453,5 млрд куб. м газа добыл «Газпром» в 2020 году
26 апреля 2021
Материал опубликован в № 4 корпоративного журнала «Газпром», беседу вел Сергей Правосудов
На вопросы журнала отвечает заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» Виталий Маркелов
- Виталий Анатольевич, сколько газа и жидких углеводородов добыл «Газпром» в 2020 году?
-
«Газпром» в минувшем году добыл 453,5 млрд куб. м газа, 16,3 млн т газового конденсата и 39,7 млн т нефти.
- Каковы планы по добыче на 2021 год?
-
В текущем году мы планируем добыть 496,9 млрд куб. м газа, 18,1 млн т газового конденсата и 40,6 млн т нефти.
Ямал
- Как идет освоение запасов полуострова Ямал? Когда планируется вывести на максимальную проектную мощность Бованенковское месторождение и ввести в эксплуатацию Харасавэйское и Крузенштернское месторождения?
-
В настоящее время продолжается активное освоение сеноман-аптских залежей Бованенковского месторождения, в 2020 году выполнен доввод вторых очередей дожимных компрессорных станций на ГП-1 и ГП-2 общей мощностью 128 МВт и 53 эксплуатационных газовых скважин. Последовательное развитие Бованенковского НГКМ и дальнейший ввод дожимных мощностей и эксплуатационных скважин позволит вывести месторождение на проектный уровень добычи после 2022–2023 годов.
Продолжаются полномасштабные работы по обустройству еще одного уникального месторождения на Ямале — Харасавэйского. Начало добычи газа на Харасавэйском ГКМ запланировано в 2024 году с выводом месторождения на проектный уровень добычи 32 млрд куб. м в год к 2026 году.
Для обеспечения прогнозной потребности на среднесрочную перспективу ПАО «Газпром» запланировано расширение добычных мощностей в зоне ЕСГ, в том числе за счет ввода в разработку Крузенштернского газоконденсатного месторождения. Ввод Крузенштернского ГКМ в эксплуатацию намечен на 2028 год. В настоящее время ПАО «Газпром» выполняется подготовка проектного технологического документа на разработку месторождения, в соответствии с которым будут определены технико-технологические решения по разработке и обустройству месторождения, в том числе сроки выхода на максимальный проектный уровень добычи газа — 33 млрд куб. м в год.
- Сколько газа и конденсата было добыто в 2020 году из ачимовских залежей?
-
В прошлом году из ачимовских залежей было добыто 14,6 млрд куб. м газа, в том числе 10,8 млрд куб. м на первом участке и 3,8 млрд куб. м — на втором. Добыча конденсата составила 6,1 млн т (первый участок — 4,4 млн т, второй — 1,7 млн т).
- Какой максимальный объем газа и жидких углеводородов планируется добывать из ачимовских залежей?
-
В соответствии с действующим проектом разработки накопленная добыча за весь период эксплуатации из ачимовских залежей в целом по ПАО «Газпром» может составить 1,5 трлн куб. м газа, 218,2 млн т газового конденсата и 41,6 млн т нефти.
- Расскажите о проекте освоения Парусового, Северо-Парусового и Семаковского месторождений.
-
Данный комплексный проект, реализуемый ООО «РусГазАльянс», совместным предприятием Группы «Газпром» и АО «РусГазДобыча», предусматривает добычу, транспортировку и реализацию природного газа с Парусового, Северо-Парусового и Семаковского месторождений, расположенных на Тазовском полуострове в Ямало-Ненецком автономном округе.
Реализация проекта разработки Семаковского месторождения планируется в три фазы. Ввод первой фазы месторождения в разработку намечено осуществить в 2022 году путем строительства и обустройства скважин на суше. В рамках второй и третьей фаз будет выполнено, соответственно, строительство ERD-скважин (extended reach drilling, скважины с отходом от вертикали более 3500 м) и морского добычного комплекса для освоения акваториальной части Семаковского месторождения.
В 2020 году было принято окончательное инвестиционное решение по реализации проекта разработки Семаковского месторождения. В настоящее время ООО «РусГазАльянс» по результатам выполнения комплекса проектно-изыскательских работ и получения соответствующих разрешений государственных органов организовано выполнение строительно-монтажных работ первой фазы обустройства Семаковского месторождения. В частности, ведется строительство автодорог, площадок производственных объектов, выполняется работа по погружению свай под строительство площадных объектов обустройства и монтажу высоковольтных линий, завозятся материально-технические ресурсы.
Уже завершено строительство восьми эксплуатационных скважин, продолжается строительство девятой и десятой на двух кустовых площадках. Всего к моменту ввода Семаковского месторождения планируется построить 19 скважин.
Для финансирования данных работ привлечено проектное финансирование от российских кредитных организаций.
Следует также отметить, что по результатам проведенного технико-экономического анализа оптимальным вариантом морского добычного комплекса для данного месторождения определен искусственный остров с основанием из стального кессона. Технологическая возможность и экономическая целесообразность замены стального основания на железобетонное будет дополнительно изучена в случае развития и внедрения этой технологии на других проектах.
Выбор данных технологических решений позволяет в том числе минимизировать зависимость реализации проекта от санкций иностранных государств. Так, возможность разделения морского добычного комплекса на основание и верхнее строение позволяет использовать зарекомендовавшие себя технические решения, аналогичные используемым при обустройстве месторождений на суше.
