В 2012 году Группой «Газпром» добыто 487 млрд куб. м природного и попутного газа. На долю «Газпрома» пришлось 75% российского объема добычи газа.
Компенсация падения добычи на базовых месторождениях достигается как за счет планомерного ввода в строй новых газодобывающих мощностей, так и в результате повышения эффективности использования имеющейся ресурсной базы.
В период 2001–2012 годов «Газпром» ввел в эксплуатацию Заполярное (сеноманские и валанжинские залежи), Бованенковское, Вынгаяхинское, Еты-Пуровское, Ен-Яхинское и Южно-Русское месторождения, Таб-Яхинскую Песцовую, Западно-Песцовую площади и второй участок ачимовских залежей Уренгойского месторождения, Анерьяхинскую и Харвутинскую площади Ямбургского месторождения, Ныдинский участок Медвежьего месторождения, Ярейскую площадь Ямсовейского месторождения. Суммарная годовая проектная производительность этих объектов превышает 350 млрд куб. м газа.
В октябре 2012 года «Газпром» начал добычу газа на полуострове Ямал — на Бованенковском месторождении. Проектная мощность месторождения составляет 115 млрд куб. м газа в год. В январе 2013 года было выведено на полную проектную производительность Заполярное месторождение — оно стало самым мощным в России, здесь ежегодно может добываться 130 млрд куб. м газа.
Также «Газпром» разрабатывает труднодоступные, расположенные на глубине около 4000 метров ачимовские залежи Уренгойского месторождения, что позволяет извлекать здесь дополнительные объемы газа. В 2008 году совместное предприятие «Газпрома» и немецкой компании Wintershall Holding — ООО «Ачимгаз» начало добычу на первом опытном участке ачимовских залежей. А в 2009 году «Газпром» приступил к самостоятельной добыче на втором опытном участке (проектная мощность — 3,5 млрд куб м газа в год).
В марте 2011 года «Газпром» и Wintershall Holding подписали Меморандум, предусматривающий возможность освоения на паритетных началах двух дополнительных участков ачимовских отложений Уренгойского месторождения — четвертого и пятого.
В мае 2011 года получен первый газ из туронских залежей Южно-Русского месторождения. Туронские залежи относят к категории трудноизвлекаемых. Глубина залегания турона составляет всего 810–840 м, однако особенность залежей заключается в их аномально высоком пластовом давлении, низких пластовых температурах, неоднородности и изменчивости по литологическому составу, низкой проницаемости коллекторов.
Для повышения эффективности использования имеющейся ресурсной базы компания проводит реконструкцию и техническое перевооружение объектов добычи газа. Инвестиции направляются на реконструкцию технологического оборудования основного производства, систем автоматизации, электро-, тепло-, водоснабжения и очистных сооружений.
При наличии платежеспособного спроса российских потребителей и благоприятных условий на внешних рынках к 2020 году добыча «Газпрома» может составить до 660 млрд куб. м.
Стратегическими регионами добычи газа в России на долгосрочную перспективу выбраны полуостров Ямал, Восточная Сибирь и Дальний Восток, Арктический шельф.
Освоение месторождений в этих труднодоступных районах с суровым климатом требует значительных инвестиций в связи с необходимостью решения сложных технических задач при бурении, осуществления мероприятий по охране окружающей среды, прокладке трубопроводов и коммуникаций. Однако, по расчетам, инвестиции оправдаются.
В основе стратегии «Газпрома» в освоении перспективных месторождений лежит экономическая эффективность, определяемая синхронным развитием мощностей по добыче газа и возможностей его транспортировки, комплексной переработки и хранения.
Первым шагом на пути практической реализации мегапроекта «Ямал» является освоение крупнейшего по запасам газа месторождения полуострова — Бованенковского. Разведанные и предварительно оцененные запасы газа этого месторождения составляют 4,9 трлн куб. м. Проектный объем добычи газа определен в 115 млрд куб. м в год, в долгосрочной перспективе он должен увеличиться до 140 млрд куб. м в год.
