Пресс-конференция на тему: `Развитие минерально-сырьевой базы. Добыча газа. Развитие ГТС`Назад
Пресс-конференция на тему: `Развитие минерально-сырьевой базы. Добыча газа. Развитие ГТС`
ВЕДУЩИЙ: Добрый день, коллеги. Итак, мы начинаем традиционную серию пресс-конференций перед собранием акционеров "Газпрома". Всего мы запланировали шесть пресс-конференций по основным направлениям деятельности компании. Сегодня речь пойдет о минерально-сырьевой базе, добыче и развитии газотранспортной системы. В пресс-конференции принимают участие заместитель Председателя Правления "Газпрома" Александр Георгиевич Ананенков, член Правления, начальник Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти Василий Григорьевич Подюк, заместитель начальника Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа Александр Зайнетдинович Шайхутдинов и заместитель начальника Департамента стратегического развития Сергей Николаевич Панкратов. Я предоставляю слово Александру Георгиевичу.
А.Г. АНАНЕНКОВ: Добрый день, уважаемые коллеги. Мы традиционно обращаемся к вам как к коллегам, потому что это общее дело - энергетическая безопасность. Она создается не только на скважинах, не только на объектах добычи газа, не только в газодобывающих, газотранспортных предприятиях, но и здесь -- в "Газпроме", и, в том числе, с вашей помощью. Я хочу сказать, что 2005 год, о котором сейчас пойдет речь, и та работа, которая была проделана производственным блоком "Газпрома" в развитие минерально-сырьевой базы "Газпрома", газовой промышленности, в развитие добычи, в развитие транспортировки газа, подземного хранения, вот эта работа может характеризоваться следующими основными параметрами и показателями.
Во-первых, в 2005 году, надо сразу отметить, прирост запасов газа достиг рекордного уровня за последние годы. "Газпром" прирастил запасы в объеме 583,4 млрд. куб. м при добыче 547,9 млрд. куб. м. Можно сказать, что впервые "Газпром" превысил показатель прироста запасов по отношению к объему добытого газа. По жидким углеводородам прирост составил цифру, также превышающую объем добычи. Если добыча нефти и конденсата в 2005 году составила примерно 13 млн. тонн, то суммарный прирост запасов по нефти и конденсату составил более 35 млн. тонн. Это говорит о том, что в целом по приросту запасов в 2005 году мы практически выполнили основной параметр программы по развитию минерально-сырьевой базы, которая была разработана "Газпромом". Эта программа охватывает период с 2002 по 2030 год. Роль этой программы весьма значительна, и в рамках этой программы до 2030 года "Газпром" должен прирастить запасы в объеме 23,5 трлн. куб. м газа. По нефти и газовому конденсату прирост до 2030 года составит 3,4 млрд. тонн. Это основные параметры программы развития минерально-сырьевой базы.
Сейчас я несколько слов скажу о тех величинах суммарных разведанных запасов, которыми обладает Российская Федерация, по отношению к разведанным запасам в мире, о динамике добычи и динамике развития газотранспортной системы. Суммарные разведанные запасы газа в России по состоянию на 1 января 2006 года составляют 47,8 трлн. куб. м. Из общих запасов газа России группа "Газпром" контролирует 29,1 трлн. куб. м. Это составляет около 61% всех запасов Российской Федерации. В структуре мировых запасов (разведанные запасы в мире составляют на текущий момент 171 трлн. куб. м) доля Российской Федерации составляет 28%. "Газпром" при этом располагает 17% от мировых запасов природного газа. Это я называю разведанные запасы, это не ресурсы. Потому что, если говорить о ресурсах планеты, то ресурсы составляют примерно 600 трлн. куб. м, а Российская Федерация обладает ресурсами в 250 трлн. куб. м. Надо сказать, что Российская Федерация в структуре мировых запасов занимает первое место в мире, следующим большим, крупным объемом запасов обладает Иран, на третьем месте Катар. Структура мировых запасов вам видна. Там, где написано Ближний Восток - эти 43% в основном приходятся на Иран плюс Катар. Поэтому после России, как я уже сказал, идут со своими запасами Иран и Катар.
В структуре запасов "Газпрома" выделено 14,6 трлн. куб. м разведанных запасов, которые можно отнести к активным запасам. В структуре запасов есть такие запасы, которые можно отнести к запасам, на которые налагаются некоторые ограничения по части необходимости глубокой переработки - это Астраханское месторождение с запасами 2,5 трлн. куб. м. Естественно, Астраханское месторождение с таким объемом запасов может давать значительно больше объемов добычи. Причем Астраханское месторождение расположено достаточно близко к рынкам сбыта, но здесь есть некоторое ограничение на вывод этих запасов на рынок. Это связано с тем, что в астраханском газе, как вы знаете, высокое содержание сероводорода. Поэтому это дополнительные мощности по переработке, это необходимость выхода на рынок другой продукции, например, серы и так далее.
Основой деятельности нефтегазодобывающей компании является минерально-сырьевая база, и, конечно, говоря о развитии минерально-сырьевой базы, мы должны сказать, что кроме стратегических основных параметров в программе развития минерально-сырьевой базы до 2030 года, о которой я говорил, мы во временном масштабе хотим добиться следующих параметров. С 2002 по 2005 год мы предполагали наращивание объемов геологоразведочных работ и за счет этого достижение паритета между объемами отбора углеводородов и их приростом. Чего мы достигли за это время? Мы прирастили за этот период примерно 1,8 трлн. куб. м газа. Коэффициент восполнения запасов составил около 88%. При этом надо сказать, что в предыдущий период коэффициент восполнения запасов был примерно 25%. За 4 года с 2002 по 2005 год (это этапы реализации программы), мы имеем рост среднегодового коэффициента восполнения запасов с 25% до почти 88%. А в 2005 году мы превысили 100%. Очень просто - можно поделить 583,4 млрд. куб. м на объем добычи 547,9 млрд. куб. м. Вы получите коэффициент восполнения запасов, он больше 100%, как вы видите.
