РІЧНИЙ ЗВІТ 2018 - Naftogaz · 2019. 9. 12. · 2017 2017 2018 2018 2017 2018 2017 ... закріпити ці досягнення та забезпечити незворотність

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Змінюємо себе – зміцнюємо Україну

1

2017 20182017 2018

2017 2018

2017 2018

2017 2018

2017 2018

2017 2018

2017 2018

2017 2018

2017 2018

2017 2018

2017 2018

ДОХОДИВІД РЕАЛІЗАЦІЇ 1

АКТИВИ2

NOPLAT 3

Iнтегрований газовий бізнес

Транспортування,переробка

нафти та продажнафтопродуктів

Транзитприродного

газу

Внутрішнєтранспортуванняприродного газу

Зберіганняприродного

газу Укрнафта Інше

118,4137,8

73,9 72,3

1,0 1,827,0 36,1

1,4 1,4

211,0

96,3

190,0 200,0162,1

30,021,6 8,611,0

189,0

29,0

6,710,4

-1,3 -2,7-3,2-0,9 -2,4

9,34,0 0,6

28,0

2017 2018

27,6 27,2

2017 2018

2017 2018

11,3 13,0

15,030,2

2,0 0,9

18,328,8

ФІНАНСОВІРЕЗУЛЬТАТИГРУПИНАФТОГАЗ

256,3227,5

603,7723,1

38,641,2

2017 2018

2017 2018

2017 2018

Чистийприбуток

Сплатадивідендів за 2017 рік

млрд грн

11,6 29,5

Сплатаподатків

109,1

Капітальні інвестиції(+80%)

30,6

Чисті грошові кошти, отриманівід операційної діяльності

71,61 враховані внутрішньогрупові продажі (елімінація) в сумі 33,3 млрд грн2 нерозподілені активи – 25,3 млрд грн3 показник скоригованого операційного результату за вирахуванням податку на прибуток

ВСТУПЗвернення голови наглядової ради �� 6Звернення голови правління �� 8

РИНОК ТА РЕФОРМИ Макроекономіка: рік значних викликів �� 12Світовий ринок газу �� 16Світовий ринок нафти �� 30Анбандлінг �� 36Важливі регуляторні зміни �� 40

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ Організаційна трансформація Нафтогазу �� 48 Дивізіон «Інтегрований газовий бізнес» �� 52 Дивізіон «Нафта» �� 62 Дивізіон «Технічне забезпечення» �� 68 Дивізіон «Транспортування та зберігання природного газу» �� 76 Транзит природного газу �� 84 ПАТ «Укрнафта» �� 88 Нові бізнеси �� 90 Арбітражні справи: Газпром, Крим, Укрнафта �� 92

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ Звіт наглядової ради �� 98 Корпоративне урядування �� 105 Ключові менеджери та їх винагорода �� 106 Управління ризиками у групі Нафтогаз �� 108 Управління персоналом �� 112 Безпека праці�� 118 Взаємодія з місцевими громадами �� 124 Інвестиції в енергоефективність �� 128 Екологія та охорона довкілля �� 132 Управління закупівлями �� 142

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ Фінансова стабільність �� 146Ключові показники 2018 року �� 148Перелік зауважень аудитора �� 152Консолідована фінансова звітність �� 153Звіт незалежного аудитора �� 154Консолідований звіт про фінансовий стан �� 158Консолідований звіт про прибутки або збитки �� 159Консолідований звіт про сукупні доходи �� 160Консолідований звіт про зміни у власному капіталі �� 161Консолідований звіт про рух грошових коштів �� 162

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ Визначення змісту звіту і суттєвих тем �� 212Визначення суттєвих тем згідно Стандарту GRI�� 214Терміни та скорочення �� 219Контакти �� 220

ЗМІСТ

32

РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

54

ВСТУП

76

ЗВЕРНЕННЯ ГОЛОВИ НАГЛЯДОВОЇ РАДИ

Для мене велика честь очолювати наг-лядову раду Нафтогазу в такий непро-стий і важливий період як для компанії, так і для України. Я хотіла долучитися до найважливіших реформ, спрямо-ваних на покращення життя десятків мільйонів людей та зміцнення енерге-тичної безпеки молодої демократичної країни, яка бореться за свою незалеж-ність. Ця посада тягне за собою вели-чезну відповідальність.

Головний пріоритет наглядової ради – допомогти Нафтогазу в створенні добробуту для українського народу. Для цього нам потрібен професійний менеджмент і захист від політичного втручання.

За минулі кілька років Нафтогаз став взірцем успішного реформування ве-ликої державної компанії в Україні. Це перша державна компанія, яка отрима-ла незалежну наглядову раду й швидко перетворилася зі збиткової прірви на найбільшого платника податків.

На жаль, останнім часом ці реформи суттєво згортаються. І це згортання ста-вить під загрозу стрімкий рух Нафтогазу в напрямку конкурентоспроможності на міжнародних ринках і максимізації вартості своїх активів.

Уряд має відновити належне корпора-тивне урядування в Нафтогазі, а потім закріпити ці досягнення та забезпечити незворотність змін. Для цього необхід-

но виконати рекомендації ОЕСР щодо реформи корпоративного урядування в Нафтогазі. У своєму звіті «Реформуван-ня підприємств державної форми влас-ності в секторі вуглеводнів в Україні» від 2019 року ОЕСР виділила чимало позитивних зрушень в Україні, а саме:

• ухвалення Закону «Про ринок при-родного газу» для імплементації Тре-тього енергетичного пакета й інших складових законодавства ЄС, а також запровад ження прозорого режиму спе-ціальних обов’язків (ПСО) для захисту вразливих верств населення з поступо-вим переходом до ринкових цін;

• визначення вимог щодо відокремлен-ня та сертифікації оператора газотран-спортної системи (ГТС) та забезпе-чення можливостей для збільшення інвестицій і участі приватних компаній в енергетичному секторі;

• трансформація корпоративного уря-дування в Нафтогазі, зокрема ство-рення першої незалежної наглядової ради на основі Керівних принципів ОЕСР щодо корпоративного вряду-вання на підприємствах державної форми власності;

• постійне вдосконалення нормативної бази щодо корпоративного урядування в державних компаніях, зокрема вимоги до незалежності наглядової ради, зов-нішній незалежний аудит, річна зведена звітність держави-власника, ухвалення

довгоочікуваного Закону України «Про приватизацію державного і комуналь-ного майна» та вдосконалення практик призначень на керівні посади.

