Отчет об исполнении Долгосрочной программы развития ПАО «Газпром»

I. Система стратегического планирования ПАО «Газпром»

Существующая в ПАО «Газпром» система планирования обеспечивает оптимальное сочетание достижений отечественной системы и современных международных подходов к стратегическому планированию и построена
на принципах сбалансированности показателей, научной обоснованности, эффективности, преемственности и комплексности управленческих решений.

Система планирования Общества постоянно совершенствуется с учетом лучших мировых практик и методологий, разработанных ведущими отраслевыми организациями и экспертами в данной области.

Система планирования в ПАО «Газпром» имеет иерархическую структуру и охватывает все аспекты деятельности Группы Газпром, подразделяется
на краткосрочное (на 1 год), среднесрочное (на 1–5 лет) и стратегическое (долгосрочное) (на 10 лет и более) и носит итерационно-циклический характер. Стратегическое планирование является верхним уровнем системы планирования в Обществе, на котором на основе прогноза показателей деятельности Общества осуществляется планирование инвестиционной, финансовой и операционной деятельности. Долгосрочное планирование направлено на достижение стратегической цели Группы Газпром — укрепление статуса лидера среди глобальных энергетических компаний посредством диверсификации рынков сбыта, обеспечения энергетической безопасности и устойчивого развития, роста эффективности деятельности, использования научно-технического потенциала Группы Газпром.

Для количественного определения задач по достижению стратегической цели в Обществе используются стратегические целевые показатели (далее СЦП).

Для максимизации системного экономического эффекта развития Группы Газпром разрабатывается Долгосрочная программа развития Общества (далее — ДПР), представляющая собой комплексный интегрированный план развития Группы Газпром, направленный на достижение стратегических целей, включающий перечень приоритетных проектов и СЦП с детализацией по годам планирования.

ДПР разрабатывается ежегодно с учетом Методических рекомендаций
по разработке долгосрочных программ развития стратегических открытых акционерных обществ и федеральных государственных унитарных предприятий, а также открытых акционерных обществ, доля Российской Федерации
в уставных капиталах которых в совокупности превышает пятьдесят процентов (поручение Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2014
г. 
ИШ‑П13–2583).

В соответствии с Федеральным законом от 28 июня 2014 г. № 172-ФЗ
«О стратегическом планировании в Российской Федерации» при формировании ДПР учитываются целевые ориентиры федеральных органов исполнительной власти Российской Федерации, а также показатели государственных документов, регламентирующих долгосрочное развитие топливно-энергетического комплекса Российской Федерации (Доктрина энергетической безопасности Российской Федерации, Энергетическая стратегия Российской Федерации, Генеральная схема развития газовой отрасли, основные положения федеральных целевых программ топливно-энергетического комплекса).

Разработка ДПР является многоступенчатым итерационным процессом:
на основе прогнозов развития газовых рынков с учетом действующих обязательств ПАО «Газпром» по поставкам газа формируется распределительная часть долгосрочного баланса газа, определяются ресурсы, необходимые для удовлетворения выявленных потребностей, выполняется формирование схем потоков газа, объемов товаротранспортной работы, прогнозируются сроки ввода производственных мощностей и необходимые капитальные вложения.

Далее в процессе формирования ДПР выполняются финансово-экономические расчеты с целью проверки достижения установленных нормативных значений СЦП и максимизации чистого дисконтированного дохода, а также проводится качественный и количественный анализ рисков
и возможностей Общества. В случае если по итогам расчетов не достигаются нормативные значения СЦП, а финансово-экономические показатели развития ПАО «Газпром» находятся на неудовлетворительном уровне, то выполняется цикл расчетов, направленных на оптимизацию технико-экономических показателей ДПР. По результатам проведенной работы формируются оптимальные варианты развития деятельности Общества. После предварительного одобрения Правлением ПАО «Газпром» ДПР представляется на утверждение Совету директоров Общества.

ДПР формируется в Обществе начиная с 2006 года[1] и первоначально охватывала только основной вид бизнеса — газовый.