В декабре 2008 года «Газпром» приступил к реализации мегапроекта «Ямал»: была проведена сварка первого стыка системы магистральных газопроводов (СМГ) «Бованенково — Ухта» и начато бурение эксплуатационных скважин на Бованенковском месторождении.
В 2009 году был веден в эксплуатацию уникальный мостовой переход новой железной дороги «Обская — Бованенково» через реку Юрибей, который стал самым длинным в мире мостом за Полярным кругом. С февраля 2011 года по всей протяженности линии до конечной станции Карская было открыто рабочее движение. Этот важный инфраструктурный объект предназначен для обеспечения круглогодичной, быстрой, наименее затратной и всепогодной доставки грузов и персонала на месторождения Ямала в условиях сурового полярного климата.
В октябре 2012 года первый пусковой комплекс Бованенковского месторождения введен в эксплуатацию. В состав пускового комплекса вошли установка комплексной подготовки газа (УКПГ) мощностью 30 млрд куб. м газа в год и 60 скважин. Добыча на месторождении будет поэтапно наращиваться по мере подключения новых скважин, ввода УКПГ и дожимных компрессорных станций (ДКС). В 2013 году на месторождении можно будет добыть до 46 млрд куб. м газа, а в 2017 году его планируется вывести на проектную мощность — 115 млрд куб. м газа в год, что соответствует примерно шестой части (17%) от текущего уровня добычи газа в России.
Синхронно с Бованенковским месторождением были введены в эксплуатацию первая нитка СМГ «Бованенково — Ухта» протяженностью более 1240 км и головная компрессорная станция «Байдарацкая». Выход СМГ на проектную производительность 115 млрд куб. м газа в год запланирован на 2017 год. Будет завершено строительство второй нитки СМГ и восьми компрессорных станций (КС) — «Ярынской», «Гагарацкой», «Воркутинской», «Усинской», «Интинской», «Сынинской», «Чикшинской» и «Малоперанской».
Стратегия «Газпрома» по привлечению партнеров к разработке запасов углеводородов ставит целью эффективное извлечение ресурсов, находящихся в сложных геологических условиях, и предполагает обмен активами на паритетной основе в рамках задачи расширения географии и видов деятельности «Газпрома».
По такой схеме построена, например, разработка Южно-Русского нефтегазового месторождения. В капитале совместной российско-германской компании ОАО «Севернефтегазпром» — владельце лицензии на месторождение — «Газпрому» принадлежат 50% плюс шесть обыкновенных именных акций, а германским компаниям BASF SE и E.ON AG — по 25% минус три обыкновенные именные акции и три привилегированные акции без права голоса. В обмен на участие немецких компаний в «Севернефтегазпроме» «Газпром» увеличил свою долю в совместной компании WINGAS (до 50% минус одна доля), в ЗАО «Геросгаз» (до 100%), владеющем 2,93% акций ОАО «Газпром», а также получил долю в уставном капитале дочерней компании Wintershall, владеющей правами на разработку и добычу углеводородов в рамках концессионных соглашений в Ливии, в размере 49%.
Запасы Южно-Русского месторождения составляют более 1 трлн куб. м, что с учетом нынешнего объема ежегодных поставок газа из России в Германию соответствует экспорту на 17 лет вперед. В декабре 2007 года месторождение было введено в промышленную эксплуатацию, а в 2010 году вышло на проектную мощность 25 млрд куб. м газа в год.
«Газпром» имеет практический опыт реализации проектов в области разработки углеводородов — совместное предприятие ООО «Ачимгаз» (с равным долевым участием «Газпрома» и компании Wintershall Holding) ведет работы по проекту разработки ачимовских отложений Уренгойского месторождения.
«Газпром» активно сотрудничает с зарубежными компаниями в рамках проекта «Сахалин-2». В соответствии с протоколом, подписанным в декабре 2006 года ОАО «Газпром», Shell, Mitsui, и Mitsubishi Corporation, «Газпром» вошел в качестве ведущего акционера в компанию Sakhalin Energy, которая является оператором проекта «Сахалин-2».