ОЕСР також наголошує, що для успіш-ного завершення реформи корпора-тивного урядування Нафтогазу україн-ській владі необхідно ухвалити чимало важливих регуляторних рішень. Насам-перед наглядова рада має отримати повноваження щодо призначення та звільнення голови правління, ухвален-ня стратегії, фінансових та інвестицій-них планів. Крім того, правління та його голова повинні мати більшу автономію в питаннях операційної діяльності. Зокрема, слід скасувати вимогу щодо схвалення урядом бізнес-операцій за наявності в компанії належної системи внутрішнього контролю.

Для підвищення ефективності уряду-вання Нафтогаз має контролювати свої активи, включно з активами дочірніх компаній. Організаційна трансформація групи Нафтогаз з переходом від окремих юридичних осіб до дивізіонів дозволить уникнути дублювання функцій в дочірніх компаніях і полегшить запровадження кращих світових практик у таких сферах, як фінанси, управління персоналом, стра-тегія, юридичне забезпечення, ІТ тощо.

Щороку наші нафтогазові родовища виснажуються. Підтримання рівня видобутку вимагає додаткових інвес-тицій, а його збільшення – і поготів.

Оскільки Уряд забирає дедалі більшу частку прибутку Нафтогазу – 50% у 2017 році, 75% у 2018 році, а у 2019 році планується 90%, – компанія не має коштів навіть на підтримання поточного рівня видобутку.

Отримати кошти для інвестицій у збіль-шення видобутку можна лише з зов-нішніх джерел фінансування. З огляду на останні несприятливі зміни в статуті Нафтогазу та посилення його залежності від Уряду, можливість такого фінансу-вання дещо ускладнилася, але зали-шається приорітетною для збільшення видобутку.

Контракт на транзит газу з Газпромом закінчується наприкінці 2019 року. Ново-го контракту наразі немає. Це означає, що ми маємо підготуватися до песи-містичного сценарію – повного припи-нення транзиту російського газу після 2019 року – та розробити план на випа-док повної втрати доходу від транзиту.

Щоб забезпечити внутрішні та міжна-родні газові потоки в 2020 році, нам потрібно більше газу. Це вимагає ко-штів на закупівлю додаткових обсягів газу. Як і з інвестиціями у видобуток, Нафтогазу знадобиться для цього капітал. Щоб мати достатньо газу в 2020 році, його треба купити і закачати у сховища протягом 2019 року.

Очоливши наглядову раду Нафтогазу, я разом з головою правління Андрієм

Коболєвим взяла на себе особисту від-повідальність за проведення відокрем-лення оператора ГТС. Для забезпечення громадського контролю за діями Нафто-газу ми щокварталу проводимо зустрічі з зацікавленими сторонами, на яких звітуємо про результати цього проекту. Ми зобов’язалися створити відокрем-леного оператора ГТС до червня цього року, залишивши час для юридичних і законодавчих дій, необхідних для ос-таточного анбандлінгу оператора ГТС до 1 січня 2020 року, коли закінчиться чинний контракт з Газпромом.

Для успішного продовження розпо-чатого арбітражного провадження проти Газпрому на суму від 10,4 до 14,8 млрд дол. США Нафтогаз має збе-регти право на отримання економічної вигоди від газотранспортних активів. Саме тому анбандлінг слід проводити за моделлю створення незалежного опе-ратора.

Щоб стати справжнім незалежним опе-ратором, новостворений відокремлений оператор ГТС повинен взаємодіяти з користувачами системи на рівних і не-дискримінаційних умовах, як це було б у випадку відокремлення власності. Нафтогаз взяв на себе зобов’язання забез-печити таку взаємодію з користувачами, і ми працюватимемо з регулятором, щоб це зробити.

На сьогодні в структурі Укртрансгазу вже працюють філії «Оператор ГТС» та

«Оператор ПСГ», а також сформовано консорціум потенційних партнерів для управління українською ГТС. Ми очіку-ємо, що вже до червня співробітники консорціуму приєднаються до команди оператора ГТС. Очікується, що участь міжнародного консорціуму у спільній роботі продовжиться і у 2020 році. Це допоможе забезпечити належне урядування в новому операторі ГТС і недискримінаційне ставлення до всіх користувачів, незважаючи на економіч-ні інтереси Нафтогазу в його активах.

Щоб Нафтогаз і надалі приносив прибу-ток і створював цінність своєму кінце-вому власнику – народу України – Уря-ду як акціонеру необхідно забезпечити фінансову стабільність компанії та її незалежність від КМУ.

Без цих двох умов компанія не зможе брати позики на міжнародних ринках на вигідних умовах. Без капіталу Нафто-газ не може забезпечити належного рівня інвестицій у розвідку та видобу-ток чи наповнення ПСГ перед початком опалювального сезону.

Я вдячна за величезну підтримку, яку ми отримуємо від українських рефор-маторів і міжнародних стейкхолдерів щодо змін у Нафтогазі. Успіх Нафтогазу може стати важливим рушієм реформи всього державного сектору економіки України та мати далекосяжний вплив на все суспільство, повсякденне життя громадян та інші бізнеси.

Споттісвуд Клер Мері ДжоанГолова наглядової ради

98

ЗВЕРНЕННЯ ГОЛОВИ ПРАВЛІННЯ

За останні п’ять років Україна зробила більше змін в енергетичному секторі, ніж будь-коли у попередні роки. На-фтогаз є наочним прикладом цих змін. На відміну від 2014 року, ми більше не становимо загрози незалежності Укра-їни. Натомість компанія знову стала фун-даментом енергетичної безпеки нашої держави.