В 2006-2010 годы мы предполагали выйти на коэффициент восполнения запасов "единица", то есть 100%. Это период стабилизации восполнения ресурсной базы "Газпрома" (до 2010 года). С 2011 по 2030 годы мы предполагали расширенное воспроизводство наших запасов. Причем расширенное воспроизводство запасов не просто ради запасов, естественно, а для того, чтобы обеспечить к 2010 году объем добычи газа равный 560 млрд. куб. м, в 2020 году 580-590 млрд. куб. м в год и в 2030 - 610-630 млрд. куб. м в год. Откуда взяты эти цифры? Эти цифры взяты из прогноза потребления рынком - внутрироссийское потребление и объемы поставки на экспорт. И, как мы говорили, уровень добычи газа "Газпромом" регулируется только исходя из того расчета и того параметра, который нам задает рынок, то есть внутреннее потребление и внешнее потребление. При этом система, которая развивается - это прирост минерально-сырьевой базы, это объемы добычи, это развитие газотранспортной системы. Вот эти три составляющие строго ориентированы на объемы потребления рынком.
Эти объемы потребления заложены в Энергетической стратегии Российской Федерации до 2020 года. 2030 год просчитан "Газпромом" на основании тех прогнозов, которые определялись уже экспертами "Газпрома". В соответствии с этими расчетами "Газпром" в этом году закончил разработку Генеральной схемы развития газовой промышленности Российской Федерации до 2030 года, в которой предусмотрено развитие минерально-сырьевой базы, газотранспортной системы. Там есть глубокая проработка рынка потребления и внутри России, и внешние поставки, и мы думаем, что до конца этого года Генеральная схема после соответствующей экспертизы, обсуждения (не только в "Газпроме", но и в соответствующих министерствах Российской Федерации) будет утверждена Правительством РФ. После утверждения Генеральная схема будет являться основой развития газовой промышленности Российской Федерации до 2030 года. Причем до 2020 года, естественно, мы ориентируемся на параметры Энергетической стратегии Российской Федерации.
Наиболее важными за прошедшие три года явились открытия месторождения Каменномысское-море с запасами сеноманского газа более 500 млрд. куб., это месторождение по объему запасов относится к уникальным, и крупного Северо-Каменномысского месторождения с запасами около 310 млрд. куб. м газа. В 2005 году при проведении геологоразведочных работ на лицензионных участках дочерних обществ и организаций "Газпрома" открыто три месторождения. Это Кутымское газонефтяное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе, Северо-Югидское в Республике Коми, Западно-Астраханское в Астраханской области и 14 новых залежей на ранее открытых месторождениях. Наиболее значительными являются открытия новых глубоко залегающих залежей на Южно-Песцовой площади, Южно-Русском, Медвежьем, Чугорьяхинском и Оморинском месторождениях.
В 2005 году разработана программа освоения ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации до 2030 года, основные положения которой одобрены Правлением "Газпрома". Это также огромная программа. Вы знаете, большие ресурсы Российской Федерации сосредоточены на шельфе, особенно это арктический шельф, это Баренцево и Карское моря, это акватория, прилегающая к полуострову Ямал. Все эти месторождения находятся на шельфе моря, и практически все они находятся в арктической зоне. Программа, разработанная "Газпромом", обосновывает деятельность общества в области поиска, разведки и освоения морских месторождений газа и нефти, определяет стратегические направления, сроки реализации, экономическую эффективность освоения шельфовых месторождений. Реализация программы к 2030 году обеспечит прирост запасов газа на шельфе Российской Федерации в объеме около 14 трлн. куб. м, годовую добычу газа - более 180 млрд. куб. м в год и нефти - более 11 млн. тонн в год.
С 1997 года независимая компания "ДеГольер энд МакНотон" в соответствии с международными стандартами проводит аудит запасов газа "Газпрома". Не только газа, но также нефти и газового конденсата. В 2004 году текущая стоимость запасов оценивалась в 84 млрд. долларов США. По состоянию на 1 января 2006 года оценку запасов прошли 24 месторождения - 41 объект, что составляет 95% запасов газа и 90% запасов нефти и газового конденсата. Результаты международного аудита запасов подтверждают надежность существующей сырьевой базы Общества.
В целом мы, исходя из структуры запасов, которая сегодня существует, и текущих балансовых запасов "Газпрома", оцениваем возможный уровень добычи газа по "Газпрому" до 900 млрд. куб. м в год. Эта ресурсная база, эти запасы, о которых я уже говорил - 29,1 трлн. куб. м, дают возможность "Газпрому" добывать до 900 млрд. куб. м в год. Еще раз хочу подчеркнуть, что уровень добычи зависит от потребности рынка, от платежеспособного спроса на рынке, и поэтому "Газпром", естественно, в развитии своих мощностей ориентирован строго на развитие и на емкость рынка.
За период реализации программы развития минерально-сырьевой базы до 2030 года запасы Общества выросли с 26 трлн. куб. м до 29,1 трлн. куб. м. То есть за это время мы прирастили больше 3 трлн. куб. м запасов. При этом коэффициент восполнения, как я вам сказал, составил более 87,5%. Добыча за этот период, с 2002 по 2005 гг., составила 2,2 трлн. куб. м. Основной прирост запасов произошел за счет проведения геологоразведочных работ - 1,9 трлн. куб. м. Текущая стоимость проаудированных запасов на конец 2005 года составила 138,6 млрд. долларов США. Это на 45,7 млрд. долларов больше, чем в 2004 году. То есть за один год - такой рост стоимости запасов "Газпрома". Положительная динамика изменения объемов запасов и их текущей стоимости является гарантом стабильного развития компании, и ее способности генерировать поток наличности, эффективно управлять имеющимися ресурсами, обеспечивать прибыль для акционеров.
Переходя непосредственно к добыче газа необходимо отметить, что наиболее бурное развитие газовой промышленности пришлось на 70-80-е годы и было связано с освоением месторождений-гигантов - Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского. В период с 1992 по 2001 годы объемы производства газа "Газпромом" снижались, и достигли в 2001 году минимального значения 511,9 млрд. куб. м. Начиная с 2002 года, Общество стабильно наращивает уровни добычи газа. В первую очередь это стало возможным за счет освоения новых месторождений и дообустройства действующих. Можно назвать, какие месторождения были введены за этот период. Это Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение, Таб-Яхинская площадь Уренгойского месторождения, Ен-Яхинское, Вынгаяхинское, Еты-Пуровское, Песцовое месторождения и Анерьяхинская площадь Ямбургского месторождения. Вы видите 7 достаточно крупных объектов, которые были за этот период введены. Построены и введены в эксплуатацию 7 установок подготовки газа, суммарная мощность которых составила примерно 145 млрд. куб. м. Это без учета тех мощностей, которые мы ввели в 2001 году по Заполярному месторождению.
