Глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов о новых налогах и зарубежных проектах

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— Вы видите для себя перспективные действующие активы в России?

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

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

— А за рубежом планируется расширение экспансии?

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

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

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

— В Мексике ваши ожидания по блоку Аматитлан оправдались?

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

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

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

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

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

— На какие запасы вы рассчитываете на блоке Женис?

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

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

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

— О каком объеме инвестиций идет речь?

— Смотря какие открытия там будут, пока говорить трудно.

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

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

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

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

— Госкомпании не предлагали вам партнерство на шельфе?

— Пока нет.

— А если бы вы получили такое предложение?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— Антипинский НПЗ сейчас интересен ЛУКОЙЛу?

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

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

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

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

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

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

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

— Из каких соображений исходит Минфин?

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

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

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

— Рассматриваете ли вы строительство газохимического комплекса в Арктике?

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

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

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

— Какие инвестиции предполагаются?

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

— Все эти проекты претендуют на обратный акциз на СУГ?

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

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

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

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

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

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

— За счет каких технологий вам удалось стабилизировать добычу нефти?

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

— Насколько сказывается на производстве нехватка западного оборудования?

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

— А что касается буровых платформ?

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

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

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

— Какие основные параметры будет содержать новая стратегия ЛУКОЙЛа?

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

— Есть ли проблемы с кадровым обеспечением отрасли?

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

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

Интервью взяли Ольга Мордюшенко и Дмитрий Козлов