Завдяки цим змінам питання наявності газу і тепла в українських оселях більше не вирішують в Кремлі. Бездоганна робо-та української газотранспортної системи допомогла створити потужну міжнарод-ну коаліцію, яка підтримує нашу державу у боротьбі з російською агресією. В Укра-їні нарешті з’явилися сучасні західні технології, які дозволили нам зупинити падіння і наростити видобуток газу.

На відміну від багатьох попередніх років, Нафтогаз тепер є найбільшим джерелом доходів державного бюджету та допомагає українському уряду забез-печувати макрофінансову стабільність країни.

Новий виклик, який стоїть перед нами, – зберегти вже зроблене і по-справжньому розкрити потенціал активів, які входять до складу групи Нафтогаз. Ці завдання є особливо важливими, зважаючи на відокремлення діяльності з транспорту-вання газу від групи Нафтогаз з 1 січня 2020 року.

Яким ми бачимо майбутнє

Наша мета – перетворити Нафтогаз із складної забюрократизованої структури

на найефективнішу енергетичну компа-нію регіону. Ми мусимо стати гнучкими, орієнтованими на споживача та спро-можними конкурувати на наших ключо-вих ринках. Ми хочемо домогтися того, щоб цінність, яку створює наша група, була зрозумілою та відчутною для укра-їнських споживачів. Ми прагнемо стати компанією, якою захоплюються.

Це мета, заради якої минулого року ми розпочали структурну трансформацію в Нафтогазі. Ми ретельно проаналізували усі активи групи, ризики та можливості на ринках, де ми працюємо. Ми віримо, що у разі успішної трансформації На-фтогаз може забезпечити для України додаткові 5% ВВП щороку та збільшити вартість компанії на 35 млрд дол. у се-редньостроковій перспективі.

Починаючи з 2019 року наші підрозді-ли будуть згруповані у дивізіони за на-прямками бізнесу: інтегрований газ, нафта, технічне забезпечення, тран-спортування та зберігання природгого газу та інші. Перед кожним з дивізіонів будуть поставлені конкретні цілі та по-казники ефективності. Кожен керівник дивізіону нестиме персональну відпо-відальність за операційні та фінансові результати свого підрозділу.

Для цього, не в останню чергу, ми маємо стати найпривабливішим робо-тодавцем для обдарованих і амбітних фахівців. Ми хочемо бути прозорою компанією, де панує довіра, де заохо-чується ініціатива та персональна від-повідальність, і де кожен дотримується найвищих етичних стандартів.

У процесі досягнення цих цілей ми маємо на меті побудувати довгостро-кове партнерство з провідними між-народними компаніями. Це дозволить Нафтогазу повноцінно інтегруватися в світову економіку, прокладаючи шлях нашій державі.

Чому це важливо

Передусім це потрібно нашій країні. Враховуючи розмір Нафтогазу і увагу до нас, маємо унікальну можливість стати інструментом для досягнення енергетичної незалежності України. Ми є достатньо помітними, щоб стати зразком реформ та залучити значні інвестиції на прийнятних умовах. Саме в цьому я вбачаю як можли-вість, так і відповідальність Нафто-газу.

По-друге, наш успіх приноситиме користь безпосередньо українській громаді, бо ми на 100% державна компанія. Заробляючи для України, ми допомагаємо уряду зробити більше для усіх наших співвітчизників.

По-третє, це важливо для наших клі-єнтів. Ми прямо чи опосередковано забезпечуємо енергією та енергетич-ними послугами близько 90% україн-ських осель. У процесі трансформації ми плануємо збільшити коло клієнтів, яким ми надаємо послуги. Ми праг-немо запропонувати українським споживачам надійне постачання, прозорі правила та якісний сервіс, який досі є рідкістю на українсь кому ринку комунальних послуг.

Нарешті, успішна трансформація та-кож важлива для наших команд, яким ми дамо можливість працювати у середовищі, де за наполегливу працю отримують визнання і гідну винагоро-ду. Це можливість для кожного з нас взяти відповідальність і змінити ситу-ацію на краще, робити щось справді важливе, паралельно розвиваючись і зростаючи професійно.

Як досягатимемо бажаного

Попереду у нас багато роботи. Щоб здійснити цю трансформацію, ми пла-нуємо: • Забезпечити якісне і вчасне відо-

кремлення оператора ГТС, що допо-може Україні зберегти транзит газу та підвищити ефективність внутрішнього газового ринку.

• Продовжити розвивати видобуток газу, як власними силами так і залуча-ючи міжнародних партнерів.

• Добитися повної лібералізації та прозорості газового ринку.

• Стати прямим постачальником ко-мунальних послуг. Ми маємо на меті скористатися своїм досвідом, щоб обслуговувати кінцевого споживача на найвищому рівні та водночас зробити ринок комунальних послуг більш прозорим і ефективним.

• Вийти на ринок енергоефективності. Ми плануємо пропонувати енергосер-вісні послуги побутовим споживачам, допомагаючи зменшити неефективне

використання енергії та знизити ви-трати наших клієнтів на газ і тепло.

• Вийти на ринок відновлюваних джерел енергії, оптимально вико-ристовуючи наявну у нас розгалужену інфраструктуру.

• Модернізувати інфраструктуру, впроваджуючи найвищі стандарти в сфері ІТ та автоматизації, підвищую-чи операційну ефективність і розви-ваючи наші технічні здібності. Для цього треба вирішити великі та малі питання, починаючи з впроваджен-ня великих ІТ-систем і закінчуючи дрібними, але важливими вдоско-наленнями, які покращать поточну роботу наших бурових, видобувних та транспортних підрозділів.

• Комплексно трансформувати нашу ор-ганізацію – системи, процеси, культуру і людей. Ми працюємо над новою сис-темою управління ефективністю праці, яка приваблюватиме та утримуватиме талановитих спеціалістів і даватиме їм можливість показати результати і отримати визнання.