Таким образом, реализация совместного проекта помогает наработать опыт использования передовых технологий для освоения аналогичных месторождений.
В рамках подготовительного этапа проекта также ведется работа по Парусовому и Северо-Парусовому месторождениям, направленная на принятие окончательного инвестиционного решения по их освоению.
С целью оптимизации технико-экономических показателей проекта освоения Парусовой группы месторождений планируется обеспечить достижение синергетического эффекта от использования единого газотранспортного коридора с группой Каменномысских месторождений.
В первую очередь планируется осуществить ввод в разработку Парусового месторождения, а Северо-Парусовое месторождение ввести на более поздних этапах с целью поддержания «полки добычи».
- А когда начнется освоение месторождений Обской и Тазовской губ?
-
В настоящее время планами развития нашего дочернего предприятия — ООО «Газпром добыча Ямбург» предполагается дальнейшее движение на север: обустройство и разработка акваториальных месторождений Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Обское и Чугорьяхинское. Также ООО «РусГазАльянс» реализует проект по разработке Парусового, Северо-Парусового и Семаковского месторождений.
Согласно долгосрочной программе развития ПАО «Газпром» следующим по очереди будет ввод в эксплуатацию самого крупного акваториального месторождения Обской губы — Каменномысское-море.
25 июня 2020 года в Астраханской области на верфи АО «Южный центр судостроения и судоремонта» дан старт строительству центрального блока опорного основания ледостойкой платформы «Полюс-68º». Параллельно ведутся работы по строительству правого и левого блоков основания, изготовлению основных блочных модулей платформы на судостроительных верфях в городах Астрахань, Северодвинск, Калининград, а также на машиностроительном предприятии в Екатеринбурге. Ввод месторождения в эксплуатацию с подачей первого газа планируется осуществить, согласно директивным срокам, в 2027 году.
В 2029 году планируется ввести месторождение Северо-Каменномысское, обустройство которого также предполагает установку ледостойкой платформы в акватории Обской губы. На сегодняшний день ведется проектирование и разработка основных технических решений.
Юг
- Сколько газа в минувшем году было добыто на Астраханском месторождении? Каковы перспективы его освоения?
-
На Астраханском месторождении в минувшем году было добыто 10,5 млрд куб. м газа.
В 2019 году было принято решение поэтапно приступить к увеличению добычи на Астраханском месторождении.
В 2020 году на основе выполненного пересчета запасов природного газа разработано «Дополнение к технологическому проекту разработки Астраханского газоконденсатного месторождения». Согласно новой проектной документации на разработку месторождения, планируется с 2027 года увеличить добычу на 6 млрд куб. м в год по газу сепарации, что составит 18 млрд куб. м в целом по месторождению.
Для обеспечения плановых показателей по добыче газа предусматривается строительство и ввод новых производственных мощностей УКПГ-7 с 2027 года и УКПГ-10 с 2029-го, строительство свыше 50 добывающих наклонно-направленных скважин на Левобережной части Астраханского месторождения с длиной ствола в продуктивной части разреза до 800 м.
При этом необходимо отметить, что разработка Астраханского месторождения осложняется дополнительными требованиями к безопасной эксплуатации производственных объектов при высокой концентрации сернистых соединений и диоксида углерода. Однако экономическая привлекательность в реализации проектных решений заключается в обеспечении потребности Южного федерального округа в товарном и сжиженном газе при увеличении их потребления населением и промышленностью с развитием региональной газотранспортной системы. Кроме этого, на территории Астраханской области планируется строительство газохимического комплекса по производству полиэтилена, сырьем для которого будет этан с Астраханского месторождения. Реализация данных инвестиционных проектов приведет к созданию дополнительных рабочих мест, что положительно повлияет на социально-экономическое развитие региона.
В рамках мероприятий по введению новых производственных мощностей планируется реализация решений, позволяющих сохранить высокий уровень промышленной и экологической безопасности на Астраханском месторождении.
Для обеспечения этой важной задачи ПАО «Газпром» выполнит мероприятия, направленные на развитие существующей системы безопасности производства, внедрение энергоэффективного оборудования и новых технологий. В данном направлении ведется работа по созданию опытного полигона для отработки технологии закачки кислого газа в пласт, что позволит сохранить ценные природные компоненты и использовать их при повышении спроса на серу и ее производные на внутреннем и внешних рынках.
В дальнейшем для принятия решения по увеличению объема добычи газа свыше 18 млрд куб. м и обеспечения экономической рентабельности разработки Астраханского месторождения ПАО «Газпром» планирует выполнить работу по обоснованию инвестиций.
Восточная Сибирь
- Каковы планы освоения Чаяндинского месторождения?
-
Уровень годовой добычи свободного газа здесь составит 25 млрд куб. м с фондом добывающих газовых скважин 335 единиц и периодом постоянной добычи 20 лет. Выход месторождения на проектную мощность предусмотрен на шестой год разработки. Максимальная годовая добыча газового конденсата — 0,4 млн т, нефти — 3,2 млн т, фонд добывающих нефтяных скважин — 187 единиц.
Разделение углеводородного сырья, подготовка товарного газа и стабильного конденсата осуществляется на установке комплексной подготовки газа УКПГ-3 мощностью 25 млрд куб. м в год (введена в эксплуатацию в 2019 году). Кроме того, сбор газа с кустов газоконденсатных скважин осуществляется на установке предварительной подготовки газа УППГ-2 (введена в 2020 году и находится на этапе документального ввода в эксплуатацию) и УППГ-4 (ввод предусмотрен в 2023 году).
