54
С учетом всех уплачиваемых налогов доля доходов бюджетной
системы от компаний ТЭК достигает почти 25%
23
.
Таблица 6
Вклад компаний ТЭК в формирование доходов бюджетной
системы (консолидированного бюджета с учетом внебюджетных
фондов), 2009-2017гг. гг.
Поступление
доходов, млрд.
руб.
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
бюджетная система
Доходы - всего
13600
1603
2
2085
5
2343
5
2444
3
2676
6
2692
2
2818
2
3127
2
Нефтегазовые
доходы
2 989
3 831
5
642
6
453
6
533
7
434
5
863
4
844
5
972
Прочие налоги.
уплаченные
предприятиями
ТЭК
555
651
973
1050
1159
1271
1377
1240
1565
Доля
нефтегазовых
доходов и прочих
налогов,
уплаченных
ТЭК. в общем
объеме
бюджетных
доходов
26%
28%
32%
32%
32%
33%
27%
22%
24%
Доля
нефтегазовых
доходов и прочих
налогов,
уплаченных ТЭК,
в общем объеме
доходов
федерального
бюджета
48%
54%
58%
58%
59%
60%
53%
45%
50%
На основании мировых трендов развития специалисты ПАО «Лукойл»
скорректировали свои планы стратегического развития, которые
представлены далее.
Ожидается, что спрос на энергию в мире продолжит расти в связи с
увеличением численности населения и ростом ВВП на душу населения.
Наиболее быстрыми темпами будет расти потребление энергии из
23
Зависимость российской экономики и бюджета от нефти. - http://stolypin.institute/wp-
content/uploads/2018/02/issledovanie-syrevaya-zavisimost-2018.01.30-2.pdf
55
возобновляемых источников. Среди топливных товаров по темпам роста с
высокой вероятностью будет лидировать газ в связи с его экологичностью.
Прогнозируется сокращение потребления угля и умеренный рост спроса на
нефть.
В 2017 году Совет директоров утвердил Программу стратегического
развития ПАО «Лукойл» на 2018–2027 годы. Обновленная стратегия
направлена на обеспечение устойчивого роста ключевых показателей и
выполнение прогрессивной дивидендной политики при консервативном
сценарии цены на нефть, а также на дополнительное развитие бизнеса и
распределение средств акционерам в случае более благоприятной
конъюнктуры (табл. 7).
Представим микросреду корпорации, на основании факторов которой
составлена указанная выше стратегия развития.
Средняя цена нефти сорта Юралс за 2017 год составила 53,1
долл./барр., что на 27,3% выше по сравнению с предыдущим годом.
Основным фактором роста цены стало сокращение добычи нефти в рамках
соглашения между странами ОПЕК и крупными независимыми экспортерами
нефти, включая
Россию. Высокая согласованность действий стран – участниц соглашения
способствовала постепенной балансировке рынка в результате сокращения
товарных остатков. К концу 2017 года котировки Юралс выросли до
максимального уровня за два с половиной года, превысив 66 долл./барр.
Под влиянием динамики нефтяных котировок среднегодовой курс
рубля к доллару США укрепился на 14,9%, до 58,4 руб./долл., что
отрицательно повлияло на динамику цены на нефть в рублевом выражении,
которая
выросла на 10,8% год к году.
56
Таблица 7
Стратегия развития ПАО «Лукойл»
Разведка и
добыча
Переработ
ка
Сбыт
Финансы
Фокус на повышение эффективности и создание стоимости
Стратегические
цели при цене
50 долл./барр
Устойчивый
органическ
ий рост
добычи
Точечные
улучшения
НПЗ
Развитие
нефте
и газохимии
Развитие
премиальны
х
каналов
Модернизац
ия
сбытовой
сети
Повышение
ROACE
Консервативная
финансовая
политика
Прогрессивная
дивидендная
политика со
100%-м
покрытием
дивидендов
свободным
денежным
потоком
Инструменты
Повышение
эффективности
Ускорение
вовлечения
запасов
и перевод
ресурсов
в запасы
Повышение операционной
эффективности и маржи
Консолидированн
ый контроль
программ
повышения
эффективности
Технологическо
е
развитие
Повышение
гибкости
планирования
Экология
и
промышленная
безопасность
Нулевая терпимость к инцидентам
При оптимальных
затратах
Гибкая
политика
реинвестирован
ия
при цене выше
50 долл./барр.