В целом можно сказать, что с учетом ввода мощностей и 2001 года, "Газпром" ввел газодобывающие мощности примерно равные 200 млрд. куб. м годовой производительности. Это примерно 25% добычи газа Советского Союза в лучшие времена. То есть мы за 5 лет примерно ввели мощности равные четверти тех мощностей, которыми обладал Советский Союз. Введены 15 дожимных компрессорных станций, более тысячи эксплуатационных скважин за четырехлетний период. В прошлом году выведены на проектную производительность Песцовое и Еты-Пуровское месторождения. Песцовое - с мощностью
27 млрд. куб. м. Построены и введены в эксплуатацию 2 дожимные компрессорные станции на Вынгаяхинском и Оренбургском месторождениях и подключены в 2005 году
242 эксплуатационные скважины. Кроме того, был реализован комплекс мероприятий по возврату контрольных пакетов акций "Пургаза", "Востокгазпрома", "Стимула", "Нортгаза", а также приобретена доля в "Сибнефти". В 2005 году этими предприятиями (без учета "Сибнефти") было добыто примерно 12 млрд. куб. м газа, что составляет примерно 2% от общей добычи газа "Газпрома".
В 2005 году добыча газа по "Газпрому", я уже называл, составила 547,9 млрд. куб. м, и основные объемы добычи газа были обеспечены следующими газодобывающими предприятиями "Газпрома". "Ямбурггаздобыча" - 43,5%, "Уренгойгазпром" - 25,5%. До ввода в эксплуатацию Заполярного месторождения "Уренгойгазпром" долгие годы был лидером по объему добычи газа. Вы знаете, что "Уренгойгазпром" с колоссальными запасами по Уренгойскому месторождению - около 11 трлн. куб. м, обеспечивал довольно высокий уровень добычи - порядка 300 млрд. куб. м газа в год. "Надымгазпром" - 11,6% составил в структуре добычи за 2005 год и 10,8% - это "Ноябрьскгаздобыча".
Показателем надежности поставок потребителям явился зимний период 2006 года. В период резкого понижения температуры, аномально низких температур, для надежного обеспечения потребителей газом месторождения "Газпрома" были выведены на максимальные уровни отборов, и объем добычи составлял в суточном измерении 1 млрд. 703 млн. куб. м. В первом квартале добыча составила 147,2 млрд. куб. м. Мы превысили планируемые и прогнозируемые объемы по добыче и поставкам газа непосредственно с месторождений добычи на 3 млрд. куб. м. В настоящее время уровень добычи "Газпрома" выше планируемых показателей и прогнозируемых показателей примерно на 4 млрд. куб. м Мы идем с превышением тех параметров, которые мы прогнозировали достичь в 2006 году. Это связано, конечно, с аномально низкими температурами. Это связано с тем, что рынок резко востребовал большие объемы газа. И вы видите, что те мощности, которые мы дополнительно ввели, на максимальных параметрах позволяют выйти на годовой уровень добычи, и мы, по сути говоря, вышли на годовой уровень добычи, равный 620 млрд. куб. м газа уже в 2006 году. По сути говоря, та мощность, которой сегодня располагает "Газпром", позволила выходить вот на такие гигантские приросты в добыче. Притом, что мы планировали в 2006 году добывать 548 млрд. куб. м, мы вышли на 620 млрд. куб. м. Вот это та установленная мощность, которая на сегодняшний день обеспечивает такой высокий уровень добычной возможности, но естественно при наличии потребности рынка.
Несколько слов скажу о газотранспортной системе, потому что газотранспортная система "Газпрома", Российской Федерации - это самая крупная в мире, самая сложная система, являющаяся элементом единой системы газоснабжения. Вы знаете, что к единой системе газоснабжения относится не только газотранспортная система, а еще объекты добычи, объекты подземного хранения газа. Но, естественно, самый крупный элемент - это газотранспортная система. Газотранспортная система по стоимости имеет долю в основных фондах "Газпрома" примерно 80%. Газотранспортная система на сегодняшний день представляет собой колоссальный объект. Протяженность газопроводов только большого диаметра -- 155 тысяч км. На газотранспортной системе действуют 268 многоцеховых компрессорных станций. В настоящее время "Газпром" эксплуатирует 24 подземных хранилища газа. И возможности подземного хранения также были показаны в зимний период, когда были аномально низкие температуры. Мы выходили на ежесуточные отборы около 590 млн. куб. м газа.
Эти показатели, конечно, говорят о том, что в настоящее время газовая промышленность России, "Газпром" в частности, как крупнейший элемент газовой промышленности Российской Федерации, обладает колоссальными возможностями и мощностями, которые обеспечивают потребности того платежеспособного рынка, который сегодня существует. И при этом мы обеспечиваем эти потребности даже в период аномально низких температур.
Газотранспортную систему "Газпрома" можно охарактеризовать сегодня как систему устойчиво развивающуюся. Практически нам удалось переломить тенденцию увеличения протяженности газопроводов со сниженными параметрами, а такая тенденция была до
2002 года. Эта тенденция сейчас преодолена за счет выполнения программы реконструкции, которая была разработана "Газпромом" на 2002-2006 годы. Поэтому, если говорить о 2005 годе, то за этот период мы прирастили добычные возможности за счет расширения газотранспортных возможностей системы на 3,5 млрд. куб. м. То есть мы вернули из состояния системы, работающей с пониженными техническими параметрами, достаточно большие объемы. Я могу назвать, это примерно 1,5 тыс. км газопроводов, которые за один только год перешли на проектные уровни давления и пропускной способности.
