08 декабря 2006
3215

Интервью генерального директора ОАО `Сургутнефтегаза` Владимира Богданова агентству ПРАЙМ-ТАСС



Вопрос: Замедление темпов роста в российской нефтедобыче - это результат истощения запасов и отсутствия у компаний возможностей освоения новых регионов, или результат изменения подходов нефтяных компаний к своему бизнесу? Ваш прогноз по добыче нефти в РФ на ближайшие 3 года?

Ответ: На сегодняшний день уровень добычи нефти в России определяет ряд факторов. Замедление темпов роста добычи, с одной стороны, объясняется объективными причинами: снижаются запасы, увеличивается степень выработанности месторождений, ухудшается качество ресурсной базы, доля трудноизвлекаемых запасов с каждым годом увеличивается. Для поддержания уровня добычи, не говоря уже о росте, требуются новые технологические решения - это закон природы и от него никуда не уйдешь. А новые технологические решения - дело достаточно дорогостоящее, требующее значительных инвестиций.

Кроме того, сегодня наполнение процентов роста абсолютными цифрами добычи нефти фактически вдвое превышает уровень конца 90-х годов, ведь одно дело - рост, например, от 170 млн т в год, другое - от 320 млн т. Так что, на мой взгляд, 7-8 млн т в год - это реальная цифра прироста добычи нефти на ближайшие годы.

Однако есть и субъективные факторы, которые негативно сказываются на темпах роста. Прежде всего, это несовершенство законодательной базы, когда каждый шаг в непрерывном производственном процессе сопровождается сбором многочисленных подписей и согласований. К примеру, в этом году компании уже пришлось собрать 35 774 подписи в различных разрешающе-согласовывающих инстанциях. Сложившаяся административная система сейчас работает на грани разумного и, по сути, тормозит движение вперед. Например, в геологоразведке оперативность - просто жизненная необходимость: пробурил скважину, подтвердились запасы или нет, нужно быстро принимать решение, где бурить дальше? А сегодня согласования затягиваются на 1,5 года. У нас ведь как: если положено бумажке лежать полгода, она и лежит. Так что, фактически темпы роста зависят еще и от того, "насколько ты быстро бегаешь". В ближайшее время я хотел бы обсудить этот вопрос с ведомством Германа Грефа. Безусловно, какие-то подвижки все же есть. Сейчас с вводом с 1 января Лесного кодекса в этой сфере регулирования процесс согласований несколько упростится, так как упраздняются 2 экспертизы из 5 - уже меньше порогов обивать придется. Однако Минприроды в ближайшее время необходимо принять еще порядка 60 нормативных актов в рамках изменения лесного законодательства.

Но в целом административный фактор, когда необходимо увеличить инвестиции на фоне истощения запасов в традиционных регионах добычи, играет сдерживающую роль в поддержании и увеличении темпов роста в нефтедобыче.



Вопрос: Год выходит на финишную прямую, каковы ожидаемые результаты по 2006 году, какие перспективы на 2007 год?

Ответ: Сейчас уже практически понятно, что фактическая добыча по компании в 2006 г составит 66,7 млн т. В текущем году введено в эксплуатацию 4 новых месторождения, объемы бурения составят 3,238 млн м, причем рост в эксплутационном бурении будет на уровне 3,5 проц, в разведочном - 5,1 проц. Если в прошлом году в разведке было сдано 55 скважин, то в текущем - 62, а это рост на уровне 12,7 проц. В прошлом году в эксплутационном бурении пробурено 1079 скважин, в этом - 1115 скважин. Финансирование геологоразведочных работ в 2006 г увеличено на 22,6 проц до 5,985 млрд руб. Ожидаемый прирост запасов составит 82,6 млн т. Добыча газа сохранится на уровне 2005 г и составит 14,2 млрд куб м. Значительно возрастет переработка нефти - на 8,6 проц до 20,1 млн т.

