Юрисдикция рассмотрения споров с “Транснефтью” перенесена из РФ в Сингапур — глава “Укртранснафты” Гавриленко

- Начнем с контракта с “Транснефтью”. Это же дополнительное соглашение?

— Юридически — это дополнительное соглашение к договору, но уровень дополнений тянет на новый контракт, потому что количество внесенных изменений, наверное, самое большое за весь период действия этого контракта. Там нет ничего революционного, но есть штрихи, которые позволяют нам более понятно и четко трактовать те пункты контракта, которые нужны для стабильной и долгосрочной работы.

- Какое право будет применяться в контракте?

— Мы пересмотрели юрисдикцию места рассмотрения споров по контракту и перенесли его с территории Российской Федерации в Сингапур.

- Почему именно Сингапур?

— Сингапур выбран как один из нейтральных центров, со схожей с английским правом логикой. Учитывая особенности контракта и нашей работы, мы для себя понимаем, что любые проблемы, которые могут возникнуть, возникнут на территории Украины и, скорее, будут претензии со стороны “Транснефти” к нам, чем у нас к ним. В то же время мы себе таких проблем субъективно не представляем. У нас в настоящее время нет ощущений, предпосылок и рисков нарушения каких-то контрактных обязательств, которые могут повлечь за собой рассмотрения в суде.

- Какие гарантированные годовые мощности прописаны в контракте?

— В контракте сказано, что украинская сторона обеспечивает производительность нефтепровода на уровне 15 млн тонн в год. Это больше нужно для декларации наших производственных показателей в контексте взаимодействия с потребителями нефти, которая транспортируется по нашему маршруту, чтобы у них была гарантия, что украинская сторона как участник всей транспортной цепочки осуществляет качественное предоставление услуг в конкретных объемах. Дальше они уже по своему усмотрению контрактуют столько, сколько им нужно.

- Тариф остается на действующем уровне?

— Да, но договор прописан таким образом, что мы можем хоть каждый месяц пересматривать тариф. Если у нас будут объективные предпосылки его пересмотреть, мы изложим свою логику “Транснефти”. Если “Транснефть” не согласится, то они нам не осуществляют предоплату, а мы, соответственно, не осуществляем работу по транспортировке. Так было и раньше — “качай или плати” в нашем контракте никогда не было.

- У “Укртранснафты” есть данные по контрактам на объемы поставки российской нефти на чешские и румынские заводы в среднесрочной перспективе?

— Напомню, что “Транснефть”, как и мы, является транспортной компанией. Контракты “Транснефти” заканчиваются в Украине и Беларуси — с “Укртранснафтой” и “Гомельтранснефтью”. На таможенных переходах в Будковцах (Словакия) и Фенешлитке (Венгрия) происходит фактический прием-передача нефти ее новым собственникам, у которых заключены контракты с местными транспортными компаниями. По территории Венгрии собственник нефти MOL везет ее сам для себя, по территории Словакии — у MOL контракт с Transpetrol, по территории Чехии — у собственника нефти UniPetrol контракт с Mero.

- В контракте между “Укртранснафтой” и “Транснефтью” оговариваются какие-то новые параметры по некондиционной нефти?

— Нет, потому что в договоре уже учтены параметры качества нефти. Сегодня мы имеем автоматизированный обмен данными по узлам учета, в том числе и по качеству нефти. Если раньше это делалось в ручном режиме на уровне диспетчеров, то сейчас мы полностью реализовали функцию взаимодействия с белорусской, словацкой и венгерской сторонами, когда в автоматизированном режиме мы получаем поток данных с узлов учета, в т.ч. туда подкачиваются данные по лабораторным заключениям на пробы нефти. Учитывая то, что произошло в апреле, мы дополнительно обустроили на ЛПДС “Броды” лабораторию, оборудование которой позволяет устанавливать концентрацию хлорорганики. Помимо этого, мы получаем данные о концентрации хлорорганики с узлов учета в Унече (РФ) и Мозыре (Беларусь). Поэтому мы понимаем концентрацию хлорорганики в потоке нефти еще до попадания на территорию Украины.

