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

СПГ

Сжиженный природный газ

Стандарты PRMS Международная классификация и оценка запасов углеводородов по

стандартам PRMS («Системы управления углеводородными
ресурсами»). Эти стандарты включают не только оценку наличия
запасов углеводородов, но и предоставляют оценку коммерческой
целесообразности их извлечения и обоснованность их наличия, а также
учитывают срок экономически рентабельной разработки
месторождения (срок действия лицензии на их разработку).

Метрическая тонна

Условное топливо
(у. т.)

Условно-натуральная единица, применяемая для соизмерения
различных видов топлива. Пересчет количества топлива данного вида в
условное производится с помощью коэффициента, равного отношению
теплосодержания 1 кг топлива данного вида к теплосодержанию 1 кг
условного топлива, которое принимается равным 29,3076 МДж.

фут

Кубический фут

Центральная
Европа

Болгария, Босния и Герцеговина, Венгрия, Македония, Польша,
Румыния, Сербия, Черногория, Словакия, Словения, Хорватия, Чехия

Чистый долг

Определяется как сумма краткосрочных займов и текущей части
обязательств по долгосрочным займам, краткосрочных векселей к
уплате, долгосрочных займов, долгосрочных векселей к уплате и
реструктурированных налоговых обязательств за вычетом денежных
средств и их эквивалентов, а также денежных средств и их
эквивалентов с ограничением по использованию в соответствии с
условиями некоторых займов и других договорных обязательств.

ЯНАО

Ямало-Ненецкий автономный округ

ДРЕСА И КОНТАКТЫ

Полное наименование: Открытое акционерное общество «Газпром»

Сокращенное наименование: ОАО «Газпром»

Место нахождения: Российская Федерация, г. Москва, ул. Наметкина, д. 16,
Почтовый адрес: ул. Наметкина, д. 16, г. Москва, ГСП-7, 117997
Телефон: +7 (495) 719-30-01 (справочный). Факс: +7 (495) 719-83-33
Адреса страницы в сети Интернет:

www.gazprom.ru

– на русском языке,

www.gazprom.com

– на английском языке

Адрес электронной почты:

gazprom@gazprom.ru

Свидетельство о внесении в ЕГРЮЛ: выдано УМНС России по г. Москве 2.08.2002, ОГРН
1027700070518
Идентификационный номер налогоплательщика (ИНН): 7736050003

Отдел по работе с акционерами:
Телефон: (495) 719-26-01. Факс: (495) 719-39-37
Отдел по работе с инвесторами: Баранов Андрей Витальевич
Телефон: +7 (495) 719-25-89. Факс: +7 (495) 719-35-41
E-mail:

A.Baranov@adm.gazprom.ru

Аудитор ОАО «Газпром»: ЗАО «ПрайсвотерхаусКуперс Аудит»
Член некоммерческого партнерства «Аудиторская палата России» (НП АПР),
являющегося саморегулируемой организацией аудиторов, – регистрационный номер 870 в
реестре членов НП АПР. Основной регистрационный номер записи (ОРНЗ) в реестре
аудиторов и аудиторских организаций 102010003683.
Место нахождения и почтовый адрес: Российская Федерация, ул. Бутырский Вал, д. 10,
г. Москва, 125047
Телефон: +7 (495) 967-60-00. Факс: +7 (495) 967-60-01

Реестродержатель: Закрытое акционерное общество «Специализированный регистратор-
Держатель реестра акционеров газовой промышленности» (ЗАО «СР-ДРАГа»)
Место нахождения и почтовый адрес: Российская Федерация, ул. Новочеремушкинская,
д. 71/32, г. Москва, 117420
Телефон: +7 (495) 719-39-29. Факс: +7 (495) 719-45-85
Банк-депозитарий АДР ОАО «Газпром»: «БНЙ Меллон»
Телефон для абонентов США: 1-888-BNY-ADRS (1-888-269-2377)
Телефон для абонентов других стран: 201-680-6825
E-mail:

shrrelations@bnymellon.com

Адрес электронной страницы в сети Интернет:

www.bnymellon.com/shareowner

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  12%)  природного  газа.  В  России  Газпром  обеспечивает  69%  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  170,7  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  –  основной  поставщик  газа  потребителям  в  России  и  в  странах  БСС,  а  также
крупнейший экспортер газа на европейском рынке (доля в потреблении газа европейскими
странами, включая Турцию – 30,2%).
Группа

владеет

электрогенерирующими

активами,

обеспечивающими

около

15% российской генерации электроэнергии. После приобретения ОАО «МОЭК» в 2013 г.
Газпром стал крупнейшим производителем тепловой энергии в России.
В представленной ниже таблице приведены основные производственные и финансовые
показатели Группы Газпром за 2014 и 2013 гг.:

По состоянию и за год,

закончившийся 31 декабря

Изменение,

2014 г.

