Прошлый год для нас стал рекордным по производственной программе
Прошлый год для нас стал рекордным по производственной программе
Газета «КоммерсантЪ», Приложение «Нефть и газ» № 130 от 20.07.2016
Интервью с Генеральным директором ООО «Газпром бурение» Д.Н. Валеевым
С падением цены на нефть и курса рубля российские сервисные компании попали в сложную ситуацию, когда заказчики пытаются сэкономить на их услугах. При этом вместе со стоимостью бурения и переходом на все более сложные с точки зрения геологии регионы повышаются риски, а заключать долгосрочные контракты российские нефтекомпании до сих пор не готовы. О том, как может нефтесервису помочь государство, сколько стоит скважина в России и зачем нужны многолетние соглашения с подрядчиком, рассказал гендиректор компании «Газпром бурение» Дамир Валеев.
— Как компания прошла непростой для российской экономики 2016 год? Какие основные события можно назвать?
— Прошлый год для нас стал рекордным по производственной программе, мы перешагнули определенный порог. Вошел в производственную фазу очень сложный проект — Чаяндинское месторождение, природный газ которого пойдет по газопроводу «Сила Сибири» (оба принадлежат «Газпрому» — «Ъ»). Мобилизация к нему началась еще в 2015 году, а в 2016 году стартовала реализация всего проекта. Одновременно 13 установками начали работу по эксплуатационному бурению на Чаянде. Это, конечно, дало нам огромный скачок в увеличении производства и обеспечило хорошую загрузку производственных мощностей. Кроме того, мы зашли на часть проектов «Роснефти» и выиграли пару тендеров «Газпром нефти», в том числе приступили к работе на проекте «Мессояха», где строятся сложные скважины — так называемые fishbones (скважина с множеством ответвлений от горизонтального ствола, технология актуальна в тех случаях, когда не применима технология гидроразрыва пласта.— «Ъ»). И сейчас у нас там работают пять буровых установок. Также из интересных проектов я бы выделил восточносибирские проекты «Роснефти». Это Юрубчено-Тохомское месторождение, освоение которого началось в прошлом году. Мы увеличили объемы на проекте «Роспан» (также проект «Роснефти» — «Ъ»). То есть прошлый год у нас был очень динамичный в плане расширения работ, несмотря на общее падение рынка. Во многом это произошло за счет эффекта масштабности нашей компании. Ведь основная проблема в том, что очень многие заказчики сейчас в силу экономических причин не хотят и зачастую не имеют возможности платить авансы. Для этого нужно иметь внутренние резервы. Мы себе можем это позволить, в том числе за счет кредитования. У нас кредитная история хорошая и небольшая нагрузка. Нам это позволяет работать в сложной ситуации, и у нас сохраняется очень хорошая динамика реализации проектов в этом году.
— Какой объем контрактов в денежном выражении вы ожидаете на 2017 год, какая будет динамика на фоне проседающего рынка?
— У нас в портфеле 16 проектов, но один проект — это не всегда один контракт (всего в год мы заключаем более 500 доходных договоров, включая дополнительные соглашения). Какого-то значительного роста заказов не происходит, потому что одни проекты заканчиваются, другие появляются. Некоторые соглашения переходят из разряда геолого-разведочных в эксплуатационные. То есть примерно остается один и тот же уровень контрактов, по количеству проектов можно рассматривать рост в 10-15%. Кроме того, это зависит от количества задействованного парка основных средств, так как мы лимитированы в количестве буровых, которые можно предложить.
— Сколько у вас их сейчас?
— У нас порядка 150 буровых установок — это общий парк. В работе в среднем в 2017 году будут 97 буровых бригад. Это те установки, которые непосредственно бурят, так как часть буровых установок постоянно находится в движении: они переезжают с места на место, часть находится в монтаже, некоторые — в консервации. У нас большой парк, и мы ведем его модернизацию. За шесть лет самостоятельного существования (компания вышла из состава «Газпрома» в 2011 году.— «Ъ») акционеры инвестировали в компанию порядка 18 млрд руб., купили 28 буровых установок — это существенные обновления. Правильная инвестиционная политика акционеров позволила нам сохранить объемы работ для нашего стратегического заказчика ПАО «Газпром» и выйти на новые проекты и новых заказчиков. Текущая стратегия предусматривает покупку до пяти новых буровых установок в год. Но может быть, динамика и вырастет — все зависит от того, как будет расти потребность в этих услугах.
— Какие вы закладываете сроки реализации ваших текущих крупнейших проектов?
— Если брать конкретно Чаянду, то это еще три года. Эти проекты имеют преемственность. Если рассматривать Восточную Сибирь, то изначально там мы начинали геолого-разведочные работы и готовили тем самым фундамент для выхода на эксплуатационное бурение. На Чаяндинском месторождении сначала это было разведочное бурение, затем опытно-промышленное, с 2016 года — эксплуатационное. Такой плавный переход из одного в другое позволил получить огромное опережение по срокам. Мы были абсолютно готовы ко второму и третьему этапам работ технологически, технически, логистически и с точки зрения персонала.