• Продовжити реформу корпоративно-го управління згідно рекомендацій ОЕСР, щоб рішення у Нафтогазі на усіх рівнях ухвалювалися швидко, прозо-ро і в інтересах компанії.

Все це ми робитимемо, керуючись та демонструючи власним прикладом наші цінності: відкритість, справедливість, смі-ливість та сумлінність. Саме вони будуть основою якісних змін у групі.

Окрім внутрішньої трансформації ми маємо перезавантажити стосунки з урядом, вибудувати конструктивну співпрацю з іншими органами влади та громадянським суспільством. Ми розуміємо, що без цього подальше просування реформ, розпочатих в Нафтогазі, неможливе.

Вже в 2019 році нас очікують без-прецедентні виклики, пов’язані з потенційним браком ліквідності. Щоб впоратися з ними, маємо поєднати зусилля всіх стейколдерів:• Зробити правила гри на ринку

газу чесними і прозорими, щоб Нафтогазу не доводилося фінансувати борги приватних посередників.

• Забезпечити залучення кредитних коштів на привабливих умовах. З 2014 року наш кредитний порт-фель зменшився в 6,6 разів і наразі є неприродньо низьким для великої нафтогазової компанії.

• Забезпечити якісний анбандлінг та боротися за збереження Україною транзиту газу.

Щиро вірю, що працюючи разом, вкладаючи душу у свою справу та відповідаючи один перед одним, ми здатні зробити значний внесок у розвиток нашої держави і добробут її громадян. Я впевнений, що разом ми зробимо Нафтогаз кращим та залишимо по собі результат, який викли катиме гордість і захоплення українців.

Андрій Коболєв Голова правління

РИНОК ТА РЕФОРМИ

1312

РИНОК ТА РЕФОРМИ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

МАКРОЕКОНОМІКА: РІК ЗНАЧНИХ ВИКЛИКІВ

Результати минулого року за головни-ми макроекономічними показниками виглядають обнадійливо. Вони були найкращими за останні п'ять років – від часу Революції Гідності, анексії Криму та окупації окремих територій на сході України:

• Темпи зростання ВВП перевищили результат 2017 року майже на 0,8 відсоткових пункти.

• Інфляція вперше за 5 років перестала бути в двознаковому діапазоні, до-сягши позначки 9,8%.

• Золотовалютні резерви вперше по-вернулися до рівня п'ятирічної давни-ни – 21 млрд дол.

• Рівень безробіття за методологією МОП вперше з 2013 року був менший за 9%.

• Реальна середньомісячна зарплата продовжує зростати третій рік по-спіль (+12,5% за 2018 рік).

Однак при більш детальному аналізі видно, що в 2019-2020 роках на Україну чекає низка небезпечних для еконо-міки викликів, і досягнуті на кінець 2018 році зміни є недостатніми, щоб їм протистояти. Окрім ризиків, пов’язаних з політичним циклом, зокрема з парла-ментськими виборами в жовтні цього року1, в 2019 році перед українською економікою стоїть ряд значних зовнішніх загроз і невирішених старих внутрішніх проблем. Насамперед це продовження відставання України від світової еконо-міки і загроза економічної кризи через втрату транзиту в 2020 році:

• Економіка продовжує зростати по-вільніше за темпи зростання країн, що розвиваються. В 2018 році реальний ВВП України збільшився на 3,3%, тоді як темпи зростання країн, що розвива-ються, склали 4,5%. Україна продовжує не скорочувати, а збільшувати розрив навіть у порівнянні з сусідніми східно-європейськими країнами, які зросли в середньому на 3,6%.

• Накопичений розрив зі світовою економікою за очікуваннями МВФ не буде скорочуватися: середні темпи зростання економіки України в 2019-2024 роках (3,1%) будуть меншими за зростання 2018 року, а також меншими за очікувані середні темпи зростання у всьому світі (3,6%). В результаті, навіть в 2024 році частка української економіки в світовій за прогнозами МВФ (0,18%) не досягне рівня, зафіксованого в період до 2014 року (0,23% в 2013 році).

• Навіть такий неоптимістичний прогноз не враховує негативний ефект від очікуваного припинення транзиту в 2020 році, що спровокує економічний спад (Див. розділ «Транзит природ-ного газу»). За нашими оцінками, відсутність доходів від транзиту при-зведе до зменшення ВВП приблизно на 4% з консервативним урахуванням ефекту мультиплікатора. МВФ очікує зростання ВВП у 2020 році лише на рівні 3%, але якщо відняти 4% через втрату транзиту, ВВП покаже падіння на 1%. Тобто якщо не буде отримано компенсації від Газпрому, ситуація з припиненням транзиту призведе до економічної кризи вже у 2020 році. Водночас це може призвести до дефіциту газу в країні, що додатково негативно вплине як на енергетичну безпеку, так і на економічне зростан-ня. Оскільки в такій ситуації Україна не буде важливою для Європи як тран-зитер газу на європейський ринок, експерти вказують і на збільшення загрози повномасштабної військової агресії з боку РФ2.

• Окрім негативного впливу припинен-ня транзиту, іншим значним ризиком для економіки є погіршення зовніш-ніх умов через можливий перехід сві-тової економіки у фазу спаду, про яке попереджають міжнародні експерти3, а також посилення волатильності світових цін на сировинні товари. Ризики більш стрімкого уповільнення світової економіки останнім часом зростають на тлі посилення геополі-тичних конфліктів та «торговельних війн», невизначеності щодо Brexit, зниження темпів зростання Єврозони та «делевериджу» китайської еконо-міки, підвищення волатильності на фінансових ринках.

Потенційний ризик, який часто згадува-ли впродовж всього 2018 року – період пікових виплат за зовнішнім боргом.

1 Згідно з опитуваннями НБУ в січні 2019 року, 56% респондентів вважали президентські і парламентські вибори основним викликом для економіки України в 2019 році. До топ-3 викликів увійшли також захист прав інвесторів і свобода підприємництва (19%), а також майбутній пік виплат за зовнішніми зобов'язаннями України (13%).