Эксплуатационные газоконденсатные скважины сгруппированы в 94 куста — от двух до семи скважин в кусте.
Период нарастающей добычи продлится пять лет (с 2019 по 2023 год). Годовая добыча газа в этот период изменится от 1,6 млрд до 24,5 млрд куб. м, стабильного конденсата — от 22,6 тыс. до 381,3 тыс. т. За этот период будет введено в эксплуатацию 226 добывающих газовых скважин.
С 2024 года ежегодный уровень добычи газа выходит на «полку» в объеме 25 млрд куб. м. С 2024 по 2031 год годовая добыча по месторождению составит 26,3‒26 млрд куб. м газа. Годовая добыча конденсата в этот период будет составлять 404,4–382,9 тыс. т. В этот период вводятся еще 104 скважины, и действующий фонд добывающих газовых скважин составит 330 единиц.
С 2032 года уровень годовой добычи газа начинает снижаться с 25,8 млрд до 25,6 млрд куб. м (в 2043 году). В указанный период вводится пять скважин, и действующий фонд добывающих газовых скважин достигнет проектного значения — 335 единиц.
В состав УКПГ-3 входит установка мембранного выделения гелиевого концентрата (УМВГК). Выделенный на УМВГК гелиевый концентрат закачивается в хамакинский горизонт Чаяндинского ГКМ, рассчитанный на возможность его закачки в течение 15 лет.
Добычу, подготовку и транспортировку нефти до УКПГ-3 осуществляет дочернее общество ПАО «Газпром нефть» — ООО «Газпромнефть-Заполярье» по договору с ООО «Газпром добыча Ноябрьск».
Нефть транспортируется до УКПГ-3 нефтевозами и принимается в точке слива резервуарного парка стабильного конденсата. В указанном пункте приема нефти ООО «Газпромнефть-Заполярье» передает нефть ООО «Газпром добыча Ноябрьск» для смешения. Смешение нефти и конденсата производится посредством внутрипарковой перекачки в резервуарном парке стабильного конденсата. Учет количества и показателей качества нефтегазоконденсатной смеси на УКПГ-3 производится на узле измерений стабильного конденсата.
После смешения нефти со стабильным газовым конденсатом нефтеконденсатная смесь транспортируется по магистральному нефтепроводу Чаянда-ВСТО от УКПГ-3 до приемо-сдаточного пункта (ПСП). Сдача нефти на ПСП производится через систему измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) в систему магистрального нефтепровода ВСТО ПАО «Транснефть».
По объектам нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ в 2019 году введена в эксплуатацию установка подготовки нефти производительностью 131 тыс. т в год, а также три газовые и две нефтяные скважины. В 2020 году введены в эксплуатацию еще две нефтяные скважины.
- Когда «Газпром» планирует ввести в эксплуатацию другие месторождения Якутии?
-
Помимо Чаяндинского НГКМ в Республике Саха (Якутия) ПАО «Газпром» владеет лицензиями на разработку Верхневелючанского, Среднетюнгского, Тас-Юряхского и Соболох-Неджелинского месторождений. В настоящее время ресурсы указанных месторождений рассматриваются как резерв для обеспечения поставок газа потребителям Республики Саха (Якутия) и Амурской области в долгосрочной перспективе по мере снижения уровней добычи газа на Чаяндинском и Ковыктинском месторождениях.
- Расскажите о планах разработки Ковыктинского месторождения.
-
Реализация проекта обустройства Ковыктинского ГКМ ведется в соответствии с утвержденным 7 декабря 2017 года Перечнем мероприятий по созданию газодобывающих и газотранспортных мощностей использующих газ месторождений Иркутского центра газодобычи, предусматривающим ввод первой промышленной установки подготовки газа УКПГ-2 мощностью 6,9 млрд куб. м газа в год с 56 эксплуатационными скважинами Ковыктинского ГКМ в четвертом квартале 2022 года.
Выполнение строительно-монтажных работ по проекту обустройства началось с четвертого квартала 2018 года. В 2020 году велись работы по отсыпке площадок для бурения скважин первоочередных кустов и подъездных дорог к ним, а также бурение скважин. Дополнительно в течение 2020 года мобилизовано семь буровых установок, закончены бурением 28 эксплуатационных газовых скважин. В 2021 году предусмотрено бурение 20 буровыми установками (дополнительная мобилизация — четыре буровые установки).
В 2020 году утверждены новый подсчет запасов и дополнение к технологической схеме разработки Ковыктинского месторождения. В соответствии с протоколом ГКЗ Роснедра текущие извлекаемые запасы углеводородов Ковыктинского месторождения в пределах лицензионных участков ПАО «Газпром» (Ковыктинский, Хандинский, Чиканский) по категориям АВ1+В2 составляют 1,77 трлн куб. м газа, 65,5 млн т конденсата и 5 млрд куб. м гелия.
В 2021–2023 годах планируется провести сейсморазведочные работы 3D в объеме 1409 кв. км, электроразведочные работы в объеме 900 кв. км, завершить строительством девять разведочных скважин, осуществить пробную эксплуатацию четырех разведочных скважин, выполнить оперативный подсчет запасов и дополнение к технологической схеме разработки Ковыктинского месторождения.