Что касается удаленных автономных проектов, очень важно обеспечить постоянное снабжение, бесперебойную работу, так как 13 буровых установок — это порядка 1 тыс. человек, и мы там все делаем «под ключ». Мы не только бурим, но еще и готовим площадки, строим дороги к ним. То есть это в полной мере EPC-подряд, включающий в себя все: начиная с разведки и заканчивая вводом этих скважин в эксплуатацию. А затем запланирован массовый выход на Ковыктинский проект, который находится рядом, в Иркутской области.
— Чаянду долго не начинали разрабатывать из-за ее сложной геологии, нефтяных оторочек и отсутствия необходимых технологий. Остались ли трудности с проектом?
— Сложности есть. Помимо того что это естественный заповедник со своими ограничениями, там трудная логистика и очень сложная геология. В процессе бурения на Чаянде мы сталкивались с нестабильностью ствола, сложно было добиться циркуляции раствора и обеспечить стабильное крепление стенки скважины. Применили новые системы, ввели роторные управляемые компоновки для бурения, новую систему раствора, экологически чистую систему утилизации бурового раствора, чтобы конечным продуктом после этого стал готовый строительный материал. Был решен целый комплекс задач в плане геонавигации, наклонно направленного бурения, технологий по цементированию скважин и так далее. Все это теперь успешно применяется. Так что половину скважин мы закончим бурить к концу этого года — и все с опережением.
— У вас есть планы по выходу на Сахалин, где много перспективных проектов «Роснефти» и «Газпрома»?
— Есть планы по выходу на стационарные платформы. Сейчас на «Сахалине-1» и «Сахалине-2» работают иностранные подрядчики. Насколько я знаю, у них текущие долгосрочные контракты еще не закончились, но перспективы там есть. Тут я опять же рассчитываю на государственную поддержку. Если мы работаем на точно таком же по сути, но гораздо более сложном во многих планах подряде на арктической платформе «Приразломная», почему бы нам на «Сахалине-1» и Сахалине-2″ не оказывать такие услуги? Зачем кормить иностранные компании, когда есть российский подрядчик?
— Из-за колебаний рубля и падения нефтяных цен снижается ли стоимость подрядных контрактов?
— У нас контракты на один, два, максимум — три года, они все с твердой ценой, нам никто ничего не индексирует или индексирует очень мало. Но при этом выросли все расходные части, в первую очередь авиаперевозки. Подорожало все, что связано с потреблением топлива, выросли ж/д тарифы, а также затратная часть. Как мы обеспечиваем балансирование на уровне рентабельности? Это в первую очередь сокращение внутренних затрат, оптимизация. Но приходится и снижать закупочную деятельность в том числе, сокращать инвестиции.
— Можно ли заменить часть зарубежной продукции российской для экономии?
— Мы очень многое заменили на российское или совместно российско-китайское. Потому что в принципе все, кроме более сложной электроники, измерительных инструментов, которые применяются на буровой установке, производится и в России, и в Китае, или на совместных предприятиях. Многие внутрискважинные технологии также меняются на российские. Например, «Газпром» тоже очень активно работает сейчас над импортозамещением.
— Но не страдают ли от этого качество или эффективность?
— Я не вижу существенного снижения качества, баланс сохраняется. Если взять что-то высокотехнологичное, например отдельное оборудование — роторно-управляемые системы для наклонно направленного и горизонтального бурения скважин, то они все пока импортные. За один-два года их не поменять. Но что касается более простого оборудования, самих буровых установок, то есть железа, то тут в РФ такое же качество, что и за границей — только цена ниже. На самом деле производители на Западе «сами себе наступили на хвост» своими санкциями, их рынок существенно снизился. Если раньше у них была большая перспектива в РФ, то теперь практически никакой. Сейчас иностранные, в основном сервисные, компании на свои услуги делают дисконт по текущему рынку — до 25-30%, чтобы просто остаться здесь.
— У них остается хоть какая-то маржа?
— Я думаю, остается, маржа высокотехнологичных компаний в среднем около 40%. Высокие технологии всегда высокорентабельный сегмент.
— А у вас какой показатель рентабельности?
— Есть серьезные проекты, на которых у нас не то что нулевая, а отрицательная рентабельность. Это геолого-разведочные проекты, где мы работаем в минус, потому что держимся за этот проект, осознавая перспективы. Есть проекты, где у нас плюс. Это нивелируется, и в целом мы получаем небольшую прибыль. Сейчас на нас сильно давят заказчики. «Выдавливание воды из камня» в последние два с половиной-три года превратилось просто в какое-то бесконечное шоу. Когда они уже вроде у себя все оптимизировали, начинают искать, где еще сэкономить — вспоминают о нефтесервисе. И сейчас заказчики очень сильно опустили по цене сервисеров.