2013 г.

Запасы углеводородов в соответствии со
стандартами PRMS

(1)

Доказанные и вероятные запасы газа, млрд. м

23 510,74

23 264,53

1,1

Доказанные и вероятные запасы газового
конденсата, млн. т

848,61

832,38

2,0

Доказанные и вероятные запасы нефти, млн. т

1 374,38

1 407,20

–2,3

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

155,6

154,2

0,9

Производственные показатели

Добыча природного и попутного газа

(1)

, млрд. м

444,9

488,4

–8,9

Добыча нефти

(1)

, млн. т

43,5

42,3

2,8

Добыча нестабильного газового конденсата

(1)

, млн. т

14,5

14,7

–1,4

Всего добыча углеводородов

(1)

, млн. барр. н. э.

3 057,9

3 307,3

–7,5

Переработка природного и попутного газа, млрд. м

30,5

31,5

–3,2

Переработка нефти и стабильного газового
конденсата, млн. т

68,1

66,1

3,0

Производство электроэнергии, млрд. кВт

•

155,4

162,5

–4,4

Ключевые финансовые результаты, млн. руб.

Выручка от продаж

5 589 811

5 249 965

6,5

Прибыль от продаж

1 310 424

1 587 209

–17,4

Прибыль за год, относящаяся к акционерам
ОАО «Газпром»

159 004

1 139 261

–86,0

Скорректированная EBITDA

1 962 558

2 009 475

–2,3

Ключевые показатели бухгалтерского баланса,
млн. руб.

Денежные средства и их эквиваленты

1 038 191

689 130

50,7

Общий долг

2 688 824

1 801 928

49,2

Чистый долг

1 650 633

1 112 798

48,3

По состоянию и за год,

закончившийся 31 декабря

Изменение,

2014 г.

2013 г.

Итого активы

15 177 470

13 436 236

13,0

Капитал, включая долю меньшинства

10 120 021

9 634 354

5,0

Коэффициенты

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

6,93

49,64

–86,0

Отношение общего долга к сумме капитала, включая
долю меньшинства

0,27

0,19

42,1

Отношение скорректированной EBITDA к
процентным расходам

43,86

46,99

6,7

Рентабельность используемого капитала, %

1,2

11,0

–89,0

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

2014 г.

2013 г.

Добыча газа

Активы, млн. руб.

2 276 369

2 051 204

Доля в общих активах Группы, %

15,3

15,6

Добыча нефти и газового конденсата

Активы, млн. руб.

1 896 609

1 585 429

Доля в общих активах Группы, %

12,8

12,1

За год, закончившийся 31 декабря

2014 г.

2013 г.

Добыча газа

Капитальные вложения, млн. руб.

254 881

257 407

Доля в общем объеме капитальных вложений Группы, %

20,9

21,2

Добыча нефти и газового конденсата

Капитальные вложения, млн. руб.

227 421

223 557

Доля в общем объеме капитальных вложений Группы, %

18,6

18,4

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

по состоянию

на 31 декабря  2014  г.,  доказанные  и  вероятные  запасы  углеводородов  Группы  (с  учетом
доли  в  запасах  компаний,  инвестиции  в  которые  классифицированы  как  совместные
операции) оцениваются в 155,6 млрд. барр. н. э. Текущая приведенная стоимость запасов
составила  316,3  млрд.  долл.  США  (по состоянию  на  31  декабря  2013  г.  –
305,0 млрд. долл. США). Оценены 94% запасов газа, 92% конденсата и 91% 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

2014 г.

2013 г.

Газ

Доля запасов категорий A+B+C

, прошедших оценку

в соответствии со стандартами PRMS

(1)

Доказанные

млрд. м

18 894,76

18 939,34

трлн. фут

667,3

668,9

Вероятные

млрд. м

4 615,98

4 325,19

трлн. фут

163,0

152,7

Доказанные и вероятные

млрд. м

23 510,74

23 264,53

трлн. фут

830,3

821,6

Газовый конденсат

Доля запасов категорий A+B+C

, прошедших оценку

в соответствии со стандартами PRMS

(1)

, %

Доказанные

млн. т

642,28

638,77

млрд. барр.

5,3

5,2

Вероятные

млн. т

206,33

193,62

млрд. барр.

1,7

1,6

Доказанные и вероятные

млн. т

848,61

832,38

млрд. барр.

7,0

6,8

Нефть

Доля запасов категорий A+B+C

, прошедших оценку

в соответствии со стандартами PRMS

(1)

Доказанные

млн. т

830,49

834,80

млрд. барр.

6,1

Вероятные

млн. т

543,89

572,40

млрд. барр.

4,0

4,2

Доказанные и вероятные

млн. т

1 374,38

1 407,20

млрд. барр.

