ОТЧЕТ РУКОВОДСТВА ОАО «ГАЗПРОМ» (2012-2015 год)

Группа Газпром (ОАО «Газпром» и его дочерние общества, далее также Газпром, Группа) –
одна из крупнейших вертикально интегрированных энергетических компаний мира.

ОЗИЦИИ

РУППЫ В МИРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ

Газпром является мировым лидером по величине запасов (около 17%) и объемам добычи
(около  13%)  природного  газа.  В  России  Газпром  обеспечивает  свыше  73%  добычи  газа
и  около  11%  добычи  нефти  и  газового  конденсата  (с  учетом  доли  в  добыче  компаний,
инвестиции в которые классифицированы как совместные операции).
На  территории  России  в  собственности  Группы  находится  крупнейшая  в  мире  ГТС
протяженностью  168,9  тыс.  км,  которая  обеспечивает  газоснабжение  российских
потребителей и поставку природного газа на европейские рынки.
В  России  на  долю  Газпрома  приходится  около  половины  общего  объема  переработки
природного и попутного газа и 19% переработки нефти и стабильного газового конденсата.
Газпром  является  основным  поставщиком  газа  российским  потребителям  (доля
на российском рынке – более 70%) и в страны БСС, а также крупнейшим экспортером газа
на  европейском  рынке  (доля  в  обеспечении  потребления  газа  на  европейском  рынке,
включая Турцию, – 30%). Группа имеет разветвленную сеть из 1 747 действующих АЗС в
России, странах БСС и на Балканах.
Газпром  владеет  электрогенерирующими  активами,  обеспечивающими  около  15%
российской генерации электроэнергии.
В  представленной  ниже  таблице  приведены  основные  производственные  и  финансовые
показатели Группы Газпром за 2013 и 2012 гг.:

По состоянию и за год,

закончившийся

31 декабря

Изменение,

2013 г.

2012 г.

(изменено)

Запасы углеводородов в соответствии со стандартами
PRMS

(1)

Доказанные и вероятные запасы газа, млрд. м

23 264,5

23 387,0

-0,5

Доказанные и вероятные запасы газового конденсата, млн. т

832,4

808,7

2,9

Доказанные и вероятные запасы нефти, млн. т

1 407,2

1 408,3

-0,1

Всего доказанные и вероятные запасы углеводородов, млрд.
б.н.э.

154,2

154,7

-0,3

Производственные показатели

Добыча природного и попутного газа

(1)

, млрд. м

488,4

488,0

0,1

Добыча нефти

(1)

, млн. т

42,3

Добыча нестабильного газового конденсата

(1)

, млн. т

14,7

12,8

14,8

Всего добыча углеводородов

(1)

, млн. б.н.э.

3 307,3

3 289,1

0,6

Переработка природного и попутного газа, млрд. м

31,5

32,4

-2,8

Переработка нефти и стабильного газового конденсата, млн. т

66,1

61,5

7,5

Производство электроэнергии, млрд. кВт•ч

162,5

168,2

-3,4

Ключевые финансовые результаты, млн. руб.

Выручка от продаж

5 249 965

4 766 495

10,1

Прибыль от продаж

1 587 209

1 350 677

17,5

Прибыль за год, относящаяся к акционерам ОАО «Газпром»

1 139 261

1 224 474

-7,0

Скорректированная EBITDA

2 009 475

1 645 921

22,1

Ключевые показатели Бухгалтерского Баланса, млн. руб.

Денежные средства и их эквиваленты

689 130

425 720

61,9

Общий долг

1 801 928

1 500 592

20,1

Чистый долг

1 112 798

1 071 214

3,9

Итого активы

13 436 236

11 956 836

12,4

Капитал, включая долю меньшинства

9 634 354

8 479 945

13,6

По состоянию и за год,

закончившийся

31 декабря

Изменение,

2013 г.

2012 г.

(изменено)

Коэффициенты

Прибыль в расчете на одну акцию, относящаяся к прибыли
акционеров ОАО «Газпром», руб.

49,64

53,35

-7,0

Отношение общего долга к сумме капитала, включая долю
меньшинства

0,19

0,18

5,6

Отношение скорректированной EBITDA к процентным
расходам

46,99

44,46

5,7

Рентабельность используемого капитала

11,0%

13,4%

-17,9

Примечание.

(1) С учетом доли Группы в запасах и добыче компаний, инвестиции в которые классифицированы как

совместные операции.

ПЕРАЦИОННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Запасы и разработка углеводородов

В представленной ниже таблице указаны активы и объем капитальных вложений
в сегментах «Добыча газа» и «Добыча нефти и газового конденсата»:

По состоянию на 31 декабря

2013 г.

2012 г.

(изменено)

Добыча газа

Активы, млн. руб.

2 051 204

1 875 535

Доля в общих активах Группы, %

15,6

15,4

Добыча нефти и газового конденсата

Активы, млн. руб.

1 585 429

1 399 797

Доля в общих активах Группы, %

12,1

11,5

За год, закончившийся 31 декабря

2013 г.

2012 г.

(изменено)

Добыча газа

Капитальные вложения, млн. руб.

257 407

232 705

Доля в общем объеме капитальных вложений Группы, %

21,2

18,9

Добыча нефти и газового конденсата

Капитальные вложения, млн. руб.

223 557

121 167

Доля в общем объеме капитальных вложений Группы, %

18,4

9,8

Запасы
По результатам аудита запасов углеводородов Группы Газпром по международным
стандартам PRMS, проведенного компанией «ДеГольер энд МакНотон»

по состоянию

на 31 декабря 2013 г., доказанные и вероятные запасы углеводородов Группы (с учетом доли
в запасах компаний, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции)
оценены в 154,2 млрд. б.н.э. Текущая приведенная стоимость запасов составила 305,0 млрд.
долл. США (по состоянию на 31 декабря 2012 г. – 287,0 млрд. долл. США). Оценены 93%
запасов газа, 89% конденсата и 89% нефти Группы Газпром категорий А+В+С

В представленной ниже таблице указаны доказанные и вероятные запасы Группы Газпром
(с учетом доли в запасах компаний, инвестиции в которые классифицированы как
совместные операции) в соответствии со стандартами PRMS:

По состоянию на 31 декабря

2013 г.