— В связи с такой ситуацией на рынке усилилась ли конкуренция?
— Мелкие компании начали вымирать. Они не могут обеспечить собственное финансирование, сохранность персонала и так далее на таком волатильном рынке, когда все падает или вдруг подымается. Из крупных компаний, наверное, с нами может сравниться только Eurasia Drilling, но с ней, к счастью, у нас нет какой-то сильной конкуренции: она в основном ориентирована на нефтяной рынок. Их ключевой заказчик — ЛУКОЙЛ, с которым мы исторически не работали. Единственный проект, где мы с Eurasia Drilling работаем бок о бок,— месторождения имени Требса и Титова. Это было решение заказчика, чтобы использовать две крупные компании, которые могли бы такой проект вытянуть физически. И нас сталкивают лбами, в том числе опуская по цене. Вот такой вот рынок.
— Геология в России очень разная от региона к региону, сколько примерно стоит в среднем сейчас скважина?
— От 50 млн до 3 млрд руб. Если брать наклонно направленную скважину, которую буровики называют колодцем где-нибудь в Ханты-Мансийском регионе, с забоем в 1,5-2 тыс. м, она стоит от 50 млн руб. Может быть, даже чуть меньше. Если брать Татарстан, там есть скважины, которые на порядок меньше стоят. Татары очень в этом плане экономный народ— они освоили новую технологию бурения малым диаметром с использованием мобильных установок для ремонта скважин.
Если брать самые дорогие скважины — это, конечно, шельф. Рядом с шельфом по цене это геологоразведка в Арктике и на севере Ямала. С той геологической нагрузкой и теми задачами, которые мы там решаем, одна скважина с бурением и испытаниями — полтора-два года. Из-за геологической и логистической нагрузки это очень дорого. «Газпром» выполняет стратегическую задачу по наращиванию запасов на Ямале в триллион кубометров. Там еще десять наших бригад продолжают работать до сих пор, так что прирост будет продолжаться. Это Северный полюс практически. Просто что-то завезти или вывезти оттуда, содержать людей, оборудование стоит очень дорого. Завозится все один раз в сезон, и ты должен четко посчитать, сколько тебе всего надо, и, не дай бог, заказчик изменит задание. Все, что дополнительно, ты везешь вертолетами. С учетом стоимости топлива это просто огромные деньги. Любая наша самая маленькая железка весит 2 тонны.
— Если говорить о наиболее сложных регионах, у вас уже есть планы по работе в Арктике. Есть планы по заключению контрактов?
— Сейчас у нас есть перспективный проект по выходу на шельф Обской губы и арктический шельф с «Газпромом». Это верхняя часть Ямала или нижняя часть Обской губы, ближе к Ямбургу. Основное, что мы делаем,— это бурение скважин с большим отходом от вертикали с берега в шельф, и сейчас много тратится на перспективные технические решения — их надо развивать. Я думаю, что перспектива на самом деле недалекая: мы планируем на этот проект выйти уже в 2020 году.
— При этом на фоне санкций альтернатив российскому оборудованию для шельфа нет. Это не остановит бурение на шельфе?
— Нельзя сказать, чтобы у нас шельфовые проекты не работали. Даже под санкциями продолжается бурение на Южно-Киринском месторождении «Газпрома». Наверное, что-то стало делать сложнее, но зато меры против России подстегнули импортозамещение.
— Да, но за пару лет отставание в этой сфере не сократишь. И будет ли добыча на шельфе рентабельной при необходимости вложений в развитие технологий?
— Даже в лучшие времена на перспективных проектах в Арктике себестоимость добычи нефти рассчитывалась исходя из $50-70 за баррель. Чтобы этот проект стал рентабельным, нефть должна подорожать, но пока остается много проектов на суше, которые нужно реализовывать. Это часть так называемого сухопутного шельфа, который можно охватить с берега, его запасы тоже надо разбурить. Сейчас нельзя говорить, что есть насущная необходимость бежать на шельф. Но все перспективные проекты в любом случае прорабатываются. Геологоразведку на шельфе продолжает «Газпром», «Газпром нефть» и «Роснефть», насколько я знаю. Так что перспектива есть, но все будут ждать в любом случае отскока цены. Это как раз то время, которое надо потратить на русификацию технологий, что и делается очень активно.
Чтобы выйти на бурение на шельфе, нужно купить платформу. Раньше полупогружная буровая платформа для работы в Арктике стоила $750-800 млн. Те, которые осуществляли круглогодичное бурение, могли стоить до $1 млрд. Сейчас же стандартная ППБУ со всеми дисконтами с учетом того, что рынок по их приобретению практически рухнул, стоит $450 млн, уже можно найти и дешевле. Потому что те крупнейшие компании, в основном корейские, которые их выпускали, остались фактически без заказов. Некоторые из них на грани банкротства, многие морские буровые подрядчики тоже. У них активность сократилась в два с половиной-три раза. И, соответственно, зачем нам в эту яму влезать. Сейчас есть шанс посмотреть, какие технологии мы сможем применять в перспективе. На это время тратится, это не стоит дорого пока.