С учетом того, что ПАО «Газпром» является вертикально интегрированной глобальной энергетической компанией, деятельность которой охватывает газовый, нефтяной, электроэнергетический бизнесы, а также во исполнение директив Правительства Российской Федерации от 17 июля 2014 г. № 4955п-П13 в Обществе проводилась планомерная работа по развитию и распространению системы долгосрочного планирования с использованием СЦП на нефтяной и электроэнергетический виды бизнеса.

По итогам указанной работы постановлением Правления ПАО «Газпром» от 24 сентября 2020 г. № 42 утвержден новый Порядок планирования
в ПАО «Газпром» с использованием стратегических целевых показателей (Группа Газпром) (далее — Порядок планирования), определяющий основные принципы стратегического (долгосрочного) планирования газового, нефтяного, электроэнергетического видов бизнеса и Группы Газпром в целом.
В соответствии с Порядком планирования при формировании ДПР Группы Газпром используются СЦП общекорпоративного уровня (далее — СЦПок), отражающие результаты деятельности Группы Газпром в целом, СЦП первого и второго уровней (далее − соответственно СЦП1 и СЦП2) по видам бизнеса: газовому, нефтяному[2] и электроэнергетическому. СЦП1 количественно описывают основные задачи по достижению стратегических целей видов бизнеса Группы Газпром, а СЦП2 детализируют СЦП1 по направлениям и видам деятельности, более подробно описывая задачи в области производства, маркетинга, экономики, внутрикорпоративных процессов, инноваций и работы с кадрами.

Решением Совета директоров ПАО «Газпром» от 22 декабря 2020 г. № 3523 установлены нормативные значения СЦПок для Группы Газпром и СЦП
для газового, нефтяного и электроэнергетического бизнесов на конец десятилетнего периода планирования, которые введены в действие с 1 января 2021 г.

Расчетные значения СЦП ежегодно утверждаются Советом директоров ПАО «Газпром» в составе ДПР. При этом расчетные СЦП по годам планирования являются промежуточными ориентирами для достижения нормативных значений СЦП на последний год десятилетнего периода. Расчетные СЦП на последний год десятилетнего периода должны быть не ниже уровня нормативных СЦП, установленных Советом директоров ПАО «Газпром».

ДПР содержит показатели, служащие ориентирами для бюджетного планирования, и перечень приоритетных проектов, являющийся основой для процесса инвестиционного планирования ПАО «Газпром».

В соответствии с Директивами на ежегодной основе с привлечением независимой экспертной организации, определенной по результатам конкурентных процедур, ПАО «Газпром» проводится аудит реализации ДПР,
в ходе которого плановые показатели, представленные в ДПР, сопоставляются
с фактическими показателями за тот же год и выполняется анализ причин отклонения. По результатам проверки аудитор формирует рекомендации по дальнейшему совершенствованию процесса формирования ДПР. Предложения по учету рекомендаций аудитора после предварительного одобрения Советом директоров Общества направляются в Минэнерго России —федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий контроль
и координацию деятельности в газовой отрасли.

Долгосрочная программа развития ПАО «Газпром» (2021–2030) утверждена решением Совета директоров ПАО «Газпром» от 22 сентября 2020 г. № 3483.

В ней учтены сценарии прогнозов социально-экономического развития страны, подготовленные Минэкономразвития России, отражены решения Общества по системообразующим проектам, таким как газопроводы «Сила Сибири», «Сила Сибири-2», «Северный поток-2», «Амурский ГПЗ», «Комплекса переработки этансодержащего газа в районе п. Усть-Луга» и др.

В 2020 году компанией ООО «ФБК» проведена аудиторская проверка реализации Долгосрочной программы развития ПАО «Газпром» (газовый бизнес, 2019–2028) за 2019 г., по результатам которой сформирован отчет
о результатах аудиторской проверки.
Предложения по учету рекомендаций аудитора по результатам проведения аудита реализации Долгосрочной программы развития ПАО «Газпром» (газовый бизнес, 2019–2028) одобрены решением Совета директоров Общества и направлены в Минэнерго России.

