Сахалин энерджи официальный сайт руководство

Сахалин стоит увидеть хотя бы раз в жизни, как минимум он красив. Но если начистоту – съездить туда стоит лишь единожды. Остров не случайно был местом ссылки, по своей воле туда ехали лишь неисправимые романтики. В последние 25 лет к ним добавились еще нефтяники и газовики: шельф острова – единственный нефтегазоносный бассейн на Дальнем Востоке, что делает его крайне важным для развития региона.

В свободное от работы время главный исполнительный директор «Сахалин энерджи», компании – оператора проекта «Сахалин-2», Роман Дашков въедливо изучает историю и не против подискутировать на философские темы: в отсутствие тяги к охоте и рыбалке, кроме как читать книги, заняться на Сахалине особо больше и нечем. А затем на работе пытается найти баланс между бизнес-интересами и философией акционеров, представляющих три принципиально разные культуры. Что общего у японской философии кайдзен и технологических линий «Сахалина-2», в чем проект опережает остальные активы европейской Shell и какую роль в развитии проекта играют национальные российские интересы – он рассказал в интервью «Ведомостям».

– В этом году исполняется 25 лет с момента подписания cоглашения о разделе продукции (СРП), давшего начало проекту «Сахалин-2». С какими финансовыми и производственными результатами вы вошли в юбилейный год?

– Задачи, которые ставили перед нами акционеры, были выполнены. А в части финансовой эффективности мы еще и перевыполнили планы, получили дополнительную выручку.

– У нас есть программа постоянного совершенствования и повышения эффективности – бизнес-процессов, отдельных сегментов бизнеса по разным направлениям деятельности компании.

Кроме производства это относится и к набору персонала, повышению квалификации специалистов. Есть программа, которая ориентирована на развитие сотрудников и принципов преемственности. Если сотрудники заботятся о своем развитии и проявляют интерес к карьерному росту, мы стараемся им помогать: включаем в программу преемников, где у них появляются кураторы, причем из разных подразделений. Нет такого, что директор по производству может курировать только свой блок и тех специалистов, которые у него в прямом подчинении.

– Школа менторов такая…

– Это постоянный внутренний процесс. 80% времени сотрудники занимаются основной деятельностью, и 20% мы закладываем на их развитие. То есть для них формируются специальные программы развития в тех областях, где мы их видим через два-три года. Финансовое направление, коммерческое направление важны для компании и очень популярны среди сотрудников. После производственного блока некоторые хотели бы поработать в коммерческом директорате: почувствовать, как продукция, которая добывается, в итоге реализуется.

– Какая доля сотрудников сейчас участвует в такой программе?

– Около 700 человек, это примерно 30% штатной численности.

– 700 человек при общей численности сотрудников чуть более 2000. Такой масштаб программы развития персонала не типичен для российских компаний в принципе, не только для нефтегазовой отрасли. Насколько велико в этом вопросе влияние зарубежных партнеров? Потому что Shell, например, живет по своим законам, а «Газпром» – по своим.

– Я думаю, у нас сбалансированная модель совместного предприятия, где мы внедряем лучшие практики наших акционеров. В том числе программу постоянного совершенствования. Есть такая японская методика – кайдзен. Это путь постоянного совершенствования, путь самурая, если хотите: никогда нельзя останавливаться на достигнутом. Мы стараемся придерживаться того же подхода.

Или вот у Shell мы переняли программу «Цель ноль» – это система управления охраной труда, здоровья персонала и окружающей среды (ОТОС), которая в том числе задает высокие требования по снижению рисков, связанных с травматизмом. У нас также есть программа, которая обеспечивает соблюдение «Цели ноль». За последние годы у нас не было ни одного происшествия, которое повлекло бы существенное нарушение здоровья сотрудника. Это очень важное достижение с учетом особой сложности и опасности проводимых на производственных объектах работ. Оперативное реагирование и контроль помогают нам сохранять сильные позиции в вопросах ОТОС, что является для компании одним из безусловных приоритетов.

– У вас должны быть очень высокие входные требования для подрядчиков. Это же очень серьезный фильтр, потому что в российских реалиях об уровне травматизма мало кто заботится.

