Председатель концерна «Шелл» в России Седерик Кремерс
Председатель концерна «Шелл» в России Седерик Кремерс

Самый крупный и известный проект Shell в России - это "Сахалин-2", производящий СПГ. Рынок СПГ уже второй год находится в ситуации переизбытка предложения. Как это может отразиться на проекте 3-й очереди "Сахалина-2"? Считаете ли вы необходимым дополнительно снижать затраты на проект, или он будет конкурентоспособен даже при низких ценах? Или вы полагаете, что к моменту возможного запуска цены восстановятся? Не считаете ли вы необходимым еще дальше отложить проект?

Shell по-прежнему считает, что расширение мощностей действующего завода СПГ в п. Пригородное является наиболее логичным и эффективным способом обеспечить дальнейший рост производства СПГ на Дальнем Востоке.

Наша цель реализовать проект расширения завода СПГ на Сахалине остаётся неизменной. Как правило, такие проекты рассчитаны на десятки лет, поэтому они в меньшей степени зависят от сегодняшней экономической конъюнктуры и цикличности спроса.

Конечно же, наша отрасль и весь мир продолжают двигаться вперёд и развиваться, поэтому любой наш проект должен быть конкурентоспособным с учётом происходящих в отрасли перемен. Нам необходимо обеспечивать высокую глобальную конкурентоспособность любого проекта, в том числе и проекта расширения завода СПГ на Сахалине, и не только с точки зрения затрат на его реализацию, но и с учётом таких элементов, как углеродный след, который постепенно становится одним из ключевых факторов для наших потребителей.

Как идут переговоры с получением ресурсной базы для "Сахалина-2", в частности, с проекта "Сахалин-3"? Или этот процесс затруднен санкциями? Не возникло ли желания у акционеров "Сахалина-1" снова вернуться к переговорам о продаже газа на "Сахалин-2"?

Мы ведём переговоры о поставках сырьевого газа с месторождений "Сахалина-3". Поставки газа с "Сахалина-1" в настоящее время не обсуждаются, но мы открыты для возобновления переговоров.

Когда наступает следующий этап пересмотра контрактов на "Сахалин-2"? Каких изменений вы ожидаете - увеличение доли спота, изменение индексов, изменение сроков контрактов?

Что касается контрактов на поставку СПГ, то компания-оператор "Сахалина-2" "Сахалин Энерджи" уже пересматривала цены в прошлом году, поэтому в среднесрочной перспективе новых пересмотров не планируется.

В связи с тем, что Shell вышла из СП с "Газпром нефтью" по Меретояхе, остановлено ли обсуждение возможности вхождения Shell в сахалинские проекты "Газпром нефти" (Нептун и Тритон)?

Принятое нами в начале этого года решение о прекращении работы по созданию СП на базе "Меретояханефтегаз" не повлияло на наши планы дальнейшего развития сотрудничества с "Газпром нефтью" в рамках как существующих, так и перспективных возможностей. Этот год был отмечен рядом важных совместных достижений - расширение ресурсной базы нашего СП "Салым Петролеум Девелопмент" (в апреле в проект вошёл лицензионный участок "Салымский-2"), подписание соглашения о совместной геологоразведке на двух участках на полуострове Гыдан.

Два упомянутых вами шельфовых блока (Тритон и Нептун) также могут быть рассмотрены в контексте расширения нашего сотрудничества с "Газпром нефтью", но пока ещё рано говорить о конкретных договорённостях.

У вас заторможены несколько СПГ-проектов с "Газпромом" - Балтийский СПГ и 3-я очередь "Сахалина-2". Рассматриваете ли вы возможность вхождения в другие СПГ-проекты в России, в том числе независимых производителей, например, ЯТЭК, который изучает возможность строительства СПГ на Дальнем Востоке?

Мы по-прежнему серьёзно заинтересованы в том, чтобы объединить имеющийся у Shell опыт в сфере маркетинга СПГ с российским опытом работы на газовых рынках. Мы открыты для разнообразных возможностей в России как в рамках существующих, так и новых партнёрств. На данном этапе я не могу что-то конкретизировать.

На какой стадии завершение сделки по вхождению Shell в совместное предприятие с "Газпром нефтью" на проекте "Енисей" (Лескинский и Пухуцяяхский участки на Гыдане)? Какая доля может быть у компании?

В июле Shell и "Газпром нефть" подписали юридические документы о создании совместного предприятия по геологическому изучению и освоению Лескинского и Пухуцяяхского лицензионных участков на сухопутной части Гыдана. В соответствии с достигнутыми договорённостями, доля Shell в новой компании составит 50%, а "Газпром нефть" станет оператором проекта на этапе геологоразведки.

Если говорить о стадии завершения сделки, то мы предполагаем её закрыть до конца года при условии получения внутрикорпоративных одобрений и разрешения контролирующего органа.

"Газпром нефть" продолжает активно развивать "Меретояханефтегаз" и ищет партнера, называет проект эффективным в текущих ценах. Обсуждается ли с "Газпром нефтью" возврат к несостоявшемуся СП с Shell на Меретояхе, которое было отменено в самый сложный момент пандемии?