II. Мероприятия 2020 года, направленные на исполнение Долгосрочной программы развития ПАО «Газпром», утвержденной Советом директоров ПАО «Газпром» в сентябре 2019 года

Долгосрочная программа развития ПАО «Газпром» (2020–2029) утверждена решением Совета директоров от 24 сентября 2019 г. № 3317.
Во исполнение указанной Программы в 2020 году проводились мероприятия во всех видах бизнеса Общества: газовом, электроэнергетическом и нефтяном.

Газовый бизнес

В отчетном году:

прирост запасов углеводородов по категориям А+В11 в результате геологоразведочных работ на территории России составил 486,3 млрд куб. м природного газа (в т.ч. 1,73 млрд куб. м ПАО «Газпром нефть»), 17,2 млн т газового конденсата, 9,5 млн т нефти, в том числе прирост запасов компаний, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции, составил 1,1 млн т нефти;

получен существенный прирост запасов газа на Ленинградском месторождении — 224,2 млрд куб. м, открыты три месторождения — 75 лет Победы на шельфе Карского моря, нефтяные Солхэм в ХМАО и Центрально-Уранское в Оренбургской области. Крупное по классификации запасов газовое месторождение 75 лет Победы открыто на континентальном шельфе Карского моря и поставлены на баланс запасы газа по категории С1 — 72,7 млрд куб. м 
(по сумме категорий С12 — 202,4 млрд куб. м);

на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении введены в эксплуатацию 53 эксплуатационные газовые скважины, а также 128 МВт дополнительных мощностей дожимных компрессорных станций на первом и втором газовых промыслах (ГП-1 и ГП-2), продолжается освоение сеноман-аптских залежей;

на Чаяндинском месторождении по объектам газовой части закончено бурением 11 газовых скважин, строительством (освоение) — 33 газовых скважин. Введены в эксплуатацию установка предварительной подготовки газа (УППГ-2) мощностью 10,4 млрд куб. м в год, установка мембранного выделения гелия и 102 эксплуатационные газовые скважины. По объектам нефтяной оторочки продолжены работы по строительству вспомогательных инфраструктурных объектов (промбаза, канализационные очистные сооружения, база линейно-эксплуатационной службы, введены в эксплуатацию 2 нефтяные скважины);

на Ковыктинском газоконденсатном месторождении выполнялись работы по отсыпке площадок для бурения скважин первоочередных кустов, подъездных дорог к ним; пробурено 28 газовых скважин;

на Харасавэйском газоконденсатном месторождении в эксплуатацию введено 3 объекта: склад геофизических материалов с подъездной автодорогой к нему и воздушной линией электропередач 10 кВ. Уложено и засыпано 30,8 км газопровода подключения;

на Киринском ГКМ введены в эксплуатацию 2 эксплуатационные скважины, завершены буровые работы на 3 скважинах; выполнялись работы
по строительству объектов берегового технологического комплекса;

на Южно-Киринском месторождении выполнены работы по бурению
4 эксплуатационных газоконденсатных скважин до кровли продуктивного горизонта с последующей консервацией
;

начаты строительно-монтажные работы на линейной части газопровода участка «Ковыкта — Чаянда», предназначенного для вывода газа с Иркутского центра газодобычи для поэтапного наращивания объемов поставок по магистральному газопроводу «Сила Сибири». Программа строительства 2020 года выполнена в полном объеме (при плане 87 км по сварке выполнено 139,5 км; при плане 74 км по засыпке газопровода выполнено 77,6 км);

на газопроводе «Грязовец — КС Славянская» введено 851,26 км линейной части;

на второй нитке магистрального газопровода «Бованенково — Ухта»
обеспечен ввод в эксплуатацию мощностей на КС «Чикшинская» (96 МВт);

на газопроводе «Ухта — Торжок II нитка (Ямал)» обеспечен ввод в эксплуатацию КС «Новоюбилейная» (100 МВт), ведутся пусконаладочные работы на КС «Новоприводинская»;

осуществлен ввод в эксплуатацию объекта «Конденсатопровод-перемычка между конденсатопроводом с участков 1А, 2А Уренгойского месторождения и Установкой стабилизации конденсата ачимовских залежей Надым-Пур-Тазовского региона»;

продолжилось строительство морского участка газопровода «Северный поток-2»;

