Да, добрый день, коллеги
реклама
Пресс-конференция на тему: «Развитие минерально-сырьевой базы. Добыча газа. Развитие ГТС» 14 июня 2006 года, ОАО «Газпром» Участники: - заместитель Председателя Правления ОАО «Газпром» Александр Ананенков; - член Правления ОАО «Газпром» – начальник Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти Василий Подюк; - заместитель начальника Департамента стратегического развития – начальник Управления перспективного развития ОАО «Газпром» Сергей Панкратов; - заместитель начальника Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» Александр Шайхутдинов. ВЕДУЩИЙ: Добрый день, коллеги. Мы рады приветствовать вас в «Газпроме» на традиционной серии пресс-конференций перед собранием акционеров. Всего мы планируем провести пять пресс-конференций. Сегодня речь пойдет о минерально-сырьевой базе и добыче, газотранспортной системе. Участники пресс-конференции – заместитель Председателя Правления Александр Георгиевич Ананенков; член Правления – начальник Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти Василий Григорьевич Подюк; заместитель начальника Департамента стратегического развития Сергей Николаевич Панкратов; и заместитель начальника Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа Александр Зайнетдинович Шайхутдинов. Я сразу передаю слово Александру Георгиевичу, после этого перейдем к вопросам. А.Г. АНАНЕНКОВ: Добрый день, уважаемые дамы и господа, коллеги. Еще раз хочу подчеркнуть, что вы действительно наши коллеги, потому что, по сути говоря, та задача, которая стоит в области энергетики – это общая задача. Наша задача – производственного, промышленного блока «Газпрома» – развивать реальный сектор «Газпрома». Ваша задача – информацию о том, как мы это делаем, как мы планируем, прогнозируем и реально выполняем то, что задумали, довести до общественности: и российской общественности, и наших уважаемых покупателей за рубежом. Особенность 2006 года заключается в том, что этот год можно назвать, наверное, решающим для развития Группы «Газпром» и газовой промышленности Российской Федерации, потому что именно в 2006 году были приняты основные решения по части развития газовой промышленности. Прежде всего, были приняты принципиальные, стратегические решения по началу освоения месторождений полуострова Ямал. Были приняты решения по тактике и стратегии освоения крупнейшего шельфового месторождения Баренцева моря – Штокмановского. Были практически завершены работы над обоснованиями инвестиций восточных проектов – это проект «Алтай» – по организации поставки трубопроводного газа в страны АзиатскоТихоокеанского региона. Практически были приняты все организационно-технические решения по проекту «Nord Stream». Были приняты решения по тактике и продолжительности освоения месторождений, всех месторождений – газовых, газоконденсатных – в Надым-ПурТазовском районе. Определена роль Надым-Пур-Тазовского района практически до 2020 года (более точно) и на бóльшую перспективу – до 2030 года (прогнозно). 1 2030 год сегодня уже просматривается в рамках почти завершенной работы над Генеральной схемой развития газовой промышленности Российской Федерации, которую «Газпром», как вы знаете, разрабатывал. Мы представили ее на рассмотрение в Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации. И этот документ получит свое утверждение после того, как Правительство РФ рассмотрит вопрос и утвердит Топливноэнергетический баланс России, потому что это – основополагающий документ. Мы считаем, что Топливно-энергетический баланс – это документ, который по важности для России является вторым документом после Комплексного плана социально-экономического развития страны в целом. Этот документ сейчас находится на проработке, и мы ожидаем, что в 2007 году Топливно-энергетический баланс Российской Федерации займет свое достойное место в системе государственного управления, государственного регулирования в сфере экономического развития России. Можно назвать многие другие проекты. Можно сказать о том, что мы завершили работу и все обсуждения, за исключением, может быть, рассмотрения в Правительстве РФ, по Программе развития газовой промышленности на Востоке РФ. Это дело буквально ближайших уже не месяцев или недель, а дней. Эта Программа будет в самое ближайшее время рассмотрена, и по ней будут приниматься решения. У нас отдельный брифинг по Востоку, поэтому мы восточную тематику сегодня так уж сильно, подробно не будем освещать. А поговорим с вами о развитии ресурсной базы, развитии добычного комплекса, развитии газотранспортной системы, развитии подземного хранения газа, о том, что делается «Газпромом» в этом направлении: назовем некоторые цифры, покажем вам информацию на слайдах. Наверно эта информация отчасти будет и в тех раздаточных материалах, которые мы также подготовили и вам раздадим. Развитие минерально-сырьевой базы – традиционное и очень важное направление деятельности «Газпрома». Обладая крупнейшими в мире разведанными запасами газа, мы активно ведем поисковые, разведочные работы, открываем месторождения в новых регионах, наращиваем запасы в основных районах газодобычи. В результате «Газпром» является одной из немногих компаний в мире, которые увеличивают производство углеводородов, не сокращая собственные запасы, а существенно наращивая их. Это, естественно, существенно повышает нашу конкурентоспособность, позволяет нам с уверенностью смотреть в будущее на многие десятки лет. До 2030 года мы точно видим положительную динамику роста объемов производства газа – и не только газа, но и жидких углеводородов. Естественно, это производство жестко синхронизировано с прогнозами по потреблению, т.