Объем реализации ожидается на уровне 720 млрд руб, фискальные выплаты при этом составят в целом 439 млрд руб. На реализацию природоохранных мероприятий выделено 10,6 млрд руб.

В следующем году мы планируем создать 4,5 тысячи новых рабочих мест, численность работающих в сфере нефтедобычи вырастет с 85,5 тыс до 90 тыс человек. Это обусловлено в основном увеличением темпов и объемов работ в Восточной Сибири, где численность работающих в 2007 г увеличится вдвое - до 6 тыс человек. При этом средняя заработная плата в новых регионах существенно выше, и если за 10 месяцев в Западной Сибири она составила 33,4 тыс. руб., то в Восточной Сибири - 46 тыс руб.

Что касается объемов производства в 2007 г, то они будут зависеть от многих факторов. Однако мы пока планируем добычу нефти на уровне 67,5 млн т, газа - 14,5 млрд куб м., объем переработки нефти - на уровне 20,8 млн т. В разработку будет введено три новых месторождения. Очень важной задачей мы считаем сохранить прирост запасов на уровне 2006 года. Объем капиталовложений в реализацию этих программ превысит 77 млрд руб.

Вопрос: Как Вы оцениваете потенциал Восточной Сибири и шельфа, готовы ли российские компании к их масштабному освоению?

Ответ: Степень изученности Восточной Сибири на сегодняшний день составляет не более 7 проц, в то время как по Западной Сибири этот показатель порядка 70 проц. Но и в Западной Сибири продолжаются открытия - мы открываем новые залежи, месторождения, хотя и небольшие по запасам, но тем не менее позволяющие чувствовать себя увереннее с точки зрения обеспеченности запасами на последующие годы. Восточная же Сибирь с точки зрения открытий - регион очень перспективный, у нее огромный потенциал.

И присутствие "Сургутнефтегаза" в Восточной Сибири будет расширяться. Преференции, которые получили нефтяные компании по НДПИ в Восточной Сибири - это шаг вперед, но этого, мне кажется, недостаточно для масштабного изучения региона. По-прежнему инвестиционные риски очень высоки. Если исходить только из запасов Талаканского месторождения в 120 млн т, то при тех капиталовложениях, которые мы там уже освоили, даже при снижении НДПИ до нуля на определенный период времени, затраты все равно не окупаются. По расчетам наших экспертов, возврат инфраструктурных инвестиций при сложившемся уровне цены на нефть достигается лишь на уровне 500 млн т. С точки зрения современного уровня техники и технологий для освоения Восточной Сибири нет никаких проблем, хотя низкая степень изученности региона требует очень больших капиталовложений.

Что касается шельфов, за исключением месторождений Баренцева моря и Сахалина, это сплошные льды морей Северного ледовитого океана. На сегодняшний день не только у российских компаний, но и у западных нет какого-либо опыта работы в таких условиях, не говоря уже о соответствующих технологиях. На мой взгляд, шельф Северного Ледовитого океана при том, что геологи прогнозируют там огромные запасы нефти и газа - это задача не сегодняшнего дня.

Вопрос: Сейчас у нефтяных компаний появилась возможность воспользоваться льготами по НДПИ на старых месторождениях. Подпадают ли месторождения "Сургутнефтегаза" под эту льготу?

Ответ: Решение по снижению ставки НДПИ для старых месторождений - это тоже шаг вперед, но воспользоваться им в следующем году "Сургутнефтегаз" в полном объеме не сможет. Утвержденный порядок предоставления льготы имеет ряд практических недостатков. Так, формулировка решения по льготам для выработанных месторождений предусматривает учет по товарной продукции. А у нас на один узел подготовки нефти поступает нефть с нескольких месторождений - как подпадающих под льготу, так и не подпадающих. Поэтому следующий год для получения снижения ставки НДПИ будет потерян, поскольку необходимо будет провести достаточно большой объем по реконструкции с тем, чтобы подготовка нефти до товарной продукции была организована непосредственно на месторождениях. При этом пока трудно сказать, окупит ли льгота затраты на реконструкцию, стоит ли овчинка выделки...

