурентными по отношению к нашим коллегам, потому что у нас экспорт нефти и НДПИ привязаны к международной цене. Благодаря этой системе, «ножницам Кудрина», мы получили инвестиционные источники. Но в прошлом году почти 300 млрд руб. ушло из отрасли, в этом году изъятия продолжаются.

Наши коллеги приостановили проекты геологоразведки, принятие инвестрешений по обустройству месторождений. Особенно это коснулось глубоководья, конечно, и тяжелой нефти в Канаде. Все это в любом случае сдерживает наращивание производства. Поэтому я считаю, что в данный момент, если мы используем наши возможности и ту систему, которая действует на территории России, мы будем конкурентоспособны и своевременно дадим необходимый объем нефти на рынок.

А какие еще есть добывающие регионы? Венесуэла сегодня, имея запасы, не может производить нефть. В Нигерии такая же ситуация, мы с Chevron там работаем. С суши все ушли на дальний шельф, потому что постоянно взрывы на нефтепроводах, саботаж идет. Северная Африка тоже в сложной ситуации находится, и Ливия, и Сирия, которые были производителями нефти. Поэтому, когда мы смотрим на эту ситуацию, мы прогнозируем, что за ближайшие годы цена может достаточно хорошо восстановиться.

— В следующем году повышается экспортная пошлина на мазут. Каково ваше отношение?

— Мы готовы. Мы последний объект — гидрокрекинг — запустили на НПЗ в Волгограде. У нас ноль мазута в Перми, ноль мазута стало в Волгограде. Мы увеличили объем загрузки «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез», мы всегда можем его с 17 млн тонн на 14 млн тонн перевести. И у нас остается мазут, который идет на бункеровку,— 1,5–2 млн тонн.

— После введения санкций у вас есть проблемы с нефтесервисом?

— Мы видим на примере Ирана, что нефтесервисные компании последними уходили из страны. Та же Schlumberger ушла оттуда только два года назад, а до этого все время работала по долгосрочным контрактам. Мы заинтересованы, чтобы крупные компании, такие как Schlumberger и Halliburton, приносили в Россию инновации, создавали здесь производство и несли за него ответственность. Чтобы им было тяжело уходить в случае усиления санкций. Если бы даже они уходили, то они передавали бы права и управление кому-то из российских структур, которые бы в таком случае были оснащены инновационным оборудованием. Schlumberger тратит в год больше $1 млрд на инновации. Какая сервисная или нефтяная компания может себе это позволить? Мы все деньги тратим на то, чтобы эффективно поднимать жидкость, а сервисом не занимаемся. Я считаю, что ЛУКОЙЛ правильно сделал, что продал весь свой сервис.

— Вы не думаете о реинтеграции сервиса?

— Нет. Мы продали этот бизнес и не вернемся к сервису. Частные акционеры могут что угодно делать со своими деньгами, но компания не должна на это отвлекаться.

— Какие у вас основные сервисные подрядчики?

— Schlumberger и Halliburton, конечно, Eurasia Drilling. Но у нас еще есть семь буровых, которые работают на нас, «Газпром нефть» и «Роснефть». Сейчас в России достаточно сервисных организаций, они создали конкурентную среду на территории России, особенно в геосейсмике и геофизике.

— В 2015 году Schlumberger договорилась о покупке Eurasia Drilling, но сделку заблокировали российские власти. Как вы считает, она еще возможна?

— Я считаю, что разумно, чтобы это было сделано, чтобы мы могли здесь заякорить такие уникальные сервисные организации, как Schlumberger и Halliburton.

— Вы строите в России солнечную электростанцию. Зачем?

— ЛУКОЙЛ сознательно пошел в новый для себя бизнес — генерацию. После покупки ТГК-8 (при разделе РАО «ЕЭС России».— “Ъ”) мы провели реструктуризацию, и у нас сегодня электрогенерация работает достаточно успешно. Мы производим около 7 ГВт мощности и обеспечиваем весь юг России. Есть генерация как традиционная, так и ветровая и солнечная, за пределами России — в Румынии и в Болгарии. Мы вошли в этот бизнес на территории Евросоюза для получения опыта работы. Плюс законодательство ЕС стимулирует эти проекты, они дают достаточно хорошую норму рентабельности в 10–11%. Плюс 100% строительства кредитуется банками под 2% годовых. Это достаточно эффективный бизнес — конечно, не наших масштабов, но он дал нам возможность почувствовать, что это такое. И мы, конечно, хотели бы применить свой опыт на территории России. Но когда мы изучили все материалы, то поняли, что можем его применить только там, где у нас есть вся инфраструктура, то есть на наших НПЗ, построенных при СССР. У нас каждый завод — 800–1000 га, это огромные площади. Мы уже 20% территории отдали местным властям, но с землей в центре завода мы ничего сделать не можем. Так что решили на этих свободных площадках, где есть подключение и инфраструктура, поставить солнечные модули. Я говорю о Волгоградском НПЗ, там проект на 12 МВт. Чем нам траву косить и ухаживать за этой территорией, пусть хоть солнечные станции стоят и обеспечивают завод энергией.

— А традиционная генерация — это диверсификация бизнеса?