е. с рынками: и российским, и внешним рынками. Поэтому здесь можно сказать, что это не просто рост добычи, «наращивание мускулов» «Газпрома», производственных мощностей. Это все четко синхронизируется с динамикой потребления, прогнозами потребления. Ресурсная база «Газпрома» сегодня – это почти 30 трлн. куб. м разведанных запасов природного газа и около 3 млрд. тонн нефти и газового конденсата. На слайде показаны разведанные запасы газа России и доля «Газпрома» в мировых и российских запасах газа. Ежегодно проводится международный аудит запасов. По состоянию на 31 декабря 2006 года, то есть на конец года, оценку запасов прошли 27 месторождений, что составляет 94% запасов газа, и 90% запасов жидких углеводородов «Газпрома». Текущая стоимость наших запасов на конец 2006 года оценивается в 182,5 млрд. долл. США. Надо сказать, что это – величина без стоимости запасов «Газпром нефти». К этой величине нужно добавить еще порядка 24 млрд. долл. США. Суммарно по стоимости запасов Группы «Газпром» мы выходим на величину 206,5 млрд. долл. США. Это стоимость наших запасов – газ, газовый конденсат и нефть. Таким образом, у наших партнеров и инвесторов есть полная уверенность в высоком качестве ресурсной базы. Она подтверждается аудиторскими компаниями. В условиях глубоких трансформаций, глобальных энергетических тенденций, на фоне новых вызовов возможностей, связанных с глобализацией и предстоящим вступлением России в ВТО, «Газпром» нуждается в дальнейшей диверсификации бизнеса по номенклатуре продукции, по маршрутам и способам транспортировки газа, по регионам деятельности и 2 рынкам сбыта. Естественно, что минерально-сырьевая база должна отвечать всем этим требованиям. С целью ее восполнения, наращивания, повышения качества в «Газпроме» разработана и с 2002 года реализуется Программа развития минерально-сырьевой базы на период до 2030 года. В рамках Программы «Газпром» проводит геологоразведочные работы как в регионах с развитой инфраструктурой – с целью поддержания уровня добычи уже действующих газодобывающих районов, так и в новых районах – для создания новых центров газодобычи и выхода на новые газовые рынки, такие, как рынок сжиженного природного газа (СПГ) и рынок стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Для нас это новые рынки. Через рынок СПГ, как вы знаете, «Газпром» будет выходить на рынки Соединенных Штатов Америки и других покупателей. Программа развития минерально-сырьевой базы поэтапно реализуется в рамках инвестиционных программ и планов социально-экономического развития «Газпрома» и его дочерних обществ. На первом этапе за 2002-2005 годы, получен прирост запасов в объеме 1,9 трлн. куб. м газа, нефти и конденсата – более 80 млн. тонн. В частности, в 2005 году впервые с 1993 года прирост запасов газа превысил объем его добычи. То есть мы, как и намечали в Программе развития минерально-сырьевой базы – с 2005 года перейти на паритет прироста запасов с объемами добытых углеводородов – так и достигли этого в 2005 году. И, как вы видите, и в 2006 году мы подтвердили то, что мы действительно достигли за два года – мы идем с превышением объемов прироста запасов над тем объемом углеводородов, который мы добыли. На втором этапе в 2006-2010 гг. мы предполагали стабилизировать объемы геологоразведочных работ с коэффициентом восполнения запасов «единица». До 2010 года мы будем паритетно восполнять запасы, а с 2011 года в рамках этой Программы мы приступаем к расширенному воспроизводству запасов газа, то есть к значительному превышению ежегодного прироста запасов газа над объемами добычи. Количество лицензий на право пользования недрами Группы «Газпром» за 2002-2006 годы увеличилось вдвое, открыты новые месторождения углеводородов, в том числе в Красноярском крае, Иркутской области. Прирост запасов суммарно составил 2,6 млрд. тонн условного топлива (т у. т.) по цене 24 руб. за тонну. Эффективность бурения составила 4,9 тыс. т у. т. на один погонный метр геологоразведочных работ. Это очень хорошие показатели, свидетельствующие о верном направлении развития геологоразведочных работ и правильных шагах, которые делает «Газпром» в этом направлении. Таким образом, в соответствии с намеченными этапами реализации Программы развития минеральносырьевой базы газовой промышленности на период до 2030 года, «Газпром» увеличил объемы геологоразведочных работ, достиг паритета между объемами отбора углеводородов и их приростом и перешел к воспроизводству своей сырьевой базы. Но пока к простому воспроизводству с коэффициентом восполнения «единица». С 2011 года мы начнем повышать объемы ежегодных приростов запасов за счет геологоразведочных работ. Большое внимание «Газпром» уделяет разведке и освоению ресурсов шельфа, где на сегодняшний день выявлены основные нефтегазоносные бассейны. Ресурсы шельфа – это, прежде всего, ресурсы для нового для нас рынка СПГ, который является одним из самых динамичных в энергетической отрасли. Мировое потребление сжиженного газа растет, как известно, примерно на 10% в год, тогда как обычного – примерно на 2%. В сентябре 2005 года Постановлением Правления одобрены основные положения Программы освоения ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации до 2030 года. Реализация указанной Программы обеспечит прирост запаса газа к 2030 году в объеме свыше 14 трлн. куб. м, что позволит обеспечить его ежегодную добычу в объеме более 180 млрд. куб. м. Это в расчете на 2030 год, на конец периода. Несколько слов о добыче газа. Хотя «Газпром» и является крупнейшей в мире газодобывающей компанией, как известно, в период с 1992 по 2001 годы объемы его годовой добычи, как раньше говорили, «неуклонно снижались». В 2001 году эта величина достигла минимального значения за история компании – 512 млрд. куб. м газа. И, как вы знаете, если 3 бы не было запущено в 2001 году Заполярное месторождение, которое в 2001 году успело дать 7 млрд. куб. м газа, эта цифра была бы близка вообще к величине 500 млрд. куб. м газа. Это самое минимальный объем, который мы добывали за всю историю «Газпрома» как акционерного общества. Начиная с 2002 года «Газпром» стабильно наращивает уровни годовой добычи – в 2006 году она составила 556 млрд. куб. м газа. В первую очередь это стало возможно за счет освоений новых и дообустройства действующих месторождений. За этот период введены в разработку Заполярное, Еты-Пуровское, Песцовое, Ен-Яхинское, Вынгаяхинское месторождение, Анерьяхинское и 10-й участок Харвутинской площади Ямбургского месторождения, ТабЯхинская площадь Уренгойского месторождения. Построено и введено в эксплуатацию 9 установок подготовки газа суммарной проектной производительностью 177,5 млрд. куб. м в год, 15 дожимных компрессорных станций, пробурены и подключены более 1200 эксплуатационных скважин. «Газпром» останется основным ядром газовой промышленности России на долгие годы. В соответствии с Энергетической стратегией России, мы намечали к 2020 году выйти на уровень добычи газа 580-590 млрд. куб. м, а к 2030 году – 610-630 млрд. куб. м. Однако, восстановление и развитие экономики России при сохранении