2 Див. https://www.rbc.ua/ukr/news/tranzit-gaza-cherez-ukrainu-sderzhivaet-agressiyu-1526099213.html 3 Див. https://www.theguardian.com/business/2018/dec/11/imf-financial-crisis-david-lipton

7,2%

9,3% 9,1% 9,3% 9,5%8,8%

0,5%

24,9%43,3%

12,4% 13,7%9,8%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Рівень безробіття населення за методологією МОП (права шкала), %Темпи інфляці ї, % грудень-до-грудня (ліва шкала)

Темпи зміни реального ВВП, % (ліва шкала)Розмір міжнародних резервів станом на кінець грудня, млрд дол.США (права шкала)

Україна

Країни, що розвиваються

Країни Європи, що розвиваються

Світ

Країни з розвинутою економікою

Україна

Країни, що розвиваються

Країни Європи, що розвиваються

Світ

Країни з розвинутою економікою

0,0%

-6,6%

-9,8%

2,4% 2,5% 3,3%

0

5

10

15

20

25

-12%-10%-8%-6%-4%

-2%0%2%4%

2013 2014 2015 2016 2017 2018

3,1%

4,8%

2,6%

3,6%

1,7%

3,3%

4,5%

3,6%

3,6%

2,2%

Темпи інфляції та безробіття в 2013-2018 роках

Темпи росту ВВП і розмір міжнародних резервів

Фактичні темпи зростання реального ВВП в 2018 році

Середні очікувані темпи зростання реального ВВПв 2019-2024 році (за даними МВФ)

Після того як Україна домовилася з МВФ про нову кредитну програму stand-by і отримала за нею перший транш, екс-перти говорять про цю проблему знач-но рідше. Однак згадане вище можливе сповільнення світової економіки прямо і опосередковано впливатиме на доходи державного бюджету, якщо врахувати, наскільки Україна залежить від екс-

портних надходжень, і якою вагомою є частка сировини в експорті. В свою чергу зменшення доходів державного бюджету від експортно-орієнтованих галузей, а також ризик втрати податко-вих надходжень, пов’язаних з транзи-том газу, може негативно вплинути на можливість погашення і обслуговування державного боргу.

Темпи росту ВВП в 2020 році

Коли Ви очікуєте настання наступної кризи світової економіки? (% відповідей респондентів)

0,00%

0,05%

0,10%

0,15%

0,20%

0,25%

0,30%

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

2,99%

-1,01%

...за прогнозами МВФ

...в разі припинення транзиту

В 2019 році

4,5%

В 2021 році

25,6%

Не в найближчі 5 років 18,8%

В 2020 році 51,1%

Частка України в світовій економіці

Джерело: МВФ, Державна служба статистики України, розрахунки аналітичного управління Нафтогазу

Джерело: НБУ, Державна служба статистики України, розрахунки аналітичного управління Нафтогазу

Джерело: НБУ, Державна служба статистики України, розрахунки аналітичного управління Нафтогазу



Джерело: МВФ, оцінки та розрахунки аналітичного управління Нафтогазу

Джерело: Результати опитування під час 9-го Інвестиційного форуму CFA Society Ukraine

1514


Зниження цін на нафту, яке зазвичай спостерігається в періоди сповільнення світової економіки, тягне за собою зни-ження цін і на інші сировинні товари, наприклад на зерно, що є однією з головних статей українського експорту.

В результаті, і так великий дефіцит торго-вельного балансу, значення якого набли-жається до докризових показників 2008 та 2013 років, може зрости ще більше через можливе падіння цін на експортні сировинні товари українського виробни-

цтва. Якщо накласти на ці фактори втрату більше 2,5 млрд дол. транзитної виручки, можна з високою вірогідністю очікувати, що за відсутності значних вливань по фінансовому рахунку платіжного балансу буде спровокована валютна криза.

Не втрачає актуальності в 2019 році і ризик збереження інтенсивної трудо-вої міграції з відповідним впливом на рівень кваліфікації робочої сили за на-явності тиску на рівень заробітних плат. Фактором ризику є трудова міграція, що, як зазначають експерти, може поси-литися через плани Німеччини4 та Чехії5 пом'якшити умови працевлаштування для іноземних громадян.

Експерти заявляють, що критично важ-ливим в такій ситуації є питання ефек-тивної алокації і використання наявних у країні ресурсів, а також створення умов для більш активного залучення прямих міжнародних інвесторів з їх знаннями, технологіями і фінансовим капіталом. Ці питання взаємопов’язані між собою, а їх вирішення матиме по-

зитивний вплив на макроекономічні показники:a) залучення інвесторів як із фінансо-

вими ресурсами, так і з відповідним технічним досвідом дозволить най-більш ефективно задіяти конкурентні переваги України, оскільки сучасні технології мають допомогти більш результативно використати наявні в країні ресурси;

b) нові технології, доступні міжнарод-ним інвесторам, допоможуть покрити дефіцит кваліфікованої робочої сили;

c) залучення відомих міжнародних ін-весторів в різні галузі, зокрема в на-фтогазову, дозволить зменшити ризик повномасштабної військової агресії з боку РФ;

d) прямі інвестиції дозволять покрити частину дефіциту валютних коштів,

який виникне через можливу відсут-ність надходжень від транзиту газу.

Наприклад, гіпотетично втрати доходів від транзиту газу можна компенсу-вати за рахунок розвитку власного видобутку газу і підвищення рівня енергоефективності6. З урахуванням того, що фактичні дані вказують на поточну складність реалізації даного сценарію, для підвищення ймовірності успіху можна використати Нафтогаз як платформу для залучення міжнародних інвесторів у вказані сегменти. Як пока-зує світова практика, зазвичай великі міжнародні гравці на нафтогазовому ринку не готові самі вкладати гроші в українську економіку, і їм потрібен сильний локальний партнер, якому вони можуть довіряти.