«Газпром» приобрел 50% плюс одна акция в Sakhalin Energy за $7,45 млрд. Для совершения этой сделки каждый из существующих акционеров Sakhalin Energy уменьшил свою долю на 50% при пропорциональном распределении суммы выплаты. Договор купли-продажи акций был подписан в апреле 2007 года. Сегодня доли в Sakhalin Energy распределяются следующим образом: «Газпром» — 50% плюс одна акция, Shell — 27,5% минус одна акция, Mitsui — 12,5%, Mitsubishi — 10%.
В декабре 2008 года проект «Сахалин-2» перешел на круглогодичный экспорт сырой нефти, а 18 февраля 2009 года в его рамках состоялся запуск в эксплуатацию первого в России завода СПГ. Вся продукция завода законтрактована на основе долгосрочных договоров (сроком действия 20 и более лет). В 2009 году более половины сахалинского СПГ было поставлено покупателям в Японии, остальной объем был реализован в Южную Корею, Индию, Кувейт, КНР и на Тайвань.
В 2012 году завод на Сахалине произвел 10,9 млн т. СПГ. Свыше 60% СПГ поставлялось в Японию, остальной объем — покупателям в Южной Корее, а также в Китае, Кувейте и на Тайване.
Таким образом, крупнейший в мире интегрированный нефтегазовый проект «Сахалин-2», включающий освоение двух нефтегазовых месторождений на северо-восточном шельфе о. Сахалин (Пильтун-Астохское и Лунское), добычу и транспортировку нефти и газа по транссахалинским трубопроводам, производство СПГ, а также экспорт углеводородов, перешел в стадию полномасштабной коммерческой эксплуатации.
В январе 2011 года ОАО «Газпром» и Агентство природных ресурсов и энергетики Министерства экономики, торговли и промышленности Японии подписали Соглашение о сотрудничестве для подготовки совместного технико-экономического исследования вариантов использования природного газа в районе Владивостока, транспортировки и реализации природного газа и продукции газопереработки из района Владивостока потенциальным покупателям в странах АТР.
При поддержке Агентства природных ресурсов и энергетики Японии создан консорциум из японских компаний — JAPAN FAREAST GAS Co., Ltd. (ITOCHU, JAPEX, MARUBENI, INPEX, CIECO), участники которого определены исполнителями исследования с японской стороны.
В апреле 2011 года в развитие вышеназванного документа «Газпром» подписал с консорциумом JAPAN FAREAST GAS Co., Ltd. Соглашение о проведении совместного технико-экономического исследования реализации в районе Владивостока завода по сжижению природного газа.
В марте 2012 года Правление ОАО «Газпром» приняло решение о переводе проекта строительства завода СПГ в районе Владивостока на следующую стадию реализации. В сентябре 2012 года ОАО «Газпром» и Агентство по природным ресурсам и энергетике Японии подписали Меморандум по проекту Владивосток-СПГ, который предусматривает развитие всестороннего сотрудничества для дальнейшего продвижения проекта, в том числе в области финансирования и маркетинга газа. В настоящее время подготовлено Обоснование инвестиций по проекту.
Кроме того, в сентябре 2009 года «Газпром» завершил сделку по приобретению у консорциума итальянских компаний ENI S.p.A. (ENI) и Enel S.p.A. (Enel) 51-процентной доли в уставном капитале ООО «СеверЭнергия», контролирующего ряд компаний, которым принадлежат лицензии на разведку и добычу углеводородов в Западной Сибири.
В 2010 году в целях исполнения нефтяной стратегии Группы и оптимизации разработки данных месторождений «Газпромом» было принято решение о продаже доли в ООО «Севернергия» совместной компании ОАО «Газпром нефть» и ОАО «НОВАТЭК». Опыт «Газпром нефти» позволит с наибольшей эффективностью разработать нефтяные запасы многокомпонентных залежей месторождений. Участие «НОВАТЭКа» даст синергетический эффект от использования имеющейся инфраструктуры компании по подготовке газового конденсата. Все это значительно ускорит ввод месторождений в промышленную эксплуатацию, а также снизит капитальные затраты проекта.