— Но про «Газпром бурение» нельзя сказать, что оно на грани выживания...
— Как подрядчики к требованиям заказчика по цене, я думаю, мы более или менее адаптировались. Будем ждать, конечно, лучших времен в плане прибыльности, но выжить мы уже в любом случае можем. Единственное, чего нам бы хотелось,— это государственного регулирования отношений заказчика с подрядчиком. В Канаде — крупнейшем нефтегазоносном регионе — это регламентировано на уровне государства. Там определено на сколько можно оштрафовать подрядчика, какие условия договора с ним заключать и так далее. Есть четкие правила. В РФ заказчики устанавливают лимиты ответственности подрядчиков — каждый на свое усмотрение, и нет четкого порядка и регулирования этих отношений. У нас лимит ответственности по договорам от 10% до неограниченного процента. То есть подрядчик может выполнить работу и не получить за нее вообще ничего. Мне кажется это не совсем правильно и уж точно не мотивирует.
— А разве это не регулируется на этапе тендера?
— Да, все идет уже в тендерном пакете, и ты можешь это принять, а можешь не принять и не участвовать тогда. Обязательное условие участия в тендере: ты должен принять типовой договор. И тут государство очень бы помогло в развитии сервисов, если бы ограничило подобные вещи. А пока заказчик выставляет такие требования, подрядчик перестраховывается изначально: пытается иметь двойной запас всего, а это стоит денег. И получается, что на тендер идут те, кому нечего терять, и они ставят ва-банк, а крупные компании перезакладываются либо не могут попасть на такой проект.
— Есть уже какие-то инициативы в этой сфере?
— Это обсуждается на уровне комитетов Госдумы. Но это законодательная власть, а нужно бы это инициировать на уровне правительства.
— У вас небольшая задолженность. Будет ли она расти?
— Нет, пока мы ее держим на уровне 0,3 или 0,4 EBITDA. Но потолка нет. Его диктует рынок. Есть банки, которые без проблем дают и до 2,5 EBITDA. Но мы пока стараемся не растить долговую нагрузку, ждем, как говорится, инвестиционные поводы — новые долгосрочные высокомаржинальные проекты, под которые можно было бы инвестировать в новые буровые установки. Сейчас высокая долговая нагрузка у компаний, которые начинали развиваться в период бурного роста цены нефти и вложились в огромное количество буровых. В это время мы тоже вложились, но не с «безумным» размахом: общее увеличение парка новыми станками составило менее 20% за три года, что для рынка 2010-2014 годов был пшик. А те компании, которые развивались с нуля, у них не было оборота, и они вложили все деньги в основные средства. Соответственно, у них теперь нет денег и одни долги, плюс проценты в этот момент росли очень сильно. Плюс ко всему надо же еще учитывать долговую нагрузку на текущую операционную деятельность. Чтобы выйти на проект, на котором не платят аванса, тебе надо заплатить за это собственные деньги. Если их нет в обороте — ты идешь в банк.
— Раньше многие активы, которые сейчас входят в состав независимых сервисных подрядчиков, принадлежали нефтегазовым компаниям. Как, по-вашему, эффективнее работать?
— Для нефтяных компаний иметь свой сервис не очень выгодно. Вообще весь рынок мировой подсказывает, что сервис и нефтедобыча должны находиться в разных корзинах. Заказчик заказчиком, подрядчик подрядчиком, но при этом всегда существует альянс между ними. Если заказчик и подрядчик имеют стратегическое партнерство и долгосрочные общие планы, то каждый может понять, во что инвестировать, и, имея определенные гарантии, тратить деньги на перспективу, не отвлекая их из оборота заказчика. У нас это отлажено с «Газпромом». С другими заказчиками это сделать сложнее потому, что никто не хочет на перспективу давать какие-то гарантии, очень боятся, хотя это было бы правильнее. И для них тоже в том числе. Контракты больше двух-трех лет пока никто не осмеливается подписать. Но даже если есть соглашение на такой срок, то оно чаще всего без гарантий по цене, объемам, без четкого понимания размера ежегодной индексации.
Когда на Daewoo еще в 2015 году одновременно строились четыре буровых судна и пять полупогружных платформ, а это огромное количество, и рынок нефти рухнул, многие заказчики помогали софинансировать выкуп этих установок буровым подрядчикам, чтобы те не обанкротились. Представьте, у вас работает подрядчик, соответственно, он ведет работы по вашим основным средствам — скважинам — и вдруг он обанкротился. В результате пострадали оба: и заказчик, и подрядчик. У нас пока такого понимания нет.