Второй момент, который можно отметить по части развития газотранспортной системы, действующей сегодня, это, необходимость выполнения программы реконструкции в полном объеме, которая была разработана до 2006 года. И сейчас в "Газпроме" разработана программа на 2007-2010 годы. Мы до этого называли примерные параметры, что стоимость реконструкции газотранспортной системы по программам, которые разработаны "Газпромом", составляет примерно 50 млрд. руб. ежегодных вложений. Это для того, чтобы мы могли, во-первых, реконструировать линейную часть, могли реконструировать и провести техническое переоснащение газоперекачивающего парка, произвести соответствующую модернизацию систем автоматики, телемеханики и связи. Все эти средства повышают технические параметры газотранспортной системы, они в целом повышают коэффициент полезного действия газоперекачивающих агрегатов, и можно сказать о том, что удельное потребление газа, газоперекачивающими агрегатами, в связи с повышением коэффициента полезного действия, снижается. Кроме того, кроме реконструкции, естественно, большие объемы работ, которые выполняет сегодня "Газпром", это работы по переизоляции. Сроки переизоляции отдельных участков газотранспортной системы, наступили. И в соответствии с этими параметрами, в соответствии с теми обследованиями, которые "Газпром" проводит ежегодно (это называется техническая внутритрубная дефектоскопия), согласно всем этим исследованиям, в том числе и с помощью аэрокосмических средств, отрабатываются специальные программы. Мы делаем выборочные ремонты и самой линейной части, то есть, меняем участки трубопроводов, и, естественно, делаем переизоляцию для того, чтобы те трубопроводы, которые сегодня эксплуатируются, могли увеличить срок своей эксплуатации.
Новые проекты "Газпрома" в области транспортировки газа. Наверное, здесь, прежде всего, я бы обозначил проекты, которые уже у нас реализуются. Это проект Северо-Европейского газопровода. Мы в конце 2005 года приступили к реализации проекта Северо-Европейского газопровода. Северо-Европейский газопровод - это уникальная система, абсолютно отличающаяся от всех остальных. От "Ямал - Европы", от "Голубого потока", от других систем, таких, как, например, "Уренгой - Помары - Ужгород". Северо-Европейский газопровод, прежде всего, это газотранспортная система, которая позволяет вывести огромное количество российского газа из северных акваторий, из шельфовой зоны Баренцева, Карского и других морей, и обеспечить поставку этого огромного количества газа, и для Российской Федерации, и на экспорт. Вторая отличительная особенность Северо-Европейского газопровода - это, безусловно, то, что газопровод проходит без транзитных территорий. То есть он непосредственно с территории Российской Федерации обеспечивает поставку газа на европейский рынок. И, наверное, третья его особенность в том, что этот газопровод является по протяженности минимальным, самым коротким маршрутом, соединяющим ресурсную базу акватории арктической зоны, где располагаются гигантские месторождения, такие, как Штокмановское месторождение с европейскими потребителями. А по Штокману, вы знаете, мы в 2005 году прирастили запасы, и сегодня запасы Штокмановского месторождения составляют по категории С1 3,7 трлн. куб. м. Эта величина утверждена государственной комиссией по запасам, и сегодня эти запасы приняты на текущие балансовые запасы "Газпрома". Поэтому мы можем говорить о том, что в этом регионе сосредоточены колоссальные запасы. Безусловно, четвертое предназначение Северо-Европейского газопровода - это диверсификация маршрутов, о чем "Газпром" неоднократно заявлял. Это реализация того заявления, которое мы делали о том, что мы будем диверсифицировать транспортные маршруты, мы будем диверсифицировать рынки. Поэтому Северо-Европейский газопровод является уникальным. Это отдельная система с целым набором преимуществ по отношению к другим системам. По Северо-Европейскому газопроводу достаточно много говорилось. Я могу еще раз напомнить, что на первом этапе ввода мощность будет 27,5 млрд. куб. м. В 2010 году мы планируем ввести эту мощность. С учетом расширения полная мощность Северо-Европейского газопровода составит 55 млрд. куб. м. Это во времени примерно 2013 год.
Далее я хотел бы сказать о системе газопроводов магистрального транспорта с месторождений полуострова Ямал. Следует сказать, что нами получено уже положительное заключение государственной экспертизы по обустройству Бованенковского месторождения и системы магистрального транспорта с Бованенковского месторождения. Поэтому в этом году "Газпром" будет принимать инвестиционные решения по месторождениям полуострова Ямал. Мы считаем полуостров Ямал и акваторию полуострова Ямал стратегической базой, стратегическим плацдармом развития добычи и транспортировки газа "Газпрома" и Российской Федерации. Мы предполагаем, что с полуострова Ямал суша будет давать нам 250 млрд. куб. м газа в год, а вместе с акваторией эта цифра может достигать 500 млрд. куб. м. Мы говорим о том, что сегодня разведанные запасы газа на полуострове Ямал равняются 10,4 трлн. куб. м, а ресурсная база полуострова Ямал с акваторией составляет 50 трлн. куб. м. Эта ресурсная база практически аналогична ресурсной базе Надым-Пур-Тазовского региона, то есть той ресурсной базе, которая позволила во второй половине XX века Советскому Союзу нарастить гигантские объемы добычи. XXI век, конечно, связан с тем, что после 2010 года мы должны вводить поэтапно, постепенно такую большую ресурсную базу, как на полуострове Ямал. И эту работу мы намечаем с месторождения Бованенково, где практически "Газпром" ведет сейчас работы по пионерным объектам. Система транспортировки газа с полуострова Ямал предполагается совершенно иной, чем это было запроектировано ранее в технико-экономическом обосновании, которое существовало до 2001 года. Мы предполагаем с Ямала построить 5 ниток газопровода диаметром 1420 мм на рабочее давление 120 атмосфер. Вы знаете, что ранее были другие параметры - количество ниток было больше, давление было совершенно иное. И благодаря тому, что мы увеличиваем технические параметры по газотранспортной системе, мы снижаем капиталоемкость по газотранспортной системе примерно на 20%, и транспортный тариф снижается примерно на 15%.