Могу сказать, что мы остаёмся заинтересованными в развитии сотрудничества с "Газпром нефтью", подтверждением чему является наша совместная работа по двум лицензионным участкам на Гыдане, и мы продолжим обсуждение новых потенциальных возможностей, которые позволят максимально эффективно объединить производственный и технологический опыт обеих компаний.

Ввиду усиления экологической повестки, не рассматриваете ли вы возможность реализации в России не СПГ-проектов, а проектов по газохимии? В частности, на проектах на Гыдане?

В настоящий момент у нас нет таких планов.

Польша наложила беспрецедентный штраф на "Газпром" и компании, финансирующие строительство "Северного потока 2". Не считаете ли вы, что Еврокомиссия и политики стран юрисдикции Shell должны подключиться к решению этого беспрецедентного вопроса?

Мы как коммерческая компания рассматриваем этот проект исключительно в бизнес-плоскости, поэтому я бы не хотел обсуждать политическую составляющую. Могу сказать в отношении нашего штрафа, что мы категорически с ним не согласны и в настоящее время определяем дальнейшие шаги.

Считаете ли вы, что "Северный поток 2" будет достроен хотя бы в первом квартале 2021 года?

Наша роль в "Северном потоке-2" ограничена только финансовым участием. Предлагаю переадресовать этот вопрос проектной компании либо её акционерам.

По подсчетам некоторых экспертов, углеродный след от СПГ даже выше, чем от трубопроводного газа. Насколько, по вашим оценкам, это удорожает СПГ-проекты? Есть ли уже технологии, которые позволяют снижать этот след, и рассматриваете ли вы их внедрение на российских проектах?

Начну с самого важного. По данным Международного энергетического агентства, природный газ (как трубопроводный, так и СПГ) при его использовании для целей электрогенерации выделяет на 45-55% меньше парниковых газов по сравнению с углём. Поэтому для многих стран газ играет ключевую роль в энергетическом переходе как с точки зрения сокращения выбросов, так и улучшения качества окружающего воздуха. Для одних рынков трубопровод является наиболее эффективным способом обеспечить поставки газа, для других оптимальным выбором становится СПГ, третьи выбирают и то, и другое.

Кроме этого, очень важно, чтобы вся наша отрасль, включая Shell, работала над сокращением выбросов на всех звеньях производственно-сбытовой цепочки природного газа с целью снизить негативное влияние на экологию и остановить изменение климата. Эта работа включает сокращение выбросов метана и применение таких технологий, как захват и геологическое хранение СО2, а также обратную закачку СО2 в пласты. Эти технологии успешно используются, в том числе, в Австралии в рамках проекта "Горгон" с участием Shell. Технология захвата и геологического хранения СО2 имеет важное значение для достижения цели Парижского соглашения по удержанию роста мировой температуры в пределах 1,5 градуса по Цельсию.

В связи с тем, что Shell планирует снизить долю углеводородов в будущем, сохраняете ли вы интерес к проектам добычи нефти в России? Есть ли у нефтяной отрасли будущее ввиду климатической повестки благодаря каким-либо технологиям?

Если рассматривать вопрос инвестирования в проекты добычи углеводородов в России и других странах через призму энергетического перехода, то мы не должны забывать, что сегодня мир насчитывает один миллиард людей, у которых отсутствует постоянный доступ к электроэнергии и связанным с ней благам. Поэтому очень важно, чтобы наши усилия по управлению углеродным следом не заслоняли собой необходимость обеспечивать растущие потребности всего мира. Это очень серьёзная задача, и её успешное решение зависит от многих факторов. Я надеюсь, что в ближайшее время мы увидим возрастание роли новых технологий, которые станут неотъемлемой частью мирового энергетического баланса в дополнение к нефти и газу.

Поэтому, если отвечать коротко, то да. Несмотря на то, что наши усилия направлены на ускоренное достижение низкоуглеродного будущего путём разработки и внедрения новых энергоносителей, мы продолжаем инвестировать в нефть и газ, особенно в газ, параллельно увеличивая долю возобновляемых источников в нашем портфеле. Мы инвестируем в нефть, если видим, что она остаётся конкурентоспособным энергоносителем на глобальном рынке в долгосрочной перспективе с экономической и экологической точек зрения.

Недавно правительство РФ предложило внести изменения в налогообложение ряда нефтяных проектов. Касается ли это проектов, в которых участвует Shell в России? Готовите ли вы какие-то предложения? Рассматриваете ли вы возможность перевода каких-либо месторождений на НДД? Какие еще налоговые изменения, по вашему мнению, могли бы увеличить иностранные инвестиции в страну?

Мы следим за этими предложенными изменениями в законодательстве и анализируем их возможное влияние на нашу деятельность.

"Салым Петролеум Девелопмент" добивалась льгот для проектов с использованием третичной добычи нефти (проект химического заводнения на основе трехкомпонентной смести - ASP, или АСП) на Салымском месторождении. Компания нашла понимание у чиновников по этому вопросу и на какой стадии рассмотрения вопроса о льготировании таких проектов?