2012 г.

(изменено)

Газ

Доля запасов категорий A+B+C

, прошедших оценку

в соответствии со стандартами PRMS

(1)

Доказанные

млрд. м

18 939,3

19 133,0

трлн. фут

668,9

675,7

Вероятные

млрд. м

4 325,2

4 254,0

трлн. фут

152,7

150,2

Доказанные и вероятные

млрд. м

23 264,5

23 387,0

трлн. фут

821,6

825,9

Конденсат

Доля запасов категорий A+B+C

, прошедших оценку

в соответствии со стандартами PRMS

(1)

, %

Доказанные

млн. т

638,8

633,8

млрд. баррелей

5,2

Вероятные

млн. т

193,6

174,9

млрд. баррелей

1,6

1,4

Доказанные и вероятные

млн. т

832,4

808,7

млрд. баррелей

6,8

6,6

Нефть

Доля запасов категорий A+B+C

, прошедших оценку

в соответствии со стандартами PRMS

(1)

Доказанные

млн. т

834,8

819,5

млрд. баррелей

6,1

6,0

Вероятные

млн. т

572,4

588,8

млрд. баррелей

4,2

4,3

Доказанные и вероятные

млн. т

1 407,2

1408,3

млрд. баррелей

10,3

Всего

Доля запасов категорий A+B+C

, прошедших оценку

в соответствии со стандартами PRMS

(1)

Доказанные

млрд. т у. т.

23,9

24,1

млрд. б.н.э.

122,9

123,9

Вероятные

млрд. т у. т.

6,1

6,0

млрд. б.н.э.

31,3

30,8

Доказанные и вероятные

млрд. т у. т.

30,0

30,1

млрд. б.н.э.

154,2

154,7

Примечание.

(1) Российская классификация запасов основана на анализе геологических показателей и оценивает

наличие  углеводородов  в  геологических  формациях.  Стандарты  PRMS  учитывают  не  только
вероятность  наличия  углеводородов  в  геологической  формации,  но  и  экономическую
целесообразность  извлечения  запасов,  определяемую  исходя  из  затрат  на  разведку  и  бурение,
текущих затрат на добычу, затрат на транспортировку, налогов, текущих цен на углеводороды и
прочих факторов.

По  сравнению  с  оценкой  на  31  декабря  2012  г.  доказанные  и  вероятные  запасы
углеводородов Газпрома уменьшились на 0,5 млрд. б.н.э. В 2013 г. отрицательное влияние
на суммарный объем доказанных и вероятных запасов углеводородов оказала, в основном,
добыча, а также учет фактических данных разработки. Положительными факторами стали
ввод  в  аудит  новых  объектов  (Ныдинской  площади  Медвежьего  месторождения,  Южно-
Киринского  и  Тота-Яхинского  месторождений)  и  учет  результатов  геолого-разведочных
работ. На увеличение текущей стоимости доказанных и вероятных запасов также оказало
влияние введение нового налогового режима по расчету ставок НДПИ.
По состоянию на 31 декабря 2013 г. Группа (с учетом доли в запасах компаний, инвестиции
в которые классифицированы как совместные операции) владела лицензиями на разработку
запасов  углеводородов  категорий  А+В+С

в объеме 35 696,6 млрд. м

природного газа,

1 384,4 млн. т газового конденсата и 2 019,0 млн. т нефти, что в совокупности составляет
236,4 млрд. б.н.э., при этом доля Группы в запасах углеводородов категорий А+В+С

ассоциированных компаний составила 851,5 млрд. м

природного газа, 80,1 млн. т газового

конденсата и 542,0 млн. т нефти, или 9,6 млрд. б.н.э.
В представленной ниже таблице приведены изменения запасов природного газа, газового
конденсата и нефти категорий А+В+С

(с учетом доли в запасах компаний, инвестиции

в которые классифицированы как совместные операции) на лицензионных участках
Группы Газпром на территории Российской Федерации в 2013 г.:

Природный

газ,

млрд. м

Газовый

конденсат,

млн. т

Нефть,

млн. т

Всего,

млн. б.н.э

Запасы на 31 декабря 2012 г.
(изменено)

35 169,8

1 386,1

1 992,2

233 091,2

в т. ч. запасы, относящиеся к
неконтролирующим
акционерам

607,2

4,2

65,2

4 088,7

Прирост запасов за счет
геологоразведки

647,8

5,5

48,2

4 213,8

Передача запасов, разведанных
в 2013 г., в нераспределенный фонд
недр России на баланс других
компаний

(1)

, приобретения с баланса

других компаний

(137,2)

(1,9)

(1,4)

(833,9)

Получение лицензий

484,1

3,5

2 880,0

в т. ч. по факту открытия

0,9

0,1

6,1

Сдача лицензий

Приобретение активов

13,7

0,5

84,8

Выбытие активов

Переоценка

5,6

1,2

22,3

206,3

Добыча (включая потери)

(487,2)

(2)

(10,5)

(3)

(42,3)

(3 265,6)

Запасы на 31 декабря 2013 г.

35 696,6

1 384,4

2 019,0

236 376,6

в т.ч. запасы, относящиеся к
неконтролирующим
акционерам

588,3

4,2

66,7

3 988, 4

Примечания.

(1) В соответствии с законодательством Российской Федерации недропользователь не имеет

безусловного  права  на  разработку  запасов,  обнаруженных  им  на  участках  лицензий  с  целью
геологического  изучения  и  за  пределами  лицензионных  участков.  Такие  запасы  передаются
в  нераспределенный  фонд  недр  Российской  Федерации.  В  дальнейшем  недропользователь  имеет
преимущественное право на получение лицензии на их разработку.