- Какие объемы некондиционной нефти еще находятся в мощностях украинской системы?

— На 1 января 2020 года у нас останется порядка 30 тыс. тонн.

- То есть в феврале некондиционной нефти уже не будет?

— Мы завершим вытеснение всей нефти с повышенным содержанием хлорорганики с территории Украины в январе.

- После падения объемов транзита через Украину в мае-июле, с августа идет положительная динамика. Может, по 2019 году даже стоит ждать небольшого роста по сравнению с прошлым годом?

— Мы выполним транзит тех объемов, которые были запланированы, — это около 13,5 млн тонн

- На 2020 год такие же планы?

— По следующему году планы у нас, как обычно, декларируются следующим образом. Российская сторона пишет письмо, что они собираются транспортировать порядка 15 млн тонн, а фактические объемы будут планироваться исходя из помесячного графика, заявленного нефтедобывающими компаниями. Так у нас происходит уже много лет. Графики составляются исходя из потребностей нефтеперерабатывающих заводов, которые исходят из своих производственных планов, учитывающих объемы потребления рынка, и планы остановки на ремонты и реконструкции. Это понятная и прозрачная система, в которой отсутствует политическая составляющая или факторы, что кто-то что-то делает необъективно.

- Перейдем к украинско-белорусскому партнерству. Были сделаны политические заявления о планах качать нефть из Одессы через Броды в Мозырь. Когда и в каких объемах этот вариант может быть реализован?

— Если оперировать теми фактами, которые мы знаем, то до 2024 года в РФ должен быть завершен так называемый налоговый маневр, который предполагает, что нефть и нефтепродукты на внешний рынок будут поставляться по мировым ценам, в том числе и в Беларусь. Сегодня Беларусь получает нефть по внутритаможенным ценам с дисконтом порядка $100/тонна. Мы не знаем, какие экономические расчеты есть у белорусской стороны. Соответственно, не знаем какую нефть, в каком объеме и будут ли они вообще ее транспортировать в противовес Urals.

Технология НПЗ в Мозыре и Новополоцке предполагает возможность добавлять в Urals до 10% легких сортов нефти либо найти альтернативу Urals. Если экономические расчеты или возможности будут позволять белорусской стороне эффективно домешивать, то можно задействовать транспортировку из Украины. Полная загрузка мощностей двух заводов — это 24 млн тонн. Предполагать, что Беларусь начнет покупать альтернативную нефть в 2020-м или 2021 году, я бы пока не стал и не был бы сильно оптимистичен в таких прогнозах.

Мы со своей стороны на заседании рабочей группы сделали два достаточно понятных предложения. Первое — это зафиксировать, что в случае, если они действительно захотят серьезно подойти к вопросу транспортировки нефти по маршруту Одесса-Броды-Мозырь, то переговорный процесс нужно начинать за год до начала самих работ. Необходимо конкретное техническое задание: какой объем нефти, какие сорта, какие режимы. Тогда мы на основании их официального заявления подготовим технологическую карту действий, чтобы все стороны понимали намерения, ответственность и экономические результаты всей этой истории.

Второе, что мы им предложили, — это уже сейчас дать нам картину касательно возможной давальческой переработки нефти на Мозыре минимум для двух сортов — аналогов Azeri и Urals. Они пообещали сделать расчеты, и если мы увидим в этом экономическую целесообразность, то сможем говорить о возможных поставках нефти для давальческой переработки как силами дивизиона “Нефть”, так и другими игроками рынка, которые захотят воспользоваться нашим маршрутом и зайти на переработку на Мозырский НПЗ.

- А какие еще игроки рынка это могут быть?