И это, конечно, большое упущение - льгота должна стимулировать добычу на старых месторождениях, а не создавать новые трудности для недропользователя.

Вопрос: Каковы перспективы развития газового и энергетического бизнеса для нефтяных компаний?

Ответ: Сегодня многие нефтяные компании практически уже вовлечены в газовый бизнес: это и "ЛУКОЙЛ", и "Роснефть", и ТНК-ВР. "Сургутнефтегаз" недавно получил лицензию на Ямале - это Террасный участок. В этом году наши геологи открыли в Якутии Верхне-Пеледуйское газовое месторождение, в ближайшее время мы должны получить лицензию. Газ с месторождения будет использоваться для поддержания пластового давления на Талаканском месторождении, для выработки электроэнергии.

Что касается попутного газа, то его доля уже сейчас ощутима в газовом балансе страны - это 42 млрд куб м в год. Конечно, это дорогой газ, но сейчас очень много вопросов уже снято, и газ нефтяных компаний, например, ТНК-ВР, "ЛУКОЙЛа", и "Сургутнефтегаза" перерабатывается на ГПЗ, создается высоко прибыльная продукция. Мы во втором квартале ввели 3-ю очередь на принадлежащем нам Сургутском ГПЗ, доведя производственные мощности до 7,2 млрд куб. м. в год, при этом завод полностью модернизирован. Сейчас на всех новых месторождениях "Сургутнефтегаз" уделяет большое внимание этому вопросу, единственный период, когда мы себе позволяем частично сжигать газ /часть используется на собственные нужды/ - это первый год-полтора, пока не завершим строительство на месторождениях компрессорных станций и газопроводов.

Газовый сектор бизнеса мы строим исключительно на принципе эффективности, при соответствующем уровне прибыльности мы готовы увеличить объемы добычи газа вдвое.

Что касается электроэнергетики, то за 5 лет, в течение которых мы работаем по реализации проекта строительства газотурбинных электростанций на попутном нефтяном газе, мы ввели 31 блок суммарной мощностью 320 МВт. До конца года "Сургутнефтегаз" завершит строительство еще 2 газотурбинных электростанций общей мощностью 36 МВт. Кроме того, нам удалось существенно снизить энергопотребление за счет перевода энергоемких компрессорных станций с электроприводов на газовые турбины. Сегодня у промышленных потребителей есть определенные проблемы с подключением новых объектов, нам удалось решить эту проблему за счет выработки собственной электроэнергии и сокращения энергоемкости производства. Это позволяет нам уверенно себя чувствовать, получать хороший экономический эффект на фоне роста тарифов на электроэнергию. Но специфика процесса нефтедобычи такова, что для обеспечения бесперебойной работы и безаварийной эксплуатации оборудования необходимо сохранять 2 источника энергоснабжения - внешний и внутренний.

В Восточной Сибири на Талаканском месторождении мы заканчиваем строительство газопоршневой электростанции на 12 МВт, запланировано строительство газотурбинной электростанции на 96 МВт, что суммарно позволит нам выйти на выработку 108 МВт в год. Причем наши инвестиции в электроэнергетику в Восточной Сибири позволят закрыть не только собственные потребности, но и выделить мощности для работы 2-х нефтеперекачивающих станций "Транснефти" в рамках реализации проекта строительства нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий океан".

Развитие собственной электроэнергетики наряду с экономическим эффектом позволяет решать и важную для нас экологическую задачу по утилизации попутного газа - уровень утилизации составляет 95 проц.

Вопрос: Как Вы считаете, необходима ли дополнительная координация и планирование работы предприятий ТЭК на государственном уровне?

Ответ: Сейчас работу нефтяной отрасли координируют и Минпромэнерго, и Минэкономразвития, и Минприроды, что, на мой взгляд, достаточно, к тому же все задачи и обязательства прописаны в лицензионных соглашениях. Безусловно, балансы нефтяной и газовой отраслей, электроэнергетики необходимо сводить, но это прерогатива Минэкономразвития. У компаний и без того такой объем бумагооборота, что специалисты вынуждены заниматься не перспективой, экономикой и технологией, а посвящать себя сбору бумаг.