Большая работа предстоит по развитию газотранспортной системы, инфраструктуры в целом по территории Восточной Сибири и Дальнему Востоку. Сейчас "Газпром" ведет активную работу по приобретению газотранспортных систем, которые будут проходить от Сахалина, через Комсомольск, Хабаровск до Владивостока. Мы намереваемся от Хабаровска до Владивостока до конца 2010 года построить газопровод для того, чтобы можно было подать газ на территорию Российской Федерации тем потребителям, которые находятся в Приморском крае. С Хабаровским краем мы заключили соглашение о газификации. Сейчас ведется работа по разработке Генеральной схемы газификации и газоснабжения Хабаровского края. Такое же соглашение заключено с Иркутской областью, где "Газпром" вместе с администрацией области сегодня ведет работу по реализации Генеральной схемы газификации и газоснабжения Иркутской области. И вы знаете о том, что мы намереваемся до конца 2007 года подать первый газ потребителям Иркутской области.
То, что касается развития газотранспортной системы - это трубопроводы большого диаметра, магистральные трубопроводы, газопроводы-отводы - то, как вы знаете, на востоке (это Восточная Сибирь, Дальний Восток) поставка приоритетно будет осуществляться российским потребителям. Ресурсная база востока может обеспечить поставку газа и в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Как вы знаете, первоочередным проектом поставки газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, в частности в Китай, может быть проект под названием "Алтай", где применяется традиционная ресурсная база "Газпрома" - Западная Сибирь. И при этом используется газотранспортная система, которая уже построена в Китае, но может быть расширена и продолжена - это система "Запад - Восток".
Первоочередным проектом определен проект "Алтай" в связи с тем, что во временном масштабе он может быть реализован в более короткие сроки и с минимальными затратами. На втором этапе может быть поставка в страны Азиатско-Тихоокеанского региона и с восточного направления. В частности, в Китай может быть поставка газа из Чаяндинского месторождения, из месторождений Сахалина. В частности, большая ресурсная база проекта Сахалин-3 может быть подключена через восточный участок российско-китайской границы. При этом возможна поставка газа и на Корейский полуостров, в том числе в Республику Южная Корея. И эта поставка возможна в первую очередь с месторождений острова Сахалин. Общая протяженность проекта Алтай примерно 2 тысячи 800 км, число компрессорных станций - 22, газоперекачивающих агрегатов - 102. Здесь следует сказать, что по протяженности это примерно на 1000-1500 км короче, чем поставка газа в страны Европы.
ВЕДУЩИЙ: Спасибо, Александр Георгиевич. Переходим к вопросам. Как всегда попрошу придерживаться темы пресс-конференции.
ВОПРОС: "Интерфакс", Алексей Новиков. Три вопроса. Первый - если у вас уже есть данные аудита запасов "Газпрома" по "ДеГольер энд МакНотон", можно огласить тогда данные по доказанным запасам "Газпрома" по системе оценки Общества инженеров нефтяников? Каков план в миллиардах кубометров газа по приросту запасов на текущий год, и каков прирост запасов Южно-Русского месторождения после проведения бурения первой скважины на этом месторождении? Какие теперь запасы этого месторождения?
А.Г. АНАНЕНКОВ: Доказанные запасы по данным аудитора 20,7 трлн. куб. м по газу. Эта величина определена на конец периода 2005 года. Стоимость запасов по аудитору я назвал - более 138 миллиардов долларов США.
ВЕДУЩИЙ: Про скважину повторите, пожалуйста.
ВОПРОС: В прошлом году "Газпром" провел бурение первой скважины на Южно-Русском месторождении. После проведения бурения этой скважины насколько изменилась оценка запасов месторождения?
В.Г. ПОДЮК: Сейчас ведется обработка данных.
ВОПРОС: И каков план по приросту запасов на текущий год по Группе "Газпром"?
А.Г. АНАНЕНКОВ: На текущий год - 600 млрд. куб. м прирост запасов газа.
ВОПРОС: "Время новостей", Алексей Гривач. У меня два вопроса. Скажите, пожалуйста, какой объем газа планируется добывать на Харвутинской площади и нижнемеловых залежах Песцового и Заполярного месторождений, а также ачимовских на Уренгойском? И второй вопрос - каков был сверхплановый отбор в этом году из ПХГ России в связи с холодами?
В.Г. ПОДЮК: По первому вопросу - по Заполярному по неокому ожидается добыча порядка 15 миллиардов кубометров в год. Что касается Харвуты, то сегодня мы ее разрабатываем, ввод новых мощностей даст порядка 18,5 миллиардов кубометров годовой добычи.
А.Г. АНАНЕНКОВ: Можно сказать, наверное, не только Харвута, не только Анерьяха, не только Песцовое месторождение (неоком), Южно-Русское месторождение. Неоком Заполярного месторождения тоже нужно добавить к той ресурсной базе, которую мы предполагаем разрабатывать до 2010 года. Суммарно это около 90 миллиардов кубических метров.
В.Г. ПОДЮК: По поводу ачимовки. Ачимовская залежь дает потенциал порядка 27 миллиардов кубометров в год. Вся ачимовка.
ВОПРОС: Извините, это, включая "Роспан"?
В.Г. ПОДЮК: Да, включая "Роспан".
А.Г. АНАНЕНКОВ: В зимний период (за тот период, когда потребитель требовал большого количества газа) мы из подземных хранилищ подняли дополнительно более 2 миллиардов кубометров газа. Это за месячный период. В настоящее время суммарное извлечение из подземных хранилищ идет по плану. И уровни закачки, которые мы сейчас ведем, они тоже плановые. В этом году запасов в подземных хранилищах газа мы будем иметь 63 миллиарда кубических метров. В прошлом году эти запасы были меньше -- 62,3 млрд. куб. м. Где-то на 700 миллионов мы сделаем больше. Это с учетом того, что мы прирастили активную емкость ПХГ в 2005 году. Поэтому закачаем больше, чем было в прошлом году.
ВОПРОС: Канаев Роман, "Волгоградтрансгаз", корпоративное издание. У меня два вопроса. Расскажите, пожалуйста, о перспективах строительства Волгоградского подземного хранилища газа. И второе - о перспективах развития и модернизации системы газопроводов "Средняя Азия - Центр".