(2) Исключая растворенный газ.
(3) Изменение запасов конденсата за счет добычи отражается в пересчете на стабильный газовый

конденсат (С

). Объем добычи нестабильного газового конденсата Группой Газпром в 2013 г.

составил 14,7 млн т.

Геолого-разведочные работы
В представленной ниже таблице приведены основные показатели ГРР на углеводороды
на лицензионных участках Группы Газпром в России, а также в рамках проектов с участием
Группы на территории зарубежных стран:

За год, закончившийся 31 декабря 2013 г.

На территории

России

За рубежом

(2)

Объем финансирования ГРР

(1)

, млрд. руб.

55,5

6,3

Разведочное бурение, тыс. м

146,4

18,1

Законченные строительством поисково-разведочные
скважины, ед.

в т.

ч. продуктивные

Сейсморазведка 2D, тыс. пог. км

1,4

0,4

Сейсморазведка 3D, тыс. км

13,3

1,4

Примечания.

(1) С учетом НДС.
(2) При формировании консолидированных показателей ГРР, проводимых Группой Газпром на

территории зарубежных стран, учтены показатели по проектам, в которых дочерние компании Группы
имеют операторские функции и контроль.

Кроме  того,  по  компаниям,  инвестиции  в  которые  классифицированы  как  совместные
операции,  проходка  составила  11,7  тыс.  м,  закончены  строительством  5  поисково-
разведочных скважин, в том числе 2 скважины дали приток.
Прирост  запасов  углеводородов  за  счет  ГРР  на  территории  России  в  2013  г.  составил
647,8 млрд. м

природного газа и 53,7 млн. т нефти и конденсата. Основной прирост запасов

газа – 541,1 млрд. м

– обеспечили два месторождения: Ковыктинское в Иркутской области

(156,5 млрд. м

) и Крузенштернское на Приямальском шельфе (384,6 млрд. м

Коэффициент воспроизводства запасов природного газа составил 1,33, конденсата – 0,52,
нефти – 1,14.
В  рамках  реализации  зарубежных  геолого-разведочных  проектов,  в  которых  дочерние
компании Группы имеют операторские функции и контроль, основной объем ГРР выполнен
на  площади  Сарикамыш  (Республика  Таджикистан),  в  пределах  Паннонского  бассейна
(Сербия,  Румыния,  Венгрия),  на  участке  Эль-Ассель  (Алжир).  По  другим  проектам  на
территории  зарубежных  стран  с  участием  дочерних  компаний  Группы  Газпром
осуществлено поисково-разведочное бурение: в Боливии – 2,7 тыс. м, в Венесуэле в рамках
проекта «Хунин-6» – 1,3 тыс. м.
В  связи  с  нецелесообразностью  проведения  работ  по  решению  недропользователя  сдана
лицензия  на  блок  Урумако-2  (Венесуэла).  Также  осуществлен  выход  из  геолого-
разведочных проектов в Экваториальной Гвинее и на Кубе.  В целях создания оснований
для выхода из проектов в Ливии (блоки 19 и 64) Газпром сохраняет действие режима форс-
мажора по соответствующим СРП.

Лицензирование
Группа Газпром по состоянию на 31 декабря 2013 г. на территории Российской Федерации
владела 258 лицензиями на пользование участками недр с целью геологического изучения,
разведки и добычи углеводородного сырья. Эти участки занимают площадь 614,2 тыс. км

в том числе на шельфе – 376,9 тыс. км

. Кроме того, компаниям, инвестиции в которые

классифицированы как совместные операции, принадлежало 36 лицензий на участки
площадью 21,7 тыс. км

В 2013 г. по распоряжениям Правительства Российской Федерации получены 17 лицензий
на пользование недрами с целью геологического изучения, разведки и добычи в отношении

участков недр, расположенных на шельфе Карского, Баренцева, Чукотского и Восточно-
Сибирского морей, в том числе на четыре месторождения (Ленинградское, Русановское,
Ледовое, Лудловское), запасы природного газа которых по категориям С

+С

оцениваются

в 2,5 трлн. м

, конденсата – 15 млн. т.

По  факту  открытия  Ново-Юдуконского  месторождения  (Красноярский  край)  получена
лицензия  с  целью  разведки  и  добычи  углеводородного  сырья.  По  результатам  участия
в аукционе получена лицензия на Южно-Падинский участок (Томская область).
Участки  недр,  лицензии  на  право  пользования  которыми  были  получены  в  2013  г.
по распоряжениям Правительства Российской Федерации, не вводились в аудит запасов по
стандартам PRMS по состоянию на 31 декабря 2013 г.
Суммарный  размер  разового  платежа  за  все  участки,  лицензии  на  право  пользования
которыми были получены в 2013 г., составил 70,6 млрд. руб.
В  результате  лицензионной  деятельности  в  2013  г.  прирост  запасов  природного  газа
категорий A+B+C

составил 484,1 млрд м

, конденсата – 3,5 млн т.

Сделки с активами, повлекшее изменение запасов и добывающих мощностей дочерних и
ассоциированных компаний
В  2013  г.  ОАО  «Газпром»  приобрело  у  ОАО  «Роснефтегаз»  92,25%  акций
ОАО  «Камчатгазпром»,  владеющего  лицензиями  на  пользование  недрами  Кшукского
месторождения и Колпаковской площади на полуострове Камчатка.
В  декабре  2013  г.  ассоциированной  компанией  Группы  ООО  «Ямал  Развитие»  (доля
участия  Газпрома  –  50%)  подписано  соглашение  по  приобретению у  «ЭНИ  С.п.А.»  60%
акций  компании  «Арктик  Раша  Б.В.»,  которой  принадлежит  49%  доля  участия  в
ООО  «СеверЭнергия».  В  результате  эффективная  доля  Группы  Газпром  в
ООО «СеверЭнергия», дочерние компании которой ведут разведку и добычу углеводородов
в ЯНАО, увеличена с 20 декабря 2013 г. с 24,40% до 38,46%.