Согласно действующей технологической схеме разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения (утверждена протоколом ЦКР Роснедр в мае прошлого года) предусмотрено поэтапное наращивание объемов добычи газа в течение трех лет, начиная с 5 млрд куб. м до 27,2 млрд куб. м в год, с потенциальной возможностью увеличения добычи до 33,5 млрд куб. м с 2032 года. Прогнозная годовая добыча конденсата оценивается в 1,4 млн т ежегодно.
Подача с 1 января 2023 года газа с Ковыктинского НГКМ предусмотрена для обеспечения контрактных условий по объему и качеству поставляемого газа в КНР по газопроводу «Сила Сибири».
- Что необходимо сделать, если понадобится увеличить мощность газопровода «Сила Сибири»?
-
В соответствии с договором купли-продажи между ПАО «Газпром» и КННК выход на проектную производительность газопровода «Сила Сибири» предусмотрен в 2025 году (объем транспортировки газа в Китайскую Народную Республику составит 38 млрд куб. м в год). Для увеличения производительности газопровода сверх указанной необходимо построить дополнительные компримирующие мощности и лупинги линейной части. Объем строительства будет зависеть от требуемого увеличения производительности газопровода.
Турон и сенон
- Каковы перспективы разработки туронских и сенонских залежей?
-
Туронские и сенонские залежи относятся к надсеноманскому газовому комплексу, представляющему значительный интерес на месторождениях с падающей добычей в ЯНАО. В настоящее время с целью изучения перспектив нефтегазоносности и подготовки запасов надсеноманского газового комплекса к освоению ведутся геологоразведочные работы.
Значительный объем геологоразведочных работ по изучению перспектив нефтегазоносности сенонских отложений выполнен на Медвежьем НГКМ в зоне деятельности ООО «Газпром добыча Надым». В пределах Медвежьего НГКМ за период с 2012 года пробурено шесть поисково-оценочных скважин, расконсервированы и испытаны на продуктивность четыре разведочные скважины старого фонда, завершены сейсморазведочные работы 3D. Выполненный комплекс геологоразведочных работ подтверждает продуктивность надсеноманского газового комплекса. Однако для определения добычных возможностей скважин и эксплуатационных характеристик залежей необходимо продолжение геологоразведочных работ.
На месторождении Южно-Русское, недропользователем которого является ОАО «Севернефтегазпром», совместная компания ПАО «Газпром», немецкой Wintershall Dea и австрийской OMV, в 2017 году успешно завершена опытно-промышленная разработка и начата эксплуатация туронской газовой залежи. В настоящее время ведется строительство эксплуатационных скважин на туронскую газовую залежь. По состоянию на начало 2021 года из 88 проектных скважин закончены строительством 44, введены в эксплуатацию 28 скважин, в том числе две с многостадийным гидроразрывом пласта.
По утвержденному проектному документу на разработку максимальная годовая добыча газа из туронской залежи составит до 9 млрд куб. м в 2023 году. При этом рентабельность проекта по добыче трудноизвлекаемых запасов газа из туронской залежи будет увеличена благодаря использованию уже существующей наземной инфраструктуры сеноманского газового промысла Южно-Русского месторождения. В ближайшей перспективе (2022 год) также планируется начать опытно-промышленную разработку туронской газовой залежи Заполярного месторождения.
Начиная с 2019 года ведутся геологоразведочные работы по изучению перспектив надсеноманского комплекса на Ямбургском, Вынгапуровском, Комсомольском и Падинском месторождениях. Для определения перспектив разработки необходимо продолжение геологоразведочных работ.
Подготовка к освоению запасов надсеноманских отложений позволит использовать действующую инфраструктуру и продлить сроки эксплуатации месторождений.
Переработка
- Когда планируется вывести на проектную мощность Амурский ГПЗ?
-
Амурский ГПЗ, расположенный в Свободненском районе Амурской области, является одним из ключевых элементов поставки газа в КНР по «восточному» маршруту, поскольку обеспечивает подготовку газа до экспортных требований и извлечение из него ценных компонентов — гелия, этана, пропана, бутанов и более тяжелых углеводородов.
Завод войдет в тройку мировых лидеров по переработке природного газа и станет крупнейшим предприятием по производству товарного гелия. Сырьем Амурского ГПЗ является природный газ месторождений Якутского и Иркутского центров газодобычи, поступающий по магистральному газопроводу «Сила Сибири».
Проектная производительность Амурского ГПЗ по сырьевому газу составляет 42 млрд куб. м в год. На Амурском ГПЗ будет построено шесть технологических линий мощностью по 7 млрд куб. м в год каждая. При этом будет производиться 38 млрд куб. м в год товарного газа, поставляемого в КНР, и до 60 млн куб. м в год гелия.
Также предприятием ежегодно будет производиться до 2,6 млн т этана, до 1 млн т пропана, около 500 тыс. т бутанов и до 200 тыс. т пентан-гексановой фракции.
Ввод в эксплуатацию объектов Амурского ГПЗ планируется осуществлять пятью пусковыми комплексами, и в начале 2025 года завод выйдет на проектную мощность.
Во втором квартале 2021 года запланировано начало пусконаладочных работ первого пускового комплекса в составе двух технологических линий.
- Каковы планы в отношении создания перерабатывающего комплекса в Усть-Луге?