высокой энергоемкости, вызванной, в том числе, структурными перекосами в топливно-энергетическом балансе страны, и низкими, по сравнению с другими энергоносителями, ценами на природный газ, спровоцировали повышенный спрос на природный газ как на энергоноситель. В результате уровень потребления газа, намеченный Энергетической стратегией России до 2020 года, достигается несколько раньше. И вы знаете, что в этой части Правительство РФ приняло очень правильное решение: определена динамика роста цен на газ для того, чтобы к 2011 году газ мог конкурировать с другими энергоресурсами (такими как уголь и мазут) на российском энергетическом рынке. Как известно, с 2011 года цена на газ в Российской Федерации будет формироваться в соответствии с формулой равнодоходности по продаже газа на все другие рынке, в том числе – на экспорт. Поэтому мы, наконец, выравниваем позицию по отношению как к производителям, так и к покупателям газа. Естественно, стоимость газа на российском рынке будет меньше. Я вам назову одну из причин. Среднее расстояние транспортировки газа для российского потребителя на сегодняшний день составляет 2600 км. Средняя протяженность расстояния по поставке газа для зарубежного потребителя (на экспорт) составляет 3600 км. Разница – 1000 км. Это естественные преимущества российских потребителей. Эти преимущества позволят россиянам в любом случае покупать газ по меньшим ценам, нежели те, по которым газ будет продаваться зарубежным потребителям. Здесь заключается смысл равнодоходности, здесь заключается смысл реального ценообразования в сфере продаж газа. И мы надеемся, что с 2011 года в России уже будут созданы совершенно реальные предпосылки по формированию рынка газа. Новые условия требуют повышенных мощностей от самого «Газпрома». В соответствии с теми прогнозами, которые провели наши эксперты (но и не только специалисты «Газпрома» работали в этой области), разработаны прогнозные объемы возможного потребления газа в Российской Федерации до 2020 года. Эти объемы распределения газа по потребителям нашли отражение в документе, который называется Прогнозный долгосрочный баланс газа до 2020 года, который составлен «Газпромом» и утвержден. В соответствии с этим балансом мы имеем несколько сценариев возможного развития событий по потреблению объемов газа российскими и внешними потребителями. Я могу назвать цифры по максимальным значениям этого прогноза. Если, например, в 2010 году мы («Газпром») планировали добывать порядка 560 млрд. куб. м газа, то по прогнозу (я повторяю – рассматривался повышенный спрос), эта величина может составить 570 млрд. куб. м газа. Если в 2020 году максимальная величина была 580 – 590 млрд. куб. м (та величина, которая была зафиксирована по объему добычи за «Газпромом» и отражена в энергостратегии), то максимальный прогноз, по нашим расчетам – «Газпром» может выйти в 4 2020 году на величину 670 млрд. куб. м газа. Эта величина – 670 – связана не только с бурным ростом российской экономики и, естественно, потреблением энергии российскими потребителями. Она связана и с возможностью поставок газа (и мы сейчас активно работаем в этом направлении) на рынок стран Азиатско-Тихоокеанского региона (мы не можем не учитывать растущие потребности рынка АТР), и с новыми рынками, и с производством совершенно нового товара. Это сжиженный природный газ, для которого мы тоже должны подготовить мощности и ресурсную базу «Газпрома», чтобы выйти на дополнительное производство, активно завоевывать этот новый для нас рынок – рынок СПГ. Поэтому, еще раз подчеркиваю, повышенный спрос всеми потребителями, возможно, приведет к тому, что «Газпром» будет выходить на объемы добычи в 2020 году не 590, а 670 млрд. куб. м газа. «Газпром» провел такие расчеты. Мы готовы, если конъюнктура рынка будет положительной и сверхположительной, выходить на такие объемы производства. Ресурсная база, созданный производственный потенциал и квалифицированные кадры компании позволяют достичь этих результатов, и, безусловно, все будет зависеть в основном от конъюнктуры рынка на нашу продукцию. Если рынок потребует, и эта продукция будет востребована, и будет достаточно эффективная для наших инвестиционных проектов цена на рынке, то эти параметры нами будут достигнуты и обеспечены. В настоящее время «Газпром» проводит работу по формированию прогнозного баланса газа по России с увеличением потребления внутри страны, за рубежом, с учетом эластичности рынков, с учетом того, как рынок может меняться, в зависимости от возможных изменений цен на рынке. Поэтому я говорю, что существуют разные сценарии развития событий. Я вам назвал прогнозные параметры по максимальным величинам. Указанные уровни добычи газа будут обеспечены за счет освоения месторождений НадымПур-Тазовского района, Бованенковского, Штокмановского, Харасавэйского месторождений и акваторий Обской и Тазовской губ. Не говорю о восточных месторождениях, они тоже свою роль сыграют в этом периоде. Это месторождения Сахалина, Якутии, Иркутской области и Красноярского края. Эти группы также будут до 2020 года задействованы в обеспечении ресурсной базы для российских, прежде всего, потребителей, рынков стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Сахалинский блок будет задействован для производства сжиженного природного газа и поставки его на рынок СПГ. Уже в период до 2010 года в Надым-Пур-Тазовском регионе будут введены в эксплуатацию Харвутинская площадь Ямбургского месторождения, Южно-Русское, Заполярное – неоком, ачимовские залежи Уренгойского месторождения, другие объекты с суммарной возможной добычей более 90 млрд. куб. м. Вот роль Надым-Пур-Тазовского района, которую мы определили по части возможности прироста добычи газа, наращивания мощностей. Эти мощности будут до 2010 года увеличены на более, чем 90 млрд. Большое внимание уделяется разработке, внедрению самых современных методов разведки и обустройства месторождений. Только за последние годы на предприятиях по добыче углеводородов был внедрен ряд новых технических решений в области конструкции скважин, их освоения, капитального ремонта. В том числе в «Оренбурггазпроме» впервые в практике газовой промышленности освоена и внедрена технология строительства и реконструкции скважин методом зарезки многозабойных горизонтальных окончаний ствола, что позволило повысить эффективность использования капвложений на