10,1

10,3

Всего

Доля запасов категорий A+B+C

, прошедших оценку

в соответствии со стандартами PRMS

(1)

Доказанные

млрд. т у. т.

23,9

млрд. барр. н. э.

122,7

122,9

Вероятные

млрд. т у. т.

6,4

6,1

млрд. барр. н. э.

32,9

31,3

Доказанные и вероятные

млрд. т у. т.

30,3

30,0

млрд. барр. н. э.

155,6

154,2

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 2013 г. доказанные и вероятные запасы
углеводородов Газпрома показали рост на 1,4 млрд. барр. н. э.

величение объемов

запасов  по  стандартам  PRMS  связано  с  оценкой  запасов  на  Хандинском  участке
Ковыктинского  месторождения  и  результатами  геолого-разведочных  работ  на
Чаяндинском,  Семаковском  месторождениях,  а  также  Группы  «Газпром  нефть»
в Восточной  Сибири  (Игнялинский,  Тымпучиканский,  Вакунайский  лицензионные
участки).
По  состоянию  на  31  декабря  2014  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 36 101,4 млрд. м

природного газа, 1 447,0 млн. т газового конденсата и 2 053,1 млн. т нефти, что
в совокупности составляет 239,5 млрд. барр. н. э. Доля Группы в запасах углеводородов
категорий А+В+С

ассоциированных компаний составила 971,7 млрд. м

природного газа,

97,0 млн. т газового конденсата и 575,4 млн. т нефти, или 10,7 млрд. барр. 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 2014 г.:

Природный

газ,

млрд. м

Газовый

конденсат,

млн. т

Нефть,

млн. т

Всего,

млн. барр. н. э.

Запасы на 31 декабря 2013 г.

35 696,6

1 384,4

2 019,0

236 376,4

в т. ч. запасы, относящиеся к
неконтролирующим акционерам

588,3

4,2

66,7

3 988,4

Прирост запасов за счет
геологоразведки

822,5

114,2

24,7

5 960,3

Передача запасов, разведанных
в 2014 г., в нераспределенный фонд
недр России на баланс других
компаний

(1)

, приобретения с баланса

других компаний

(91,1)

(6,9)

2,3

(576,1)

Получение лицензий

182,3

2,8

5,8

1 138,5

Сдача лицензий

–

(0,1)

(0,9)

Приобретение активов

–

Выбытие активов

–

Переоценка

(66,0)

(37,0)

44,7

(363,6)

Добыча (включая потери)

(442,9)

(2)

(10,5)

(3)

(43,3)

(3 011,8)

Запасы на 31 декабря 2014 г.

36 101,4

1 447,0

2 053,1

239 522,8

в т. ч. запасы, относящиеся к
неконтролирующим акционерам

571,3

4,2

65,2

3 877,2

Примечания.

(1)

В  соответствии  с  законодательством  России  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 2014 г. составил 14,5 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 2014 г.

На территории

России

За рубежом

(2)

Объем финансирования ГРР

(1)

, млрд. руб.

83,7

5,4

Разведочное бурение, тыс. м

165,4

17,6

Законченные строительством поисково-разведочные
скважины, ед.

в т.

ч. продуктивные

Сейсморазведка 2D, тыс. пог. км

6,6

–

Сейсморазведка 3D, тыс. км

12,6

1,7

Примечания.

(1)

С учетом НДС.

(2)

При формировании консолидированных натуральных показателей ГРР, проводимых Группой Газпром на
территории зарубежных стран, учтены показатели по проектам, в которых дочерние компании Группы имеют
операторские функции.

Кроме того, по компаниям, инвестиции в которые классифицированы как совместные
операции, проходка в разведочном бурении составила 13,1 тыс. м, закончены
строительством 4 поисково-разведочные скважины, в том числе 3 скважины дали приток.

Прирост запасов углеводородов за счет ГРР на территории России в 2014 г. составил
822,5 млрд. м

природного газа, 138,9 млн. т газового конденсата и нефти. Основной

прирост запасов газа обеспечили Астраханское месторождение – 600,6 млрд. м

, Южно-

Киринское на шельфе Охотского моря – 115,2 млрд. м

, Семаковское в акватории

Тазовской губы – 47,9 млрд. м

. Основной прирост запасов газового конденсата получен

на Астраханском и Южно-Киринском месторождениях.
В  отчетном  году  открыты  Восточно-Имбинское  газовое  месторождение  в  Красноярском
крае и 30 залежей. Наиболее крупная по запасам залежь выявлена в юрских отложениях
Песцового месторождения.
Коэффициент  воспроизводства  запасов  природного  газа  составил  1,9,  конденсата  –  10,9,
нефти – 0,6.
В  рамках  реализации  зарубежных  геолого-разведочных  проектов,  в  которых  дочерние
компании  Группы  выполняют  операторские  функции,  разведочное  бурение  выполнено
в Алжире и  Сербии, сейсморазведочные работы 3D – в Сербии.
По  результатам  бурения  поисковой  скважины  RSHN-1  глубиной  4 120  м  открыто
нефтяное месторождение Северный Рурд-Сая (RSHN) в Алжире.
Лицензирование
Группа Газпром по состоянию на 31 декабря 2014 г. на территории Российской Федерации
владела  354  лицензиями  на  пользование  участками  недр  с  целью  геологического
изучения,  разведки  и  добычи  углеводородного  сырья.  Эти  участки  занимают  площадь
546,3 тыс.  км