Интервью взяла Ольга Мордюшенко
Газета «КоммерсантЪ», Приложение «Нефть и газ» № 130 от 20.07.2016
Вернуться к списку
Газета «КоммерсантЪ», Приложение «Нефть и газ» № 130 от 20.07.2016
Интервью с Генеральным директором ООО «Газпром бурение» Д.Н. Валеевым
С падением цены на нефть и курса рубля российские сервисные компании попали в сложную ситуацию, когда заказчики пытаются сэкономить на их услугах. При этом вместе со стоимостью бурения и переходом на все более сложные с точки зрения геологии регионы повышаются риски, а заключать долгосрочные контракты российские нефтекомпании до сих пор не готовы. О том, как может нефтесервису помочь государство, сколько стоит скважина в России и зачем нужны многолетние соглашения с подрядчиком, рассказал гендиректор компании «Газпром бурение» Дамир Валеев.
— Как компания прошла непростой для российской экономики 2016 год? Какие основные события можно назвать?
— Прошлый год для нас стал рекордным по производственной программе, мы перешагнули определенный порог. Вошел в производственную фазу очень сложный проект — Чаяндинское месторождение, природный газ которого пойдет по газопроводу «Сила Сибири» (оба принадлежат «Газпрому» — «Ъ»). Мобилизация к нему началась еще в 2015 году, а в 2016 году стартовала реализация всего проекта. Одновременно 13 установками начали работу по эксплуатационному бурению на Чаянде. Это, конечно, дало нам огромный скачок в увеличении производства и обеспечило хорошую загрузку производственных мощностей. Кроме того, мы зашли на часть проектов «Роснефти» и выиграли пару тендеров «Газпром нефти», в том числе приступили к работе на проекте «Мессояха», где строятся сложные скважины — так называемые fishbones (скважина с множеством ответвлений от горизонтального ствола, технология актуальна в тех случаях, когда не применима технология гидроразрыва пласта.— «Ъ»). И сейчас у нас там работают пять буровых установок. Также из интересных проектов я бы выделил восточносибирские проекты «Роснефти». Это Юрубчено-Тохомское месторождение, освоение которого началось в прошлом году. Мы увеличили объемы на проекте «Роспан» (также проект «Роснефти» — «Ъ»). То есть прошлый год у нас был очень динамичный в плане расширения работ, несмотря на общее падение рынка. Во многом это произошло за счет эффекта масштабности нашей компании. Ведь основная проблема в том, что очень многие заказчики сейчас в силу экономических причин не хотят и зачастую не имеют возможности платить авансы. Для этого нужно иметь внутренние резервы. Мы себе можем это позволить, в том числе за счет кредитования. У нас кредитная история хорошая и небольшая нагрузка. Нам это позволяет работать в сложной ситуации, и у нас сохраняется очень хорошая динамика реализации проектов в этом году.
— Какой объем контрактов в денежном выражении вы ожидаете на 2017 год, какая будет динамика на фоне проседающего рынка?
— У нас в портфеле 16 проектов, но один проект — это не всегда один контракт (всего в год мы заключаем более 500 доходных договоров, включая дополнительные соглашения). Какого-то значительного роста заказов не происходит, потому что одни проекты заканчиваются, другие появляются. Некоторые соглашения переходят из разряда геолого-разведочных в эксплуатационные. То есть примерно остается один и тот же уровень контрактов, по количеству проектов можно рассматривать рост в 10-15%. Кроме того, это зависит от количества задействованного парка основных средств, так как мы лимитированы в количестве буровых, которые можно предложить.
— Сколько у вас их сейчас?
— У нас порядка 150 буровых установок — это общий парк. В работе в среднем в 2017 году будут 97 буровых бригад. Это те установки, которые непосредственно бурят, так как часть буровых установок постоянно находится в движении: они переезжают с места на место, часть находится в монтаже, некоторые — в консервации. У нас большой парк, и мы ведем его модернизацию. За шесть лет самостоятельного существования (компания вышла из состава «Газпрома» в 2011 году.— «Ъ») акционеры инвестировали в компанию порядка 18 млрд руб., купили 28 буровых установок — это существенные обновления. Правильная инвестиционная политика акционеров позволила нам сохранить объемы работ для нашего стратегического заказчика ПАО «Газпром» и выйти на новые проекты и новых заказчиков. Текущая стратегия предусматривает покупку до пяти новых буровых установок в год. Но может быть, динамика и вырастет — все зависит от того, как будет расти потребность в этих услугах.
— Какие вы закладываете сроки реализации ваших текущих крупнейших проектов?
— Если брать конкретно Чаянду, то это еще три года. Эти проекты имеют преемственность. Если рассматривать Восточную Сибирь, то изначально там мы начинали геолого-разведочные работы и готовили тем самым фундамент для выхода на эксплуатационное бурение. На Чаяндинском месторождении сначала это было разведочное бурение, затем опытно-промышленное, с 2016 года — эксплуатационное. Такой плавный переход из одного в другое позволил получить огромное опережение по срокам. Мы были абсолютно готовы ко второму и третьему этапам работ технологически, технически, логистически и с точки зрения персонала.
