Акционеры “Газпром нефти” могут рассчитывать на дивиденды в размере 50% от чистой прибыли уже по результатам работы во второй половине 2019 года. Об этом, а также о ключевых проектах в разных сегментах бизнеса и о технологическом развитии компании рассказал председатель Правления “Газпром нефти” Александр Дюков 

— Как вы оцениваете результаты 2019 года?

— В 2019 году на нефтяном рынке складывалась непростая ситуация. С одной стороны мы увидели снижение цен на нефть по сравнению с 2018 годом, с другой — наши действия ограничивало соглашение ОПЕК+. Несмотря на это, в прошлом году нам удалось увеличить добычу нефти и газа на 3,5%. Мы добыли более 96 млн тонн нефтяного эквивалента и вплотную приблизились к той стратегической цели, которую ставили перед собой 10 лет назад: удвоить объемы добычи углеводородов, довести их до 100 млн тонн. Наши мощности уже позволяют в 2020 году выйти на этот стратегический показатель, но многое, конечно, будет зависеть от того, что будет со сделкой ОПЕК+. Если говорить о финансовых результатах, то я бы, в первую очередь, отметил низкий уровень долга компании. Чистый долг к EBITDA у нас составляет всего 0,7, что, в общем-то, очень хороший показатель. Ну и, конечно, нельзя не сказать о рекордной чистой прибыли: мы преодолели важную планку в 400 млрд рублей. 

— Насколько акционеры “Газпром нефти” могут уверенно смотреть в будущее с точки зрения размера дивидендов? — Уже принято решено, что начиная с 2020 года мы будем направлять на выплату дивидендов 50% от чистой прибыли. Причем, это касается и дивидендов за второе полугодие 2019-го, которые выплачиваются в 2020 году. — Вы сказали о непростой рыночной ситуации в прошлом году. Как вы оцениваете текущую ситуацию на рынке, в первую очередь влияние коронавируса, а также возможность дополнительного снижения квот в рамках сделки ОПЕК+? 

— Даже из предварительных отчетов видно, что в Китае достаточно существенно снизился объем потребления нефти. Соответственно, ситуация с коронавирусом отражается на цене нефти. Но при этом надо понимать, что в цене заложены не только сегодняшние реалии, но и ожидания рынка. В настоящий момент много неопределенности, поступающая информация слишком противоречива. С одной стороны, мы видим обострение ситуации с коронавирусом в таких странах, как Южная Корея и Италия, с другой — мы получаем данные из Китая о снижении темпов развития эпидемии. Поэтому, как мне кажется, спешить с решениями в рамках сделки ОПЕК+ не стоит. На рынке нефти каждый месяц что-то происходит, и если ОПЕК+ будет каждый раз реагировать на любые изменения, то это приведет только к дополнительной дестабилизации ситуации. Пока правильнее наблюдать. 

— Какие проекты в портфеле разведки и добычи “Газпром нефти” наиболее приоритетны? 

— У нас большой и хорошо сбалансированный портфель разведочных и добычных проектов, что позволяет нам уверенно смотреть в будущее и говорить о том, что мы будем и дальше наращивать добычу, причем делать это эффективно. Я бы условно поделил наш портфель активов на несколько групп. Первая — это наши браунфилды, зрелые месторождения, на которых мы работаем уже достаточно давно. Они расположены в ХМАО, ЯНАО, в Томской и Оренбургской областях. При работе на таких месторождениях основная задача — увеличить долю извлекаемых запасов, что, нам, в общем-то, успешно удается. Вторая группа активов — крупные проекты: Мессояха, Новый порт, Приразломное. На этих месторождениях мы приближаемся к полке добычи, но несмотря на это, уверенно смотрим в будущее, поскольку считаем, что у активов есть хороший потенциал для дальнейшего развития. Третья группа — новые проекты, новые точки роста. В первую очередь это активы в Надым-Пур-Тазовском регионе ЯНАО: Ен-Яхинское, Тазовское, Песцовое, Западно-Таркосалинское месторождения. Мы вовлекаем в добычу запасы нефтяных оторочек, ачимовской толщи. Только на одном Ямбургском месторождении мы можем довести объем добычи жидких углеводородов до 20 млн тонн в год. Еще одна важная точка роста — Восточная Сибирь. Мы уже начали добычу на оторочке Чаяндинского месторождения. Что касается шельфа, то мы успешно продолжаем разработку Приразломного месторождения, при этом на шельфе у нас есть ряд новых активов. 

— У “Газпром нефти и “Газпрома” есть совместные проекты на Уренгойском, Бованенковском, Харасавэйском месторождениях. Считаете ли вы эти проекты точками роста? 

— Если говорить о Харасавэе и Бованенково, то полномочия между двумя компаниями разделены следующим образом: мы работаем на неоком-юрских залежах, а “Газпром” разрабатывает сеноман. На этих месторождениях мы работаем по долгосрочным рисковым операторским договорам с материнской компанией, что позволяет учитывать на нашем балансе и запасы, и объемы добычи. Что касается добычи газа, то мы ставим перед собой задачу уже в ближайшее время выйти на полку в 40 млрд кубометров в год. Добыча конденсата при этом может составить 5 млн тонн. 

— Как сегодня выглядит портфель поисковых проектов? Есть ли вероятность крупных открытий? 

— Правильнее говорить о портфеле поисковых и разведочных активов. Кстати, в прошлом году мы его серьезно пополнили. Участвуя в аукционах, мы приобрели права на поиск и разведку еще на 32 лицензионных участках. Среди них есть и активы, где мы не сомневаемся, что за счет геологоразведочных работ прирастим запасы, и участки на неосвоенных, плохо изученных территориях. С одной стороны, там риски неудачи значительно выше, с другой — высок потенциал нахождения действительно крупных месторождений. Один из таких участков расположен на полуострове Гыдан, где уже в нынешнем году мы планируем начать строительство первой поисковой скважины.