эксплуатационное бурение и реконструкцию скважин. На Астраханском газоконденсатном месторождении внедрена конструкция скважин, связанная с использованием в коррозионно-опасной среде насосно-компрессорных труб и обсадных колонн из нержавеющих хромоникелевых сплавов, что позволило увеличить ресурс работы скважины по коррозионному износу в 6 раз. На Заполярном месторождении внедрена технология вторичного вскрытия продуктивного горизонта путем проведения перфорации в газовой среде, что позволило существенно повысить добычные возможности скважин, а также сократить время освоения скважин после завершения строительства. На предприятиях Западной Сибири активно внедряются технологии гидроразрывов пласта с целью интенсификации притока углеводородов к забою 5 скважин. Таких примеров множество, если у вас будут вопросы по этой теме, мы вам ответим. В соответствии с выбранным курсом по закреплению и развитию Общества в числе мировых лидеров как вертикально интегрированной энергетической компании, большое внимание уделяется добыче жидких углеводородов. В прошлом году она составила 46 млн. тонн, в том числе на месторождениях «Газпром нефти» – 32,7 млн. тонн, что ставит «Газпром» в число ведущих нефтяных компаний России по этому показателю. В 2010 году мы планируем добывать примерно 55 млн. тонн нефти и газового конденсата. Основа газовой отрасли России – Единая система газоснабжения (ЕСГ) страны, которая на протяжении последних 40 лет целенаправленно формировалась как единый технологический комплекс, включающий все этапы доведения газа от пласта до конечного потребителя. Формирование ЕСГ велось поэтапно в соответствии с разведкой и освоением новых газовых ресурсов. В состав ЕСГ входят 270 компрессорных станций, протяженность газопроводов большого диаметра – 156,4 тыс. км. Это не включает 485 тыс. км газораспределительных сетей, которые находятся в собственности «Газпрома» и в эксплуатации у наших дочерних предприятий. Перспективное развитие добычи газа, формирование новых рынков и газодобывающих регионов потребует соответствующего развития газотранспортных мощностей ЕСГ, строительства новых экспортных коридоров. В состав ЕСГ сегодня включены и 25 подземных хранилищ газа. Мы планируем, что в недалеком будущем это количество увеличится на семь подземных газохранилищ. Сейчас три находятся в стадии строительства. Реконструкция и техническое перевооружение объектов газотранспортной системы определены в качестве одного из приоритетных направлений деятельности «Газпрома». Основная цель реконструкции газотранспортных систем – обеспечение планируемых потоков газа в соответствии с Энергетической стратегией России. Отсюда и следующие приоритетные задачи: обеспечение транспорта газа из Надым-Пур-Тазовского района и Ямала, надежное обеспечение текущего экспорта газа, и, конечно, мы говорим о значительном увеличении производства газа в целом в России, которое будет достигаться не только ростом объемов производства газа самим «Газпромом», но независимыми производителями тоже. Поэтому развитие, реконструкцию газотранспортных систем в рамках Генеральной схемы развития газовой промышленности, мы планируем, проектируем и рассчитываем так, чтобы этот прирост объемов добычи газа был в целом по России с учетом, естественно, и независимых производителей. Работу по реконструкции объектов транспорта газа «Газпром» проводит в рамках комплексных программ реконструкции. Одна из таких программ – программа 2002–2006 годов. Она завершена, мы об этом подробно говорили в Уфе, когда были на вводе компрессорной станции после реконструкции. Назову только один параметр по компрессорным станциям, которые мы вводим: коэффициент полезного действия после реконструкции увеличивается на 10–12%, по сравнению с тем, что было. Это существенная величина, которая позволяет сократить расход газа на собственные нужды по компрессорным станциям при транспортировке газа, значительным образом сокращает вредные выбросы, снижает издержки при транспортировке газа и улучшает качественные показатели тарифа при транспортировке, что выгодно и потребителю и самому «Газпрому», потому что мы снижаем при этом издержки. Например, программа 2002–2006 годов позволила снизить объемы расхода газа на собственные нужды по всей газотранспортной составляющей примерно на 1,5 млрд. куб. м. Программа 2007-2010 годов снизит объемы расхода газа на собственные нужды компрессорными станциями при транспортировке газа на 3,5 млрд. куб. м. Следует сказать, что при увеличении количества компрессорных станций и газоперекачивающих агрегатов в целом в связи с ростом газотранспортной системы, мы последние годы практически не увеличиваем расход газа на собственные нужды при транспортировке газа. Это все достигается за счет того, что мы применяем новую технику, в 6 основном, российского производства. Нужно отметить тот факт, что наши машиностроители все-таки откликнулись на наш призыв о том, что мы должны поменять агрегаты на уровне мировых стандартов и значительно повысить коэффициент полезного действия. 10-12% – это существенный рост. В настоящее время разработана и действует Комплексная программа на период 2007-2010 годов, которая охватывает все технологические комплексы газотранспортной системы – линейную часть, компрессорные станции, систему энерго- и водоснабжения и так далее. Хочу обратить внимание только на один параметр – на 32 млрд. куб. м газа возрастет пропускная способность газотранспортной системы Российской Федерации. Это говорит о том, что за счет реконструкции объектов мы как бы реализуем совершенно новый проект строительства нового газопровода диаметром 1420 мм с шагом примерно 120 км между компрессорными станциями на расстоянии порядка 3 тыс. км. Мы должны будем построить такой новый газопровод. Этим мы достигаем увеличения производительности на 32 млрд. куб. м газа. Вот что будет достигнуто за счет реконструкции. 