Добыча
В представленной ниже таблице приведены объемы добычи газа и жидких углеводородов
Группой Газпром и ассоциированными компаниями на территории России:

Природный и

попутный газ,

млрд. м

Нестабильный

конденсат, млн. т

Нефть,

млн. т

Всего,

млн.

б.н.э.

За год, закончившийся 31 декабря 2013 г.

Добыча Группы Газпром с учетом доли в
добыче компаний, инвестиции в которые
классифицированы как совместные
операции

488,4

14,7

42, 3

3 307,0

Доля Группы Газпром в добыче
ассоциированных компаний

13,0

1,3

10,2

162,0

За год, закончившийся 31 декабря 2012 г.
(изменено)

488,0

12,8

42,3

3 289,1

Доля Группы Газпром в добыче
ассоциированных компаний

11,9

1,1

10,8

158,3

В 2013 г. на территории России Группой Газпром с учетом доли в добыче компаний,
инвестиции в которые классифицированы как совместные операции, добыто 488,4 млрд. м

природного и попутного газа, что на 0,4 млрд. м

больше, чем в 2012 г. При этом мощности

Группы Газпром в добыче углеводородов по состоянию на 31 декабря 2013 г. позволяют
добывать 560–570 млрд. м

природного газа в год.

Значительный прирост добычи газа достигнут на Бованенковском месторождении,
разработка которого началась в 2012 г. На месторождении в отчетном году добыто
22,8 млрд. м

газа (в 2012 г. – 4,9 млрд. м

), что позволило наряду с выходом Заполярного

месторождения на проектную производительность компенсировать уменьшение добычи на
месторождениях, вступивших в стадию падающей добычи.
Добыча нефти с учетом доли в добыче компаний, инвестиции в которые классифицированы
как совместные операции, составила 42,3 млн. т, что соответствует уровню 2012 г. В связи
с выводом установки комплексной подготовки газа валанжинских залежей Заполярного
месторождения (УКПГ-1В) на проектную производительность существенно выросли
объемы добычи газового конденсата и достигли 14,7 млн. т (в 2012 г. – 12,8 млн. т).
Увеличились объемы добычи газа ассоциированных компаний. В доле, приходящейся на
Группу Газпром, на территории России добыто 13,0 млрд. м

природного и попутного газа

(рост на 1,2 млрд. м

к уровню 2012 г.). Доля Группы в добыче жидких углеводородов

ассоциированных компаний составила 1,3 млн. т газового конденсата (рост на 0,2 млн. т
к уровню 2012 г.), 10,2 млн. т нефти (снижение на 0,6 млн. т к уровню 2012 г.).
За рубежом дочерней компанией «Нафтна Индустрийа Србийэ А.Д.» (Сербия) добыто
1,3 млн. т нефти и 0,6 млрд. м

газа. В Ливии в рамках нефтяных концессий С96 и С97

ассоциированной компанией «Винтерсхалл АГ» (доля Группы – 49%) добыто 2,4 млн. т
нефти и 0,3 млрд. м

газа (в 2012 г. – 4,1 млн. т нефти и 0,6 млрд. м

газа). Резкое снижение

добычи  произошло  в  связи  с  объявлением  компанией  в  августе  2013  г.  действия  форс-
мажора.
Группа  Газпром  является  участником  ряда  других  нефтегазовых  проектов  за  рубежом,
вошедших в стадию добычи:



проект разработки месторождения Вингейт в Северном море – общая добыча составила
0,4 млрд. м

газа и 2,1 тыс. т конденсата (в 2012 г. – 0,7 млрд. м

и 4,5 тыс. т конденсата),

доля Группы в проекте на стадии разработки – 20%;



блок Хунин-6, Венесуэла – общая добыча составила 0,1 млн. т нефти, доля Группы
в проекте на стадии разработки – 8%;



месторождение Шахпахты, Узбекистан – общая добыча составила 0,3 млрд. м

газа (в

2012 г. – 0,3 млрд. м

), доля Группы в проекте – 5%;



блоки 05-2 и 05-3 во вьетнамской акватории Южно-Китайского моря, разрабатываемые
на условиях СРП, – общая добыча составила 305,9 млн. м

газа и 59,4 тыс. т конденсата;

доля Группы в СРП – 49%.

В представленной ниже таблице содержится информация о количестве разрабатываемых
месторождений и эксплуатационном фонде скважин Группы Газпром:

По состоянию на 31 декабря 2013 г.

На территории России

За рубежом

Разрабатываемые месторождения

131

Газовые эксплуатационные скважины

7 744

289

в т. ч. действующие

7 263

Нефтяные эксплуатационные скважины

7 868

863

в т. ч. действующие

7 246

543

Кроме того, компании, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции,
по состоянию на 31 декабря 2013 г. разрабатывали 35 месторождений, эксплуатационный
фонд газовых скважин – 9 единиц, нефтяных скважин – 4 199 единиц (в т.ч. 3 019 –
действующих).

Основные направления инвестиций
Основной  объем  капитальных  вложений  в  добычу  газа  в  2013  г.  был  направлен
на  обустройство  сеноман-аптских  залежей  Бованенковского  месторождения,  Киринского
месторождения,  а  также  на  реализацию  Комплексной  программы  реконструкции
и  технического  перевооружения  объектов  добычи  газа.  Капитальные  вложения  Группы
Газпром в разведку и добычу нефти и газового конденсата были направлены, в основном,
на  обустройство  Приразломного  месторождения,  разработку  Восточной  части
Оренбургского  и  Новопортовского  месторождений,  бурение  новых  эксплуатационных
скважин  на  Приобском  месторождении,  обустройство  газоконденсатных  залежей
Заполярного месторождения на территории России, а также на разработку месторождений
в  Ираке.  Долгосрочные  финансовые  вложения  в  разведку  и  добычу  нефти  и  газового
конденсата были связаны с обустройством месторождений Мессояхской группы.
В 2013 г. в эксплуатацию введены:



две установки комплексной подготовки газа (УКПГ): производительностью
4,25 млрд. м

в год на Киринском месторождении и 1,75 млрд. м

в год

на Юбилейном месторождении;



второй пусковой комплекс УКПГ Нижне-Квакчинского месторождения
мощностью 0,575 млрд. м

в год;



два газоперекачивающих агрегата на дожимной компрессорной станции
Ямбургского месторождения мощностью 20,0 МВт;



80 новых эксплуатационных газовых скважин (в т. ч. 50 скважин

на Бованенковском месторождении) и 778 новых нефтяных эксплуатационных
скважин. Проходка в эксплуатационном бурении на газ составила 239,7 тыс. м,
на нефть – 3,0 млн. м.