4 Див. https://www.dw.com/cda/uk/на-роботу-до-німеччини-що-зміниться-з-майбутнім-міграційним-законом /a-468033945 Див. https://politeka.net/ua/news/economics/878330-chehija-gotovit-zakon-o-trudoustrojstve-ukraincev-polsha-ne-nuzhna/ 6 Разом з ліквідацією корупційних схем в роздрібному постачанні газу завдяки лібералізації ринку за європейськими правилами

0

100

200

300

400

500

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Внутрішній борг

Зовнішній борг

Графік прогнозних платежів за державним боргом станом на 01.04.2019 року, млрд грн

-14,4

-2,0

-4,0

-10,1

-14,3-15,6

-4,6

-2,4

-6,5

-8,6

-11,2

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Баланс товарів та послуг, млрд дол

Джерело: Міністерство фінансів України

Джерело: НБУ

1716


ТВт

-год 2016

201720182019

Січе

нь

Люти

й

Бере

зень

Квіте

нь

Трав

ень

Черв

ень

Липе

нь

Серп

ень

Вере

сень

Жов

тень

Лист

опад

Груд

ень0

200

400

600

800

1000

1200

ГВт-

год/

д

Євро

/МВт

-год

1012141618202224262830

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Обсяги у 2017 році (ліва шкала) Обсяги у 2018 році (ліва шкала) Ціна на хабі NCG в 2018 році (права шкала)

Квітень Травень Червень Липень Серпень Вересень Жовтень

Динаміка залишків газу у ПСГ Європи у 2016-2019 роках

Обсяги закачування газу до ПСГ Європи у 2017 – 2018 роках-10% -17%

ГВт-

год/

д

0500

100015002000250030003500400045005000

січе

нь 2

017

люти

й 20

17

бере

зень

201

7

квіте

нь 2

017

трав

ень

2017

черв

ень

2017

липе

нь 2

017

серп

ень

2017

вере

сень

201

7

жовт

ень

2017

лист

опад

201

7

груд

ень

2017

січе

нь 2

018

люти

й 20

18

бере

зень

201

8

квіте

нь 2

018

трав

ень

2018

черв

ень

2018

липе

нь 2

018

серп

ень

2018

вере

сень

201

8

жовт

ень

2018

лист

опад

201

8

груд

ень

2018

січе

нь 2

019

люти

й 20

19

Північний потікМаллнов (Ямал-Європа)Ужгород-Велке Капушани

Транзитні потоки з Російської Федерації 2017-2019

СВІТОВИЙ РИНОК ГАЗУ

Однією з ключових подій початку 2018 року, вплив якої відчувався на ринку упродовж усього року, стало різ-ке зростання ціни природного газу на фоні аномального похолодання через антициклон із Сибіру (Beast from the East). Протягом тижня наприкінці лю-того – початку березня 2018 року ціни на хабах Європи тимчасово зросли в декілька разів. На німецькому NCG се-редньоденна ціна підскочила з близько 20 євро/МВт-год до 70 євро/МВт-год.

Рівень використання газу домогоспо-дарствами в країнах Північно-Західної Європи1 з початку лютого 2018 року був вищим за середній показник вико-ристання для такого ж періоду у 2016 та 2017 році і суттєво збільшився саме наприкінці лютого. Зниження температури навколишнього середови-ща на 10оС нижче за нормальні сезонні показники в період сезонного «вис-наження» запасів у ПСГ у рази змен-шувало ресурсні можливості покриття збільшення попиту на газ.

Beast from the East (Звір зі Сходу)

Січе

нь 20

18

Люти

й 20

18

Бере

зень

2018

Квіте

нь 20

18

трав

ень 2

018

Черв

ень 2

018

Липе

нь 20

18

Серп

ень 2

018

Вере

сень

2018

Жов

тень

2018

Лист

опад

2018

Груд

ень 2

018

Січе

нь 20

19

01020304050607080

Євро

/МВт

-год

.

Динаміка зміни ціни на природний газ у 2018-2019 році, NCG хаб

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

01.0

203

.02

05.0

207

.02

09.0

211.

0213

.02

15.0

217.

0219

.02

21.0

223

.02

25.0

227

.02

01.0

303

.03

05.0

307

.03

09.0

311.

0313

.03

15.0

317.

0319

.03

21.0

323

.03

25.0

327

.03

29.0

331

.03

Фактичний рівень використання у 2018 р.Середній показник рівня використання у 2016-2017 рр.Максимальний рівень використання у відповідний місяць 2016-2017 рр.

ГВт-

год/

д

Рівень використання природного газу домогосподарствами у країнах Північно-Західної Європи

1 Для цілей розрахунку використано дані Thomson Reuters з використання природного газу домогосподарствами в Німеччині, Франції, Бельгії, Голландії.

Джерело: Thomson Reuters Eikon

Джерело: Thomson Reuters Eikon

Джерело: Укртрансгаз

3 2 і 3 березня 2018 тиск на вході в ГТС України з боку Росії залишався критично низьким. Наприклад, на ГВС «Суджа» він становив 50-51 кгс/см2 попри контрактні зобов'язання 60-65 кгс/см2: http://utg.ua/utg/media/news/2018/03/gazproms-actions-has-provoked-an-emergency-in-a-stable-gas-transit-to-eu-countries.html

Окрім цього, у січні та на початку лю-того 2018 року були зафіксовані дуже низькі обсяги постачання російського газу до Європи. На відміну від укра-їнського транзитного маршруту, інші маршрути транзиту російського газу до країн Європи (газогони Ямал та Північ-ний потік) працювали в максимальних

режимах. Таким чином, потреби в природному газі в Словаччині, Чехії та Італії частково задовольнялись за рахунок експорту з Німеччини. Під час різкого зниження температури повітря ситуація з розподілом транзитних пото-ків суттєво змінилась. Оскільки єдиним транспортним коридором, який має

достатній запас потужності і гнучкості, є український транзитний коридор, обсяги транспортування українською ГТС почали поступово зростати та на кінець березня становили 155 млн куб. м/день у точці Ужгород/Велке Капуша-ни, що в свою чергу було майже утричі вище показника на початок лютого2.