– Вы утрируете. Просто системы учета этих элементов могут быть разными. Допустим, в «Газпроме» этому вопросу уделяется самое пристальное внимание. И оно изначально формируется на уровне правления и председателя правления: добиться снижения до минимума травматизма на опасных производственных объектах и при операционной деятельности.

– Я предполагаю, что с показателем «ноль» вы в группе «Газпром» лидер. Есть еще подразделения, у которых «ноль»?

– Я вам больше скажу: мы и среди компаний Shell, которая задала в проекте такие высокие требования, лидеры по этому показателю. Это при том, что мы наряду с производством продолжаем заниматься и бурением, и строительством, и модернизацией объектов, что кратно увеличивает уровень опасности.

Пример из практики. Потребовалось зимой заменить электромотор на береговом технологическом комплексе, куда сходится продукция с морских добывающих платформ и направляется по трубопроводам в южную часть острова. Масса мотора – 60 т, отказал, пришлось срочно менять. Мобилизовали ресурсы, в течение 30 дней все сделали. И ни одного ЧП не только связанного с потерей рабочего времени сотрудника, а даже просто с оказанием медицинской помощи, даже обморожения.

Тонкости производства и умение продавать

– За 25 лет механизм СРП так и не получил широкого распространения. Вы, ваши коллеги из проекта «Сахалин-1» и СРП на Каспии, где «Лукойл» и Казахстан до сих пор ни о чем не договорились, – вы изнутри наблюдаете, как СРП работает. СРП было неудачным решением?

– В любом решении есть плюсы и минусы. Но оценивать ситуацию надо, исходя из того, когда это решение принималось. Когда родилось СРП, я этим проектом еще не занимался и не хочу сейчас давать оценку работе коллег. Могу сказать одно: если бы СРП не было, трудно представить, как бы сейчас выглядел остров Сахалин.

Что касается самого механизма СРП – это инструмент, который на самом деле защищает интересы инвесторов и компании и уравновешивает риски: оно страхует от турбулентности налогового режима, дает юридическую и финансовую стабильность на все время реализации проекта. В принципе, этот подход можно брать, качественно анализировать и использовать в дальнейшем для реализации подобных проектов.

– А для страны, на территории которой появляется СРП?

– Государство в СРП равноправный игрок, наряду с инвестором оно представлено в управляющих органах, контролирует ход работ, расходы в рамках проекта, налоговые поступления. Для российской нефтегазовой отрасли в то время СРП стало одним из немногих действенных способов привлечения капитала, в том числе иностранного. Сомневаюсь, что в тот момент на других условиях мы бы получили более $6 млрд инвестиций в проект с высокими рисками. Это раз. Второе – «Сахалин-2» стал первым проектом на базе СРП. «Нулевые» проекты, без опыта успешной работы, всегда идут для потенциальных инвесторов с большим дисконтом.

– Проектная мощность первых двух линий завода по производству СПГ – 9,6 млн т. Фактическое производство почти на 20% выше?

– Начнем с того, что, когда проект запускался, решение по проектной мощности принималось с достаточно высоким коэффициентом риска и исходя из пессимистичного сценария. Технология, которая внедрялась на проекте, была разработана именно под наши особенности географического расположения и климатических условий. Проще говоря, параметры производства СПГ сильно зависимы от сезонности.

Когда появился опыт эксплуатации, начали искать возможности оптимизации. Вплоть до того, что считали КПД отдельных элементов оборудования в технологической цепочке. Искали, за счет чего можно снизить количество внеплановых остановов, потому что любой останов – это практически всегда пауза в производстве, а значит, потеря времени.

Мы, например, обновили регламент плавного набора и выхода технологической линии на максимальный режим работы. Раньше он был форсированный, рваный. Нашли причину проблемы, потом осталось только провести модернизацию. И получили плюс к проектной мощности. Конечно, не весь этот прирост обеспечен доводкой «железа». Часть прироста – результат усовершенствования автоматизации. Приведу пример – система, которая адаптирует технологический процесс под изменение погодных условий. Даже просто когда день сменяется ночью и температура падает – есть необходимость его корректировать. Но мешает инертность оборудования. Анализ показал, что можно заложить в алгоритмах управления агрегатами и машинами прогноз, исходя из накопленных данных, начинать менять параметры работы линии заранее. По крупицам мы собрали эти 20%.