Кроме того, компаниями, инвестиции в которые классифицированы как совместные
операции, эксплуатационным бурением на нефть пройдено 0,7 млн. м горных пород.

Реализация нефти и газового конденсата
Совокупный объем реализации нефти и стабильного газового конденсата Группой Газпром
в 2013 г. составил 16,0 млн. т.
В представленной ниже таблице приведены объемы реализации нефти и стабильного
газового конденсата Группы Газпром на внутреннем и внешних рынках:

(млн. т)

За год, закончившийся 31 декабря

Изменение,

2013

(1)

г.

2012

(1)

г.

Россия

2,6

3,5

-25,7

в т. ч. Группа «Газпром нефть»

0,8

0,6

Страны БСС

4,2

2,5

68,0

в т. ч. Группа «Газпром нефть»

4,1

2,5

Европа и другие страны

9,2

14,8

-37,8

в т. ч. Группа «Газпром нефть»

8,3

14,2

Итого

16,0

20,8

-23,1

Примечание.

(1) Раскрыты объемы реализации нефти и газового конденсата без учета внутригрупповых продаж.

Снижение объемов продаж нефти и газового конденсата к уровню прошлого года связано с
большей  эффективностью  направления  имеющихся  ресурсов  нефти  на  переработку  по
сравнению  с  реализацией  сырья  на  рынках  Европы  и  других  стран.  Кроме  того,  из
совокупных  объемов  продаж  на  внутреннем  рынке  исключены  объемы  поставки
стабильного  газового  конденсата  Группы  на  НПЗ  ОАО  «Газпром  нефтехим  Салават»  в
связи с консолидацией компании с 1 июня 2012 г.

В  связи  с  необходимостью  загрузки  производственных  мощностей  в  соответствии
с  утвержденными  программами  по  нефтепереработке  и  экспорту  свободная  реализация
нефти  (без  учета  поставок  на  замещение)  в  России  осуществлялась  в  незначительных
объемах. Практически весь объем стабильного конденсата Группы Газпром был реализован
на внутреннем рынке.
Цены  на  нефть  на  мировом  и  внутреннем  рынках  оказывают  существенное  воздействие
на  деятельность  Группы.  В  2013  г.  цены  на  нефть  Urals  (CIF  Med)  по  данным  PIRA
изменялись в диапазоне 96,8–117,4 долл. США/баррель, снизившись к концу года на 0,9%
до  уровня  109,1  долл.  США/баррель.  Согласно  прогнозу,  подготовленному  агентством
PIRA, в 2014 г. ожидается дальнейшее снижение цены на нефть Urals еще на 7% до уровня
102,8 долл. США/баррель.

Сорт нефти

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

долл. США/баррель

BRENT

(1)

113,0

116,3

108,4

101,9

102,5

102,9

URALS

(2)

111,3

114,2

106,8

101,3

102,3

102,8

Спред URALS к BRENT

1,7

2,1

1,6

0,6

0,2

0,1

Сорт нефти

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

долл. США/баррель

BRENT

(1)

107,9

111,3

111,9

109,0

108,0

110,8

URALS

(2)

107,9

110,6

110,5

107,8

107,7

109,7

Спред URALS к BRENT

0,7

1,4

1,2

0,3

1,1

Примечания.

(1) На основе среднеарифметических дневных котировок BRENT, рассчитанных как среднее между

максимальным и минимальным значением за день.

(2) На основе среднеарифметических дневных котировок URALS Mediterranean и URALS Rotterdam,

рассчитанных как среднее между максимальным и минимальным значением за день.

В 2013 г. цена нефти на российском рынке превысила средний уровень цен 2012 г. примерно
на 5% (по данным агентства «Аргус»).
Цены реализации стабильного газового конденсата ОАО «Газпром» имеют ту же динамику,
что и цены на нефть – зафиксирован рост до 5%. Реализация конденсата осуществляется
либо с привязкой к российским ценам на нефть, либо на основе мировых котировок.

События отчетного года
В октябре 2013  г. на Киринском  месторождении в Охотском море (проект  «Сахалин-3»)
осуществлен  первый  пуск  газа.  Здесь  впервые  в  российской  практике  установлен
подводный добычной комплекс. Промышленная добыча газа на месторождении начнется в
2014 г.
В октябре 2013 г. начата промышленная добыча углеводородов в рамках проекта освоения
блоков 05-2 и 05-3 во вьетнамской акватории Южно-Китайского моря. Участником данного
проекта  на  условиях  СРП  Группа  стала  в  2012  г.  с  долей  49%.  Выход  на  проектную
производительность – 1,98 млрд. м

газа и 614,9 тыс. т конденсата в год – планируется в

2015 г.
В  декабре  2013  г.  подписано  Основное  соглашение  об  обмене  активами  между
ОАО  «Газпром»  и  компанией  «Винтерсхалл  Холдинг  ГмбХ»,  в  соответствии  с  которым
«Винтерсхалл  Холдинг  ГмбХ»  получит  25,01%  доли  экономического  участия  в  проекте
по  разработке  и  освоению  участков  4А  и  5А  ачимовских  отложений  Уренгойского
месторождения.  По  Основному  соглашению  Группа  получит  50%  долю  в  компании
«Винтерсхалл  Ноордзее  Б.В.»,  которая  осуществляет  разведку  и  добычу  нефти  и  газа  в
южной части Северного моря. Завершить сделку планируется в 2014 г.

