Сергій Глазунов: Smart Energy інвестує у видобуток $300 млн до 2028 року

Сергій Глазунов: Smart Energy інвестує у видобуток $300 млн до 2028 року

За 10 років Smart Energy з нікому невідомого бізнесу перетворилась на одного з лідерів незалежного газовидобутку в Україні. За останні 5 років видобуток природного газу групи зріс удвічі – до 400 млн куб м на рік. Сьогодні група Smart Energy оголосила амбітну інвестиційну програму з буріння 27 нових свердловин. Якщо вона буде успішно втілена в життя, можна очікувати приріст видобутку по групі в 2 – 2,5 рази.

Про ситуацію на ринку, перспективи групи компаній і галузі в цілому в ексклюзивному інтерв’ю ExPro розповів генеральний директор Smart Energy Сергій Глазунов.

Що собою сьогодні представляє Smart Energy? Які активи ви зібрали?

Перше наше придбання було наприкінці 2010 року – це «Пром-Енерго Продукт», а потім був Regal Petroleum, за ним – «Укргазвидобуток».

Якщо структурно подивитись, то ПрАТ «Укргазвидобуток» це наш на 100% приватний харківський актив, який володіє спецдозволом на Островерхівське родовище. І є ще публічна британська компанія Enwell Energy (колиш. Regal Petroleum), під якою наші полтавські родовища: це Представництво «Регал Петролеум Корпорейшн Лімітед» з дозволами на Мехедівсько-Голотовщинське і Свиридівське родовища та «Аркона Газ-Енергія» з дозволом на Свистунківсько-Червонолуцьке родовище. Також до Enwell Energy входить наш актив у Харківській області - ТОВ «Пром-Енерго Продукт» з дозволом на Васищівське родовище.

Тобто, група розробляє 5 родовищ: три в Полтавській області і два в Харківській. Наразі в нас налагоджений процес пошуку нових активів, тож ми постійно відслідковуємо, що нового з’являється на ринку.

З огляду на ваш 10-річний досвід роботи в Smart Holding, з яких більшість часу ви очолювали групу Smart Energy, розкажіть про розвиток цього бізнесу, що вдалося реалізувати за цей період?

Якщо подивитися на нашу історію, то можемо умовно поділити її на 2 періоди: перший – з 2011 по 2013 рік і другий – з 2014 року.

Станом на другу половину 2011 року ми зібрали наші основні видобувні активи («Пром-Енерго Продукт», Представництво «Регал Петролеум Корпорейшн Лімітед» та «Укргазвидобуток») і почали досить активно інвестувати у проєкти з видобутку. Ми тоді пробурили за 2-3 роки 7 свердловин, та тільки 4 з них були успішними. Тобто ми порахували, що коефіцієнт успіху 57%. Такі результати не задовольнили раду директорів. Починаючи з 2014 року активне інвестування призупинилося. В Smart Energy почалось переосмислення геологічної моделі, визначення пріоритетності подальшого буріння, що передбачало визначення місць з високою ймовірністю успішного буріння. Тоді ми реалізували великий проєкт із міжнародними компаніями з обробки всієї наявної геологічної інформації, отриманої при бурінні, сейсморозвідці та історичної геологічної інформації.

Цей проєкт тривав десь 2 - 2,5 роки. Результатом стали досить якісні геологічні моделі розвитку наших існуючих родовищ. Та паралельно ми шукали технології, які допомогли б нам більш ефективно розкривати продуктивні горизонти. До них відносимо пакерні системи, які ми і зараз ефективно використовуємо при розкритті продуктивних (газових) пластів із застосуванням бурових розчинів на вуглеводневій основі. До речі, таке наше технологічне рішення перейняли й інші українські компанії. Десь з 2017 року ми відновили інвестування в буріння, в першу чергу, в ті проєкти, які мають більш високу ймовірність успіху та менш капіталомісткі. Так, з 2017 року ми пробурили ще 7 свердловин – і всі успішні.