-
Продолжая работу по одному из стратегических направлений «Газпрома» — максимальному извлечению из добываемого углеводородного сырья ценных компонентов — нами было принято решение о реализации проекта газоперерабатывающего производства в составе Комплекса переработки этансодержащего газа в районе поселка Усть-Луга Ленинградской области.
Сырьевой базой комплекса является этансодержащий газ месторождений Надым-Пур-Тазовского региона. Транспортировка такого газа будет осуществляться по выделенным трубопроводам ЕСГ. Проект реализуется совместным предприятием ПАО «Газпром» и АО «РусГазДобыча» — компанией «РусХимАльянс».
Мощность газоперерабатывающего комплекса по сырью — 45 млрд куб. м газа в год. Газоперерабатывающий комплекс ежегодно будет производить порядка 3,6 млн т этановой фракции и до 1,7 млн т СУГ. Произведенная этановая фракция будет поставляться на Балтийский газохимический комплекс, а СУГ — реализовываться на экспорт морским путем.
Примерно 18 млрд куб. м в год производимого товарного газа будет поступать в ЕСГ, а остальное количество поставляться на завод СПГ мощностью 13 млн т в год и далее — покупателям через морской отгрузочный терминал.
В настоящее время завершаются проектно-изыскательские работы, осуществляются подготовительные работы для начала строительства.
Газоперерабатывающее производство планируется вводить в эксплуатацию двумя пусковыми комплексами производительностью по 22,5 млрд куб. м сырьевого газа в год каждый. Пусконаладочные работы первого пускового комплекса намечено завершить к 31 июля 2024 года, второго — к 31 июля 2025-го.
Внутренний рынок
- Сколько газа Группа «Газпром» реализовала в 2020 году на внутреннем рынке?
-
В 2020 году поставка газа Группой «Газпром» потребителям России по газотранспортной системе (ГТС) ПАО «Газпром» составила 225,9 млрд куб. м, что на 14,1 млрд куб. м (5,9%) ниже уровня 2019 года.
Объемы газопотребления прежде всего сократились вследствие теплых погодных условий в осенне-зимнем периоде 2019/20 (в частности, в первом квартале 2020 года средняя температура воздуха в зоне ЕСГ составила ‒1,6°С, что выше климатической нормы на 6,6°С), а также в связи со снижением производства, вызванным пандемией COVID-19 и проведением карантинных мероприятий.
- Удалось ли поднять уровень платежей за газ и снизить задолженность за ранее поставленный газ? Есть ли перспективы улучшения ситуации на Северном Кавказе?
-
«Газпром» ведет системную работу по укреплению платежной дисциплины потребителей на внутреннем рынке. Принятые меры позволили в 2019 году повысить уровень платежей и снизить просроченную задолженность. Также в 2020 году, несмотря на проведение режимных и карантинных мероприятий в связи с пандемией COVID-19, в целом удалось удержать расчеты потребителей за поставленный газ на уровне 2019 года.
Уровень расчетов в целом по Российской Федерации составил 97,9% от стоимости поставленного газа (без учета регионов Северного Кавказа) — 99,8%; по регионам Северного Кавказа — 73,4%. В 2019 году уровень расчетов от стоимости поставленного газа для всех категорий потребителей составлял 98%.
В условиях введения эпидемиологических ограничений по итогам 2020 года просроченный долг потребителей вырос на 4,1 млрд рублей и составил 178,4 млрд рублей. При этом в 49 регионах, а это на 15 регионов больше, чем в 2019 году, долги снижены суммарно на 8 млрд рублей. Наибольшее снижение задолженности обеспечено в Волгоградской, Московской, Ульяновской и Астраханской областях, Республике Татарстан.
Большую часть просроченной задолженности по-прежнему составляют долги регионов Северо-Кавказского федерального округа (СКФО) в сумме 99,2 млрд рублей. Несмотря на сложные условия 2020 года уровень оплаты потребителями СКФО в целом увеличился на 1,6 процентного пункта и составил 73,4%.
Прирост уровня расчетов обеспечен по теплоснабжающим организациям (ТСО) республик СКФО в основном за счет выделения регионами субсидий на компенсацию выпадающих доходов ТСО. Но в целом просроченная задолженность по регионам СКФО увеличилась на 6,7 млрд рублей и составила 99,2 млрд рублей.
Основной прирост задолженности сформировался в Республике Дагестан (+4,1 млрд рублей), а также в Республике Ингушетия и Республике Северная Осетия-Алания. В каждой из них задолженность увеличилась более чем на 1 млрд рублей.
В условиях принятых мер по нераспространению новой коронавирусной инфекции причиной снижения уровня оплаты населением и, соответственно, роста задолженности являются снижение доходов значительной части граждан и введенный постановлением правительства Российской Федерации от 2 апреля 2020 года мораторий на ограничение коммунальных услуг и начисление неустоек должникам, лишивший региональные компании по реализации газа механизмов взыскания просроченной дебиторской задолженности.
При этом в целом всё же удалось удержать уровень расчетов населения на уровне 2019 года. В минувшем году уровень расчетов населения составил 90,5%, а без учета Северного Кавказа — 99,6%. При этом уровень просроченной задолженности населения вырос суммарно на 5,5 млрд рублей в 17 регионах, из них 4,7 млрд рублей сформировано в пяти республиках Северного Кавказа: Дагестане, Ингушетии, Кабардино-Балкарии, Северной Осетии-Алании и Чеченской Республике.