— Наша главная цель была интегрировать газ Северного Каспия в собственную генерацию, получить реальный источник энергии и справедливую оплату за наш газ. Сегодня мы это смогли сделать в Ставрополе. Мы по контракту с «Газпромом» часть газа сдаем ему, часть поставляем на наши волгоградские станции по обменным операциям. Также мы в стадии переговоров о том, чтобы поставлять в Краснодар и Ростов.

— Какова сейчас ситуация в Румынии и Болгарии, где у властей были налоговые претензии в отношении структур ЛУКОЙЛа и некоторых сотрудников?

— У нас были осложнения с Румынией. Но сейчас все ограничения, которые были введены для наших работников и в отношении наших счетов, сняты. Судебный процесс продолжается, но он уже в цивилизованном виде. Мы надеемся, что он завершится в этом году.

— А почему возникли претензии?

— Сложно сказать. Там была предвыборная кампания, достаточно жесткая политическая битва между разными партиями. В Болгарии у нас комфортные отношения с властью, потому что мы прозрачны, формируем большой сегмент бюджета страны. Периодически нас проверяют антимонопольные и налоговые службы, но, как правило, обходится без эксцессов. На сегодня наши заводы в Болгарии и Румынии — лучшие в Европе. И глубина переработки там почти 100%.

— Вы продали сеть АЗС на Украине, но оставили «Карпатнефтехим». Завод давно остановлен, что вы собираетесь с ним делать дальше?

— Весь коллектив «Карпатнефтехима» в строю. Это современный завод, очень важный для самой Украины. Мы несем издержки на содержание коллектива и основных фондов. Там есть ряд вопросов по запуску завода, которые необходимо решить. Мы ведем переговоры с Министерством энергетики Украины по гарантиям возврата НДС. Это существенная сумма для этого завода, в год формируется $40–50 млн, что резко влияет на экономику завода. К сожалению, мы пока не получили такие гарантии, чтобы экономика проекта складывалась.

Поэтому сейчас рассматриваем варианты партнерства с крупными украинскими предприятиями, которые бы на себя взяли ряд миссий. Много желающих, но, конечно, как правило, все хотят бесплатно. Мы можем технологически обеспечить сырьем «Карпатнефтехим», но нужны партнеры, которые бы разделили с нами затраты, которые необходимы для запуска завода, и все риски. Мы пока не рассматриваем полный уход, без нас они просто не смогут запустить предприятие. Мы понимаем свою ответственность и в любом случае должны поставлять сырье. Мы хлопнем дверью, уйдем — а как люди останутся без сырья и с нашими активами? Это нереально. Если и будет уход, то плавный.

— В августе стало известно, что вы и ваш заместитель Леонид Федун зарегистрировали в России компанию «Резерв Инвест» с уставным капиталом 117 млрд руб. До этого была аналогичная кипрская Reserve Invest Holding Cyprus Ltd. Что такое «Резерв Инвест»?

— «Резерв Инвест» — это капитал. Компания работает уже 25 лет на территории России. Это финансирование «Спартака», строительство стадиона для команды, это управление пакетами акций, которые у компании есть после продажи страхового бизнеса и банка («Резерв Инвест» напрямую и косвенно владеет 19,9% ОАО «Открытие холдинг».— “Ъ”). Там акционеры я и Леонид Федун.

— Сколько вам лично принадлежит в ЛУКОЙЛе?

— Около 25%.

— Уже традиционный вопрос про казначейский пакет акций ЛУКОЙЛа. Что вы с ним собираетесь делать?

— Это и есть подушка, о которой я говорю. 16% акций — это достаточно хороший пакет, который позволяет нам уверенно себя чувствовать. У нас постоянно идет полемика с нашими акционерами об этом пакете. Они постоянно спрашивают: что вы собираетесь сделать? Я говорю — знаю, вы хотите, чтобы я (эти акции.— “Ъ”) погасил. Мы на это пока не пойдем, если будет погашение, то только частичное. Потому что этот пакет достаточно привлекателен для многих инвестиционных фондов. К нам постоянно поступают предложения продать эти акции с премией к текущему рынку. Но текущий рынок сегодня не стимулирует продажу. Мы считаем, что капитализация компании по сегодняшним масштабам — это минимум $100 млрд. Мы практически достигали этой капитализации, и при том прогнозе по нефти, который я назвал, мы можем спокойно подойти к такому уровню. Поэтому мы считаем, что казначейский пакет будет пока находиться у компании. Но есть варианты. Один из них был — договориться с правительством Башкирии по «Башнефти». Зачем вам какие-то социальные подачки? (см. “Ъ” от 29 июля). Пакет положите (акций ЛУКОЙЛа.— “Ъ”), получайте дивиденды и решайте проблемы: хоккей, футбол, школы.

— Значит, для вас ваш пакет важнее, чем «Башнефть»?

— Для меня очень важна справедливая оценка «Башнефти». Потому что мы не можем сегодня пойти на проект, который по мультипликаторам был бы выше гораздо, чем сегодня стоит наша компания. Да, должна быть премия. Но она не должна быть зубодробительной.

Интервью взяли Ольга Мордюшенко и Юрий Барсуков