Ця вся історія дала нам змогу побудувати досить амбітну програму розбурювання наших родовищ у майбутньому. Так, у найближчі 7 років ми плануємо пробурити приблизно 27 свердловин. Одночасно мають працювати 4 бурові установки, тобто буритися – 4 свердловини. На це передбачаємо понад $300 млн інвестицій.

Це реально?

Цілком, за умови погодження кожного проєкту нашою радою директорів та відповідних інвестицій. Відзначу, що вартість кожного проєкту складає - $12-15 млн. Однак, якщо ця програма буде втілена в життя та проєкти будуть успішними, можна очікувати приріст видобутку в 2 – 2,5 рази.

А якщо подивитися ширше, як розвивалася газовидобувна галузь в цілому в Україні?

Варто дивитися на динаміку розвитку останніх 5 років, адже в силу історичних подій 2014 та 2015 роки були складними для всіх галузей без виключення, і для газовидобувної зокрема.

Якщо судити за обсягами газовидобутку, попри очевидну потребу країни у власному ресурсі і оголошений курс на це, ситуація не дуже змінилась: видобуток газу як був на рівні близько 20 млрд куб. м, так і залишився. Однак, якщо подивитись на співвідношення видобутку державним сектором і приватним, то зміни очевидні: приватний сектор зріс десь на 20%. Зокрема наша група подвоїла видобуток газу за останні 5 років.

Які основні тенденції газовидобутку можна відзначити з 2016 року?

Першим позитивним фактором, який вплинув на ріст цього сектору - було створення Асоціації газовидобувних компаній України (АГКУ). Ця ініціатива була потрібна для зміни сприйняття галузі з боку держави. До того здавалося, що в державного апарату не було розуміння, що приватний сектор може дати прорив у цьому напрямку. Завдяки роботі Асоціації розпочався діалог держави з приватними компаніями, що привів до ряду позитивних зрушень у галузі.

Серед таких позитивних змін – лібералізація галузі та впровадження такої необхідної стимулюючої ренти, спрощення багатьох правових процедур, у тому числі впровадження оцінки впливу на довкілля (ОВД). Також було взято курс на прозорість – це перехід до продажу спецдозволів на користування надрами на відкритих електронних аукціонах та впровадження таких ініціатив як УРП, проєкту з підвищення видобутку (PEC). А також – запуск ринку газу для населення та відмова від ПСО.

Слід відзначити, що за ці останні роки відбулися деякі позитивні зрушення і в розвитку сервісного ринку та технологій в Україні. Цьому сприяло впровадження державної програми з розвитку видобутку 20/20. Вона, на жаль, не була реалізована, але стала гарним поштовхом для розвитку сервісних компаній: в Україну прийшло багато іноземних підрядників і це змусило наших внутрішніх гравців також розвиватися, щоб бути конкурентоспроможними. І не дивлячись на те, що програма швидко згорнула темпи, а зарубіжні компанії пішли з ринку, внутрішні сервісні компанії за цей час підхопили сучасні технологічні рішення і надалі продовжують свою модернізацію.

Як Ви оцінюєте для групи кризу 2020 року?

Звичайно минулий рік був дуже складний. Початок пандемії та, як наслідок, обвал цін на вуглеводні призвели до труднощів. Складно було інвестувати в такій ситуації. Але зараз ми виходимо на нові проєкти і будемо продовжувати розвиватися.

Як проходить обґрунтування буріння окремих свердловин, яка процедура?

На основі додаткових геологічних досліджень та попереднього буріння.

Враховуючи складну геологічну будову наших родовищ проєктні свердловини можна розділити за ступенем ризику: менш ризиковані це ті, які закладаються в частині родовища добре вивченого бурінням і сейсмікою, і їх звичайно легше обґрунтовувати, а є свердловини, що закладаються в зоні із значними геологічними невизначеностями і, відповідно, вищими ризиками, однак від таких свердловин і видобуток може бути вищим.