Вопрос: Как Вы считаете, достаточен ли сложившийся уровень нефтепереработки в РФ на ближайшие 3 года? Планирует ли "Сургутнефтегаз" приобретать или строить новые мощности по переработке?

Ответ: Я считаю, что сейчас стоит вопрос не о количестве, а о качестве мощностей. Нефтеперерабатывающих мощностей в России достаточно, нужно заниматься глубиной переработки. Ведь не секрет, что сейчас 50 проц от объемов переработки - мазут, который экспортируется как сырье для производства светлых нефтепродуктов на зарубежных заводах. В России необходимо строить новые мощности по глубокой переработке, такие как гидрокрекинг, каткрекинг. "Сургутнефтегаз" идет именно по этому пути. Уже расширены мощности Киришского НПЗ до 22 млн тонн в год, в 2008 г компания запускает гидрокрекинг, затем к 2012 г и каткрекинг, что позволит выйти на глубину конверсии до 98 проц. Я думаю, что по этому пути пойдут и другие нефтяные компании. Но этот капиталоемкий процесс нужно стимулировать, однако до сих пор принципиально не решен вопрос отмены импортных пошлин на оборудование, которое не производится в России. Отменили временно - на 9 месяцев, но за это время компании даже контракты не успеют подписать, а продлят этот срок или нет - неизвестно.

Что касается наших планов по строительству завода в Приморске, то по ряду причин реализация этого проекта пока не эффективна. Во-первых, мы столкнулись с проблемой энергообеспечения, решением которой может быть только строительство новой электростанции. Во-вторых, вопрос водоснабжения, ведь процесс нефтепереработки предусматривает значительное потребление воды. Здесь две альтернативы - опреснение морской воды из Финского залива или строительство водоводов и перекачивающих станций от Ладоги. При детальной проработке оказалось, что затраты на энергообеспечение и водоснабжение превышают стоимость строительства НПЗ.

Строительство завода в Находке мы не считали. Я думаю, что сначала необходимо завершить 1-й этап строительства ВСТО, а уже потом приступать к детальным расчетам по проекту.

Вопрос: Есть ли у компании планы по развитию бизнеса за пределами России?

Ответ: Мы не ставим перед собой такой цели. Сейчас сложилась обратная тенденция, когда западные компании пытаются войти в российский бизнес. Я думаю, что они серьезно подходят к оценке перспектив ведения бизнеса в нашей стране. Мы также считаем, что достаточно эффективно можно работать и в России, особенно учитывая перспективы Восточной Сибири. Мы планируем к сдаче первой очереди ВСТО выйти на добычу в суточном исчислении 3 млн тонн годовой добычи, затем последовательно нарастить до 6 млн, а с вводом в эксплуатацию Алинского месторождения - до 7,5 млн тонн годовой добычи.

Вопрос: "Сургутнефтегаз" готовится к заключению нового коллективного договора. Каковы основные принципы нового договора? Предусмотрено ли расширение социальных льгот и гарантий для сотрудников компании?

Ответ: Проект нового коллективного договора уже прошел согласительную комиссию, он опубликован в нашей корпоративной газете и сейчас вынесен на обсуждение коллектива.

Практически все существовавшие социальные льготы, гарантии и компенсации в новой редакции не только сохраняются, но и значительно расширены.

Прежде всего, это касается гарантий в части обучения, подготовки и переподготовки персонала. Вы, наверное, прекрасно знаете, что сейчас даже перед крупнейшими нефтяными компаниями мирового уровня встает вопрос о кадрах, этот вопрос беспокоит и нас. Мы увеличим финансирование программы подготовки кадров в рамках выполнения колдоговора в следующем году на 69 проц.