Что касается удаленных автономных проектов, очень важно обеспечить постоянное снабжение, бесперебойную работу, так как 13 буровых установок — это порядка 1 тыс. человек, и мы там все делаем «под ключ». Мы не только бурим, но еще и готовим площадки, строим дороги к ним. То есть это в полной мере EPC-подряд, включающий в себя все: начиная с разведки и заканчивая вводом этих скважин в эксплуатацию. А затем запланирован массовый выход на Ковыктинский проект, который находится рядом, в Иркутской области.
— Чаянду долго не начинали разрабатывать из-за ее сложной геологии, нефтяных оторочек и отсутствия необходимых технологий. Остались ли трудности с проектом?
— Сложности есть. Помимо того что это естественный заповедник со своими ограничениями, там трудная логистика и очень сложная геология. В процессе бурения на Чаянде мы сталкивались с нестабильностью ствола, сложно было добиться циркуляции раствора и обеспечить стабильное крепление стенки скважины. Применили новые системы, ввели роторные управляемые компоновки для бурения, новую систему раствора, экологически чистую систему утилизации бурового раствора, чтобы конечным продуктом после этого стал готовый строительный материал. Был решен целый комплекс задач в плане геонавигации, наклонно направленного бурения, технологий по цементированию скважин и так далее. Все это теперь успешно применяется. Так что половину скважин мы закончим бурить к концу этого года — и все с опережением.
— У вас есть планы по выходу на Сахалин, где много перспективных проектов «Роснефти» и «Газпрома»?
— Есть планы по выходу на стационарные платформы. Сейчас на «Сахалине-1» и «Сахалине-2» работают иностранные подрядчики. Насколько я знаю, у них текущие долгосрочные контракты еще не закончились, но перспективы там есть. Тут я опять же рассчитываю на государственную поддержку. Если мы работаем на точно таком же по сути, но гораздо более сложном во многих планах подряде на арктической платформе «Приразломная», почему бы нам на «Сахалине-1» и Сахалине-2″ не оказывать такие услуги? Зачем кормить иностранные компании, когда есть российский подрядчик?
— Из-за колебаний рубля и падения нефтяных цен снижается ли стоимость подрядных контрактов?
— У нас контракты на один, два, максимум — три года, они все с твердой ценой, нам никто ничего не индексирует или индексирует очень мало. Но при этом выросли все расходные части, в первую очередь авиаперевозки. Подорожало все, что связано с потреблением топлива, выросли ж/д тарифы, а также затратная часть. Как мы обеспечиваем балансирование на уровне рентабельности? Это в первую очередь сокращение внутренних затрат, оптимизация. Но приходится и снижать закупочную деятельность в том числе, сокращать инвестиции.
— Можно ли заменить часть зарубежной продукции российской для экономии?
— Мы очень многое заменили на российское или совместно российско-китайское. Потому что в принципе все, кроме более сложной электроники, измерительных инструментов, которые применяются на буровой установке, производится и в России, и в Китае, или на совместных предприятиях. Многие внутрискважинные технологии также меняются на российские. Например, «Газпром» тоже очень активно работает сейчас над импортозамещением.
— Но не страдают ли от этого качество или эффективность?
— Я не вижу существенного снижения качества, баланс сохраняется. Если взять что-то высокотехнологичное, например отдельное оборудование — роторно-управляемые системы для наклонно направленного и горизонтального бурения скважин, то они все пока импортные. За один-два года их не поменять. Но что касается более простого оборудования, самих буровых установок, то есть железа, то тут в РФ такое же качество, что и за границей — только цена ниже. На самом деле производители на Западе «сами себе наступили на хвост» своими санкциями, их рынок существенно снизился. Если раньше у них была большая перспектива в РФ, то теперь практически никакой. Сейчас иностранные, в основном сервисные, компании на свои услуги делают дисконт по текущему рынку — до 25-30%, чтобы просто остаться здесь.
— У них остается хоть какая-то маржа?
— Я думаю, остается, маржа высокотехнологичных компаний в среднем около 40%. Высокие технологии всегда высокорентабельный сегмент.
— А у вас какой показатель рентабельности?
— Есть серьезные проекты, на которых у нас не то что нулевая, а отрицательная рентабельность. Это геолого-разведочные проекты, где мы работаем в минус, потому что держимся за этот проект, осознавая перспективы. Есть проекты, где у нас плюс. Это нивелируется, и в целом мы получаем небольшую прибыль. Сейчас на нас сильно давят заказчики. «Выдавливание воды из камня» в последние два с половиной-три года превратилось просто в какое-то бесконечное шоу. Когда они уже вроде у себя все оптимизировали, начинают искать, где еще сэкономить — вспоминают о нефтесервисе. И сейчас заказчики очень сильно опустили по цене сервисеров.