В сентябре 2011 года ОАО «Газпром» и ООО «Север-Энергия» подписали договор о покупке газа, добываемого на Самбургском участке в ЯНАО.
Развитие нефтяного бизнеса является одной из стратегических задач «Газпрома» на пути создания глобальной энергетической компании.
Основу нефтедобычи в Группе «Газпром» составляет ОАО «Газпром нефть». Ее приобретение в октябре 2005 года вывело Группу на пятое место по нефтедобыче в России. По итогам 2012 года «Газпромом» добыто 33,3 млн т нефти и 12,8 млн т газового конденсата.
В апреле 2009 года ОАО «Газпром» приобрел у концерна ENI 20% акций ОАО «Газпром нефть», реализовав свое право, основанное на опционном договоре, заключенном в апреле 2007 года. В результате реализации договоренностей доля Группы «Газпром» в ОАО «Газпром нефть» достигла 95,68%. Сделка позволила перевести развитие нефтяного бизнеса Группы на принципиально новый уровень — начать консолидацию деятельности по освоению нефтяных запасов холдинга в рамках единой дочерней компании.
В декабре 2009 года принято решение о передаче «Газпром нефти» прав пользования недрами Новопортовского месторождения и Восточного участка Оренбургского месторождения.
В рамках реализации стратегии развития нефтяного бизнеса в результате ряда приобретений в феврале 2011 года «Газпром нефтью» консолидировано 100% акций Sibir Energy plc. Это позволило Группе «Газпром» стать крупнейшим акционером Московского НПЗ, получить контроль над сетью АЗС из более чем 130 станций в Московском регионе, и разработкой ряда месторождений в Западной Сибири, в том числе 50% в проекте разработки Салымских месторождений.
«Газпром нефть» проводит активную политику расширения своего присутствия на международном рынке: в феврале 2009 года завершена сделка по приобретению контрольного пакета акций многопрофильной нефтегазовой компании NIS (Сербия). В марте 2011 года доля в NIS была увеличена с 51% до 56,15%. В апреле у Chevron Global Energy приобретен завод по производству масел и смазок в г. Бари (Италия) мощностью до 30 тыс. т масел и 6 тыс. т смазочных материалов в год. Летом 2009 года компания приобрела 20% в уставном капитале ООО «Национальный нефтяной консорциум», созданного для реализации нефтедобывающих проектов в Латинской Америке пятью крупными российскими нефтяными компаниями с равными долями участия. Одним из таких проектов является проект «Хунин-6», расположенный в поясе тяжелой нефти реки Ориноко на территории Венесуэлы. Необходимо отметить, что среди компаний — участниц консорциума ОАО «Газпром нефть» получило статус лидера проекта в рамках первого этапа его реализации.
В январе 2010 года ОАО «Газпром нефть» от имени консорциума компаний подписала контракт на разработку месторождения «Бадра» в Ираке с запасами около 3 млрд барр. нефти. «Газпром нефть» является оператором проекта, ее доля составляет 30%. В 2012 году количество проектов, которые «Газпром нефть» реализует на территории Ирака, увеличилось до трех. В августе компания подписала соглашение о разведке и разработке запасов углеводородов блоков Garmian и Shakal, расположенных на юге Курдистана. В проекте Garmian «Газпром нефть» получила 40%, в проекте Shakal — 80%. По оценкам, ресурсный потенциал обоих месторождений превышает 500 млн тонн нефтяного эквивалента (порядка 3,6 млрд баррелей нефтяного эквивалента).
Кроме того, в 2010 году «Газпром нефть» договорилась о вхождении в новые проекты по геологоразведке на морском шельфе. В июне 2010 года «Газпром нефть», Министерство энергетики Экваториальной Гвинеи и Национальная нефтяная компания Экваториальной Гвинеи GEPetrol подписали соглашение о разделе продукции (СРП) по двум морским блокам. «Газпром нефти» принадлежит в проекте 80%.
В ноябре 2010 года «Газпром нефть» и малазийская Petronas подписали Соглашение о переуступке российской компании 30% в проекте по геологоразведке четырех блоков в Мексиканском заливе на шельфе Кубы.