В конце декабря 2013 г. Группа начала добычу нефти на Приразломном месторождении
на шельфе Печорского моря в российской Арктике. Проектный уровень добычи – 5,5 млн. т
в год – будет обеспечен после 2020 г.

Планы развития сегментов «Добыча газа», «Добыча нефти и газового конденсата»
В  добыче  газа  наряду  с  поддержанием  действующих  месторождений  Группа  Газпром
планирует  активное  освоение  новых  центров  газодобычи  на  полуострове  Ямал,
континентальном шельфе арктических морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.
Освоение  ресурсов  полуострова  Ямал  отвечает  цели  компенсации  падения  добычи
на основных месторождениях Газпрома, особенно на Уренгойском и Ямбургском.
Наиболее значительным по запасам газа категорий С

+С

месторождением Ямала является

Бованенковское – 4,9 трлн. м

. Проектный объем добычи газа по сеноман-аптским залежам

Бованенковского месторождения определен в объеме 115 млрд. м

в год, выход на

проектную мощность ожидается в 2019–2021 гг. В долгосрочной перспективе проектный
объем добычи газа на месторождении с учетом неоком-юрских газоконденсатных залежей
должен увеличиться до 140 млрд. м

в год.

На Востоке России уже сформированы новые центры газодобычи в Сахалинской области и
Камчатском  крае,  начато  формирование  Якутского  центра  газодобычи,  на  очереди  –
Иркутский,  Красноярский  центры  газодобычи.  Ресурсы  Востока  России  позволяют
организовать новые крупные центры газо- и нефтедобычи, обеспечивающие на длительный
срок внутренние потребности восточных регионов России и экспортные поставки в страны
АТР, прежде всего в Китай.
Для  формирования  Якутского  центра  газодобычи  базовым  является  Чаяндинское
месторождение,  запасы  газа  которого  по  категориям  С

+С

составляют 1,44 трлн. м

В 2014 г. на месторождении начнется добыча нефти. В 2017 г. Газпром планирует
приступить к добыче газа, проектный уровень – 25 млрд. м

в год.

Для формирования Иркутского центра газодобычи базовым является Ковыктинское
месторождение, запасы газа которого по категориям С

+С

составляют 1,56 трлн. м

Месторождение находится в стадии опытно-промышленной эксплуатации. Проектная
производительность – около 35 млрд. м

газа в год.

В  части  развития  добычных  мощностей  Сахалинского  центра  газодобычи
первостепенными  объектами  освоения  являются  Киринское  месторождение,  Южно-
Киринское месторождение и Мынгинское месторождение (проект «Сахалин-3»).
Стратегия  развития  нефтяного  бизнеса  предусматривает  рост  годовой  добычи
до 100 млн. т н. э. к 2020 г. и поддержание этого уровня до 2025 г., при этом на зарубежные
проекты должно приходиться не менее 10% суммарной добычи. Для достижения этой цели
Группа  намерена  увеличить  рентабельность  извлечения  остаточных  запасов  на  текущей
ресурсной  базе  за  счет  привлечения  новых  технологий  и  оптимизации  разработки  при
одновременном  снижении  себестоимости  использования  уже  применяемых  технологий
добычи.
В России Группа видит значительный потенциал добычи нефти в освоении и разработке
месторождений

севера

Ямало-Ненецкого

АО

(проекты

«Новый

Порт»,

ООО «СеверЭнергия» совместно с ОАО «НОВАТЭК», «Мессояха» совместно с ОАО «НК
«Роснефть»),  арктического  шельфа  Печорского  моря  (Приразломное  и  Долгинское
нефтяные  месторождения)  и  Оренбургской  области  (Восточная  часть  Оренбургского
НГКМ и новые участки). Кроме того, значительный вклад в обеспечение запланированных
уровней  добычи  ожидается  от  месторождений  Восточной  Сибири:  Куюмбинский проект
(совместно с ОАО «НК «Роснефть») и Чонский проект (Тымпучиканский, Вакунайский и
Игнялинский  участки).  В  качестве  дополнительной  возможности  для  роста  добычи
рассматриваются нетрадиционные запасы, такие как сланцевая нефть.

Участие в зарубежных проектах нацелено на расширение ресурсной базы Газпрома
за пределами России для закрепления позиций на международных нефтегазовых рынках.

Транспортировка газа

В представленной ниже таблице указаны активы и объем капитальных вложений в сегменте
«Транспортировка»:

По состоянию на 31 декабря

2013 г.

2012 г.

Активы, млн. руб.

5 271 761

5 275 864

Доля в общих активах Группы, %

40,1

43,2

За год, закончившийся 31 декабря

2013 г.

2012 г.

Капитальные вложения, млн. руб.

380 547

563 825

Доля в общем объеме капвложений Группы, %

31,4

45,7

Система транспортировки газа
Система  магистральных  газопроводов  Группы  на  территории  России  уникальна.
Она обеспечивает высокую надежность и бесперебойность поставок газа потребителям.
Протяженность  магистральных  газопроводов  и  отводов,  находящихся  в  собственности
ОАО  «Газпром»  и  его  газотранспортных  дочерних  обществ  на  территории  России,
по состоянию на конец 2013 г. составила 168,9 тыс. км. Объекты газотранспортной системы
(ГТС)  включают  247  компрессорных  станций  общей  мощностью  45,9  тыс.  МВт.  Кроме
того,  поступление  газа  в  ГТС  обеспечивают  газопроводы  газодобывающих,
перерабатывающих дочерних обществ и подземных хранилищ газа (ПХГ) протяженностью
4,2 тыс. км.

В представленной ниже таблице содержится информация о структуре магистральных
газопроводов Группы Газпром на территории России по возрасту:

По состоянию на 31 декабря 2013 г.