, в том числе на шельфе – 331,7 тыс. км

. Кроме того, компаниям,

инвестиции в которые классифицированы как совместные операции, принадлежало
35 лицензий на участки площадью 2,7 тыс. км

В  2014  г.  получено  13  лицензий  на  участки  недр,  в  том  числе  3  –  по  распоряжениям
Правительства  Российской  Федерации:  на  Хандинский  участок  федерального  значения,
включающий  часть  Ковыктинского  месторождения  (Хандинская  площадь)  в  Иркутской
области, – с целью разведки и добычи углеводородного сырья; на Хейсовский и Северо-

Западный  участки  недр  федерального  значения  на  шельфе  Баренцева  моря  –  с  целью
геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья.
В  результате  лицензионной  деятельности  в  2014  г.  прирост  запасов  природного  газа
категорий A+B+C

составил 182,3 млрд. м

Суммарные затраты на приобретение участков в 2014 г. составили 18,4 млрд. руб.
В  связи  с  нецелесообразностью  проведения  работ  по  решению  недропользователя  сдана
лицензия на блок Урумако-1 (Венесуэла).
Сделки с активами, повлекшие изменение запасов и добывающих мощностей дочерних и
ассоциированных компаний
В марте 2014 г. ассоциированной компанией Группы ООО «Ямал Развитие» (доля участия
Газпрома  50%) завершена  сделка  по  приобретению  у  ОАО  «Новатэк»  20%  акций
компании  «Арктик  Раша  Б.В.»,  которой  принадлежит  49%  доля  участия
в ООО «СеверЭнергия».  В  результате  эффективная  доля  Группы  «Газпром  нефть»
в ООО «СеверЭнергия»,  дочерние  компании  которой  ведут  разведку  и  добычу
углеводородов в ЯНАО, увеличена с 40,2% до 45,1%.
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

газовый

конденсат, млн. т

Нефть,

млн. т

Всего,

млн.

барр. н. э.

За год, закончившийся 31 декабря 2014 г.

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

444,9

14,5

43,5

3 057,9

Доля Группы Газпром в добыче
ассоциированных компаний

18,2

2,3

10,0

199,3

За год, закончившийся 31 декабря 2013 г.

488,4

14,7

42,3

3 307,3

Доля Группы Газпром в добыче
ассоциированных компаний

13,0

1,3

10,2

162,0

В 2014 г. на территории России Группой Газпром с учетом доли в добыче компаний,
инвестиции в которые классифицированы как совместные операции, добыто
444,9 млрд. м

природного и попутного газа, что на 43,5 млрд. м

, или на 8,9%, меньше,

чем  в  2013  г.  Уменьшение  объемов  добычи  газа  связано,  в  первую  очередь,
с приостановкой отбора природного газа Украиной во  II кв. 2014 г., а также невыборкой
газа потребителями как в России, так и за рубежом.
Несмотря  на  снижение  годовых  объемов  добычи  газа,  добычной  потенциал  Группы
Газпром  в  случае  пикового  потребления  мог  обеспечить  в  осенне-зимний  период
2014/2015 гг. среднесуточную добычу газа в объеме 1 690 млн. м

в сутки.

Значительный прирост добычи газа достигнут на Бованенковском месторождении,
разработка которого началась в 2012 г. На месторождении в отчетном году добыто
42,8 млрд. м

газа (в 2013 г. – 22,8 млрд. м

Добыча  нефти  с  учетом  доли  в  добыче  компаний,  инвестиции  в  которые
классифицированы  как  совместные  операции,  составила  43,5  млн.  т,  что  на  1,2  млн.  т
выше  уровня  2013  г.  Прирост  добычи  получен  за  счет  наращивания  нефтедобывающих

мощностей Группы «Газпром нефть» на Приобском месторождении и месторождениях
в Оренбургской области.
В 2014 г. газового конденсата добыто 14,5 млн. т, что на 0,2 млн. т ниже уровня 2013 г.
Увеличились объемы добычи газа ассоциированных компаний. В доле, приходящейся на
Группу Газпром, на территории России добыто 18,2 млрд. м