В 2011 году подписано соглашение о вхождении в проект по разработке четырех углеводородных блоков в Мексиканском заливе. Это позволяет «Газпрому» расширить опыт в сфере освоения морских глубоководных месторождений и участия в проектах за пределами России.
«Газпром нефть» намерена увеличить объемы добычи до 100 млн т нефтяного эквивалента в год к 2020 году, с учетом показателей дочерних обществ и доли в ассоциированных компаниях. Отношение запасов к добыче планируется поддерживать на текущем уровне не менее 20 лет, при этом доля проектов на месторождениях на ранних этапах разработки к 2020 году должна обеспечивать не менее 50% добычи.
План выхода на уровень добычи 2020 года предусматривает поэтапное вовлечение в эксплуатацию всех разведанных месторождений ОАО «Газпром нефть» (с учетом принадлежащих компании 50% акций ОАО «НГК «Славнефть», ОАО «Томскнефть»), расширение ресурсной базы за счет ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений, находящихся на балансе других компаний Группы. Также предполагается расширение портфеля активов за счет приобретения участков нераспределенного фонда и покупки активов.
По состоянию на 31 декабря 2011 года запасы нефти и конденсата Группы «Газпром» по категориям А+В+С1 (российские стандарты) оценивались в 3,2 млрд т, что позволяет в перспективе выйти на объемы добычи, сопоставимые с показателями ведущих нефтяных компаний.
Извлечение метана из угольных пластов призвано стать одним из основных направлений стратегии расширения ресурсной базы ОАО «Газпром» и, по сути, приведет к созданию в России новой отрасли по добыче метана в угольных бассейнах. Кроме того, промышленное внедрение российских технологий добычи метана из угольных пластов поможет свести к минимуму аварийность на угольных шахтах, значительно улучшит экологическую обстановку.
РФ обладает гигантскими прогнозными ресурсами угольного газа — около 84 трлн куб. м, что сопоставимо с третью прогнозных ресурсов природного газа в России.
Наиболее подходящим для организации промышленной добычи в настоящее время является район Кузбасса, в котором прогнозные ресурсы метана составляют 13 трлн куб. м. Плотность ресурсов метана на отдельных площадях Кузбасса сравнима с показателями месторождений природного газа в северных районах Тюменской области. Преимущества Кузбасса по геолого-промысловым характеристикам, а также наличие инфраструктуры и потребителей газа, находящихся на расстоянии всего 15–150 км, определяют экономическую эффективность промышленной добычи метана в Кузбассе.
Стратегической задачей проекта по добыче метана в Кузбассе является замещение ежегодных поставок газа в Кемеровскую область из северных районов РФ в объеме до 4 млрд куб. м собственным газом.
В феврале 2010 года в Кемеровской области «Газпром» запустил первый в России промысел по добыче угольного газа, который открыт на Талдинском месторождении. Всего в 2011 году из одной экспериментальной и семи разведочных скважин было извлечено 5,18 млн куб. м угольного газа, а с начала пробной эксплуатации в 2010 году — более 11 млн куб. м. Добытый газ использовался для производства электроэнергии на двух газопоршневых электростанциях, а также в качестве газомоторного топлива. В настоящее время на Талдинском угольном разрезе переведено на газ более сотни автомобилей.
В 2011 году начата пробная эксплуатация Нарыкско-Осташкинской площади. Здесь пробурено десять разведочных скважин.
В начале 2012 года была утверждена Технологическая схема опытно-промышленной разработки юго-восточной части Талдинского метаноугольного месторождения. Проектный документ на разработку метаноугольного месторождения в России был подготовлен впервые. Это стало возможным благодаря проведенным подсчетам запасов метана как самостоятельного полезного ископаемого и его внесению в Общероссийский классификатор полезных ископаемых и подземных вод. Принципиальные различия процессов извлечения традиционного природного газа и сорбированного в угле метана обуславливают использование совершенно новых, значительно более трудо- и капиталоемких технологий. Российская технология по добыче угольного метана также была разработана Группой. На весь технологический цикл — от разведки угольного метана до его использования — получено более 30 патентов.