Загалом, є три складові цього питання. Перше – це ризики. І задача підприємства їх знизити. Найдостовірніші дані для цього - це результати буріння попередніх свердловин, розташованих неподалік, або проведення якихось додаткових геологічних досліджень.

Друге - це економіка цієї свердловини, тобто розуміння рівня дебітів та коефіцієнтів падіння тисків і припливів вуглеводнів, а також рівня рентної ставки. Окремою складовою економіки є питання цін на вуглеводні. Ну і, звичайно, інвестиційна складова.

Третє – це застосування технічних рішень, які будуть позитивно впливати на процес вилучення.

З економічної точки зору проєктів з буріння ще дуже важливим фактором є скорочення термінів їх виконання. Бо, якщо подивитися на комплекс робіт зі спорудження свердловини, то буріння і облаштування наших свердловин (глибина їх 5 000 м і більше) займає 6-9 місяців, а підготовчі роботи до буріння ще 6 місяців як мінімум, а зазвичай і значно довше. Скорочення цих процедур могло б значно покращити економіку проєкту та прискорити темпи нарощування видобутку.

Це внутрішні питання, які ви можете вирішити, чи це не залежить від компанії?

У процесі підготовки наш вплив дуже обмежений – найбільше часу займає процедура погодження ОВД. Перше, з чим виникають труднощі, це необхідність вказати інформацію про буровий верстат ще на етапі планування, коли чіткого розуміння про обладнання ще немає. Потім треба вирішити питання з відводом земель – і вільний ринок землі цей процес дещо ускладнив. Далі розробка проєктів на діяльність та їх погодження... Це все затягується на довгий строк. І тут хотілося б співпрацювати з державою, в тому числі, щоб скоротити терміни підготовки.

Тим паче, держава знову ставить питання, як збільшити видобуток? І ми розуміємо її вплив на це в двох напрямках. Перше – це застосування прямих економічних стимулів, таких як стимулююча рента. І друге – це подальше спрощення погоджувальних процедур на стадії «до буріння».

Приватні замовники зараз конкурують між собою за нові ділянки, за споживачів та за сервісних підрядників, які є на сервісному ринку. Виникає питання чи вистачить наших бурових і сервісних компаній для того щоб забезпечити зростаючі потреби в бурінні?

Хочу додати, ще одну складову, в якій конкурують між собою приватні газовидобувні компанії - це фахівці. Це дуже важливо в цьому бізнесі.

В цілому, бурових станків на нашому ринку достатньо, але не всі вони можуть задовольняти потреби конкретної компанії. Зокрема, глибина покладів на наших родовищах 5 000 м і більше, тож для нас підходять тільки потужні станки, вантажопідйомністю не менше 450 тонн. Через такі глибини у нас також високі вимоги до якості цих станків. Наприклад, вони повинні обов’язково бути оснащені верхнім приводом (top drive), повинна бути професійна бригада з досвідом роботи. Якщо дивитися з цього боку, то дійсно на ринку не так уже й багато пропозицій, які нас задовольнять. Бурові верстати, які підходять для нашого типу свердловин можуть запропонувати такі компанії, як «Енергофінанс», «Укрбурсервіс», з якими ми й співпрацюємо зараз. Є також кілька інших бурових підрядників, але вони виконують замовлення інших видобувних компаній. Ось і все.

Спілкуючись з підрядниками, про наші подальші наміри, ми розуміємо, що для них купити новий станок – це досить серйозна проблема. Оскільки кредитуватися в нас дуже дорого, а ні замовник, ні підрядник не готовий до нових CAPEX(капітальних вкладень), оскільки економіка проєктів уже порахована і не допускає додаткових витрат. Тож присутній і певний дефіцит якісного технологічного обладнання.

А хто для вас серед існуючих на ринку бурових компаній став вже надійним та перевіреним партнером з буріння?