природного и попутного газа

(рост на 5,2 млрд. м

к уровню 2013 г.). Доля Группы в добыче жидких углеводородов

ассоциированных компаний составила 2,3 млн. т газового конденсата (рост на  1,0 млн. т
к уровню 2013 г.), 10,0 млн. т нефти (снижение на 0,2 млн. т к уровню 2013 г.). Динамика
обусловлена  увеличением  добычи  газа  и  газового  конденсата  на  Самбургском
лицензионном  участке  ОАО  «Арктикгаз»,  подконтрольном  ООО «СеверЭнергия»,  и
снижением  добычи  нефти  другими  ассоциированными  компаниями  Группы  «Газпром
нефть».
За  рубежом  Группа  также  является  участником  ряда  нефтегазовых  проектов,  вошедших
в стадию добычи:



на месторождениях блоков 05-2 и 05-3 во вьетнамской акватории Южно-
Китайского моря всего добыто 1 786,2 млн. м

газа и 366,4 тыс. т конденсата

(в 5,8 и 6,2 раза соответственно больше уровня 2013 г.);



в рамках реализации проекта «Вингейт» на шельфе Северного моря
(Великобритания)

общая

добыча

составила

622,4

млн. м

газа

4,4 тыс. т конденсата (от уровня 2013 г. – 158% и 210% соответственно);



на месторождении Шахпахты в Республике Узбекистан всего добыто
334 млн. м

газа (105% от уровня 2013 г.).

В Ливии в рамках нефтяных концессий С96 и С97 компанией «Винтерсхалл АГ» добыто
0,4 млн. т нефти (в 2013 г. добыто 2,4 млн. т нефти и 254,0 млн. м

газа). Снижение

добычи связано с объявлением компанией «Винтерсхалл АГ» в августе 2013 г. форс-
мажора.
Дочерней компанией «Нафтна Индустрийа Србийэ А.Д.» (Сербия) добыто в отчетном
году 1,2 млн. т нефти и газового конденсата и 0,6 млрд. м

газа.

На  месторождении  Бадра  в  Ираке  получена  первая  нефть.  В  2014  г.  общая  добыча
составила 309,5 тыс. т. Началась коммерческая отгрузка нефти.
В рамках проекта «Хунин-6» (Венесуэла) в 2014 г. общая добыча нефти составила около
262  тыс. т.  Продолжены  работы  по  базовому  инжинирингу  апргейдера  (комплекса  по
улучшению  качества  нефти).  В  российской  части  проекта,  которым  управляет
ООО «Национальный

нефтяной

консорциум»,

до

80%

увеличена

доля

ОАО «НК «Роснефть», доля ОАО «Газпром нефть» осталась прежней – 20%.
В представленной ниже таблице содержится информация о количестве разрабатываемых
месторождений и эксплуатационном фонде скважин Группы Газпром:

По состоянию на 31 декабря 2014 г.

На территории России

За рубежом

Разрабатываемые месторождения

139

Газовые эксплуатационные скважины

7 816

235

в т. ч. действующие

7 293

Нефтяные эксплуатационные скважины

8 218

904

в т. ч. действующие

7 604

623

Кроме  того,  компании,  инвестиции  в  которые  классифицированы  как  совместные
операции,  по  состоянию  на  31 декабря  2014  г.  разрабатывали  на  территории  России
33 месторождения,  эксплуатационный  фонд  газовых  скважин  состоял  из  8  единиц,
нефтяных скважин – из 3 635 единиц (в том числе 3 086 – действующие).

Основные направления инвестиций
Объем  капитальных  вложений  в  сегменте  «Добыча  газа»  в  2014  г.  составил
254 881 млн. руб.  Объем  капитальных  вложений  в  сегменте  «Добыча  нефти  и  газового
конденсата» в 2014 г. составил 227 421 млн. руб.
Основной  объем  капитальных  вложений  в  добычу  газа  в  2014  г.  был  направлен  на
обустройство  сеноман-аптских  залежей  Бованенковского  НГКМ,  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

основном

направлены

на

обустройство

Новопортовского

и Приразломного месторождений,

разработку

Приобского

месторождения

месторождений  Группы  «Газпром  нефть»  в  Оренбургской  области,  а  также  в  Ираке.
Долгосрочные  финансовые  вложения  в  разведку  и  добычу  нефти  и  газового  конденсата
были  связаны  с  увеличением  доли  в  ООО  «СеверЭнергия»  и  обустройством
месторождений Мессояхской группы.
В 2014 г. в эксплуатацию введены:



УКПГ-1 производительностью 30,0 млрд. м

в год на Бованенковском НГКМ;



3 ДКС общей мощностью 219 МВт на Бованенковском НГКМ (125 МВт),

Вынгаяхинском газовом промысле (64 МВт), а также Уренгойском НГКМ
(30 МВт);



127  новых  эксплуатационных  газовых  скважин  (в  том  числе  95  скважин  на
Бованенковском  месторождении)  и  828  новых  нефтяных  эксплуатационных
скважин. Проходка в эксплуатационном бурении на газ составила  125,6 тыс. м, на
нефть – 2,9 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 2014 г. составил 15,7 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,

2014 г.