А.З. ШАЙХУТДИНОВ: По "Средняя Азия - Центр". В проектах реконструкции и в плане реконструкции на 2006 - 2010 год мы предусматриваем доведение мощностей до проектных, которые должны обеспечить те плановые поставки газа, которые будут обеспечены по межправительственным соглашениям. По Волгоградскому подземному хранилищу газа проектная документация в разработке, и работы ведутся в соответствии с теми планами капитальных вложений, которые у нас запланированы.
ВОПРОС: Михаил Енуков, Рейтер. У меня пара вопросов. Первый. Хотел бы уточнить, вы сказали, что вы планируете приобретение газотранспортной системы с Сахалина до Владивостока. Не могли бы уточнить, у кого вы собираетесь ее приобретать, и что это за система? Второй вопрос связан с Бованенковским месторождением. Не собираетесь ли вы привлекать туда партнеров? Или "Газпром" будет самостоятельно его осваивать? И третий. Можно чуть подробнее про зарубежные проекты? Приоритетные проекты, которые хотя бы на этот или следующий год запланированы "Газпромом" за рубежом?
ВЕДУЩИЙ: Проекты в транспорте газа?
ВОПРОС: В добыче и транспорте.
А.Г. АНАНЕНКОВ: Первое. Система магистрального транспорта "Сахалин - Комсомольск - Хабаровск" пока существует в рабочем состоянии от Сахалина до Комсомольска. Там существует старая газотранспортная система, она принадлежит дочерней компании "Роснефти". "Газпром" готов приобрести эту газотранспортную систему. Она требует значительной модернизации, значительных работ по реконструкции, техническому перевооружению, переоснащению. Потому что эта система создавалась много лет назад. И поэтому эта газотранспортная система требует применения тех стандартов "Газпрома", которые применяются на всей территории Российской Федерации. Система магистрального транспорта от Комсомольска до Хабаровска находится в стадии строительства и должна быть завершена до Хабаровска в этом году (по тем планам, которые существуют у компании, которая является заказчиком, и намечалась в качестве эксплуатирующей организации). Участниками в этой компании являются "Дальтрансгаз", администрация Хабаровского края, компания "Роснефть" и другие. Это новая газотранспортная система. Она строится по стандартам газовой промышленности. И, по сути говоря, сегодня достигнуты договоренности о возможности ее приобретения. Система от Хабаровска до Владивостока. Этой системы еще нет, и нет проекта. Этот газопровод будет строить "Газпром" с целью газификации и газоснабжения Приморского края и с целью продления этого газопровода на Корейский полуостров с возможностью поставки газа через восточный участок российско-китайской границы в Китай.
По Бованенково мы пока никого не планируем привлекать. Потому что ни технические причины, ни финансовые причины не вынуждают нас привлекать какого-либо партнера. Это традиционная технология, модернизированная, но традиционная технология освоения этого месторождения. И разработка, и обустройство месторождения не вызывают у нас каких-либо сомнений. Экономические параметры этого проекта эффективны. Мы достигаем корпоративного параметра по внутренней норме доходности, как в добыче, так и в транспорте газа. Поэтому в настоящее время, во всяком случае, этот вопрос не рассматривается.
Что касается зарубежных проектов, то можно сказать, что мы продолжаем работу по геологоразведочным работам в Бенгальском заливе вместе с индийской компанией "ГАИЛ". Мы продолжаем работу на вьетнамском шельфе. Вы знаете, что в 2005 году мы получили два лицензионных участка на шельфе Венесуэлы. Этот проект находится в стадии развития. Наверное, это пока все, что можно сказать по тем проектам, которые находятся в развитии, в действии. Мы называли разные проекты по сотрудничеству со многими странами. Но те, которые сегодня уже реализуются, я назвал.
ВОПРОС: Грегори Уайт, газета "Wall Street Journal". Два вопроса. Вы сказали, что к 2010 году новые месторождения будут давать в районе 90 млрд. куб. м. Сколько "Газпром" планирует инвестировать, чтобы выйти на этот объем? И если можно, немножко конкретнее о сроках и объемах ввода ямальских месторождений.
А.Г. АНАНЕНКОВ: До 2010 года на всех своих месторождениях "Газпром" дополнительно добудет 90 млрд. куб. м газа. Суммарный объем капитальных вложений при этом составит 125 млрд. руб.
Ямальские проекты. Месторождение Бованенково реально к освоению с подачей газа в 2011 году (с первой очередью создания объектов на Бованенково - это первая установка комплексной подготовки газа на Бованенково и одна нитка магистрального газопровода от месторождения Бованенково через Байдарацкую губу до Ухты). В 2011 году реальна возможность подачи газа с Бованенково. Месторождение Харасавей, на которое у "Газпрома" есть лицензия, реально может быть готово к вводу в 2013 году. Но еще раз хочу сказать, что месторождение, следующее после Бованенково, будет вводиться строго синхронизировано с емкостью рынка.
И, безусловно, мы, как и говорили в 2002 году, что изначально будем вводить месторождения, которые находятся ближе к газотранспортной системе, которые могут с меньшими затратами обеспечить поставку газа в единую систему газоснабжения. И мы это сделали. Вы видите, что мы ввели семь объектов в Надым-Пур-Тазовском регионе, суммарной мощностью до 200 миллиардов кубических метров. Вся эта ресурсная база Надым-Пур-Тазовского региона располагалась очень близко к газотранспортной системе. Самое далекое было Заполярное месторождение на расстоянии 200 километров от газотранспортной системы Уренгоя. Поэтому мы эту тактику реализовали за предыдущие пять лет. Мы ее будем продолжать до 2010 года. Поэтому в Надым-Пур-Тазовском регионе мы собираемся ввести и ачимовку, и нижнемеловые залежи на Заполярном, на Песцовом месторождениях и на других объектах, и Южно-Русское месторождение.
И, безусловно, мы понимаем, что месторождения Обско-Тазовской губы тоже находятся к действующей газотранспортной системе намного ближе, чем те месторождения, которые находятся на полуострове Ямал. Например, от акватории Обско-Тазовской губы до газотранспортной системы Ямбурга около 300 километров. А от месторождений полуострова Ямал эта протяженность порядка 1,5 тысячи километров. Это существенная разница и, безусловно, мы минимизируем затраты при вводе ресурсной базы. До 2010 года мы будем вводить месторождения, которые расположены близко к инфраструктуре. А с 2011 года по потребности рынка, естественно, мы будем определяться по вводу колоссальной ресурсной базы Ямала - Бованенковского месторождения.