Проводячи тендер на буріння будь-якої свердловини, ми запрошуємо взяти участь усі компанії, які мають відповідне обладнання та бригаду. Однак так склалося, що останнім часом по проєктах нового буріння ми співпрацюємо в основному з компаніями «Енергофінанс» та «Укрбурсервіс» – вони працюють на таких умовах, які нас повністю влаштовують.

Якщо говорити про іноземні бурові компанії, то вони працюють переважно на умовах добової ставки. Такий підхід наразі не зовсім нам підходить, тому що не гарантує виконання строків та на старті сума контракту невідома. У нас інші очікування – це контракт «під ключ». Тобто ми закупляємо сервіс, де компанія за конкретний строк і суму виконує буріння свердловини і всі супутні зобов’язання лежать на цій підрядній буровій компанії. Разом з тим, ми контролюємо всі етапи цього процесу, наприклад, яке обладнання має використовуватися, яка долотна програма, яка програма бурових розчинів, які труби будуть використовуватися. На ці всі супутні сервіси ми проводимо окремі тендери з певним технічним обґрунтуванням і обираємо, з якою сервісною компанією та з яким постачальником обладнанням, має надалі співпрацювати наш основний буровий підрядник.

Зараз одну свердловину на Островерхівському родовищі нам бурить компанія «Укрбурсервіс» і дві свердловини «Енергофінанс» - на Свиридівському та Свистунківсько-Червонолуцькому родовищах.

Де Smart Energy видобуває найбільше газу? Де ви бачите основний потенціал у майбутньому?

Сьогодні наш видобуток приблизно 60/40, де 60% – це видобуток Enwell Energy, а 40% – це «Укргазвидобуток». Якщо розглядати у розрізі Полтавського та Харківського регіонів, то приблизно 50/50.

Мабуть, більший фокус сьогодні все ж таки на наших Полтавських родовищах, до яких додалось Свистунківсько-Червонолуцьке, яке ми вважаємо досить перспективним об’єктом. Хоча його запаси ще треба підтвердити і зараз триває саме розвідувальне буріння на цьому родовищі, з метою його геологічного вивчення та підтвердження запасів.

Як ви оцінюєте ваше придбання Аркони та чи завершилися суди з «Укрнафтою» по придбанню Аркони?

Ці судові справи завершились. Відзначу, що деякі інстанції ми пройшли двічі. І думаю, що в подальшому ні в кого не має виникати питань щодо легітимності придбання цього активу. Ми вже почали на родовищі реалізацію програми розвитку. Зараз там буриться свердловина, проводиться 3D-сейсміка компанією «Вікоіл» та проєктується УКПГ. Тобто дуже активно працюємо саме на цьому активі.

Як ви оцінюєте якість вихідних матеріалів з геології, чи достатньо вам було тих історичних даних, що перейшли до вас при купівлі активу, щоб запланувати подальшу програму розробки родовища?

Так, на основі наявної інформації ми зробили з міжнародним незалежним оцінщиком DeGolyer and MacNaughton (D&M) підрахунок запасів і їхні дані переважно співпали з нашими. На основі цих досліджень ми розробили подальшу програму дій на родовищі. Але, щоб бути впевненими в достовірності наших прогнозів, необхідно пробурити свердловину, провести на ній геологічні дослідження та випробування для розуміння будови родовища, перейти до її експлуатації і тільки після 6-8 місяців видобутку з неї продукції можна зробити достовірний висновок, які в тому резервуарі запаси. А далі в межах родовища виявляються інші структури (поклади), щоб дослідити їх треба знову бурити.

У нас є комплекс результатів проведених робіт по родовищу, власне на них базуються наші подальші інвестиційні рішення. Далі підтвердити правильність наших дій можна тільки бурінням.

Коли ви плануєте завершення буріння своєї першої свердловини на Свистунківсько-Червонолуцькому родовищі?