Ежегодно программа повышения квалификации охватывает более четверти сотрудников, в 2006 г эта цифра составила 33 тыс. работающих. За счет средств компании в высших и средне-специальных учреждениях обучаются 2,5 тыс. человек, более 2 тыс студентов ежегодно проходят в наших подразделениях производственную практику, до 5 тыс сотрудников ежегодно посещают семинары, тренинги, проходят стажировку на базе ведущих российских и зарубежных учебных центров.

Проект нового коллективного договора предусматривает также увеличение финансирования программ по обеспечению безопасности условий труда, оздоровлению и добровольному медицинскому страхованию сотрудников компании. Помимо основных гарантий, установленных Трудовым кодексом РФ, которые в полном объеме исполняются, колдоговор предусматривает около 40 дополнительных видов различных социальных льгот, гарантий и компенсаций. Если в 2006 г на обеспечение дополнительных социальных льгот по коллективному договору было направлено 1, 341 млрд руб., то с принятием нового коллективного договора на эти цели в 2007 году будет направлено на 38 проц больше, что составит 1,853 млрд руб.

Хотелось бы подчеркнуть, что новый проект после его принятия будет распространяться на всех сотрудников - как на тех, кто уже работает, так и на тех, кто будет принят на работу в течение срока действия нового договора. Я уже говорил о том, что значительно расширяется штат сотрудников - до 90 тыс. человек, причем основной приток кадров будет в Восточной Сибири, где компанией создаются комфортные условия для работы и проживания вахтовых бригад. Здесь возникает и другая сторона наших обязательств перед сотрудниками - это надлежащие условия труда и материально-техническое обеспечение для непрерывности производственного процесса. Это тоже весьма значительные затраты.

Вопрос: Что касается численности, то она обусловлена сохранением сервисных подразделений в составе компании? Вы считаете, что это оправдано, ведь многие компании выводят сервисы из своей структуры?

Ответ: Я думаю, что общие показатели эффективности компании говорят о том, что модель выбрана правильно. На сегодняшний день мы имеем четкое представление о том, во что нам обходится бурение скважин, капитальный ремонт, гидроразрывы пласта и т.д., что позволяет нам строить обоснованный прогноз по затратам. Это особенно важно на фоне монополизации, которая коснулась всего, начиная от производства цемента, металла и труб, и заканчивая тем же сервисом, где даже в мировом масштабе серьезно работают лишь 3 компании. И не факт, что года через два-три цены не будут такими, что стоимость подрядных сервисных услуг будет приемлема для месторождений с небольшими запасами, с 10-20 т дебитом скважин. Я не исключаю, что даже дочернее предприятие может поставить головную компанию перед фактом: форс-мажор, цены на металл и оборудование выросли и - увеличить стоимость услуг.

На сегодняшний день является общепризнанным, что "Сургутнефтегаз" - не только крупная добывающая компания, но и крупнейшая в мире сервисная структура по объемам производства работ. Но пока мы не говорим об оказании услуг сторонним компаниям из-за большого объема работ на собственных месторождениях. Большой фронт работ предстоит развернуть в Восточной Сибири, где мы уже ведем и поисково-разведочное, и эксплуатационное бурение, выполняем большой объем строительно-монтажных работ.

Вопрос: И в заключение вопрос об акциях: опционная программа - это дань моде или требование времени?

Ответ: Нет, это конечно не дань моде. Опционные программы - это эффективный инструмент в корпоративном управлении, который довольно широко применяется на практике. Заработная плата не является тем стимулом, который смог бы заинтересовать менеджмент высшего и среднего звена, равно как и высококвалифицированных рабочих в таких показателях деятельности компании, как прибыльность и эффективность.





http://www.prime-tass.ru/
Рейтинг всех персональных страниц

Избранные публикации

Как стать нашим автором?
Прислать нам свою биографию или статью

Присылайте нам любой материал и, если он не содержит сведений запрещенных к публикации
в СМИ законом и соответствует политике нашего портала, он будет опубликован