Возраст магистрального газопровода

Протяженность,

тыс. км

Доля,

10 лет и менее

21,084

12,5

от 11 до 20 лет

20,016

11,8

от 21 до 30 лет

56,529

33,5

от 31 до 40 лет

41,703

24,7

от 41 до 50 лет

19,701

11,7

Более 50 лет

9,861

5,8

Итого

168,894

100,0

Для обеспечения надежности газоснабжения, технической и экологической безопасности и
эффективности транспортировки газа Газпром ежегодно выполняет капитальный ремонт и
планово-профилактические работы на объектах ГТС.
В 2013 г. на магистральных газопроводах произошло 8 технических отказов, что составило
0,05 отказа на 1 000 км – в два раза меньше, чем годом ранее.

В ГТС Газпрома на территории России в 2013 г. поступило 659,4 млрд. м

газа

(666,2 млрд. м

– в 2012 г.). Объем природного газа, использованный на собственные

технологические нужды ГТС и ПХГ, в 2013 г. составил 40,6 млрд. м

(40,9 млрд. м

– в 2012

г.).  Процент  потерь  газа  оценивается  Группой  как  низкий,  а  расход  топливного  газа  как
удовлетворительный.
Газпром  предоставляет  доступ  независимым  компаниям  к  своей  газотранспортной  сети.
В  2013  г.  услуги  по  транспортировке  газа  по  ГТС  Газпрома  на  территории  Российской

Федерации оказаны 24 компаниям, не входящим в Группу. Объем транспортировки
составил 111,3 млрд. м

(увеличение на 16,3% к уровню 2012 г.).

Основными  зарубежными  активами  Группы  в  области  транспортировки  газа  является
газотранспортная  система  на  территории  Беларуси,  включая  белорусский  участок
газопровода  «Ямал  –  Европа»,  и  газотранспортная  система  на  территории  Армении.  По
состоянию  на  31  декабря  2013  г.  общая  протяженность  этих  магистральных  сетей
составляет  около  9,7  тыс.  км.  В  2013  г.  в  ГТС  на  территории  Беларуси  поступило
69,1 млрд. м

газа, в том числе 48,8 млрд. м

– объем транзита через территорию Беларуси,

который по отношению к 2012 г. увеличился на 4,6 млрд. м

(или на 10,3%), что связано

с увеличением поставок газа в Европу в 2013 г.
Кроме того, около 23% поставок газа по долгосрочным контрактам на европейский рынок
обеспечили  в  2013  г.  морские  трансграничные  трубопроводные  системы,  созданные
с  участием  Группы:  «Голубой  поток»  и  «Северный  поток».  Из  газопровода  «Северный
поток» в 2013 г. реализовано 23,8

млрд. м

газа (в 2012 г. – 11,8 млрд. м

). Объем реализации

газа из газопровода «Голубой поток» составил в 2013 г. 13,7 млрд. м

(в 2012 г. –

14,7 млрд. м

Основные направления инвестиций
В 2013 г. основной объем капитальных вложений был направлен на реализацию проектов
строительства системы магистральных газопроводов Бованенково – Ухта и первой очереди
системы магистральных газопроводов Ухта – Торжок, а также на расширение ГТС для
обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток». Всего в 2013 г. в рамках реализации
газотранспортных проектов введены 0,7 тыс. км магистральных газопроводов и отводов и
15 КС на газопроводах общей мощностью 1 409 МВт.

Наряду  со  строительством  новых  газотранспортных  мощностей  Газпром  проводит
реконструкцию  и  техническое  перевооружение  объектов  транспорта  газа.  В  2013  г.
на территории России в рамках Комплексной программы реконструкции и технического
перевооружения  объектов  транспорта  газа  реконструировано  208  км  магистральных
газопроводов (в 2012 г. – 132 км) и 6 ГРС (в 2012 г. – 2 ГРС), на территории зарубежных
стран – 8 ГРС (в 2012 г. – 2 ГРС).
Основные  направления  долгосрочных  финансовых  вложений  в  2013  г.  были  связаны
с  участием  ОАО  «Газпром»  в  проекте  создания  газотранспортной  системы  «Южный
поток».

События отчетного года
В  июне  2013  г.  подписана  Дорожная  карта  по  реализации  энергетических  проектов
на территории Республики Сербской в рамках проекта «Южный поток».
В  октябре  2013  г.  началось  строительство  болгарского  участка  газопровода  «Южный
поток», а в ноябре дан старт строительству «Южного потока» в Сербии.
В  декабре  2013  г.  подписан  контракт  на  выполнение  проектно-изыскательских  работ,
территориального планирования и оценки воздействия на окружающую среду венгерского
участка «Южного потока».

Планы развития сегмента «Транспортировка»
В транспорте газа синхронно с ростом объемов добычи будет осуществляться дальнейшее
развитие  и  модернизация  Единой  системы  газоснабжения.  При  этом  для  обеспечения
эффективности  поставок  планируется  максимально  использовать  действующую
инфраструктуру.

Для обеспечения транспортировки ямальского газа создается уникальная газотранспортная
система нового поколения, связывающая полуостров Ямал и центральные районы России.
В  рамках  данного  направления  в  2012  г.  были  введены  в  эксплуатацию  первая  очередь
строительства газопровода Бованенково – Ухта и первая нитка газопровода Ухта – Торжок
общей протяженностью свыше 2 600 км.
Проект  «Южный  поток»  –  важный  шаг  в  реализации  стратегии  Газпрома
по диверсификации маршрутов поставок российского природного газа в Европу. Морской
участок  газопровода  пройдет  по  дну  Черного  моря,  а  сухопутный  –  по  территориям
Болгарии,  Венгрии,  Сербии,  Словении,  Италии.  Ввод  газопровода  в  эксплуатацию
запланирован  на  декабрь  2015  г.,  достижение  полной  проектной  производительности  –
63,0 млрд. м

год – в 2018 г. Для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток» в

необходимом

объеме

предполагается

расширение

газотранспортной

системы

на территории России.
Среди  долгосрочных  задач  ОАО  «Газпром»  –  развитие  газовой  инфраструктуры
в  Восточной  Сибири  и  на  Дальнем  Востоке  в  рамках  Восточной  газовой  программы.
Разрабатываются  мероприятия  по  развитию  магистрального  газопровода  Сахалин  –
Хабаровск – Владивосток.
Ведутся  проектно-изыскательские  работы  по  проекту  газопровода  «Сила  Сибири».
Его  протяженность  составит  около  4  000  км, включая  газопровод  Якутия  –  Хабаровск  –
Владивосток протяженностью около 3 200 км и газопровод протяженностью около 800 км,
который соединит Якутский и Иркутский центры газодобычи.
Одним  из  ключевых  направлений  развития  бизнеса  Группы  Газпром  является  работа  по
проектам поставок российского природного газа в Китай по «западному» и «восточному»
маршрутам объемом до 68 млрд. м

в год.