АСП в пилотном режиме доказал техническую возможность увеличения нефтеотдачи на 17% на Салымском месторождении, но будущее АСП в России связано с постоянным развитием цепочки поставок химических компонентов и их стоимостью, и, конечно, с фискальными условиями, которые делают применение технологии экономически оправданным. Вопрос о создании экономических и фискальных предпосылок для реализации этой технологии находится до сих пор на стадии обсуждения с государственными органами и будет, я полагаю, решаться в рамках других стратегических вопросов развития ТЭК.

Как сильно изменился план по капвложениям на 2020г в России в связи со сделкой ОПЕК+ и пандемией? Какие проекты были отложены?

Мы скорректировали расходы по всему миру в связи с пандемией коронавируса и сложной экономической обстановкой. Как мы объявили в первой половине этого года, в операционной части они сократятся в ближайший год на $3-4 млрд по сравнению с 2019-м. Капитальные затраты снизятся с $25 до $20 млрд, то есть примерно на 20%, в этом году.

Сокращение операционных расходов прорабатывалось для всех регионов присутствия Shell, включая Россию. Например, в капитальных затратах мы были вынуждены урезать расходы на бурение в наших совместных проектах в России. СПД изменило фазы капитальных и проектных активностей, но продолжила реализацию проекта "Южный хаб" на Салымской группе месторождений. Ряд мероприятий по бурению и строительству инфраструктуры СПД был перенесен на 2021 год.

Сделка ОПЕК+ также имела влияние на добычу наших СП в России.

Кроме того, к сожалению, нам пришлось приостановить некоторые новые проекты в России в результате неблагоприятных внешних условий, например, обсуждавшееся совместное предприятие с "Газпром нефтью" "Меретояханефтегаз".

Каким видится бизнес-план на 2021 год, хотя бы в самых предварительных очертаниях?

Россия, безусловно, продолжит быть страной стратегического значения для Shell, и мы продолжим развивать наши проекты как в области upstream, так и downstream.

Помимо дальнейшего развития наших основных российских проектов - "Сахалин-2" и СПД - мы до конца этого года планируем закрыть сделку с "Газпром нефтью" по совместному освоению двух лицензионных участков на Гыдане и в следующем году уже начать геологоразведку и операционную деятельность.

В области downstream, возможно, вы видели новости о том, что обсуждается расширение производства на нашем заводе по смешению смазочных материалов в Торжке. Мы считаем этот проект очень успешным, -- завод с его мощностью производства до 200 млн литров смазочных материалов в год обеспечивает подавляющую часть российского рынка сбыта для Shell и предоставляет свыше 100 рабочих мест по большей части жителям Тверской области. Учитывая положительный опыт и плодотворное сотрудничество с правительством Тверской области, да, мы действительно рассматриваем возможность расширения завода. Я надеюсь, что проект начнет осуществляться в 2021 г. Кроме того, мы планируем продолжать расширять нашу сеть АЗС в России. В прошлом году мы установили рекорд за всё время развития бизнеса в России - открыли 60 АЗС. На конец сентября 2020 г. под брендом "Шелл" в России работало 376 станций, до конца этого года мы планируем увеличить количество наших АЗС до более 400 станций. Россия остаётся для концерна Shell одной из ключевых стран, где мы увеличиваем своё присутствие и наращиваем долю АЗС. Мы продолжаем оптимистично смотреть на этот рынок и планируем и дальше развивать наше сотрудничество с дилерами в 2021 году.

Как развивается бизнес Shell Global Solutions в России? Какие направления развития вы видите? Видите ли необходимость каких-то альянсов с российскими или иностранными компаниями на российском рынке, если да, в каких направлениях?

Сразу хочу дать небольшую ремарку, что Shell Global Solutions сейчас работает под брендом Shell Catalyst and Technologies (SC&T). Эта компания уже прочно закрепилась на российском рынке нефтепереработки в качестве поставщика технологий и катализаторов для производства моторного и авиационного топлива на НПЗ.

Например, SC&T предоставила лицензию и технологию установки гидрокрекинга на Орском НПЗ, что позволило увеличить глубину переработки. Установка успешно эксплуатируется уже 2 года, и сейчас команда Орского НПЗ совместно с нами начинает проект по увеличению ее производительности. Другие проекты, в которых участвует наша компания, включают установку гидроочистки дизельного топлива на НПЗ "ТАНЕКО" компании "Татнефть", которая по производительности является одной из самых больших в мире, установку гидроочистки дизельного топлива с блоком каталитической депарафинизации на Омском НПЗ, установку гидрокрекинга вакуумного газойля на Московском НПЗ. Последняя позволит увеличить производство высококачественных топлив (бензин, керосин, дизельное топливо) за счет переработки тяжелого вакуумного газойля и тяжелого газойля коксования.

Тем временем мир динамично меняется, включая и энергетический сектор, который стремится минимизировать объемы выбросов углекислого газа и расширить использование альтернативных источников энергии, включая, например, водород.

Мы видим, что тема производства энергии на основе использования водорода широко обсуждается в России, и в этой сфере, я убежден, у России очень хорошие перспективы. SC&T готова расширять диалог с нашими российскими партнерами по предоставлению технологий в этой области.

Источник