— В связи с такой ситуацией на рынке усилилась ли конкуренция?
— Мелкие компании начали вымирать. Они не могут обеспечить собственное финансирование, сохранность персонала и так далее на таком волатильном рынке, когда все падает или вдруг подымается. Из крупных компаний, наверное, с нами может сравниться только Eurasia Drilling, но с ней, к счастью, у нас нет какой-то сильной конкуренции: она в основном ориентирована на нефтяной рынок. Их ключевой заказчик — ЛУКОЙЛ, с которым мы исторически не работали. Единственный проект, где мы с Eurasia Drilling работаем бок о бок,— месторождения имени Требса и Титова. Это было решение заказчика, чтобы использовать две крупные компании, которые могли бы такой проект вытянуть физически. И нас сталкивают лбами, в том числе опуская по цене. Вот такой вот рынок.
— Геология в России очень разная от региона к региону, сколько примерно стоит в среднем сейчас скважина?
— От 50 млн до 3 млрд руб. Если брать наклонно направленную скважину, которую буровики называют колодцем где-нибудь в Ханты-Мансийском регионе, с забоем в 1,5-2 тыс. м, она стоит от 50 млн руб. Может быть, даже чуть меньше. Если брать Татарстан, там есть скважины, которые на порядок меньше стоят. Татары очень в этом плане экономный народ— они освоили новую технологию бурения малым диаметром с использованием мобильных установок для ремонта скважин.
Если брать самые дорогие скважины — это, конечно, шельф. Рядом с шельфом по цене это геологоразведка в Арктике и на севере Ямала. С той геологической нагрузкой и теми задачами, которые мы там решаем, одна скважина с бурением и испытаниями — полтора-два года. Из-за геологической и логистической нагрузки это очень дорого. «Газпром» выполняет стратегическую задачу по наращиванию запасов на Ямале в триллион кубометров. Там еще десять наших бригад продолжают работать до сих пор, так что прирост будет продолжаться. Это Северный полюс практически. Просто что-то завезти или вывезти оттуда, содержать людей, оборудование стоит очень дорого. Завозится все один раз в сезон, и ты должен четко посчитать, сколько тебе всего надо, и, не дай бог, заказчик изменит задание. Все, что дополнительно, ты везешь вертолетами. С учетом стоимости топлива это просто огромные деньги. Любая наша самая маленькая железка весит 2 тонны.
— Если говорить о наиболее сложных регионах, у вас уже есть планы по работе в Арктике. Есть планы по заключению контрактов?
— Сейчас у нас есть перспективный проект по выходу на шельф Обской губы и арктический шельф с «Газпромом». Это верхняя часть Ямала или нижняя часть Обской губы, ближе к Ямбургу. Основное, что мы делаем,— это бурение скважин с большим отходом от вертикали с берега в шельф, и сейчас много тратится на перспективные технические решения — их надо развивать. Я думаю, что перспектива на самом деле недалекая: мы планируем на этот проект выйти уже в 2020 году.
— При этом на фоне санкций альтернатив российскому оборудованию для шельфа нет. Это не остановит бурение на шельфе?
— Нельзя сказать, чтобы у нас шельфовые проекты не работали. Даже под санкциями продолжается бурение на Южно-Киринском месторождении «Газпрома». Наверное, что-то стало делать сложнее, но зато меры против России подстегнули импортозамещение.
— Да, но за пару лет отставание в этой сфере не сократишь. И будет ли добыча на шельфе рентабельной при необходимости вложений в развитие технологий?
— Даже в лучшие времена на перспективных проектах в Арктике себестоимость добычи нефти рассчитывалась исходя из $50-70 за баррель. Чтобы этот проект стал рентабельным, нефть должна подорожать, но пока остается много проектов на суше, которые нужно реализовывать. Это часть так называемого сухопутного шельфа, который можно охватить с берега, его запасы тоже надо разбурить. Сейчас нельзя говорить, что есть насущная необходимость бежать на шельф. Но все перспективные проекты в любом случае прорабатываются. Геологоразведку на шельфе продолжает «Газпром», «Газпром нефть» и «Роснефть», насколько я знаю. Так что перспектива есть, но все будут ждать в любом случае отскока цены. Это как раз то время, которое надо потратить на русификацию технологий, что и делается очень активно.
Чтобы выйти на бурение на шельфе, нужно купить платформу. Раньше полупогружная буровая платформа для работы в Арктике стоила $750-800 млн. Те, которые осуществляли круглогодичное бурение, могли стоить до $1 млрд. Сейчас же стандартная ППБУ со всеми дисконтами с учетом того, что рынок по их приобретению практически рухнул, стоит $450 млн, уже можно найти и дешевле. Потому что те крупнейшие компании, в основном корейские, которые их выпускали, остались фактически без заказов. Некоторые из них на грани банкротства, многие морские буровые подрядчики тоже. У них активность сократилась в два с половиной-три раза. И, соответственно, зачем нам в эту яму влезать. Сейчас есть шанс посмотреть, какие технологии мы сможем применять в перспективе. На это время тратится, это не стоит дорого пока.