В 50 регионах долг населения сократился, наибольшее снижение обеспечено в Астраханской, Самарской, Ростовской областях, Краснодарском и Ставропольском краях.
Учитывая, что по-прежнему наибольшая задолженность категории «население» сохраняется в регионах СКФО, предприятия Группы «Газпром» продолжают системную работу по повышению платежной дисциплины потребителей. Так, в регионах проводится инвентаризация и актуализация абонентских баз. В 2020 году было проведено более 1,3 млн проверок абонентов, выявлены неучтенные 2,1 млн кв. м отапливаемой площади, 33,1 тыс. единиц газопотребляющего оборудования и 54,6 тыс. проживающих, к оплате предъявлено более 70 млн куб. м газа на сумму свыше 360 млн рублей.
Вместе с региональными и местными органами власти в регионах СКФО проводятся совместные рейдовые мероприятия по населенным пунктам. Кроме того, «Газпром» продолжает активную претензионно-исковую работу по взысканию задолженности. В рамках этой работы в 2020 году с населения взыскано 6,6 млрд рублей.
Для создания комфортных условий для потребителей при расчетах за газ продолжается внедрение интеллектуальных приборов учета и дистанционных форм оплаты через интернет-сервис «Личный кабинет абонента», количество пользователей которого в 2020 году выросло на 24% и составило 4,1 млн абонентов. Это позволило увеличить дистанционные платежи на 31%.
Что касается теплоснабжающих организаций, то в 2020 году обеспечено повышение уровня оплаты организаций ТСО, который достиг 100%. В 42 регионах удалось обеспечить снижение просроченной задолженности. Основное снижение произошло в Московской, Астраханской областях, Краснодарском крае, Тульской и Ульяновской областях. Долгов практически не осталось в Санкт-Петербурге, Ленинградской и Калининградской областях.
При этом, несмотря на принимаемые меры, задолженность ТСО в 26 регионах выросла. Причинами образования долгов теплоснабжающих организаций за газ остаются прежде всего:
- недостаточность тарифов и нормативов потребления тепла для безубыточной деятельности ТСО;
- передача в аренду имущества без погашения долгов за газ;
- высокий износ котельных и тепловых сетей, приводящий к сверхнормативным потерям.
Для снижения долгов ТСО продолжается работа по подписанию с регионами и контролю за исполнением графиков погашения задолженности за поставленный газ. В 2020 году таких графиков действовало на сумму более 36 млрд рублей, в графики включено 709 организаций.
Кроме того, по результатам работы с региональными органами власти в 2020 году регионами были выделены субсидии на компенсацию выпадающих доходов теплоснабжающих организаций на 2,5% больше, чем в 2019 году.
Организациям всех уровней бюджетной сферы в 2020 году обеспечен стопроцентный уровень оплаты, и просроченный долг снижен на 724 млн рублей. Этого удалось достичь благодаря синхронизации планирования объемов поставки газа и бюджетных расходов, необходимых для их оплаты.
По электроэнергетическим компаниям в 2020 году процент оплаты составил 99,3%, просроченная задолженность увеличилась на 1,9 млрд рублей. Большая часть указанной задолженности сформирована ООО «Тверская генерация». Несмотря на проводимую работу с потребителем и администрацией региона, ситуацию в минувшем году исправить не удалось.
Учитывая, что размер просроченной задолженности все еще остается достаточно высоким, «Газпром» принимает активное участие в работе по совершенствованию законодательства в сфере газоснабжения.
- Сколько газа планируется поставить отечественным потребителям в 2021 году?
-
В 2021 году Группа «Газпром» планирует поставить потребителям России по ГТС ПАО «Газпром» 238,2 млрд куб. м газа при условии соответствия температур воздуха в осенне-зимний период климатической норме.
- Какого уровня газификации планируется достичь к концу текущего года? Какая сумма будет инвестирована в газификацию в 2021 году?
-
Ожидаемый уровень газификации на конец 2021 года составляет 72,1%. В 2021 году мы запланировали инвестиции в размере 128,8 млрд рублей, включая 73 млрд рублей на строительство межпоселковых газопроводов. Это в 1,8 раза превышает объем инвестиций в 2020 году.
Импортозамещение
- Как идет процесс импортозамещения? Какую долю в закупках «Газпрома» составляет продукция отечественных предприятий?
-
Не секрет, что «Газпром» ‒ одна из крупнейших глобальных энергетических компаний. Сохранение лидирующих позиций обеспечивается восполнением запасов энергетических ресурсов и высоким уровнем технологического развития единой системы газоснабжения.
Однако санкционная политика западных стран и ограничение доступа российских компаний к современным технологиям и оборудованию диктуют необходимость формирования комплекса мер в сфере импортозамещения.
Так, в «Газпроме» утвержден перечень наиболее важных видов продукции для импортозамещения и локализации производств. Перечень содержит сведения об оборудовании, технологиях и материалах, применение которых является фактором риска для эксплуатации действующих объектов и реализации проектов нового строительства.
Показателем эффективной работы «Газпрома» с российскими предприятиями в сфере импортозамещения и технологического развития является существенное сокращение вышеуказанного перечня. Если в 2015 году он содержал 486 наименований оборудования, технологий и материалов, то по состоянию на текущую дату сокращен до 144 позиций (в части газового бизнеса, без учета нефтяного и электроэнергетического направлений).