— Кто захочет. У “Укртранснафты” открыта информация по всем маршрутам. Любая компания может обратиться к нам и получить маршруты, калькуляцию расчетов стоимости. Понятно, что мы не будем считать по каждому звонку. Но если какая-то компания действительно захочет серьезно подойти к вопросу, то она должна провести переговоры с конечным пунктом, куда они собираются качать нефть, а мы в устном режиме сможем прогарантировать, что технически такой маршрут возможен, и озвучить приблизительную тарифную ставку. Далее создаем рабочую группу и выписываем конкретные шаги по цепочке поставки. Процесс взаимодействия в рамках выполнения таких работ предполагает согласие всех трех сторон.

- Поговорим о договоре между “Укртранснафтой” и “Укртатнафтой” на транспортировку до 1,2 млн тонн в год нефти с условием ship-or-pay. Кто был инициатором заключения такого соглашения?

— Это не совсем правильный формат вопроса. Есть методика расчета тарифов, которой руководствуется НКРЭКУ, когда рассчитывает тарифы на внутренние прокачки. Согласно методике, наши прямые затраты, связанные с транспортировкой, распределяются на количество транспортируемой нефти, и таким образом с учетом нашей небольшой рентабельности рассчитывается тариф.

В методике есть нюанс, что тариф на будущие периоды устанавливается исходя из объемов прокачки за прошлые периоды. После доводов заказчика работ в лице “Укртатнафты” и проведенных консультаций с регулятором, мы предложили перейти на схему расчета тарифа исходя из декларативных объемов, но учитывающих наши интересы как транспортной компании. По сути, нам все равно, какие объемы были в предыдущих периодах. Мы посчитали, что на 1,2 млн тонн прокачки при наших затратах, которые учтены в методике, мы должны получить такой-то тариф. Если мы не получаем положенную выручку, то нам должны ее компенсировать. С моей точки зрения, это совершенно оправданная интерпретация существующей методики, которая учитывает как наши интересы, так и интересы заказчика. Ведь если мы не будем находить оптимальные режимы взаимодействия с заказчиками, то можем вообще их потерять.

Мы должны учитывать объективные вещи, которые происходят на рынке, и понимать потенциальные возможности заказчика. Нефтетранспортная система проектировалась под конкретные задачи, в частности, по маршруту на Кременчуг была задача качать 50 млн тонн в год. Исходя из этой задачи, были спроектированы нефтепроводы, а именно их диаметр, насосные агрегаты, электродвигатели, конфигурация всех производственных активов. Но время прошло, задачи поменялись, а мы имеем то, что имеем. Существующие производственные активы — это уже данность. Если заказчик говорит, что ему надо 2 млн тонн в год, то мы же не будем говорить, что можем только 50 млн тонн качать. Мы лицензиат, компания, которая эксплуатирует активы, переданные нам государством. Мы монополист, соответственно, ставить вопрос о том, что не будем качать, потому что это невыгодно, мы не можем по разным причинам: политическим, производственным, прагматичным. Как участник рынка я не считаю, что в данной ситуации речь может идти только о прибыльности, ведь есть еще и государственная стратегия в сфере энергобезопасности.

- В конце мая, отвечая на вопрос об инвестициях в развитие нефтяного дивизиона, вы сказали, что пока об этом нет смысла говорить из-за нехватки денег у группы “Нафтогаз”, которая все потоки направляет на закупку и закачку газа в ПХГ. Спустя полгода что-то поменялось?

— Насколько я знаю, общее финансовое состояние группы поменялось после размещения евробондов.

- А если говорить в контексте “Укртранснафты”?

— Мы имеем план модернизации наших производственных активов, который может быть реализован на протяжении трех-четырех лет. Он предусматривает очень глубокую автоматизацию производственных процессов, модернизацию основных мощностей, в том числе замену некоторых участков нефтепроводов, которую мы частично уже выполнили. В частности, в программу входит замена насосов, оборудования энергоснабжения, автоматизация — это АСУТП, SCADA, PIM system, центральная диспетчерская, внедрение современной программы видеонаблюдения по всем нашим объектам.