ВОПРОС: Кэтрин Бэлтон, газета "Moscow Times". Когда все-таки будет принято решение начать инвестиции на развитие этих двух месторождений? Будет ли оно принято в этом году? И скажите, пожалуйста, каков ваш ответ на обеспокоенность международного энергетического агентства о том, что к 2010 году у "Газпрома" не будет достаточно добытого газа, чтобы обеспечивать спрос и на европейском рынке и на российском рынке?
А.Г. АНАНЕНКОВ: Месторождения полуострова Ямал. Я уже сказал, первый объект - это Бованенковское месторождение - может быть введено в эксплуатацию в 2011 году. Но рынок должен сказать, что он имеет емкость достаточную для того, чтобы мы вводили большую ресурсную базу. Отвечаю на второй ваш вопрос, об обеспокоенности международного энергетического агентства, что к 2010 году не будет достаточной ресурсной базы у "Газпрома". Разведанные запасы 29,1 триллиона кубических метров, структура этих запасов, которую мы вам показали, обеспечивают возможность добычи до 900 миллиардов кубометров газа в год. Ограничение добычи связано только с емкостью рынка. Если рынок продемонстрирует растущие темпы по потреблению, значительные темпы, и мы это увидим, то мы среагируем очень оперативно для того, чтобы нарастить объемы добычи в более короткий период, нежели мы планируем в рамках разработанной энергетической стратегии Российской Федерации и в рамках разработанной нами Генеральной схемы.
Поэтому эти корректировки возможны, и можно просто ускорить освоение той гигантской ресурсной базы, которой "Газпром" располагает. Я вам скажу, что 29,1 триллиона - это больше, чем все запасы Ирана. Поэтому я считаю, что эти опасения - может быть от незнания реальных возможностей "Газпрома".
ВОПРОС: Андрей Пискарев, телекомпания "Норд", город Югорск. Темпы добычи увеличиваются очень быстро. Насколько состояние газотранспортной системы, то есть реконструкция идет в ногу с этими темпами? И новые нитки, которые будут строиться - какие параметры трубы (то есть производители, срок эксплуатации) уже известны? Или это в будущем будет решаться?
А.Г. АНАНЕНКОВ: По Ямальской трубе я уже сказал. Параметры газотранспортной системы с полуострова Ямал: 120 атмосфер, диаметр трубы - 1420 миллиметров. Могу добавить, что такую трубу уже могут выпускать российские заводы. Например, Выксунский завод, который выпускает сегодня трубу 1420 миллиметров прямошовную. И в этом году к Выксунскому заводу подключится еще Ижорский завод, который будет выпускать прямошовную трубу, длина ее уже будет больше - 18 метров. И мы надеемся, что труба для газотранспортной системы с Ямала в основном будет произведена на российских заводах.
Что касается параметров Северо-Европейского газопровода, то сухопутный участок - 100 атмосфер, диаметр сухопутного участка - 1420 миллиметров.
То, что касается программы реконструкции, я уже об этом говорил. Стоимость ежегодная - 50 миллиардов рублей. Объемы реконструкции, которые сегодня реализуются "Газпромом" достаточны для того, чтобы синхронизировать с потребностью рынка растущие мощности по добыче самого "Газпрома" и независимых производителей. Потому что, наверное, нет никакого смысла расширять эти мощности без четкой уверенности в том, что рынок будет потреблять эти объемы газа. Избыток резерва мощностей тоже не нужен. Есть экономическая целесообразность, которая требует синхронизации реализации проектов и добычи, и транспортировки газа, и подземного хранения газа. Поэтому мы говорим, что добычные параметры определяются Энергетической стратегией, в которой достаточно длительное время и скрупулезно прорабатывался и российский, и внешний рынок, а также рассматривались возможности добычи независимых производителей. Энергетическая стратегия определила те параметры, на которые мы обязаны выходить в 2020 году - это 580-590 миллиардов кубометров газа по добыче. Эти объемы добычи "Газпрома" плюс независимых производителей (а суммарно Россия будет в 2020 году добывать 730 миллиардов кубических метров газа, это максимальная величина, которая определяется, опять-таки по потребностям рынка) должны быть обеспечены газотранспортными мощностями. Под это и расчет реконструкции и объемов капитального строительства новой системы, которую мы создаем.
Но к этому периоду, вы видите, что большое значение будет иметь северный коридор с ямальских месторождений, который решает две задачи. Он решает задачу вывода газа с месторождений полуострова Ямал и акватории полуострова Ямал. Это первая задача. Вторая - он повышает надежность всей газотранспортной системы, потому что вводится новая и в техническом отношении, и во временном отношении система, которая будет эксплуатироваться не один десяток лет, а, наверняка, более пяти десятков лет. И ввод этой системы позволит увеличить отборы газа на малых, средних, крупных месторождениях, которые находятся у независимых производителей. Поэтому в целом Российская Федерация будет добывать намного больше, чем она добывает без ввода этой северной системы.
ВОПРОС: Анастасия Горева, "Petroleum Argus". Планируется ликвидировать узкие места в существующей системе газопроводов. Вы не могли бы назвать несколько приоритетов? В первую очередь, где собираются ликвидировать узкие места, чтобы увеличить проходимость? Это первый вопрос. И второй вопрос - как на данный момент, считается ли технически целесообразной транспортировка газа с полуострова Ямал как СПГ?
А.Г. АНАНЕНКОВ: Первое - узкие места. В программе реконструкции, технического перевооружения и в программе капитального ремонта приоритетными участками являются участки в зоне ответственности "Пермьтрансгаза", "Севергазпрома" и "Лентрансгаза". То есть это северный коридор, которым мы активно занимаемся по части реконструкции. Эффект я назвал - на 3,5 миллиарда в 2005 году мы увеличили пропускную способность системы. Это в основном на этом участке. Мы заменили порядка тысячи километров трубы большого диаметра, на тех участках, которые были определены с помощью внутритрубной дефектоскопии и другими техническими методами обнаружения мест, которые необходимо реконструировать, менять и так далее.