Эффективное взаимодействие «Газпрома» с отечественным промышленным комплексом позволило обеспечить освоение производства на территории Российской Федерации многих видов импортозамещающей продукции, в том числе добычного оборудования в коррозионно-стойком исполнении. В настоящее время в полном объеме освоено производство добычного оборудования для Астраханского и Оренбургского месторождений. При обустройстве данных месторождений в связи с высокой концентрацией сероводорода в составе добываемого газа ранее применялось импортное оборудование.
Также с применением отечественного добычного оборудования ведется обустройство Чаяндинского и Ковыктинского месторождений. Активно осваивается Харасавэйское месторождение.
Проект «Сила Сибири» ‒ яркий пример реализации программы импортозамещения. При строительстве газопровода и инфраструктурных объектов применены преимущественно российское оборудование и материалы. Трубная продукция полностью отечественного производства. Впервые в «Газпроме» при пересечении зон активных тектонических разломов были применены российские трубы с повышенной деформационной способностью. Ранее аналогичную трубную продукцию на объекты «Газпрома» поставляли только японские компании. Компрессорные станции также оснащены газоперекачивающими агрегатами отечественного производства.
«Газпром» активно развивает на российских предприятиях компетенции, необходимые для создания импортозамещающего оборудования и технологий для новых газоперерабатывающих производств — Амурского ГПЗ и комплекса по переработке газа и производству СПГ в районе Усть-Луги. Так, при участии ПАО «Газпром» на совместном предприятии «Линде-Северсталь» в Санкт-Петербурге для Амурского ГПЗ локализовано производство спиральновитых теплообменных аппаратов.
Уже сегодня в решение стратегических задач в рамках проектов ПАО «Газпром» вовлечено более 280 российских компаний с общей численностью персонала свыше 400 тыс. человек. При этом большие перспективы лежат в плоскости привлечения потенциала предприятий оборонно-промышленно комплекса России к выполнению работ и освоению производства импортозамещающей продукции для нужд «Газпрома». Ярким примером такого сотрудничества является взаимодействие с концерном «Алмаз-Антей». На одной из его производственных площадок — Нижегородском заводе 70-летия Победы организовано изготовление подводной фонтанной арматуры, системы подводных колонных головок, оборудования системы доступа в скважину. В настоящее время изготавливаются опытные образцы оборудования и запланированы приемо-сдаточные испытания.
Стоит отметить, что активная работа в сфере импортозамещения уже приносит свои плоды. Так, по итогам 2020 года доля российских материально-технических ресурсов в закупках через централизованного поставщика ПАО «Газпром» составила 97,6%. Кроме того, политика импортозамещения, реализуемая «Газпромом», способствует развитию отечественных производств, созданию дополнительных рабочих мест и, как следствие, экономическому росту России в целом.
Вьетнам
- Расскажите о работе «Газпрома» во Вьетнаме, каковы планы в отношении этой страны?
-
Стратегия Группы «Газпром» по освоению новых рынков за рубежом определяет Вьетнам в качестве одной из наиболее перспективных стран Азиатско-Тихоокеанского региона для реализации проектов в области геологоразведки и добычи углеводородов.
В настоящее время продолжается работа по освоению месторождений. В рамках деятельности по активу построены и успешно эксплуатируются три добывающие платформы. Каждая из 16 эксплуатационных скважин уверенно дает запланированный приток газа. За весь период участия Группы «Газпром» в проекте было добыто более 14 млрд куб. м газа, а в 2020 году добыли почти 2 млрд куб. м. В 2021 году планируется выполнить обширную программу внутрискважинных исследований и работ по поддержанию плановых показателей разработки. Кроме того, российская и вьетнамская стороны планируют изучение потенциала ресурсной базы перспективных объектов блоков.
Также продолжается участие Группы «Газпром» в проекте по развитию рынка газомоторного топлива Вьетнама. В рамках Соглашения о создании совместного с вьетнамской стороной предприятия по производству и использованию сжиженного природного газа в качестве моторного топлива заключен контракт на поставку газа для пилотного Проекта строительства микро-КСПГ (комплекса по сжижению природного газа) до 2033 года. Подписано Соглашение об определении основных положений контракта на сбыт СПГ с конечными потребителями в сегменте автомобильного транспорта. Заключены соглашения на осуществление бункеровки судов крупного оператора ‒ компании PTSC MARINE и другими якорными потребителями, после того как появится возможность получать импортный СПГ с вводимых в эксплуатацию терминалов на территории Вьетнама.
В настоящий момент стороны находятся на стадии принятия окончательно инвестиционного решения и перехода к практической реализации проекта.
Северное море
- Каковы итоги 2020 года и планы по добыче в Северном море?
-
В британском и нидерландском секторах шельфа Северного моря Группа «Газпром» имеет долю в лицензии на месторождение Силлиманит. В феврале 2020 года месторождение было введено в эксплуатацию. Добыча за минувший год составила 0,5 млрд куб. м газа.
Кроме того, Группа «Газпром» совместно с Wintershall Dea имеет паритетную долю (50%) в компании Wintershall Noordzee, которая входит в число крупнейших газодобывающих компаний на нидерландском морском шельфе. Wintershall Noordzee владеет долями участия в 42 лицензиях на шельфе Северного моря, эксплуатирует 17 морских добывающих платформ и четыре подводных добывающих комплекса в нидерландском, британском и датском секторах Северного моря.