3,5 млрд. экономии топливного газа – это я уже называл. Освоение ямальских ресурсов газа потребует сооружение мощной газотранспортной системы с полуострова производительностью более 300 млрд. куб. м газа в год. Новая система газопроводов, при строительстве которой будут применяться передовые технические и технологические решения, должна стать ключевым звеном ЕСГ. Причем надо сказать, что мы настойчиво добиваемся от наших машиностроителей, трубников, чтобы оборудование было, в основном, российского производства. Главным образом – российского. И технологическое оборудование газовых промыслов, и газотранспортной системы. Во всяком случае, сегодня трубная промышленность Российской Федерации готова выпускать трубу большого диаметра – 1420 мм на давление 120 атмосфер с внутренним гладкостным покрытием. В настоящее время эта продукция готовится к сертификации и межведомственным испытаниям, готовится нормативная база, потому что в газовой промышленности магистральные трубопроводы с такими параметрами еще не применялись. Поэтому мы разрабатываем соответствующие нормативные документы, которые будут регламентировать всю эту работу. Создание нового ямбургского газотранспортного коридора не только обеспечит вывод ямальского газа. Хочу это подчеркнуть еще раз и обратить ваше внимание на то, что ямальская группа нам нужна не только для того, чтобы обеспечить ввод ямальских месторождений – огромной ресурсной базы, практически такой же, которая позволила Советскому Союзу обеспечить мощнейший объем добычи газа из Надым-Пур-Тазовского района. Аналогичная ресурсная база, даже бóльшая по своему объему, по количеству углеводородов, сосредоточена в районе полуострова Ямал и на самом полуострове Ямал. Потенциал – 50 трлн. куб. м. Поэтому мы говорим о том, что не только ресурсная база полуострова Ямал будет играть решающую роль в развитии газовой промышленности Российской Федерации в XXI веке. Но и новый северный газотранспортный коридор с полуострова Ямал мощностью 300 млрд. куб. м газа, который повысит коэффициент надежности газотранспортной системы за счет того, что он будет суперсовременным, новым, с достаточно большим, продолжительным эксплуатационным сроком. Это нам позволит, начиная с 2011 года, после ввода первой нитки магистрального газопровода «Бованенково–Ухта», приступить к бóльшим объемам работ по реконструкции и капитальному ремонту системы центрального газотранспортного коридора, южного газотранспортного коридора. Потому что у нас появляются дополнительные мощности, которые позволят обеспечивать временный вывод мощностей на реконструкцию газотранспортной системы. Поэтому объемы работ, которые мы сегодня проводим – примерно на 50 млрд. руб. в год, дошли до такого уровня, что мы с 2011 года эти работы сможем проводить более интенсивно. Тем более к этим работам могут и будут привлекаться средства независимых производителей газа, которые к тому времени тоже будут наращивать объемы добычи. Сегодня разработана и утверждена ФСТ РФ методология определения транспортных тарифов с учетом инвестиционной составляющей в развитие, расширение и 7 реконструкцию газотранспортных систем. То есть мы будем привлекать инвестиционные ресурсы и других недропользователей, которые будут участниками газового рынка РФ. О том, что в «Газпроме» принято решение о переходе к инвестиционной фазе по Ямалу, я уже говорил. Несколько слов о газопроводе «Бованенково–Ухта». Его протяженность 1100 км. На этом участке будут располагаться 9 компрессорных станций. Это совершенно иные технические объекты, это компрессорные станции с нагнетателями на 120 атмосфер. Магистральный газопровод – также на 120 атмосфер. Следом после Бованенково, буквально через два года, будет введено в разработку Штокмановское месторождение. Если Бованенково мы будем вводить в 2011 году (ввод мощностей составит в 2011 году 15 млрд. куб. м газа), Штокманское месторождение войдет в эксплуатацию с 2013 года. Проект «Nord Stream» является одним из крупнейших газотранспортных проектов ближайших лет. Он позволит создать принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу, минуя страны-транзитеры. Уникальный проект, о нем много говорилось, поэтому здесь можно сказать только то, что в настоящее время ведется строительство сухопутного участка газопровода в Вологодской и Ленинградской областях, эта работа продолжается. Протяженность сухопутного участка составляет 917 км, там будет построено семь компрессорных станций. Первая часть сухопутного участка протяженностью более 160 км, уже введена в эксплуатацию. В техническом плане проектирование строительства газопровода не вызывается каких-либо научно-технических трудностей. Все эти вопросы в настоящее время практически решены. В 2005 году, после подписания «Газпромом» и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией Соглашения о стратегическом сотрудничестве, начались исследования по другому крупнейшему газотранспортному проекту – проекту «Алтай». В настоящее время выполняются работы по обоснованию инвестиций, они на стадии завершения, уже прошли общественные слушания по этому проекту во всех субъектах Российской Федерации. Мы очень внимательно выслушали все замечания. Мы учитываем эти замечания, предложения которые были. Очень много было хороших предложений, которые наши проектировщики, наши специалисты будут учитывать в рамках этого проекта. Обращаю внимание, что протяженность газопровода – 2680 км. Это примерно среднее расстояние транспортировки газа для российского потребителя (я называл цифру 2600 км). А для поставки газа на экспорт у нас средняя протяженность для европейского потребителя 3600 км. Поэтому проект «Алтай» обеспечивает подачу газа с традиционной ресурсной базы «Газпрома» – Западной Сибири. Эта протяженность на 1 тыс. км меньше, нежели при поставках газа в Европу. Поэтому преимущество и положительная составляющая по данному проекту реально видна исходя из анализа этих показателей, которые находятся на поверхности. Перед «Газпромом» стоят и многие другие задачи, связанные с надежным и бесперебойным снабжением газа отечественных и зарубежных потребителей. И каждая из этих задач – это новый вклад в развитие науки, практики газового дела «Газпрома». Продолжается структурная реформа «Газпрома». Мы создали сегодня компании, которые будут интегрироваться в «Газпром ПХГ», мы создали компанию «Газпром переработка». Происходит разделение непрофильных видов деятельности в компании «Сургутгазпром», которая будет только газотранспортной компанией, из которой выделяются мощности по переработке. Ну и так далее. Эта работа продолжается очень активно. Снижена численность персонала на газодобывающих и газотранспортных предприятиях. К сожалению, точной цифры я вам сейчас назвать не могу, эти цифры уточняются, они буквально через неделю уже будут уточнены, и мы, я думаю, к собранию акционеров уже точно сможем сказать, на какую величину повысилась производительность труда на наших объектах добычи, подземного хранения и транспорта газа. Этот показатель мы уже в 2006 году в стадии начала реализации наших структурных реформ значительно улучшили по сравнению с тем, который у нас был в последние годы. Это значительный, очень важный показатель, который сегодня как бы не фигурирует в экономической практике, но, тем не менее, является наиважнейшим 8 показателем. Потому что от выработки на единицу живой силы мы можем четко определять эффективность и уровень технического развития и организации производства. Этот показатель и сегодня остается весьма важным. Спасибо за внимание. Сейчас можно переходить к вопросам. ВЕДУЩИЙ: Переходим к вопросам, пожалуйста. ВОПРОС: Георгий Воронков, газета «Взгляд». Александр Георгиевич, скажите, пожалуйста, планирует ли Группа компаний «Газпром» покупать «РуссНефть», или активы «РуссНефти»? А.