— Разработка баженоской свиты является одним из ключевых проектов в вашем портфеле. На какой стадии сейчас находится реализация этого проекта? 

— Баженовская нефть — трудноизвлекаемая, стоимость ее добычи достаточно высока. Соответственно мы ставим перед собой задачу создать, подобрать технологии, которые позволят сделать разработку этих запасов экономически рентабельной. Для этого компания создает экосистему партнерств. На Пальяновской площади Красноленинского месторождения — технологическом полигоне федерального проекта “Бажен” — работает уже 20 партнеров. Это сервисные, инжиниринговые компании, которые вместе с нами создают технологии для полномасштабного освоения баженовской свиты. Важной вехой 2019 года также стало и внесение изменений в закон о недрах, вводящих новую категорию лицензий — не для разведки или добычи, а для разработки новых технологий. Мы планируем, что наш баженовский проект получит такую лицензию одним из первых. 

— Какую часть в общем объеме добычи компании занимает труднодоступная, трудноизвлекаемая нефть? 

— Если говорить о той нефти, по которой мы имеем определенные фискальные преференции, то это 6-7%. Но существуют и значительные объемы углеводородов, при добыче которых мы не получаем каких-то дополнительных льгот. Тем не менее, это тоже трудноизвлекаемая нефть, которая сейчас в нашем добычном портфеле занимает до 25%. 

— Давайте перейдем к переработке. НПЗ “Газпром нефти” активно модернизируются, завершения каких проектов стоит ожидать в ближайшее время? 

— По сути, мы уже завершаем модернизацию наших заводов. В 2020 и 2021 годах будет введено в эксплуатацию несколько установок и на Московском, и на Омском нефтеперерабатывающих заводах, что позволит нам повысить глубину переработки, довести ее до 98-99%, увеличить выход светлых до 80%. Что очень важно, вместе с эффективностью переработки мы значительно повышаем уровень и производственной, и экологической безопасности. Учитывая эффект от налогового маневра в отрасли, не жалеете, что такие огромные средства были в свое время направлены в модернизацию переработки? 

— Мы уверены, что приняли абсолютно правильное решение. Налоговый маневр, конечно, скажется на экономической эффективности переработки, но в выигрыше в любом случае окажутся те компании, которые реализовали проекты модернизации НПЗ. От налогового маневра в основном пострадают как раз те, кто этого не сделал. 

— С прошлого года “Газпром нефть” предложила независимым АЗС новую форму взаимодействия. В чем уникальность этой модели? Правильно я понимаю, что это не совсем франшиза? 

— Это скорее не франшиза, а форма партнерства, которая помогает средним и небольшим компаниям, владеющим АЗС, значительно повысить эффективность своей работы. В рамках этого партнерства мы предлагаем IT-платформу для управления автозаправочной станцией, предоставляем готовые дизайн и бренд, качественное топливо, внедряем определенные стандарты обслуживания, оказываем маркетинговую поддержку. Мы также помогаем повышать уровень компетенции персонала АЗС, для чего в Тверской области создали специальный центр обучения. Рынок поддержал эту идею. За достаточно короткий срок к партнерской модели присоединились 72 компании, которые управляют 120 автозаправочными станциями в 27 регионах. Статистика говорит о том, что переход под новый бренд и использование этой бизнес-модели позволяет нашим партнерам на 50-60% увеличить среднесуточную реализацию топлива, и в 1,5-2 раза повысить продажи сопутствующих товаров и услуг. Ожидаем, что в 2020 году число партнерских станций удвоится. 

— В прошлом году вы запустили мобильное приложение, с помощью которого можно оплачивать услуги на АЗС. Оно пользуется популярностью? 

— Каждый месяц мы наблюдали 20%-ный рост покупок топлива с использованием приложения АЗС.GO. Немаловажную роль в росте популярности нашего цифрового продукта сыграло партнерство с платежной системой МИР. По нашим подсчетам, клиенты из числа обладателей карт МИР, которые воспользовались приложением, за прошлый год получили в виде кэшбэка более 90 млн рублей. 

— В продолжение темы технологического развития расскажите о том, как вы вместе с Яндексом, Мэйлом, Сбербанком оказались в числе участников альянса по развитию искусственного интеллекта? Герман Греф даже шутил по этому поводу. 

— Да, существует стереотип, что нефтяные компании в принципе не могут и не должны использовать новые цифровые технологии в своей деятельности. И мы с этим стереотипом активно боремся. Одна из наших последних инициатив — создание научно-образовательного центра совместно с ведущими петербургскими вузами. Цель этого партнерства — разработка, в том числе, цифровых решений, технологий искусственного интеллекта, причем не только для нефтяной отрасли, но и для промышленности в целом. 

— Я правильно понимаю, что все технологические, цифровые решения, о которых вы говорите, будут разрабатываться на территории технологической долины в Санкт-Петербурге? 

— Мы занимаемся разработкой не только цифровых технологий. Работая с теми же трудноизвлекаемыми запасами, мы находимся в постоянном технологическом поиске. Для того, чтобы эта работа была более эффективной и оперативной необходима экосистема партнерств, аналог технологической долины. Здесь очень важна концентрация высших учебных заведений, инжиниринговых, сервисных, новых технологических компаний. И Петербург очень подходит на роль города, где можно создать такую технологическую долину.