Повышение
темпов
роста
добычи
Распределение
50%
дополнительного
денежного
потока
акционерам
В 2017 году в соответствии с параметрами налогового маневра базовая
ставка НДПИ на нефть была увеличена на 7,2%, а маржинальная ставка
экспортной пошлины на нефть была понижена с 42 до 30%. С учетом
прогрессивной формулы расчета ставок и меньшего положительного эффекта
временного лага по экспортной пошлине цена на нефть после вычета НДПИ
и экспортной пошлины выросла на 13,3% в долларовом выражении и
снизилась на 1,4% в рублевом выражении.
57
ПАО «Лукойл» располагает доказанными запасами углеводородов в
шести странах мира. Основная часть запасов относится к категории
«традиционные» – это важнейшее конкурентное преимущество,
обеспечивающее Компании низкие удельные расходы на разработку и
добычу.
Объем доказанных запасов углеводородов Группы по стандартам SEC
на конец 2017 года составил 16,0 млрд барр. н.э., из которых на нефть
приходится 75%. Обеспеченность запасами составила 19 лет при среднем
показателе по крупнейшим частным международным нефтегазовым
компаниям 12 лет. ПАО «Лукойл» – один из лидеров среди международных
и российских компаний по обеспеченности доказанными запасами
и их качеству.
На Россию приходится 88% доказанных запасов углеводородов ПАО
«Лукойл», основная часть которых располагается в Западной Сибири.
На морские месторождения и высоковязкую нефть приходится порядка
11% доказанных запасов. Около половины доказанных запасов по
международным проектам приходится на Узбекистан, где Компания активно
развивает газовые проекты.
Около 60% доказанных запасов углеводородов относятся к категории
«разбуренные», то есть могут быть извлечены из существующих скважин
при помощи имеющихся оборудования и технологий. В 2017 году в связи с
разработкой газовых проектов в Узбекистане и Большехетской впадине доля
разбуренных запасов газа выросла до 47% с 36% в 2016 году.
Наличие условных ресурсов в объеме 13,7 млрд барр. н.э. обеспечивает
потенциал для увеличения доказанных запасов по мере улучшения
макроэкономических условий, приближения сроков ввода в разработку,
оптимизации расходов, внедрения новых технологий, а также проведения
опытно-промышленных работ.
58
По результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного
бурения ПАО «Лукойл» в 2017 году прирастил 501 млн барр. н.э. доказанных
запасов. Наибольший прирост в размере 198 млн барр. н.э. был достигнут
в основном регионе добычи Компании – Западной Сибири. Значительный
вклад в размере 100 млн барр. н.э. внесло дальнейшее освоение запасов
российского сектора дна Каспийского моря. В частности, в результате
активной разработки запущенного в 2016 году месторождения им. В.
Филановского прирост запасов составил 95 млн барр. н.э. Рост на четверть
среднегодовой цены на нефть в 2017 году привел к сокращению запасов
Компании на 153 млн барр. н.э. по проекту Западная Курна – 2,
реализуемому
на основе сервисного контракта.
В соответствии с законодательством Российской Федерации
проведение геологоразведочных работ и добыча углеводородов
осуществляются в соответствии с лицензией на право пользования недрами.
ПАО «Лукойл» ведет планомерную деятельность по приобретению прав
пользования недрами, мониторингу объектов недропользования,
оформлению новых лицензий, переоформлению лицензионных документов.
По состоянию на конец 2017 года лицензионный фонд Группы в
России составлял 523 лицензии, 90% которых предоставляют право на
«разведку и добычу углеводородного сырья» или право на «геологическое
изучение, разведку и добычу углеводородного сырья». Средний остаточный
срок действия этих лицензий составляет 29 лет. Некоторые лицензии
уникальны – например, лицензия на Имилорский участок недр федерального
значения в Западной Сибири действует до 2127 года. Оставшиеся 10%
лицензий выданы с правом «геологического изучения, поиска и оценки
месторождений углеводородного сырья» со средним остаточным сроком
действия около трех лет.
За отчетный год портфель нефтегазовых активов Компании пополнился
девятью новыми лицензиями в традиционных регионах добычи – в Западной
59
Сибири и Предуралье. Новые лицензии в регионах с развитой
инфраструктурой позволяют получать максимальный синергетический
эффект с имеющимися активами, снижать затраты на разведку и разработку и
ускорять начало добычи.