Г. АНАНЕНКОВ: Вопрос о покупке «Газпромом» всегда решается так – я назову вам принцип. Если возможная сделка привлекательна и эффективна с точки зрения пользы для наших акционеров – то «Газпром» рассматривает эти вопросы. И действует строго в рамках закона. Вот основной принцип, которым руководствуется и менеджмент «Газпрома», Правление «Газпрома», которое готовит эти решения, и Совет директоров, который эти решения применяет. Поэтому, исходя из этого принципа, и понимая его, мы и ориентируемся. ВОПРОС: Сейчас рассматривается это предложение? А.Г. АНАНЕНКОВ: Нет. ВОПРОС: Елена Мазнева, газета «Ведомости». У меня два вопроса по теме. Первый – по Штокману. «Газпром» собирался определиться со стратегией привлечения иностранных инвесторов до конца весны. Выбор партнера, я так понимаю, немножко отложен, Александр Иванович Медведев уже об этом сказал, но в целом понятна ли схема: как именно будут входить иностранцы в этот проект, что они должны для этого сделать, какие вложения от них будут ожидаться, что именно он получат взамен, как они будут возвращать свои инвестиции? Второй вопрос – по транспортировке. Я понимаю, что для «Газпрома» эти две истории незначительны, но они были достаточно громкими… Недостаточные мощности газотранспортной системы, которые помешали вводу второго энергоблока Северо-Западной ТЭЦ и замороженная стройка по второму блоку Калининградской ТЭЦ-2. Если опустить все планы «Газпрома» по составлению ТЭО и всего остального, ясно ли, когда точно там будут расширены мощности компрессорных станций, чтобы две эти станции получили газ? А.Г. АНАНЕНКОВ: Хорошие вопросы. Вы знаете, что Правлением «Газпрома», принято решение о том, что иностранные участники в Штокмановском проекте будут работать на совершенно другой основе, нежели это предполагалось. Ранее предполагалось создание некой структуры, куда иностранцы будут входить с долей участия в компаниинедропользователе. Естественно, мы должны были поделиться ресурсной базой, иметь пропорциональные части, соответствующие долям участия в объекте недропользования. Но, к сожалению, наши предполагаемые партнеры не нашли таких активов, которые могли бы быть переданы «Газпрому» в части компенсации той выгоды, которую бы они получили от этого вхождения. Поэтому мы изменили формулу наших действий. Мы предложили совершенно другой алгоритм. Сегодня ведутся переговоры с различными возможными участниками, я бы не хотел до окончания переговоров говорить об их результатах, но считаю, что мы найдем эффективное решение с теми, кто представит лучшие предложения. Участие иностранных партнеров будет основано на том, что мы будем совместно работать в части технологий, работы с персоналом: подготовки персонала, обучения персонала; и выполнения всевозможных сервисных операций на первой фазе по Штокмановскому проекту. Вот завершим переговоры и проинформируем – кто победитель, кто дает нам лучшее предложение. Мы вернулись к тому принципу, что мы будем создавать совместные предприятия и будем работать с теми иностранными компаниями, которые реально вносят уникальные технологии, технические решения, для того, чтобы мы осуществляли совместные проекты. Но лицензия передаваться не будет, лицензия будет сохранена 100% за «Газпромом», поэтому участие в недропользовании иностранных партнеров не предполагается. Это ответ на ваш первый вопрос. 9 Что касается газоснабжения, газификации Калининградской области. Проработаны различные варианты решения этой задачи. В настоящее время, после реконструкции соответствующих систем газоснабжения, которые у нас сегодня эксплуатируются и расширены по Беларуси, по Прибалтийским государствам, мы вышли на те параметры, которые были заявлены потребителями Калининградской области в рамках 2007 года. 2008, 2009, 2010 годы будут обеспечены теми объемами поставки, которые согласованы Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации. Недавно в Калининграде состоялось соответствующее совещание, и мы договорились так: во-первых, нужна точная цифра газопотребления Калининградской области. Планируемая цифра по населению и комбыту – это уже задача администрации, а все промышленные предприятия должны подготовить свои объемы, как они видят газопотребление, и должны быть готовы заключить с нами долгосрочные контракты на условиях «бери или плати». Только после этого мы будем точно знать, какой объем газопотребления будет в Калининградской области. Потому что одно дело – заявить, письмо написать, что я буду потреблять, например, 3 млн. куб. м газа в год, другое дело – подписать с нами контракт. Долгосрочный контракт, на условиях «бери или плати». Примерно такая формула оговорена, я думаю, что она оправдана. Это поднимает ответственность и самого «Газпрома» за поставки газа в соответствующие сроки и в соответствующих объемах потребителям. И повышает ответственность самих потребителей за тот объем, который они заявляют. Подпишем контракты – будем точно знать, сколько нужно поставлять. И мы столько и поставим. Вот такая формула будет применяться. В том числе и с ними. ВОПРОС: Алексей Гривач, «Время новостей». Здравствуйте, у меня есть вопрос по цифрам. Скажите, пожалуйста, какова себестоимость добычи газа в новых провинциях: Ямал, шельф, Обская и Тазовская губы, а также себестоимость строительства новых газотранспортных систем? Это Бованенково, Ухта, сухопутный участок СЕГа. Спасибо. А.