Ми плануємо завершити її буріння в першому кварталі наступного року. Глибина цієї свердловини 5 565 м, тобто вона найглибша з усіх попередньо пробурених. Однак нам ще потрібна інфраструктура для вилучення видобутих вуглеводнів.

Одна з компаній групи минулого місяця брала участь в аукціоні Держгеонадр на спецдозвіл в межах Жуківської площі. Проте, ви досить рано «зійшли з дистанції», запропонувавши 33 млн грн, а ділянку купили за 90 млн грн. Очевидно, ви не дуже високо оцінили потенціал Жуківської площі?

Цей об’єкт видавався нам досить цікавим через особливість його геологічної будови, зокрема наявності соляного штоку. Ми взяли доступну інформацію, створили модель цієї площі і на її основі порахували ліміти вартості цього об’єкту. Вийшли на аукціон з пропозицією, яка була оптимальною за нашими економічними прогнозами. Скажімо так, не ризикуючи та не роблячи емоційних пропозицій. Можливо, в компаній, які пропонували за цю площу більшу ціну, просто інше бачення та інший підхід до оцінки перспективності таких об’єктів.

Чим викликана висока активність Smart Energy в бурінні? Це завдяки високим цінам на газ, чи може є якісь інші важливі фактори, які цьому посприяли?

Коли в нас сформувалася програма розробки родовищ, вона від початку була досить інтенсивною, без прив’язки до ринкової ціни продукції та можливості затвердження всіх проєктів нашою радою директорів. Так, звичайно, в минулому році ми цю програму не розпочинали, тому що була несприятлива ситуація на ринку, викликана економічною кризою та пандемією. Цей рік дав нам можливість накопичити необхідний інвестиційний капітал для втілення в життя інтенсивної виробничої програми. Так, із цінами ситуація зараз сприятлива, але на майбутнє, звичайно, ми не ставимо середньорічні ціни на рівні 450$, а ставимо 250$ - як довгострокові прогнози.

Пів року тому, коли ціни на вуглеводні ще не були такі високі як зараз, на зустрічі з журналістами, Ви оголошували досить амбітний план інвестицій. Чи зараз змінилися плани?

Так, ми тоді розповідали, що плануємо інвестувати $400 млн за 10 років. Якщо, як я вже сказав, рахувати $300 млн за 7 років, то так і виходить. Кількість свердловин за результатами подальшого буріння може коригуватися в ту чи іншу сторону – ми також цього не виключаємо. І звичайно, коли виносиш проєкт на розгляд ради директорів, економічні параметри відіграють значну роль. Якщо раніше прогноз з видобутку був 200-220 млн куб м газу, то зараз він став 250 млн куб м, тобто кращий. Але принципово програма не змінилася, ми намагаємося трохи стиснути строки її виконання. Думаю, що саме від операційної ефективності в підготовці до буріння, залежить наскільки нам вдасться збільшити швидкість реалізації проєктів.

Наступного року завершується термін дії «стимулюючої ренти» на видобуток газу. Як ви оцінюєте її ефективність? Які, на вашу думку, ще стимули потребує галузь?

Ця стимулююча рента була прийнята безстроково, але гарантування її передбачалося до 2022 року включно. І позиція нашого сектору, що вона повинна бути продовжена ще на 10 років. Вважаємо також, що її дію треба розширювати – на суттєві капремонти або буріння бокових стовбурів. Застосування цього стимулу для розробки нетрадиційних покладів також має сенс. І звичайно це має бути прозора методика, як вирізняти ці нетрадиційні поклади від звичайних, традиційних.

Наразі це основне очікування, адже ми переконані, що такий прямий економічний стимул потрібен галузі. І при цьому дуже важливою є прогнозованість у цьому питанні: тема відміни таких стимулів не повинна постійно виникати, ставлячи під сумнів стабільність інвестиційного клімату в країні.

Повну версію інтерв'ю читайте у щомісячному виданні EXPRO Gas&Oil Monthly, доступному підписникам ExPro.