— Но про «Газпром бурение» нельзя сказать, что оно на грани выживания...
— Как подрядчики к требованиям заказчика по цене, я думаю, мы более или менее адаптировались. Будем ждать, конечно, лучших времен в плане прибыльности, но выжить мы уже в любом случае можем. Единственное, чего нам бы хотелось,— это государственного регулирования отношений заказчика с подрядчиком. В Канаде — крупнейшем нефтегазоносном регионе — это регламентировано на уровне государства. Там определено на сколько можно оштрафовать подрядчика, какие условия договора с ним заключать и так далее. Есть четкие правила. В РФ заказчики устанавливают лимиты ответственности подрядчиков — каждый на свое усмотрение, и нет четкого порядка и регулирования этих отношений. У нас лимит ответственности по договорам от 10% до неограниченного процента. То есть подрядчик может выполнить работу и не получить за нее вообще ничего. Мне кажется это не совсем правильно и уж точно не мотивирует.
— А разве это не регулируется на этапе тендера?
— Да, все идет уже в тендерном пакете, и ты можешь это принять, а можешь не принять и не участвовать тогда. Обязательное условие участия в тендере: ты должен принять типовой договор. И тут государство очень бы помогло в развитии сервисов, если бы ограничило подобные вещи. А пока заказчик выставляет такие требования, подрядчик перестраховывается изначально: пытается иметь двойной запас всего, а это стоит денег. И получается, что на тендер идут те, кому нечего терять, и они ставят ва-банк, а крупные компании перезакладываются либо не могут попасть на такой проект.
— Есть уже какие-то инициативы в этой сфере?
— Это обсуждается на уровне комитетов Госдумы. Но это законодательная власть, а нужно бы это инициировать на уровне правительства.
— У вас небольшая задолженность. Будет ли она расти?
— Нет, пока мы ее держим на уровне 0,3 или 0,4 EBITDA. Но потолка нет. Его диктует рынок. Есть банки, которые без проблем дают и до 2,5 EBITDA. Но мы пока стараемся не растить долговую нагрузку, ждем, как говорится, инвестиционные поводы — новые долгосрочные высокомаржинальные проекты, под которые можно было бы инвестировать в новые буровые установки. Сейчас высокая долговая нагрузка у компаний, которые начинали развиваться в период бурного роста цены нефти и вложились в огромное количество буровых. В это время мы тоже вложились, но не с «безумным» размахом: общее увеличение парка новыми станками составило менее 20% за три года, что для рынка 2010-2014 годов был пшик. А те компании, которые развивались с нуля, у них не было оборота, и они вложили все деньги в основные средства. Соответственно, у них теперь нет денег и одни долги, плюс проценты в этот момент росли очень сильно. Плюс ко всему надо же еще учитывать долговую нагрузку на текущую операционную деятельность. Чтобы выйти на проект, на котором не платят аванса, тебе надо заплатить за это собственные деньги. Если их нет в обороте — ты идешь в банк.
— Раньше многие активы, которые сейчас входят в состав независимых сервисных подрядчиков, принадлежали нефтегазовым компаниям. Как, по-вашему, эффективнее работать?
— Для нефтяных компаний иметь свой сервис не очень выгодно. Вообще весь рынок мировой подсказывает, что сервис и нефтедобыча должны находиться в разных корзинах. Заказчик заказчиком, подрядчик подрядчиком, но при этом всегда существует альянс между ними. Если заказчик и подрядчик имеют стратегическое партнерство и долгосрочные общие планы, то каждый может понять, во что инвестировать, и, имея определенные гарантии, тратить деньги на перспективу, не отвлекая их из оборота заказчика. У нас это отлажено с «Газпромом». С другими заказчиками это сделать сложнее потому, что никто не хочет на перспективу давать какие-то гарантии, очень боятся, хотя это было бы правильнее. И для них тоже в том числе. Контракты больше двух-трех лет пока никто не осмеливается подписать. Но даже если есть соглашение на такой срок, то оно чаще всего без гарантий по цене, объемам, без четкого понимания размера ежегодной индексации.
Когда на Daewoo еще в 2015 году одновременно строились четыре буровых судна и пять полупогружных платформ, а это огромное количество, и рынок нефти рухнул, многие заказчики помогали софинансировать выкуп этих установок буровым подрядчикам, чтобы те не обанкротились. Представьте, у вас работает подрядчик, соответственно, он ведет работы по вашим основным средствам — скважинам — и вдруг он обанкротился. В результате пострадали оба: и заказчик, и подрядчик. У нас пока такого понимания нет.
Интервью взяла Ольга Мордюшенко
Газета «КоммерсантЪ», Приложение «Нефть и газ» № 130 от 20.07.2016
Вернуться к списку