Объем добычи газа Wintershall Noordzee в 2020 году составил около 634 млн куб. м газа. Это примерно на 9% выше показателей 2019 года. Кроме этого, в 2020 году компания получила лицензии на добычу углеводородов с месторождений, расположенных в пределах актива «Осло» (британский сектор Северного моря). Успешное освоение данного актива позволит увеличить добычу совместного предприятия ориентировочно на 20%.
Киргизия
- Расскажите о работе по модернизации газового хозяйства Киргизии.
-
Взаимодействие «Газпрома» с Киргизией основано на подписанном 26 июля 2013 года Соглашении между правительством Российской Федерации и правительством Киргизской Республики о сотрудничестве в сфере транспортировки, распределения и реализации природного газа на территории Киргизской Республики.
В рамках исполнения взятых на себя обязательств по данному соглашению ПАО «Газпром» инвестировало более 20 млрд рублей в развитие и модернизацию газовой инфраструктуры Киргизской Республики.
ОсОО «Газпром Кыргызстан» — это стопроцентное дочернее общество Группы «Газпром». Отличительной чертой компании является исполнение функций как по обеспечению полного цикла работ по поставке природного газа потребителям Киргизской Республики, так и по транспортировке казахстанского газа по магистральному газопроводу Бухарский газоносный район — Ташкент — Бишкек — Алма-Ата (МГ БГР‒ТБА), расположенному на севере Киргизской Республики.
В рамках модернизации газовой инфраструктуры Киргизской Республики в целях обеспечения надежного и бесперебойного газоснабжения потребителей в условиях повышения внутреннего потребления и увеличения объемов транспорта природного газа в Алма-Атинскую область Республики Казахстан сформирована современная двухниточная система магистрального газопровода, эксплуатируемого в полном соответствии с проектными характеристиками.
В период с 2015 года проложено 113 км МГ БГР‒ТБА, выполнена реконструкция наиболее загруженных газораспределительных станций, в том числе ГРС-2, обеспечивающей подачу природного газа потребителям в столице Киргизской Республики г. Бишкеке, введен в коммерческую эксплуатацию межгосударственный замерный узел Чуй на границе Киргизии и Казахстана.
Все введенные объекты ГТС оборудованы современными комплексами линейной телемеханики, обеспечивающими централизованное управление технологическим процессом транспорта газа. Объекты оснащены современными средствами связи и электрохимической защиты, стационарными камерами приема внутритрубных устройств и полностью отвечают высоким требованиям Группы компаний «Газпром».
В рамках подписанного Межправительственного соглашения ПАО «Газпром» взяло на себя обязательства по повышению уровня газификации в Киргизской Республике до 60% к 2030 году. В период с 2014 года проводится крупномасштабная работа по развитию газового хозяйства Киргизии, построено 875 км новых распределительных газопроводов.
Результатом комплексной системной работы ПАО «Газпром» и ОсОО «Газпром Кыргызстан» стало увеличение количества абонентов на 23%, с 290 тыс. в 2014 году до текущего уровня в 355 тыс. В том числе в 2020 году обеспечено подключение порядка 8 тыс. новых абонентов.
В целом за период с 2014 по 2020 год общий уровень газификации Киргизской Республики увеличен с 22 до 35%.
Узбекистан и Алжир
- Каковы планы в отношении Узбекистана?
-
Республика Узбекистан является давним партнером Группы «Газпром». Начиная с 2004 года мы участвуем в соглашении о разделе продукции (СРП) по доразработке месторождения Шахпахты, а также в СРП по разработке месторождения Джел.
На месторождении Шахпахты в 2020 году план добычи газа выполнен на 105,8% (добыто 230 млн куб. м). На 2021 год план добычи принят на уровне 240 млн куб. м. В целом перспективы освоения месторождения оптимистичны. До конца действия СРП Группа «Газпром» предполагает продолжать добычу в объемах, не ниже предусмотренных проектными документами.
Касательно реализации проекта по освоению месторождения Джел, открытого в ходе проведения геологоразведочных работ силами Группы «Газпром», в настоящее время ведется работа по подготовке технико-экономического обоснования целесообразности участия в проекте. По результатам рассмотрения ТЭО, в случае принятия положительного решения, продолжится работа по подготовке месторождения к вводу в эксплуатацию.
Кроме того, в рамках соглашений, подписанных ПАО «Газпром» и АО «Узбекнефтегаз» в 2017 году, в том числе о совместном проведении геологоразведочных работ на перспективных инвестиционных блоках Республики Узбекистан, мы проводим комплекс предынвестиционных исследований по изучению и оценке инвестиционных блоков. Завершение работ запланировано в текущем году.
- Каковы перспективы работы в Алжире?
-
В настоящее время Группа «Газпром» продолжает реализацию совместного проекта разведки и разработки месторождений углеводородов на контрактном участке Эль-Ассель в Алжире, где мы работаем совместно с Алжирской государственной нефтегазовой корпорацией «Сонатрак».
В 2021 году планируется принять решение относительно коммерческой целесообразности разработки двух открытых газоконденсатных месторождений: Рурд-Сая и Северный Рурд-Сая и перехода к этапу их освоения. В случае принятия положительного решения предполагается, что ввод месторождений в эксплуатацию состоится в 2025 году.
Кроме того, Группа «Газпром» рассматривает различные возможности участия в проектах на территории Алжира с доказанными запасами углеводородов.