Окрім зазначених змін транзитних потоків, вплив різкого зростання цін внаслідок аномального похолодання на український ринок спостерігався через труднощі з ре-сурсним забезпеченням в зазначений пе-ріод. Наприкінці лютого 2018 року Нафто-газ на виконання рішення Стокгольмського арбітражу щодо закупівлі газу здійснив передоплату на користь Газпрому за обся-ги газу, які б мали бути поставлені в березні 2018 року. Проте російська сторона знову

вирішила використати газ як «політичну зброю», і Газпром не поставив Нафтогазу попередньо оплачений газ. Через це ви-никла критична ситуація з поставкою газу споживачам України, і Нафтогазу в термі-новому порядку довелося здійснювати закупівлі природного газу з європейського напрямку для заміщення непоставленого російського газу. У період різкого похоло-дання, збільшення обсягів використання та зменшення транскордонних потоків газу в

Європі Нафтогаз зазнав відповідних збитків через підвищену ціну закупівлі.

Загрозу зриву опалювального сезону, що виникла через недотримання Газпромом контрактів як на поставку, так і на транзит газу3, було усунуто за рахунок швидкої закупівлі газу в Європі, збільшення обсягів відбору природного газу із ПСГ та завдяки «гнучкості» трубопровідної системи України.

Вплив на український ринок

15.0

2.20

18

16.0

2.20

18

17.0

2.20

18

18.0

2.20

18

19.0

2.20

18

20.0

2.20

18

21.0

2.20

18

22.0

2.20

18

23.0

2.20

18

24.0

2.20

18

25.0

2.20

18

26.0

2.20

18

27.0

2.20

18

28.0

2.20

18

01.0

3.20

18

02.0

3.20

18

03.0

3.20

18

04.0

3.20

18

05.0

3.20

18

06.0

3.20

18

07.0

3.20

18

08.0

3.20

18

09.0

3.20

18

10.0

3.20

18

11.0

3.20

18

12.0

3.20

18

13.0

3.20

18

14.0

3.20

18

15.0

3.20

18

62% 62% 60% 59% 60% 61% 62% 62% 64% 61% 62% 63% 64% 65%70% 69%

60% 60% 59% 59%54% 51% 50% 47% 45%

39%43%

47% 46%

0

50

100

150

200

250

300

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

млн

куб.

м

Газ із ПСГ (права шкала) Імпорт (права шкала)Власний видобуток (права шкала) Частка газу із ПСГ в постачанні (ліва шкала)

Ресурси постачання природного газу споживачам України у лютому-березні 2018 року

Європа закривала зимовий сезон на ре-кордно низькому рівні запасів газу в ПСГ. Відповідно, попит на газ для цілей зака-чування до ПСГ повинен був залишатися досить високим упродовж літнього сезону для максимального поповнення запасів.

Одразу після закінчення опалювально-го сезону учасники ринку максимально нарощували темпи закачування при-родного газу до підземних сховищ. Темп закачування у квітні – травні 2018 року зріс на 35% у порівнянні з аналогічним показником 2017 року, а травень 2018 року взагалі став місяцем з найбільшим показником закачування.

Джерело: Gas Infrastructure Europe (GIE), AGSI+

Джерело: Gas Infrastructure Europe (GIE), AGSI+, Thomson Reuters

Очікування щодо необхідності нарощу-вання темпів закачування природного газу до ПСГ сприяло зростанню попиту та відповідно спричинило зростання спото-вих цін зі звуженням спреду за контрак-тами з поставкою впродовж літніх міся-ців до цін контрактів із поставкою взимку 2018/2019.

Ринок після березневого стресу

2 За даними ENTSOG, Thomson Reuters.

1918


Зміна тренду

Джерело: Thomson Reuters, власні розрахунки

Квітень Травень Червень Липень Серпень Вересень Жовтень

Ціна на хабі NCG у 2017 році (01.04.2017 = 100%)

Ціна на хабі NCG у 2018 році (01.04.2018 = 100%)

80%

90%

100%

110%

120%

130%

140%

150%

160%

Відносна динаміка цін на хабі NCG протягом сезону закачування 2017 та 2018 років

На момент початку сезону відбору у Європі (жовтень 2018 року) рівень за-пасів склав майже на 2 млрд куб. м газу менше, ніж у аналогічний період 2017 року. Водночас вищі за норму темпера-турні режими на всій території конти-нентальної Європи упродовж листопада та грудня 2018 року та продовження періоду закачування газу до ПСГ призве-ли до того, що станом на 31 грудня 2018 року рівень наповнення ПСГ був майже на 6 млрд куб. м вищим за аналогічний показник 2017 року. Зазначені фактори в поєднанні зі збільшенням поставок СПГ у другій половині 2018 року та ситуацією на інших енергетичних ринках стали драйверами для зменшення цін на газ.

Питання зміни обсягів поставок СПГ на європейський ринок потребує до-даткової уваги. Починаючи з 4 кв. 2018 року, із введенням в експлуатацію нових технологічних ліній на СПГ-терміналах Ямал, австралійському Ichthys та Sabine Pass і Corpus Christi в США, пропозиція на ринку СПГ поступово нарощувалась. Водночас помірні показники темпера-тури в азійських регіонах на початку зимового сезону та досить комфортний рівень запасів газу призвели до змен-шення рівня попиту й цін на СПГ на азіатському ринку. Крім того, у зазначе-ний період фіксувалися рекордні показ-ники ставок фрахту на перевезення СПГ морським транспортом. Усі перелічені фактори призвели до перенаправлення вантажних потоків СПГ з Азіатсько-Тихо-океанського регіону до Європи.

Комфортний рівень ресурсного забез-печення європейського ринку та вищі за нормальні показники температури відо-бразилися на рівні цін на природний газ в бік зниження.

Загалом динаміка ціни на природний газ на європейському ринку упродовж сезону закачування 2018 року мала висхідний тренд, що, окрім зазначено-го вище фактору, пояснювалося:- зменшенням обсягів імпорту СПГ вліт-

ку внаслідок високої премії азіатських ринків у порівнянні з ціною природ-ного газу в Європі;

- поступовим зростанням цін на нафту, вугілля та цін європейських квот на викиди парникових газів;

- низьким рівнем води на основних суднохідних річках Європи, що уне-можливлювало оперативну доставку вугілля до вугільних енергетичних установок.