Подземное хранение газа

В представленной ниже таблице указаны активы и объем капитальных вложений в сегменте
«Хранение газа»:

По состоянию на 31 декабря

2013 г.

2012 г.

Активы, млн. руб.

242 198

220 581

Доля в общих активах Группы, %

1,8

За год, закончившийся 31 декабря

2013 г.

2012 г.

Капитальные вложения, млн. руб.

23 524

18 247

Доля в общем объеме капвложений Группы, %

1,9

1,5

Развитие  системы  подземного  хранения  газа  –  одна  из  стратегических  задач  Газпрома.
Подземные  хранилища  газа  позволяют  регулировать  сезонные  неравномерности
потребления  газа,  снижать  пиковые  нагрузки,  поддерживать  гибкость  и  надежность
поставок газа.

Подземное хранение газа на территории России и за рубежом
На  территории  России  Группа  Газпром  эксплуатирует  22  ПХГ  в  26  объектах  хранения.
На  31  декабря  2013  г.  суммарная  активная  емкость  по  обустройству  ПХГ  достигла
70,4  млрд.  м

. В 2013 г. из российских ПХГ отобрано 32,7 млрд. м

газа, закачано

38,4 млрд. м

газа. Потенциал по суточной производительности вырос на 56,7 млн. м

К сезону отбора 2013/2014 гг. объем оперативного резерва газа в ПХГ России увеличился
на 2,7 млрд. м

по сравнению с предыдущим сезоном и составил 69,0 млрд. м

Повышая надежность экспортных поставок газа, Газпром использует мощности ПХГ
на территории зарубежных стран.

В странах Европы Группа имеет доступ к активной емкости ПХГ Австрии,
Великобритании, Германии, Сербии. К началу зимнего сезона 2013 г. мощности Газпрома
по хранению газа в Европе составили 4,1 млрд. м

, суточная производительность –

51,0 млн. м

В 2013 г. в ПХГ Европы закачано 3,9 млрд. м

газа (включая буферный объем), суммарный

отбор газа в результате аномально холодной и продолжительной зимы составил
4,1 млрд. м

В странах БСС Газпром использует мощности ПХГ в Латвии, Беларуси, Армении.
По состоянию на 31 декабря 2013 г. мощности Группы по хранению газа в странах БСС
составили 2,8 млрд. м

газа, суточная производительность – 42,8 млн. м

. Прирост активной

емкости ПХГ достигнут за счет увеличения емкости Мозырского ПХГ в Беларуси.
В 2013 г. в ПХГ стран БСС закачано 2,5 млрд. м

газа, суммарный отбор газа составил

2,1 млрд. м

Основные направления инвестиций
В  2013  г.  основной  объем  капиталовложений  был  направлен  на  увеличение  мощности
компрессорных  станций  и  активной  емкости  ПХГ  –  реконструкцию  Совхозного  ПХГ,
газопромысловых  сооружений  Степновской  станции  подземного  хранения  газа,
газопромысловых и компрессорных сооружений Елшанской станции подземного хранения
газа, а также на расширение активной емкости и увеличение суточной производительности
Касимовского ПХГ. Прирост активной емкости ПХГ составил 2,2 млрд. м

с подключением

42 скважин.
На территории России продолжается строительство Калининградского и Волгоградского
ПХГ в отложениях каменной соли, а также Беднодемьяновского ПХГ в водоносных
структурах и поиск новых перспективных площадей.
На территории зарубежных стран также продолжались работы по наращиванию мощностей
хранения. Большая часть капитальных вложений пришлась на строительство ПХГ Катарина
в Германии. В 2013 г. на базе истощенного нефтяного месторождения в Чехии началось
строительство подземного хранилища газа Дамборжице.

События отчетного года
В сентябре 2013 г. введена в эксплуатацию первая очередь Калининградского ПХГ –
единственного в России ПХГ в отложениях соли.

Планы развития сегмента «Хранение газа»
Техническое  перевооружение,  реконструкция  и  расширение  действующих  объектов
хранения, а также обустройство новых ПХГ – одна из стратегических задач Газпрома.
Задачи в области долгосрочного развития системы подземного хранения газа в Российской
Федерации определены Генеральной схемой развития газовой отрасли на период до 2030 г.
и  направлены  на  увеличение  суточной  производительности  ПХГ  по  отбору  и  объемов
оперативного резерва газа в них.
Перспективные  планы  Газпрома  предусматривают  дальнейшее  развитие  подземного
хранения газа на территории России с целью достижения к 2020 г. объема суточного отбора
в 1,0 млрд м

, что позволит снизить затраты на товаротранспортную работу на 10-15%, а

себестоимость поставок газа потребителю на 5-10%.
Для  обеспечения  стабильных  поставок  газа  в  рамках  обязательств  по  экспортным
контрактам  Газпром  использует  мощности  ПХГ,  расположенных  на  территории
европейских  государств.  Группа  также  участвует  в  строительстве  новых  объектов
подземного хранения газа в Европе, в частности в Германии и Чехии.

ОТЧЕТ РУКОВОДСТВА ОАО «ГАЗПРОМ» (2012-2015 год) - часть 6