Г. АНАНЕНКОВ: Вопрос очень хороший. Я вам могу назвать параметры по себестоимости добычи газа по «Газпрому». Эта величина составляет порядка 340 руб. за тыс. куб. м газа. ВОПРОС: А по новым месторождениям? А.Г. АНАНЕНКОВ: По новым месторождения – вы говорите о реальной себестоимости или о проектируемой? О проектируемой. Себестоимость газа на месторождении Заполярном, в соответствии с проектом, составляла на начало разработки данного проекта и тогда, когда проект был утвержден, 15 долл. США за тыс. куб. м газа. Значит, примерно на пять долл. себестоимость по месторождениям Ямала будет выше. Что касается шельфа, себестоимость добычи на шельфе будет выше, чем себестоимость добычи на Ямале, это однозначно. ВОПРОС: Радиостанция «Бизнес-FМ». Стоит ли выбор перед «Газпромом» – поставлять газ в Европу или в Азию? Если есть такой выбор, то кому будет отдано предпочтение? Говорят, что есть такая проблема. Спасибо. А.Г. АНАНЕНКОВ: Есть ли дилемма, кому поставлять газ, на Запад или на Восток? На российском гербе, как вы знаете, орел смотрит и на Восток, и на Запад. Или – и на Запад, и на Восток. Так вот, такой проблемы нет. Это не проблема, а преимущество. Ресурсная база Российской Федерации, я уже об этом говорил, позволяет выходить на объемы добычи выше одного триллиона куб. м газа в год. Если вспомнить цифры, которые планировал Госплан СССР на 2005 год, Советский Союз должен был в 2005 году добывать 1 трлн. 300 млрд. куб. м газа. Прогноз Мингазпрома СССР на тот период был, и расчет был – 1 трлн. 150 млрд. Расхождение было в 150 млрд. куб. м газа, я думаю, что, если бы время позволило, то сошлась бы какая-то цифра между Мингазпромом СССР и Госпланом, договорились бы. Но цифра где-то в середине. Та ресурсная база это обеспечивала. Российская Федерация обладает сегодня доказанными запасами примерно 48 трлн. куб. м газа. У «Газпрома» – 30 трлн. куб. м. Только Группа «Газпром» может обеспечить добычу 900 млрд. куб. м газа, если того потребует рынок и будет достаточно хорошая конъюнктура 10 на этом рынке. Конечно, это не завтра может быть. Мы уже показывали мощь «Газпрома», когда зимой 2005-2006 годов выходили на форсированных режимах добычи на примерный параметр суточной добычи, превышающий 1 млрд. 700 млн. куб. м. Мы 1 млрд. 703 млн. давали в сутки в период аномально низких температур. В годовом измерении это примерно 620-630 млрд. куб. м газа. Притом, что мы планировали добывать 550. У кого еще есть такие мощности и такие мускулы, чтобы, как мы, когда требует рынок, начинали выводить на рынок огромное количество газа? В том числе и подземные хранилища были выведены на режимы порядка 580 млн. куб. м в сутки подъема газа, вывода на рынок. Так вот, 580 млн. куб. м плюс 1 млрд. 700 млн. куб. м – это возможность «Газпрома» по суточной поставке газа на рынок. Это на момент зимы 2005-2006 годов. Сейчас у нас мощности больше. Например, 2006 году мы приняли в газотранспортную систему 717,9 млрд. куб. м газа. Это с учетом ресурсной базы, которая поступала: это и подземные хранилища РФ, и среднеазиатский газ, и, естественно, собственная добыча «Газпрома», и независимые производители. Так вот, проблемы в этом нет. Ресурсная база позволяет. И западным потребителям достаточно будет тех мощностей, тех возможностей, которые мы планируем. Но мы должны, конечно, точно знать потребность, мы должны иметь долгосрочные контракты, как с западными потребителями, так и с потребителями стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Мы, естественно, как продавцы, заинтересованы в хорошей цене за нашу продукцию. Поэтому при всех этих условиях совершенно справедливо работая на рынке, мы готовы поставлять потребителям газ и на Запад, и на Восток. Потому что орел смотрит одновременно и в ту, и в другую сторону. ВОПРОС: Дмитрий Жданников, агентство «Рейтер». У меня два вопроса. Аномально теплая зима в Европе и в России привела к тому, что вы были вынуждены понизить прогноз добычи, если я не ошибаюсь, на 4 млрд. кубометров относительно ваших планов. Хотелось бы просто понять, насколько условна эта цифра? И второй вопрос – что-то мы давно ничего не слышали про Приразломное месторождение. Если я не ошибаюсь, оно должно быть в следующем году уже запущено. Спасибо. А.Г. АНАНЕНКОВ: Вопрос по части Приразломного месторождения – работы по нему ведутся, мы планируем до конца 2008 года этот проект реализовать. В настоящее время предприятия оборонного комплекса ведут и завершают работу по платформе для Приразломного месторождения. Мы думаем, что они справятся с той задачей, которая перед ними стоит. Приобретено сегодня и соответствующее оборудование, приобретены морские плавсредства для реализации этого проекта. В настоящее время дело за машиностроителями, которые должны форсированно обеспечить изготовление платформы. Что касается первого вопроса. Теплая зима – это всегда большая неприятность для всех энергетических компаний. Нам вообще очень хорошо, когда зима сильно холодная, а лето очень жаркое. Спрашивают: почему лето жаркое для вас хорошо? Потому что кондиционеры работают. Потому что энергетики работают с такой нагрузкой, что потребляют газ сверх лимитов, которые запланированы. Эта зима, конечно, показала, что она не совсем такая суровая, какая была в 2005-2006 годах. Но это не говорит о том, что следующая зима не такая будет, как была в позапрошлом году. Поэтому расслабляться нельзя. Надо, наоборот, готовиться к тому, что зима есть зима, и зиму еще никто не отменял. Тем не менее, с учетом реального объема потребления рынком газа, мы приняли решение сократить объемы производства на 4 млрд. куб. м в 2007 году – с 661 млрд. куб. м до 557 млрд. куб. м. В настоящее время составлен баланс газа в соответствии с этим решением по Российской Федерации. Такие же решения принимают и независимые производители – вы знаете, недавно было совещание, которое провел Председатель Правления «Газпрома» Алексей Борисович Миллер, по части синхронного снижения объемов производства всеми производителями в связи с этими аномальными погодными условиями – теплой зимой. Поэтому производители газа решили пропорционально снизить объемы производства, что и будет, собственно говоря, происходить. 