осуществлялась реализация проекта по строительству участка от г. Комсомольска-на-Амуре до г. Хабаровска протяженностью 353 км для увеличения пропускной способности действующего магистрального газопровода «Сахалин — Хабаровск —Владивосток»;

проводились работы по реализации проекта строительства газоперерабатывающего комплекса в составе Комплекса переработки этансодержащего газа в районе п. Усть-Луга. Оператором проекта ООО «РусХимАльянс» разработана проектная документация, по которой получено положительное заключение Главгосэкспертизы России
(за исключением объектов морского отгрузочного терминала), начаты подготовительные землеустроительные работы на территории строительства объекта;

велось строительство 6-ти технологических линий Амурского ГПЗ:
на 1-ой и 2-ой линиях осуществлялись пусконаладочные работы, монтировалась внешняя теплоизоляция основного оборудования; на 3-ей и 4-ой линиях был закончен монтаж основного технологического оборудования; на 5-ой и 6-ой линиях было установлено первое крупнотоннажное оборудование;

продолжилось строительство Комплекса СПГ в районе КС «Портовая» производительностью 1,5 млн т в год.

Нефтяной бизнес

В отчетном году ПАО «Газпром нефть»:

‒ продолжена разработка Приразломного месторождения;

‒ с вводом в промышленную разработку месторождения имени А.В. Жагрина началась полномасштабная разработка нового крупного углеводородного кластера «Зима»[3] в Ханты-Мансийском автономном округе;

‒ продолжались работы по интерпретации геологических данных, полученных в рамках выполнения работ на нефтегазовых участках
на континентальном шельфе Охотского моря;

‒ велась работа по вовлечению в разработку нефтяных оторочек, ачимовских и неоком-юрских залежей месторождений Группы Газпром в рамках долгосрочных рисковых операторских договоров;

‒ была продолжена разработка технологии для рентабельного освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов;

‒ продолжалась работа по геологическому изучению недр в рамках проекта «Енисей» на Лескинском лицензионном участке, расположенном на полуострове Гыдан;

‒ продолжена реализация программ модернизации НПЗ в России и за рубежом:

· на Московском НПЗ введен в эксплуатацию Комплекс установок переработки нефти «Евро+»;

· на Омском НПЗ в завершающей стадии строительства находятся Комплекс первичной переработки нефти, Комплекс глубокой переработки нефти (в составе установки гидрокрекинга, установок
по производству водорода и серы), а также установка замедленного коксования.

· на НПЗ в г. Панчево в Сербии была введена в эксплуатацию установка замедленного коксования;

· на НПЗ ПАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» с участием ПАО «Газпром нефть» продолжалась реализация программы модернизации.

Электроэнергетический бизнес

В отчетном году:

продолжено строительство Свободненской ТЭС для энергоснабжения Амурского ГПЗ, ТЭЦ в г. Панчево в Сербии для обеспечения тепловой энергией НПЗ дочерней организации Газпром нефти компании NIS и продажи электроэнергии на рынке электроэнергии;

по объектам тепловых электростанций (входящих в конкурентный отбор мощности на модернизацию с датами начала поставки мощности в 2022–2025 гг. в объеме 1,92 ГВт) выполнялись проектно-изыскательские работы, демонтажные работы, были заключены договора на поставку основного оборудования;

выведено 0,15 ГВт неэффективных генерирующих мощностей;

проводилась оптимизация режимов работы производственного оборудования;

в рамках интеграции АО «РЭП Холдинг» в Группу Газпром заключен среднесрочный договор поставки, предусматривающий поставку 19 ГПА «Ладога» до конца 2023 года для объектов ПАО «Газпром», продолжилась работа по локализации производства.




[1]В соответствии с Порядком планирования в ОАО «Газпром» с использованием стратегических целевых показателей, утвержденным постановлением Правления ОАО «Газпром» от 26 июня 2006 г. № 34.

[2]Расчетные значения СЦП второго уровня нефтяного бизнеса определяются и утверждаются
в рамках корпоративных процедур ПАО «Газпром нефть» при необходимости (постановление Правления ПАО «Газпром» от 24 сентября 2020 г. № 42).

[3] Месторождение имени А.В. Жагрина с начальными извлекаемыми запасами 111 млн т нефти — ядро проекта «Зима».