Что касается СПГ по Ямалу. Вы знаете, что проект СПГ для ямальских месторождений это не новость. Технико-экономическое обоснование для производства СПГ на Ямале было разработано специалистами "ВНИИГАЗа" и другими институтами, которые работали в составе "Газпрома". Почему мы выбрали Штокмановский проект первоначальным проектом для СПГ? Это прежде всего связано с более мягкой ледовой обстановкой и открытой водой, которая позволяет с меньшими затратами транспортировать СПГ с ресурсной базы Штокмановского месторождения. То есть это более дешевая, более простая в техническом плане морская транспортировка СПГ на базе Штокмановского проекта. Поэтому Штокмановский проект определен приоритетным.
Полуостров Ямал, безусловно, обладает сегодня готовой ресурсной базой к разработке. Это и Бованенковское месторождение, которое имеет максимальную степень готовности к разработке, и Харасавейское месторождение, которое практически расположено на западном побережье полуострова Ямал. И, безусловно, с развитием технических средств, прежде всего морской транспортировки, такая перспектива будет иметь место. В настоящее время, с теми техническими средствами, которые пока существуют, экономическая целесообразность - в пользу Штокмановского проекта. Это доказано расчетами, поэтому это приоритетный проект. Но я думаю, что СПГ на Ямале, на базе Харасавейского месторождения, это реальность. И эта реальность может быть реализована через два момента, которые могут повлиять на возможность реализации. Это цена на рынке СПГ, и второе - это новейшие технические средства по морской транспортировке и, возможно, по самому заводу СПГ (потому что разработка месторождения Харасавей будет достаточно недорогая). Завод СПГ, например, для того же Харасавейского месторождения или Бованенковского - это не проблема, это технически сегодня реализуется. А вот система транспорта - здесь надо работать.
ВОПРОС: Валерий Нестеров, компания "Тройка-Диалог". Не могли бы вы назвать наиболее важные ресурсные аукционы, в которых заинтересован принять участие "Газпром" в этом, может быть в будущем году?
В.Г. ПОДЮК: Я думаю, что этот вопрос закрытый. Потому что одно слово "аукцион" говорит о том, что то, что мы думаем, мы на данный момент не озвучиваем.
ВОПРОС: Наталья Гриб, газета "Коммерсант". Если можно, уточните, Штокмановское месторождение входит в новую систему оценки, которую сделала вам компания "ДеГольер энд МакНотон" за 2005 год, и, если не входит, то по каким причинам? И второй вопрос. Вы говорили о поставках на Китай и Корею с Сахалина-3. Правильно ли я понимаю, что сегодня существует экономическая целесообразность, привлечения "Роснефти" к поставкам газа в Китай, вместо ТНК-ВР, и поэтому Ковыкта не рассматривается?
В.Г. ПОДЮК: Штокман вошел в аудит запасов. Он в этих 20,7 триллиона куб. м доказанных запасов, он там стоит.
А.Г. АНАНЕНКОВ: Что касается второго вопроса, по части возможности поставки на Корейский полуостров газа из России, вы знаете, что проект Сахалин-2 ориентирован на СПГ. СПГ по маршрутам поставки настолько диверсифицировано, что трудно сказать, куда повезут это СПГ. Хотя контракты есть. Часть этого продукта уже законтрактована: часть - Япония, часть - был контракт заключен и с Республикой Южная Корея, как вы знаете. Проект Сахалин-3 - там надо работать по геологоразведке. Во-первых, сначала нужно получить лицензии на проведение геологоразведочных работ. Поэтому это может быть тот вопрос, на который мы не совсем ответили. Но если будет такой аукцион, то возможность участия в нем "Газпрома" есть, существует по проекту Сахалин-3.
Что касается возможной поставки газа "Роснефтью", "Роснефть" вообще это нефтяная компания. И "Роснефть" должна заниматься в большей степени нефтью, нежели газом. В России существует единый экспортный канал для трубопроводного газа. Поэтому этот единый экспортный канал будет реализован "Газпромом". И о какой-либо поставке газа какими-либо другими компаниями по трубопроводной системе пока сегодня речи нет.
Ковыктинский проект. Я уже много раз отвечал на этот вопрос по Ковыктинскому проекту. Ковыктинский проект, безусловно, требует создания газохимического комплекса, создания подземного хранения для гелия. Без реализации этих элементов Ковыктинский проект с его огромными уникальными запасами гелия и других ценных компонентов реализован быть не может в короткий период. Поэтому в лучшем случае Ковыктинский проект может быть реализован после 2015 года. Это связано с тем, что не так быстро разработать обоснование инвестиций, не так быстро проработать рынок сбыта для тех ценных компонентов, которые существуют в газе Ковыктинского месторождения, и не так просто выйти на этот рынок. А в газе Ковыктинского месторождения грубым счетом 50% стратегических запасов гелия Российской Федерации. И никто сегодня, насколько нам известно, не занимается проектированием подземного хранения гелия в больших объемах. Поэтому все это нужно очень грамотно технически проработать, разработать соответствующее полномасштабное обоснование инвестиций. И приступить можно будет к реализации этого проекта только на такой основе. Потому что думать о том, что Ковыкта - это только метан, это ошибка. Думать о том, что Чаяндинское месторождение - это метан, это тоже ошибка. Потому что и Чаяндинское месторождение тоже требует газохимического комплекса. И поэтому Чаяндинское месторождение - это тоже период после 2015 года. Но никто не спрашивает о Чаяндинском месторождении, почему оно не может быть введено раньше. По тем же самым соображениям. Потому что там гелий, потому что там другие ценные компоненты, которые требуют глубокой переработки. И эти мощности по глубокой переработке не могут быть созданы за очень короткий период. Это нереально просто. Поэтому мы относимся совершенно одинаково к месторождениям и к Ковыктинскому, и к Чаяндинскому, как к месторождениям, уникальным по объемам запаса и газа, и гелия, прежде всего.
ВЕДУЩИЙ: Я надеюсь, мы на все ваши основные вопросы ответили. Спасибо большое.
13 июня 2006 года, ОАО "Газпром"
http://www.gazprom.ru/articles/article19814.shtml