11 Какая будет погода в III-IV квартале, особенно в IV, никто толком сказать не может – холодно будет или тепло. Тот, кто живет на Севере, говорит, что к зиме надо готовиться всегда, и надо рассчитывать, что зима будет холодная. Поэтому мы обеспечим подготовку к зиме в соответствии с параметрами потребления и экономикой Российской Федерации, потреблением населением, комбытом и нашими зарубежными покупателями. Поэтому мы обеспечим максимальную закачку в подземные хранилища, выполнение всех комплексных работ по газотранспортной системе, и, естественно, добычной комплекс будет готов выходить на мощности, превышающие суточную производительность 1,7 млрд. куб. м. Мы будем готовы больше производить газа. ВОПРОС: «Вести 24». У меня такой, немножечко гипотетический вопрос, но, учитывая все те месторождения, которые уже есть, которые разрабатываются – на сколько лет нам хватит газа? На сколько лет хватит этих запасов, как можно оценить? А.Г. АНАНЕНКОВ: Этот вопрос относится в большей степени, наверное, к развитию и динамике развития научно-технического прогресса. Потому что ресурсы Российской Федерации по газу колоссальны – 250 трлн. куб. м газа. И это примерно глубины порядка 5 тыс. м. Это без учета газогидратов, это без учета газа, находящегося в угольных пластах. Например, в Кемеровской области по шахтам – в тех угольных пластах, которые сегодня еще не распределены между недропользователями, суммарное содержание газа составляет 13 трлн. куб. м. Это тот метан, который, к сожалению, пока не используется для благих целей, а приводит к трагедиям. Но в самое ближайшее время «Газпром» (уже в этом году) будет начинать интенсивные работы по угольным разрезам в Кемерово, участвовать в начале разработки этих месторождений метана, которые находятся в угле. И мы, вы знаете, начиная с 2002 года, активно вели исследовательские работы, и в настоящее время имеем очень хорошие, позитивные результаты. И, по сути говоря, наверное, могли бы с 2008-2009 года приступить к промышленной разработке метано-угольных пластов. Поэтому, если говорить о традиционной ресурсной базе, которую мы видим сегодня – это 250 трлн. куб. м газа. Грубым счетом поделите на ежегодные отборы, и вы получите 250 лет по той ресурсной базе, которая сегодня в наших традиционных месторождениях. Это глубины 5 тыс. м. Это без газовых гидратов и без метано-угольных пластов. И, конечно, без всевозможных биотехнологий, биогаза, который тоже может быть использован. И вы знаете – даже из сахарного тростника сегодня начинают получать углеводороды. Но это пока все дорого. У нас ресурсы максимально эффективные с точки зрения работы с рынком. Традиционные газовые и газоконденсатные месторождения – это максимально эффективные углеводородные ресурсы, которые позволяют нам быть в более комфортных условиях в части конкурентоспособности. 250 лет. ВОПРОС: Светлана Саватеева, «Интерфакс». Александр Георгиевич, Вы сказали, что по вашему новому прогнозному максимальному балансу до 2020 года «Газпром» сможет добывать 670 млрд. куб. м газа. Можно уточнить – какой объем смогут добывать независимые производители по такому плану? Или, хотя бы, насколько изменится доля «Газпрома»? А.Г. АНАНЕНКОВ: По нашим расчетам, независимые производители к 2020 году смогут добывать порядка 170-180 млрд. куб. м газа. ВЕДУЩИЙ: Последний вопрос. «Платс», пожалуйста. ВОПРОС: Александр Георгиевич, можно уточнить по Ямалу? В стратегии развития газовой отрасли 2011 год указан как самый ранний срок ввода ямальских месторождений. А также по другим сценариям предлагается 2017 год и позднее. В связи с этим – не рассматриваете ли вы, что срок ввода Бованенковского месторождения может быть перенесен в зависимости от выбранного сценария? И второй вопрос, если можно, по Харасавэйскому месторождению. В прошлом году вы говорили, что к 2013 году месторождение может быть введено. Изменился ли этот срок, и когда может быть принято инвестиционное решение по Харасавейскому месторождению? И если можно, еще по стратегии «Газпрома» в области СПГ. Не могли бы вы основные параметры уточнить: объемы производства СПГ и сроки? 12 А.Г. АНАНЕНКОВ: Первый вопрос – есть ли необходимость переноса сроков ввода Бованенково? Я не понял – зачем и куда его переносить? В соответствии с нашими расчетами, которые мы провели и о которых я уже говорил – в рамках разработки баланса газа до 2020 года по повышенному варианту, Бованенково должно быть введено в 2011 году с объемом добычи 7,9 млрд. куб. м газа. То есть мы в середине 2011 года должны запускать Бованенково. Харасавэйское месторождение – его дата ввода определена 2014 годом. Инвестиционное решение по Харасавэю, возможно, будет принято в 2010 году. Что касается СПГ. Что касается Штокмановского месторождения. Прогноз: Штокмановское месторождение при полном развитии будет производить 71 млрд. куб. м газа в год. Это в соответствии с проектом разработки, который недавно был утвержден и комиссией газовой промышленности по разработке месторождений, эти параметры утверждены и на государственном уровне. С возможностью добычи газа на Штокмане в объеме 94 млрд. куб. м газа. Первый газ со Штокмана мы предполагаем подать по трубопроводу в ЕСГ из северных районов Мурманской области до Волхова в 2013 году. Этот газопровод будет проектироваться и строиться. Соединение его с Единой системой газоснабжения будет в Волхове. Объемы поставок трубопроводного газа и СПГ будут учитывать динамику развития и потребления на рынках трубопроводного газа и СПГ. В наших прогнозах есть разные сценарии. Но один из них, например, такой (золотая середина): из 94 млрд. куб. м половина будет идти в трубопровод, половина – для производства СПГ. Один из вариантов, например, такой. С учетом динамики рынка СПГ эта пропорция может быть изменена, но это будет связано с той динамикой, по которой будет развиваться при этом вся ЕСГ Российской Федерации. Потому что Единая система газоснабжения Российской Федерации в данном случае будет включать в себя и мощности по производству СПГ. Это совершенно новый товар, качественно новый товар, качественно иная система транспортировки этого газа, совершенно иные рынки. Это дальние рынки – рынки, превышающие расстояния 5 тыс. км, 4 тыс. км, на которые мы традиционно поставляли газ по трубопроводу. Поэтому эта пропорция будет зависеть от многого. Сегодня мы прорабатываем разные варианты. Но первая мощность, первая фаза Штокмановского проекта – можно сказать однозначно – будет рассчитана на производство СПГ, начиная с 2014 года, в объеме 10 млрд. куб. м. Вот это точно. ВЕДУЩИЙ: Большое спасибо. Пресс-конференция закончена. 13