Вот цифры, которые характеризуют эффективность нашего производства. 93% сырьевого газа уходит на сжижение. 7% – технологические нужды, из которых большая часть связана с основным производством: расходы на генерацию и работу нашего компрессорного оборудования. И около 0,2% – это небольшие внутренние потери. 93% – это один из лучших показателей даже по меркам Shell. А у них большой опыт и портфель проектов, связанных с СПГ.

– Дополнительные 20% мощности, которые не контрактовались изначально. Как и кем маркетируется этот объем?

– Вопросы маркетинга очень тонкие. Мы изначально не были законтрактованы на 100%. Никогда и никто не будет контрактовать себя под полную мощность, это риски. Сегодня у нас просто увеличилась спотовая часть поставок.

Кроме того, условия контрактов предусматривают определенный люфт в дополнительных поставках для каждого покупателя. Поэтому проблемы, связанной с накоплением непроданного объема, нет.

– Я не сомневаюсь в том, что у вас СПГ отрывают с руками. Как на заводе Toyota, где на складе больше чем на двое суток запаса нет. А по какому принципу эти дополнительные объемы распределяются? Перепроизведенный СПГ на ямальском проекте «Новатэка», например, распределялся между участниками консорциума пропорционально их долям.

– Коммерческая модель простая. В долгосрочных контрактах – на 20–25 лет – у покупателя предусмотрена возможность запросить дополнительную партию. Таких крупных долгосрочных контрактов, по-моему, около 12, в том числе с дочерними предприятиями Shell и «Газпрома». Все остальное, что мы производим свыше, идет на спотовые торги. Мы проводим конкурс, в котором могут участвовать как «дочки» акционеров, так и конечные потребители, с которыми заключены предварительные соглашения о возможности таких закупок.

– Да, и стараемся работать не с трейдинговыми компаниями, а с конечными потребителями.

– Сколько сейчас стоит спотовый СПГ с базисом Free-on-Board Сахалин?

– В 2018 г. цена спота в АТР варьировалась от $6 до $12/MMBTU ($215–430 за 1000 куб. м. – «Ведомости»).

– При $6/MMBTU вы конкурентны? Насколько ниже вы можете упасть по цене? Я понимаю, что ваше предложение – одно из самых конкурентных для АТР в силу географии. Но вы с Катаром можете конкурировать по себестоимости в этом регионе?

– Мы можем конкурировать с Катаром. У них большой объем ресурсов и более дешевые методы добычи. У нас эффективное производство и логистика. А дальше это уже вопрос философии. То есть, если надо какой-то период поработать и ниже себестоимости, мы можем поработать. Вопрос – как долго. Иногда текущая прибыль не является определяющим фактором. Затраты, связанные с консервацией, намного выше. Поэтому всегда ориентироваться только на текущую себестоимость нельзя.

– 2 млн т дополнительно производимого СПГ в течение года и продаваемого на споте. Какой экономический эффект это дает компании?

– Наша выручка в прошлом году составила больше $7 млрд. Это продажи и газа, и нефти. Доля в выручке спотовых продаж газа около 20%.

– В структуре выручки какой у вас баланс между нефтяным дивизионом и продажей СПГ?

– В 2018 г. $3,2 млрд получили от продажи нефти и около $4,4 млрд от продажи СПГ.

– Из которых почти $1,5 млрд вы получаете за счет спотовых продаж, в том числе благодаря доработке технологических линий. В проекте третьей линии, по которому технико-экономическое обоснование готово, будут учтены ваши наработки?

– Изначально техническая концепция проекта третьей очереди предусматривала основу проектных решений первой и второй линий. Ту же технологию [сжижения газа DMR] – эту часть изменить сложно. Но все плюсы и минусы, которые были выявлены в процессе эксплуатации первых двух линий, уже учтены в проектной документации. И с учетом возможностей это будет где-то 5,5 млн т.

Расширение проекта

– Важно ли для принятия решения о строительстве заключение долгосрочных контрактов на мощность третьей линии, учитывая, что на рынке растет доля спотовых продаж?