За рубежом портфель активов Группы в 2017 году пополнился за счет
приобретения прав пользования недрами разведочного Блока 12 в Мексике,
расположенного на шельфе Мексиканского залива. За 2017г. оформлено 157
дополнений к лицензиям на право пользования недрами, переоформлено 56
лицензий, зарегистрировано 74 дополнения в целях продления сроков
действия лицензий.
ПАО «Лукойл» осуществляет геологоразведочные работы в 10 странах
мира, при этом основной объем работ сосредоточен на территории России. За
рубежом ПАО «Лукойл» участвует в проектах в Гвинейском заливе, на
норвежском шельфе Баренцева моря, а также в Черном море, в Мексике,
Ираке.
Проведение геологоразведочных работ стабильно характеризуется
высокой эффективностью. В 2017 году закончены строительством 82
поисково-разведочные скважины, успешность составила 87%. При этом в
Большехетской впадине, на Каспии, в Предуралье и Тимано-Печоре
успешность составила 100%. Было открыто шесть новых месторождений и 49
залежей. Высокие показатели эффективности достигаются благодаря
применению передовых методов ГРР, выбор у наиболее перспективных
направлений с учетом результатов научно-исследовательских работ.
Объем сейсморазведки 2Д составил 3 235 км, увеличившись на 36% в
связи с выполнением лицензионных обязательств в Западной Сибири. Объем
сейсморазведки 3Д составил 6 522 кв. км, что на 3% выше уровня 2016 года.
Проходка в разведочном бурении в 2017 году выросла во всех регионах
деятельности ПАО «Лукойл», составив 225 тыс. м, что на 18% выше уровня
60
2016 года. Основной прирост обеспечили Поволжье (9 тыс. м), Тимано-
Печора (9 тыс. м) и Западная Сибирь (7 тыс. м).
По международным проектам проходка была увеличена на 50%, до 6
тыс. м, в основном за счет увеличения работ в Ираке на Блоке 10.
Капитальные затраты на геологоразведку (включая неденежные
операции) составили 33,5 млрд руб.
ПАО «Лукойл» ведет добычу нефти и газа в шести странах мира.
Основная деятельность осуществляется на территории четырех федеральных
округов Российской Федерации – Северо-Западного (на территории
Ненецкого автономного округа, Республики Коми и Калининградской
области), Приволжского (на территории Пермского края и Республики
Татарстан), Уральского (на территории Ямало-Ненецкого автономного
округа и Ханты-Мансийского автономного округа – Югры) и Южного (на
территории
Волгоградской и Астраханской областей и Республики Калмыкия).
По итогам 2017 года добыча углеводородов ПАО «Лукойл» составила
2,3 млн барр. н.э. / сут, из которых 79,5% пришлось на жидкие углеводороды,
а оставшиеся 20,5% – на природный и попутный газ. Несмотря на внешние
ограничения, добыча Компании без учета проекта Западная Курна – 2
выросла на 2,5% в результате развития газовых проектов в России и
Узбекистане.
Капитальные затраты (включая неденежные операции) на разработку и
добычу нефти и газа в 2017 году составили 429,2 млрд руб., что на 5,5%
выше, чем в 2016 году.
Объем добычи нефти Компанией в 2017 году составил 87,4 млн т.
Негативное влияние на динамику добычи оказало сокращение объемов
компенсационной нефти по проекту Западная Курна – 2 в Ираке, а также
внешние ограничения добычи в связи с соглашением между Россией и
ОПЕК.
61
На территории России добыто 81,9 млн т нефти, что составляет 14,9%
от общероссийского объема добычи в соответствии с данными ЦДУ ТЭК.
В 2017 году объем и динамика добычи нефти Компании в России
определялись внешними ограничениями в соответствии с соглашением
между Россией и ОПЕК. В рамках внешних ограничений Компания
постепенно снижала добычу с января по май 2017 года и затем до конца года
удерживала добычу на уровне 223 тыс. т/сут (1 636 тыс. барр. /сут), что на 6
тыс. т/сут (45 тыс. барр. /сут) ниже уровня октября 2016 года.
В рамках ограниченных суммарных объемов добычи нефти
продолжился запланированный рост добычи на крупных новых
месторождениях за счет дополнительного сокращения добычи на зрелых
месторождениях Западной Сибири и Тимано-Печоры.