Надо понимать, что помимо увеличения надежности и улучшения производственных возможностей по прокачке разных сортов нефти это приведет к сокращению операционных расходов и объему капитальных инвестиций на долгосрочный период. Если мы выполним эту программу модернизации, то даже при нынешних объемах загрузки нефтепроводов сможем вывести систему на работу с прогнозируемым положительным финансовым результатом на длительный период времени.

- Этот план уже одобрен правлением и набсоветом?

— Есть бизнес-план, он презентован правлению и наблюдательному совету “Нафтогаза”. Разработаны конкретные проекты, намечены этапы, есть тактическое и стратегическое понимание реализации плана. К сожалению, это естественным образом коснется и численности персонала.

- Какая ориентировочная стоимость программы модернизации?

— Около $200 млн.

- На 2020 год какие-то деньги уже зарезервированы под программу?

— Незначительная сумма. По финплану 2020 года мы существенно урезали капитальные инвестиции. В основном будет реализовываться программа по уже подписанным в 2019 году договорам, а также инвестиции, которые мы не можем остановить. Следующий год будет для нас очень непростой. Это связано с ревальвацией гривни, поскольку более 90% выручки мы получаем в евро. Мы недополучаем в связи с таким обвалом, а снижение курса евро к гривне на 15% для меня это обвал, более 600 млн грн. Для нас это очень существенные деньги. Поскольку ситуация с курсом может быть среднесрочной историей, мы уже сейчас вынуждены заблаговременно сокращать программу наших операционных затрат, чтобы выходить в прибыль каждый год. Мы коммерческая организация, и должны быть гибкими и эффективными. Бизнес-план — это некая карта действий, но необходимо учитывать и реальные вызовы.

- Если оставить текущие вызовы за скобками, то какие проекты вы считаете важными и интересными для дивизиона “Нефть”?

— По “Укртранснафте”, я считаю, надо найти бизнес-процессы, чтобы наполнить наш морской нефтяной терминал “Южный”. Думаю, мы в состоянии реализовать дополнительные маршруты нефти с использованием терминала и Одесса-Броды.

Я считаю, что перспективно мыслить об увеличении загрузки Кременчугского НПЗ.

Также мы уже подписали внутри группы договор на эксплуатацию нефтепродуктопроводов “Полтавагазвыдобування” и ТЦСК “Базиливщина” до Шебелинского ГПЗ. Это уже ответственность “Укртранснафты”. Мы рассчитываем, что будем тут очень продуктивны.

Планы по развитию трейдинга у нас очень серьезные. Я бы даже их пока не комментировал, поскольку они коснутся активов “Нафтогаза” и отчасти рынка.

- Глава газового дивизиона НАК Фаворов в интервью говорил о планах создания газовой биржи. Может там будут и торги нефтепродуктами?

— Не исключено. Это техника, инструмент, который может быть разным, но принципиально он не изменит основной линии развития обеих дивизионов.

- Планы по Шебелинскому ГПЗ остаются в силе? Потихоньку развиваем его?

— В ближайшие шесть месяцев мы глубоко проанализируем этот проект, поэтому пока хочу оставить этот вопрос также без комментариев.

- То есть, он уже может быть не особо интересен в части капвложений и увеличения загрузки?

— Отвечу так. Есть такой показатель как ROIC — доходность на вложенный капитал. Это один из бенчмарков для наблюдательного совета, которые сегодня применяются для оценки эффективности работы компании. ШГПЗ — это тоже капитал. И нам за шесть месяцев надо будет показать, что этот капитал работает эффективно и стоит того, чтобы в него продолжать вкладывать.