– Это важно для любого проекта, который реализуется на условиях проектного финансирования, так как дает гарантию возврата заемных средств. И банки сегодня рассматривают это как обязательное условие. Покупатели, наоборот, сейчас стремятся уйти от долгосрочных обязательств. Но если мы и заемные средства берем, и реализуем продукцию на одном рынке, возникают очень благоприятные условия в целом для потребителей.

– Какое соотношение законтрактованной мощности и проектной вы считаете оптимальным? «Ямал СПГ» в свое время контрактовали почти полностью. В новом проекте Леонид Михельсон хочет законтрактовать лишь половину, а половину оставить для спота.

– Очень много разных показателей, на которые можно опираться и делать расчет этого процентного соотношения. В любом случае мы должны понимать: условия надо принимать такие, чтобы они не заводили в зону дискомфорта, не грозили бы дополнительные риски, штрафы. Идеальный вариант контрактования – чтобы под него можно было привлечь средства и построить сам объект. И в то же время чтобы можно было компенсировать затраты, которые ты понесешь, если случится задержка с вводом объекта. Такая вот экономическая модель.

– К третьей очереди с учетом того, что это расширение, а не новое строительство, она применима?

– Уже есть определенный опыт. Можно закладывать меньший процент на обязательное контрактование и оставлять себе больше гибкости. Невыполнение обязательств по контракту всегда намного дороже обходится компании, чем увеличение доли спота.

– ТЭО проекта третьей линии уже давно готово, это говорил председатель Shell в России Седрик Кремерс. Но что должно стать для нее ресурсной базой – до сих пор открытый вопрос. Это единственный камень преткновения для принятия решения о строительстве?

– Самое главное, что надо понимать, – без дополнительных лицензионных участков либо ресурсной базы третьих сторон третья очередь не будет построена. Вопрос в том, насколько эффективно может эта дополнительная ресурсная база, сырьевой газ монетизироваться через те или иные проекты.

Мы операторы, у нас есть обязательства и четкие задачи от акционеров, но мы ограничены возможностями наших лицензионных участков. Этих ресурсов для строительства третьей очереди завода недостаточно.

Без решения правительства России мы не сможем урегулировать вопрос получения дополнительной ресурсной базы. Как наиболее эффективно реализовать сырьевой газ с сахалинских шельфовых месторождений – это уровень решений государственных органов.

– Какая ориентировочная стоимость проекта третьей очереди с учетом того, что это расширение?

– У нас конкурентоспособный проект.

– Эта стоимость включает в себя расширение транссахалинского газопровода?

– Расширение газопровода проект не затрагивает. Там потребуются только дополнительные мощности для перекачки, обновление компрессорных станций, что учтено в стоимости проекта. Сам трубопровод не требует расширения.

– Уже давно идут переговоры между вами и оператором проекта «Сахалин-1» «Эксон нефтегаз». В чем проблема? Обещали, что этот вопрос будет решен еще год назад.

Sakhalin Energy Investment Company Ltd.

– Давайте говорить корректно. Никто никому ничего не обещал. Мы говорили, что приступили к процессу переговоров.

– Чиновники обещали, что этот вопрос будет решен еще в декабре 2017 г.

– Чужие обещания комментировать не могу. И в нашем проекте, и в проекте «Сахалин-1» есть представители госорганов, которые должны для себя определить, через какой проект монетизация ресурсной базы будет наиболее эффективной и выгодной для страны. Вот и все.

– Вы имеете в виду альтернативный проект «Дальневосточный СПГ»?

– Я не знаю, как они планируют монетизировать газ. Это их стратегические планы. При создании нашего СРП одним из условий было, что в качестве ресурсной базы надо рассматривать не только возможности «Газпрома» как одного из акционеров, но и портфель третьих лиц, других компаний. Поэтому, да, для нас один из вариантов получения газа – договориться с проектом «Сахалин-1».

– Сколько времени может занять строительство третьей линии?

– В материалах «Газпрома» указывается ориентировочный срок ввода третьей линии – 2023–2024 гг. Исходя из вашей оценки в 2023 г. вы уже не успеваете, а чтобы построить к 2024 г., FID (окончательное инвестиционное решение) надо принимать уже сейчас.

– Все верно. Но мы все еще находимся в переговорном процессе по ресурсной базе. Если в этом году не договоримся, значит, решение будет отложено. До тех пор, пока не достигнем согласованной позиции между продавцом и покупателем.