(1)

2013 г.

(1)

Россия

4,7

2,6

80,8

в т. ч. Группа «Газпром нефть»

3,4

0,8

Страны БСС

1,2

4,2

–71,4

в т. ч. Группа «Газпром нефть»

1,2

4,1

Европа и другие страны

9,8

9,2

6,5

в т. ч. Группа «Газпром нефть»

8,6

8,3

Итого

15,7

16,0

–1,9

Примечание.

(1)

Объемы реализации нефти и газового конденсата без учета внутригрупповых продаж.

Сокращение объемов продаж жидких углеводородов в страны БСС обусловлено
прекращением реализации нефти Группой

«Газпром нефть» в Казахстан.

Высвободившиеся таким образом объемы были реализованы на внутреннем рынке, а
также направлены на переработку на НПЗ Группы в России и на экспорт в Европу и
другие страны. Кроме того, на рост объемов продаж жидких углеводородов на внутреннем

рынке,  в  Европу  и  другие  страны  оказал  влияние  рост  добычи  нефти  на  территории
России.
В 2014 г. около 95% стабильного газового конденсата ОАО «Газпром» было реализовано
на  внутреннем  рынке  компаниям  Группы  (преимущественно  ОАО  «Газпром  нефтехим
Салават»).
Цены на нефть
Цены  на  нефть  на  мировом  и  внутреннем  рынках  оказывают  существенное  воздействие
на деятельность  Газпрома.  В  2014  г.  цены  на  нефть  Urals  (среднее  арифметическое
Urals Mediterranean  и  Urals  Rotterdam),  по  данным  агентства  ПИРА,  изменялись
в диапазоне  53,4–112,4 долл. США / барр., снизившись  к  концу  года  на  51%  до  уровня
53,4 долл. США / барр.

Сорт нефти

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

долл. США / барр.

Brent

(1)

108,3

108,9

107,5

107,6

109,6

111,7

Urals

(2)

105,9

107,1

106,6

106,5

107,6

108,9

Спред Urals к Brent

2,3

1,7

1,0

1,2

2,0

2,7

Сорт нефти

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

долл. США / барр.

Brent

(1)

106,6

101,6

97,3

87,4

78,9

62,6

Urals

(2)

105,7

101,4

96,0

86,4

70,0

61,2

Спред Urals к Brent

0,9

0,2

1,3

1,0

8,8

1,4

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  2014  г.  рублевые  спотовые  цены  нефти  на  российском  рынке  были  выше  среднего
уровня  цен  2013  г.  примерно  на  9%  (по  данным  агентства  «Аргус»).  Цены  в  2014  г.
изменялись  в  диапазоне  12 200–14 900  руб./т  с  НДС  (франко-трубопровод
Нижневартовск),  достигнув  минимальных  значений  в  ноябре  и  снизившись  на  18%  от
годовых максимумов.  Имея безусловную связь с изменениями цен на энергоносители на
мировых рынках, цены на нефть и стабильный газовый конденсат на российском рынке во
многом  определяются  внутристрановыми  факторами,  такими  как  соотношение  спроса  и
предложения  в  конкретный  период,  ремонты  на  НПЗ,  ценовые  тенденции  на  рынке
продукции переработки, а также курсом рубля, который в 2014 г. существенно снизился
по отношению к доллару.
События отчетного года
В  апреле  2014  г.  отгружена  первая  партия  нефти,  добытая  на  Приразломном
месторождении, – единственном в России проекте по освоению углеводородных ресурсов
шельфа Арктики. Новый сорт нефти, получивший название ARCO (Arctic Oil), поступил
на мировой рынок.
В  мае  2014  г.  получена  первая  нефть  на  Чаяндинском  месторождении  в  Якутии  –
осуществлен ввод нефтяной оторочки ботуобинской залежи.
Во  второй  половине  2014  г.  начата  коммерческая  добыча  и  отгрузка  нефти  с  иракского
месторождения Бадра. Это первый реализованный  «с нуля» крупный зарубежный проект
Группы  в  сегменте  добычи.  Получен  уникальный  опыт,  который  в  дальнейшем  будет
применяться при освоении других новых месторождений как в России, так и за рубежом.

В  октябре  2014  г.  начата  промышленная  эксплуатация  Киринского  ГКМ  с  подачей
первого  газа  в  магистральный  газопровод  Сахалин  –  Хабаровск  –  Владивосток  для
обеспечения поставок  газа российским потребителям и стабильного газового конденсата
в нефтеконденсатопровод  ассоциированной  компании  «Сахалин  Энерджи  Инвестмент
Компани Лтд.».
В декабре 2014 г. введен в эксплуатацию еще один газовый промысел на Бованенковском
месторождении  –  ключевом  для  развития  крупного  центра  газодобычи  на  полуострове
Ямал. Пусковой объект включает УКПГ проектной производительностью 30 млрд. м

газа

в год, ДКС мощностью 125 МВт и 95 скважин. Таким образом, возможности по добыче
газа на месторождении были увеличены в 1,5 раза –

до 90,0 млрд. м

газа в год.