В частности, продолжилась активная разработка
высокопроизводительных месторождений им. В. Филановского и
Пякяхинского, запущенных в 2016 году, увеличены объемы добычи
высоковязкой нефти на Ярегском и Усинском месторождениях в Тимано-
Печоре, а также нефти из низкопроницаемых коллекторов месторождений
им. В. Виноградова и Имилорского. В результате доля новых
высокопроизводительных месторождений в суммарной добыче Компании в
России выросла практически в два раза. В течение 2017 года начата добыча
нефти на 12 новых месторождениях, в основном в Тимано-Печоре и
Поволжье.
Добыча нефти по международным проектам составила 5,5 млн т.
Основное негативное влияние на добычу оказало сокращение на 64%
объемов компенсационной нефти по проекту Западная Курна – 2 в Ираке в
связи с завершением компенсации основных исторических затрат в 2016
году. Добыча
нефти по международным проектам без учета проекта Западная Курна – 2
сократилась на 1,0% и составила 3,7 млн т.
62
В 2017 году объем эксплуатационного бурения по ПАО «Лукойл»
составил 3 212 тыс. м, что на 24% больше показателя предыдущего года.
Основной прирост объемов эксплуатационного бурения пришелся на
Западную Сибирь. В эксплуатацию введено 980 новых добывающих
скважин, что на 18% больше уровня предыдущего года. Из них 28%
пришлось
на горизонтальные скважины. Благодаря высоким дебитам скважин
месторождений им. В. Филановского и Пякяхинского средний дебит новых
скважин в России вырос на 10%. Действующий фонд нефтяных
скважин, дающих продукцию на конец отчетного года, составил 30 тыс. шт
Производство газа в 2017 году достигло 28,9 млрд куб. м, что на 15,8%
выше уровня предыдущего года благодаря развитию проектов в Узбекистане
и запуску газового промысла Пякяхинского месторождения в Большехетской
впадине на севере Западной Сибири.
Производство газа в России в 2017 году выросло на 10,2% и составило
18,2 млрд куб. м. Положительное влияние на объем добычи оказал запуск в
начале 2017 года газового промысла Пякяхинского месторождения, на
котором было добыто 3,2 млрд куб. м газа.
По международным проектам благодаря запуску новых мощностей в
Узбекистане производство газа выросло на 26,8% и составило 10,7 млрд куб.
м. Выход на проектную мощность по проекту Гиссар и запуск первой
очереди Кандымского ГПК позволили нарастить добычу газа в Узбекистане
на 43,9%.
Международные проекты обеспечили 37,0% добычи газа Компании,
причем в Узбекистане добыта основная часть этого объема.
C учетом наличия масштабной ресурсной базы важнейшим
приоритетом Компании является реализация новых проектов в целях
увеличения объемов добычи. Эти проекты связаны как с разработкой новых
месторождений, так и с интенсификацией добычи на зрелых месторождениях
благодаря применению современных технологий и увеличению объема
63
эксплуатационного бурения и количества скважино-операций по повышению
нефтеотдачи пластов.
ПАО «Лукойл» активно развивает и внедряет современные технологии
в целях обеспечения наиболее полного извлечения углеводородов,
оптимизации производственных процессов и технических решений.
Результатом является повышение операционной эффективности, снижение
расходов, вовлечение в разработку новых запасов, повышение коэффициента
извлечения нефти, создание новых продуктов. В Компании реализуется
программа опытно-промышленных работ, основная задача которой –
инновационное развитие Компании на базе внедрения новейших разработок
и технологий. Новые технологии позволяют существенно увеличивать
извлекаемые запасы и добычу нефти, вовлекать в промышленную разработку
запасы высоковязкой нефти, запасы в низкопроницаемых коллекторах и
трудноизвлекаемые запасы на поздней стадии разработки месторождений.
Концепция интеллектуального месторождения (LIFE-Field), внедряемая
в Компании, заключается в интеграции процессов управления
месторождением на основе автоматизированных компьютерных систем и
высокотехнологичных систем сбора данных. Концепция покрывает полный
производственный цикл развития проекта – от стадии поиска и разведки до
завершения разработки и включает такие блоки, как интегрированное
моделирование, интегрированное планирование, центр интегрированных
операций и др. Концепция имеет большой потенциал для оптимизаций
операционных процессов в целях увеличения добычи и снижения затрат.
Основным источником для таких оптимизаций служит идентификация
узких мест с последующим эффективным устранением. Например,
существенный эффект дает повышение координации геологического
моделирования и моделирования обустройства месторождения
инфраструктурой.