– Есть мнение, что после цикла недоинвестирования в 2024–2025 гг. может возникнуть дефицит производства СПГ. Многие аналитики считают этот момент оптимальным сроком выхода на рынок новых проектов. Но вы рискуете не успеть.

– Спрос на СПГ растет такими темпами, что может превысить предложение. Но основные игроки на рынке СПГ уже определились: Россия, Катар, Австралия и США. Последние сегодня рассчитывают на достаточно форсированный выход на рынок СПГ, поэтому конкуренция будет оставаться высокой.

Дополнительный спрос на СПГ в 2025 г., по разным оценкам, составит около 50 млн т. А к принятию инвестиционного решения сейчас готовятся проекты общей мощностью около 200 млн т. Кто первый сейчас заключит контракты на поставку этих 50 млн т, тот и будет готов принимать решение о строительстве.

– У вас уже есть предварительные соглашения?

– У нас этап предварительного согласования условий контрактов со всеми будущими покупателями по третьей очереди уже пройден. Все, что можно было сделать до заключения обязывающих соглашений, мы сделали. И пока со всеми официально приостановили дальнейший процесс. Договорились к нему вернуться, как только заключим соглашения по сырьевой базе. Если вопрос будет решен, мы сможем быстро, я думаю, договориться окончательно, по цене в том числе.

– По сравнению с американским и австралийским СПГ вы находитесь раньше на кривой предложения; вопрос только в том, будет ли у вас возможность раньше законтрактовать свои мощности. Насколько для вас конкурентом за эти рынки являются проекты «Новатэка», уже работающий «Ямал» и планируемый «Арктик СПГ – 2»?

– В сравнении с «Новатэком» дело не столько в конкуренции, сколько в возможностях. У них есть свой сырьевой газ, они будут конкурировать в принципе со всеми игроками. Вопрос только в синхронизации выхода на рынок АТР, потому что «Новатэк» может кратно перекрыть остальные предложения. Поэтому важно, кто первый и в каких объемах выйдет.

У нас максимальные возможности несравнимы – мы рассматриваем расширение всего на 5,5 млн т. Не тот объем, ради которого сегодня можно ломать копья. А вот у «Новатэка» достаточно серьезные планы. Уже сегодня планируется 16,5 млн т на «Ямал СПГ» и еще как минимум 20 млн т на «Арктик СПГ – 2». В общем российском портфеле это конкуренция на рынке для остальных поставщиков. Если бы мы выходили одновременно с «Новатэком», конечно, мы бы вытеснили, допустим, дополнительные поставки, которые организованы или планируются на рынок АТР из США и Австралии. В Австралии вообще одни из самых дорогих проектов, у них очень высокая себестоимость.

Жить на Сахалине

– Помните, когда первый раз прилетели на Сахалин?

– Это было в составе рабочей группы, когда рассматривался вопрос о вхождении «Газпрома» в проект «Сахалин-2». Приезжали, смотрели, что на тот момент уже было построено, что и как строится. 2006 год, наверное. Потом… Я никогда не думал, что мне когда-то придется еще раз туда ехать. И тем более непосредственно участвовать в реализации проекта.

– Ваше участие в рабочей группе в 2006 г. сыграло роль в вашем назначении?

– Я думаю, что никакой. Это была оценочная, так скажем, поездка: посмотреть, что есть на месте, оценить расчеты иностранных акционеров, в какие сроки и графики предполагают ввод объектов. Не более того.

– То есть вы никогда не планировали на Сахалин больше ехать и в какой-то момент…

– …в 2013 г., 22 февраля.

– Это было предложение, от которого не отказываются?

– Я работаю в компании, где руководство порой предлагает реализовать свои возможности, амбиции в том числе, через такие крупные проекты. До Сахалина у меня была работа на Бованенковском месторождении, где я получил качественный опыт в управлении крупными проектами. Здесь я понимал, что получу практику реализации международных проектов, увидел разницу в стандартах, подходах, процедурах. Опыт работы с EPC-подрядчиками, рискоориентированный подход с точки зрения международных требований и финансовых институтов, что сегодня является одним из ключевых элементов при заключении основополагающих документов в СРП либо межправительственных соглашений. Это очень многофакторное решение было.