Планы развития сегментов «Добыча газа», «Добыча нефти и газового конденсата»
В  добыче  газа  наряду  с  поддержанием  действующих  месторождений  продолжится
освоение  новых  центров  газодобычи  на  полуострове  Ямал,  континентальном  шельфе,
в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.
Одной  из  основных  производственных  задач  Газпрома  является  обеспечение  проектной
производительности  действующих  месторождений  и  ввод  в  разработку  новых
месторождений  Надым-Пур-Тазовского  региона,  вовлечение  в  разработку  уникальных  и
крупных  месторождений  полуострова  Ямал,  а  также  шельфа  северных  морей  для
поддержания и наращивания объемов добычи углеводородного сырья.
Стратегическими  регионами  добычи  газа  на  долгосрочную  перспективу  являются
полуостров  Ямал  (сеноман-аптские  залежи  Харасавэйского  месторождения,  неоком-
юрские  залежи  Бованенковского  и  Харасавэйского  месторождений,  Крузенштернское
месторождение), акватории северных морей России (месторождения Обской и Тазовской
губ,  прежде  всего  Северо-Каменномысское  и  Каменномысское-море,  Штокмановское
месторождение на шельфе Баренцева моря).
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 КНР.
В  2014  г.  разработаны  и  утверждены  комплексные  планы  мероприятий  по  созданию
газодобывающих, газотранспортных и газоперерабатывающих мощностей, использующих
газ  месторождений  Якутского  и  Иркутского  центров  газодобычи.  Начало  поэтапного
ввода  базового  для  Якутского  центра  газодобычи  Чаяндинского  НГКМ  (промышленно
значимые  запасы  газа  –  1,44  трлн.  м

) прогнозируется во II–IV кв. 2018 г. Базовым

месторождением Иркутского центра определено Ковыктинское ГКМ (промышленно
значимые запасы газа – 2,54 трлн. м

В  части  развития  добычных  мощностей  Сахалинского  центра  газодобычи
первостепенными  объектами  освоения  являются  месторождения  проекта  «Сахалин-3»  –
введенное в промышленную разработку в отчетном году Киринское ГКМ, а также Южно-
Киринское НГКМ, входящее в число приоритетных проектов Газпрома в области добычи
газа на долгосрочную перспективу. Газ проекта «Сахалин-3», являясь основной ресурсной
базой для ГТС Сахалин – Хабаровск – Владивосток, позволит обеспечить газоснабжение
регионов Дальнего Востока России и реализацию проекта «Владивосток-СПГ».
Стратегия  развития  нефтяного  бизнеса  предусматривает  рост  годовой  добычи
углеводородов  до 100 млн. т н. э.  к  2020  г.  и  сохранение  этого  уровня  до  2025  г.  Для
достижения  этих  целей  Группа  будет  стремиться  к  максимально  рентабельному
извлечению  остаточных  запасов  на  текущей  ресурсной  базе  за  счет  распространения
применяемых  лучших  практик  оптимизации  разработки,  снижения  себестоимости
опробованных  технологий,  а  также  привлечения  и  массового  внедрения  новых

технологий.  Предусматривается  создание  нового  центра  добычи  на  севере  ЯНАО  и
развитие присутствия на шельфе Арктики.
Группа  «Газпром нефть» рассматривает нетрадиционные запасы в качестве возможности
для  роста  и  будет  развивать  этот  класс  активов  как  важный  элемент  своего  портфеля.
В связи  с  общим  снижением  качества  традиционной  ресурсной  базы  добычи  нефти  и
необходимостью

вовлечения

разработку

нефтяных

залежей

низкими

фильтрационными свойствами, Группа «Газпром нефть» приступила к оценке потенциала
промышленного  освоения  ресурсов  сланцевой  нефти  на  баженовской  свите  в  Западной
Сибири.
Развитие  сырьевой  базы  Группы  Газпром  за  рубежом  направлено  на  расширение
глобального  присутствия  Газпрома  и  усиление  его  роли  как  ведущей  мировой
энергетической компании, обеспечение диверсификации источников поставок и способов
транспортировки,  рынков  сбыта,  а  также  продуктов  и  услуг,  снижение  зависимости
объемов  поставок  от  спроса  на  традиционных  рынках  сбыта  за  счет  выхода  на  новые
рынки,  в  том  числе  в  смежные  сегменты  бизнеса,  такие  как  газомоторное  топливо  и
электроэнергетика.  Другой  важной  целью  деятельности  в  области  поиска  и  разведки
углеводородов  за  рубежом  является  необходимость  приобретения  опыта  для  усиления
технологических и  управленческих  компетенций Группы, которые будут способствовать
повышению  эффективности  реализации  проектов  в  России,  в  том  числе  на
континентальном шельфе.