- С учетом того, что про эффективность в интервью агентству много говорил и глава газового дивизиона, я правильно понимаю, что группа “Нафтогаз” в условиях скорой потери доходов от транзита природного газа делает максимальный разворот в этом направлении? Это даже скорее вопрос к вам как члену правления НАК, а не как к главе дивизиона.

— Отсоединение газотранспортных активов — это тоже вызов, который существенным образом влияет на финансовую политику группы, поскольку транзитные платежи осуществлялись достаточно планово. Не секрет, что за счет этих поступлений закрывался разрыв cash-flow по закачке газа в хранилища. Прагматичное понимание современных вызовов, естественно, толкает компанию на то, чтобы находить оптимальные рыночные инструменты эффективной эксплуатации всех активов и достижения максимального результата. Иначе быть не может, мы в рынке, мы не пользуемся государственными дотациями и должны быть эффективными.

- Осенью был создан ООО “Нафтогаз Ойл Трейдинг”. Какие его функции, направления деятельности?

— Однозначно его ключевая функция — это реализация нефтепродуктов производства Шебелинского ГПЗ, также компания будет выходить на рынок крупнооптового трейдинга нефтепродуктами, закупая их на различных рынках, в частности в Беларуси и с моря.

Структурирование функций дивизиона “Нефть” сейчас еще продолжается. Входящие в дивизион производственные активы пока еще находятся в юридической и операционной собственности “Укргазвыдобування”. Мы планируем до конца первого полугодия 2020 года завершить это функциональное и юридическое структурирование.

- Нефтяные активы УГВ будут как-то передаваться внутри группы?

— Нет, собственником активов остается УГВ, но сейчас решается вопрос форматирования операционной деятельности.

- Директивы ЕС предусматривают создание минимальных запасов нефти и нефтепродуктов. Как вы видите этот процесс?

— Запас создается для того, чтобы государство могло минимизировать риски в период нестандартных развитий сценариев на рынке энергоносителей. К примеру, сложилась ситуация с попаданием в трубопроводы нефти с повышенной хлорорганикой. Чехия, Венгрия, Словакия и Польша использовали свои минимальные запасы нефти для стабилизации ситуации на период нахождения выхода из этого кризиса.

Все маршрутные карты уже давно понятны. Для реализации этого проекта нужно принять закон. Для принятия закона необходимо определить, как государство видит реализацию этих инициатив: это будет полностью государственная программа, или, как в Европе, государственно-частная? После имплементации закона должны быть созданы производственные мощности либо они должны быть аллокированы с точки зрения привязки к этому проекту. На этих производственных мощностях необходимо сформировать объем этих запасов. Это 1,5 млн тонн светлых нефтепродуктов и 0,5 млн тонн нефти.

Нефтепродукты — это не мое, а по нефти скажу. Мы сегодня как компания полностью готовы хоть на следующий день после принятия такого закона подать документы, которые смогут говорить о том, что Украина создала этот минимальный запас нефти. У нас на балансе есть 1,3 млн тонн нефти.

В то же время необходимо прописать четкую логику реагирования на случай возникновения каких-то нестандартных ситуаций. Я пока таких вариантов не видел. Мы уже подавали свои калькуляции по стоимости работ — хранению и компенсации отвлечения нашего капитала на эти 0,5 млн тонн межведомственной рабочей группе по созданию запасов. По всей видимости, программа реагирования должна предполагать переработку этой нефти на каких-то производственных мощностях, которых в Украине всего один завод. Соответственно агентство, которое будет создано, и которое будет выступать оператором этих запасов, должно иметь какой-то договор обязательной переработки на мощностях этого НПЗ. Еще вариант — это наличие соглашений с представленными на рынке большими трейдинговыми компаниями, которым эти объемы могут быть реализованы в обмен на быструю поставку нефтепродуктов.

Для меня ответы на эти вопросы являются очень важными, поскольку я пока не знаю принципа реагирования. Надеюсь, что в 2020 году будет создана соответствующая рабочая группа, и мы туда будем включены.