– Где вы сейчас больше чувствуете себя дома? И вообще, насколько сложным было решение поехать на Сахалин не «съездить посмотреть и оценить», а поехать туда надолго? Разница между Сахалином, который вы увидели в 2013-м, и Сахалином сейчас насколько велика? Вы чувствуете участие компании в этом?

– В 2018 г. общие выплаты российской стороне с нашего проекта составили более $2 млрд. Это при цене нефти около $56–60 за баррель. В прошлом году средняя цена колебалась около $70. Исходя из этой цифры будут формироваться выплаты в этом году. Считайте сами.

На мой взгляд, это серьезный вклад в развитие региона. Эти деньги используются для строительства школ, детских садов, дорог. У области появился ресурс для развития инфраструктурных проектов, строительства более комфортного жилья. Может, это происходит недостаточно интенсивно, но качество жизни людей на Сахалине стало лучше.

И все это начало более-менее развиваться, когда были возмещены капитальные вложения компании в проект согласно СРП.

– По капитальным вложениям обязательства были закрыты в 2012 г. Еще остаются обязательства по кредиту, они будут закрыты в 2021 г.

– Кроме налоговых отчислений у «Сахалин энерджи» с регионом есть совместные программы, в том числе подразумевающие финансовые вложения?

– Есть несколько долгосрочных социальных программ, многие из них реализуются в партнерстве с областным правительством. В качестве примера могу привести программу поддержки коренных народов Севера. Это уникальная программа, пионерная не только для России.

– Кроме работы, какие у вас увлечения? Сахалин, видимо, дает не слишком много вариантов для активного отдыха.

– Есть горнолыжный курорт, но это не мое. Я увлекаюсь хоккеем, в свое время достаточно плотно играл. Не профессионально, на уровне любителя. Когда я пришел, мы организовали такой клуб любителей хоккея, где наши сотрудники в свободное от работы время тренируются. Потом участвуем в городских и даже областных турнирах. Даже до финала доходили, но выше второго места пока не поднимались.

Кроме спорта из увлечений… Наверное, изучение истории. Мне всегда интересно понять предпосылки тех или иных решений, которые потом привели к серьезным историческим изменениям и войнам. Увлечение, требующее времени, конечно. А еще определенного настроения. Что-то перечитываю, пытаюсь представить себя в тех условиях и проанализировать, что двигало людьми, какие субъективные мнения формировали ситуацию, когда они принимали решения.

В СССР работала система, предполагающая направляющую роль партии и т. д. Но решения все равно принимались единицами. Решения всегда принимает и ответственность на себя только один человек, так же как в компании. Тебе могут готовить в больших количествах аналитические записки, юристы, как всегда, будут тебе говорить о рисках того или иного решения. Но какое выбрать – ты потом все равно должен решить сам. Вопрос только в том, оправдывают ли цели риски или нет.

– Два классических развлечения Сахалина – рыбалка и охота – вам близки?

– Рыбалка мне нравится, но я к профессионалам отношения не имею. Так что, если погода не способствует и клева не будет, я не поеду. Я рассматриваю это в первую очередь как один из способов расслабления. А поехать в любую погоду, пройти метель, выйти на льдину, на которой можно оторваться… Нет такого. Все должно быть в меру.

– Охота вообще не мое. Я в детстве как-то с отцом ездил на охоту, и, когда дичь приволокли и я увидел этого лося, здорового, который рос много лет, – мне просто стало его жалко. Ну и знаете, раньше снаряжение было попроще, чем сейчас. С современным обмундированием завалить зверя несложно, а ты возьми и…

– …и на медведя с рогатиной?

– Да, с рогатиной. Вот это была бы честная схватка.

Компания работает
8 месяцев,
с 05 августа 2022
по настоящее время.
Основной вид деятельности «Сахалинская Энергия» — Добыча нефти и 7 дополнительных видов.

Состоит на учете в налоговом органе Управление ФНС России по Сахалинской области с 05 августа 2022 г., присвоен КПП 650001001.
Регистрационный номер
ПФР 074001080347, ФСС 650000410765001.
< Свернуть

Является оператором проекта «Сахалин-2»