Транспортировка газа

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

По состоянию на 31 декабря

2014 г.

2013 г.

Активы, млн. руб.

6 088 335

5 271 761

Доля в общих активах Группы, %

41,0

40,1

За год, закончившийся 31 декабря

2014 г.

2013 г.

Капитальные вложения, млн. руб.

434 433

380 547

Доля в общем объеме капвложений Группы, %

35,6

31,4

Система транспортировки газа
Газпром  располагает  крупнейшей  в  мире  газотранспортной  системой  (ГТС).
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  2014  г.  составила  170,7  тыс.  км.  Объекты  ГТС  включают
250 компрессорных  станций  (КС)  общей  мощностью  46,1  тыс.  МВт.  Кроме  того,
поступление газа в ГТС обеспечивают газопроводы газодобывающих, перерабатывающих
дочерних обществ и подземных хранилищ газа (ПХГ) протяженностью 4,5 тыс. км.

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

По состоянию на 31 декабря 2014 г.

Возраст магистрального газопровода

Протяженность,

тыс. км

Доля,

10 лет и менее

20,6

12,0

От 11 до 20 лет

20,7

12,1

От 21 до 30 лет

50,6

29,7

От 31 до 40 лет

46,6

27,3

От 41 до 50 лет

20,6

12,1

Более 50 лет

11,6

6,8

Итого

170,7

100,0

В  целях  повышения  надежности  газоснабжения,  технической  и  экологической
безопасности  и  эффективности  транспортировки  газа  Газпром  ежегодно  выполняет
капитальный  ремонт  и  планово-профилактические  работы  на  объектах  ГТС.  Для
реконструкции  и  капитального  ремонта  этих  объектов  применяется  метод  их
приоритетного

ранжирования

под

прогнозируемые

технологические

потоки,

обеспечивающий сокращение издержек и гибкость планирования.
В ГТС Газпрома на территории России в 2014 г. поступило 627,5 млрд. м

газа

(659,4 млрд. м

– в 2013 г.). Объем природного газа, использованный на собственные

технологические нужды ГТС и ПХГ, в 2014 г. составил 33,2 млрд. м

(40,6 млрд. м

–

в 2013 г.). Процент потерь газа оценивается Группой как низкий, а расход топливного газа
как удовлетворительный.
Газпром  предоставляет  доступ  независимым  компаниям  к  своей  газотранспортной  сети.
В 2014  г.  услуги  по  транспортировке  газа  по  ГТС  Газпрома  на  территории  Российской
Федерации  оказаны  24  компаниям,  не  входящим  в  Группу.  Объем  транспортировки
составил 121,1 млрд. м

(увеличение на 8,7% к уровню 2013 г.).

Основным  зарубежным  активом  Группы  в  области  транспортировки  газа  является
ОАО «Газпром  трансгаз  Беларусь»,  которое  осуществляет  поставку  природного  газа
потребителям  Республики  Беларусь,  а  также  его  транзит  в  страны  Европы  и
Калининградскую  область.  В  2014  г.  в  ГТС,  эксплуатируемую  ОАО  «Газпром  трансгаз
Беларусь»  протяженностью  7,9  тыс.  км,  поступило  65 млрд.  м

газа, в том числе

45 млрд. м

газа составил транзит через территорию Беларуси.

ЗАО «Газпром Армения» – дочерняя компания Группы – владеет ГТС на территории
Республики Армения, в составе которой магистральные газопроводы протяженностью
1,7 тыс. км. Всего в 2014 г. в ГТС Армении поступило 2 млрд. м

газа.

Около 35,7% совокупного объема транзита в страны Европы обеспечили в 2014 г. морские
трансграничные трубопроводные системы, созданные с участием Группы: «Голубой
поток» и «Северный поток». Из газопровода «Северный поток» в 2014 г. реализовано
36,5 млрд. м

газа (в 2013 г. – 23,8 млрд. м

). Объем реализации газа из газопровода

«Голубой поток» составил в 2014 г. 14,4 млрд. м

(в 2013 г. – 13,7 млрд. м

Основные направления инвестиций
Объем капитальных вложений в сегменте «Транспортировка газа» в 2014 г. составил
434 433 млн. руб.

Основной объем капитальных вложений был направлен на строительство системы
газопроводов Бованенково – Ухта и реализацию проекта «Расширение ЕСГ для
обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток».

ОТЧЕТ РУКОВОДСТВА ОАО «ГАЗПРОМ» (2012-2015 год) - часть 10