млр

д. к

уб. м

Січе

нь

Люти

й

Бере

зень

Квіте

нь

трав

ень

Черв

ень

Липе

нь

Серп

ень

Вере

сень

Жов

тень

Лист

опад

Груд

ень

2017

2018

0

2

4

6

8

10

12

Євро

/МВт

-год

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

квіт

ень

2018

трав

ень

2018

черв

ень

201

8

липе

нь 2

018

серп

ень

201

8

вере

сень

201

8

жов

тень

201

8

лист

опад

201

8

груд

ень

2018

січе

нь 2

019

люти

й 20

19

Середня ціна на хабі NCG, літо 2018 року Середня ціна на хабі NCG, зима 2018 - 2019 років

Середньомісячна ціна на хабі NCG

- 9 Євро/МВт-год

Зміна рівня ціни на хабі NCG протягом сезону літо-зима 2018 – 2019 років

Обсяги імпорту СПГ до Європи у 2017-2018 роках

Обсяги транзиту у 2018 році становили 86,8 млрд куб. м, що на 6,7 млрд куб. м (або на 7,2%) менше за показник 2017 року.

У структурі транзиту за точками виходу зниження транзитного потоку відбу-лось нерівномірно – близько 65% або 4,3 млрд куб. м від загального зниження транзитного обсягу відбулося внаслідок зменшення обсягів транспортування в напрямку Словаччини (через більш ак-тивне використання Північного потоку).

Обсяги транзитних потоків у 2018 році були вищими за аналогічні показники 2017 року тільки у двох періодах – під час різкого похолодання в березні 2018 року та під час зупинки на технічне обслуго-вування трубопроводів Ямал та Північ-ний потік у липні 2018 року. У першому кварталі 2018 року Північний потік став основним маршрутом постачання ро-сійського газу до ЄС (36% від загального обсягу поставок), трохи перевищивши транзит через Україну (34%)4.

Упродовж 2018 року Російська Федерація та її партнери здійснили низку послідов-них кроків, які наблизили реалізацію проекту Північний потік-2 та його сухо-путного продовження – трубопроводу EUGAL. Газпром також реалізує проект будівництва газопроводу Турецький потік, що пролягатиме через Чорне море до Туреччини та матиме дві гілки загаль-ною потужністю 31,5 млрд куб. м/рік, що загрожує зупинкою транзиту через Украї-ну в південному напрямку.

Транзит природного газу територією України

млрд

куб

. м

62,2 67,1 82,2 93,5 86,8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2014 2015 2016 2017 2018

Обсяг транзиту Зміна порівняно з попереднім роком

8%

23%14% -7%

Обсяги транзиту природного газу територією України у 2014 – 2018 роках

млрд куб. м

53,5

20,2

11,7

4,7

2,7

0,7

49,2

18,1

11,8

4,0

2,9

0,7

0 10 20 30 40 50 60

Ужгород(Словаччина)

Орловка(Румунія)

Берегове(Угорщина)

Дроздовичі(Польща)

Молдова

Теково(Румунія)

2017

2018

Розподіл транзитних потоків за точками виходу у 2017 – 2018 роках

млн

куб.

м н

а до

бу

Січе

нь

Люти

й

Бере

зень

Квіте

нь

трав

ень

Черв

ень

Липе

нь

Серп

ень

Вере

сень

Жов

тень

Лист

опад

Груд

ень

100

150

200

250

300

350

2017

2018

Динаміка обсягів транзиту природного газу українською ГТС у 2017-2018 роках

4 EC Quarterly report on European Gas Markets issue 1, quarter of 2018

Джерело: Thomson Reuters



Джерело: УкртрансгазДжерело: Thomson Reuters

2120


EUGAL

Отримано дозвіл на будівництво та експлуатацію запланованого трубопроводу в територіальних водах Німеччини, а також на узбережжі в Лубміні поблизу Грайфсвальда

Отримано дозвіл на будівництво та експлуатацію трубопровідної системи Північний потік-2 у виключній економічній зоні Німеччини

Отримано другий дозвіл, необхідний для будівництва та експлуатації газопроводу Північний потік-2 у фінській виключній економічній зоні (ЄЕС), та завершено процедуру отримання дозволів у Фінляндії

Роботи з глибоководного прокладання першої гілки газопроводу TurkStream завершено

Почалися роботи з облаштування берегової частини газопроводу TurkStream

Nord Stream 2 AG розпочала морські підготовчі роботи для подальшого прокладання труб у затоці Грайфсвальд.

Уряд Швеції надав Nord Stream 2 AG дозвіл на прокладання газопроводу на континентальному шельфі в межах шведської економічної зони в Балтійському морі

Nord Stream 2 AG вирішила прокладати трубопровід поза територіальними водами Данії та подала заявку на будівництво разом з Оцінкою впливу на довкілля

Nord Stream 2 AG почала прокладати труби у Фінській затоці. Так стартувало будівництво газопроводу

У Балтійському морі прокладено понад 200 кілометрів трубопроводуМорська ділянка газопроводу TurkStream завершена. Згідно із заявами Олексія Міллера, газопровід почне працювати наприкінці 2019 року

Nord Stream 2 AG почала прокладання труб в територі-альних водах Німеччини

Мекленбург-Західна Померанія стала третьою федеральною одиницею, яка надала всі необхідні погодження для трубопроводу EUGAL

Дозвільні органи Саксонії винесли рішення про затвердження планування для північної частини трубопроводу

Отримано всі необхідні дозволи для прокладання трубопроводу в регіоні Бранденбург

Отримано дозвіл на будівництво 114-кілометрової ділянки трубопроводу в російських територіальних водах

Січень

Березень

Квітень

Травень

Червень

Липень

Серпень

Вересень

Жовтень

Листопад

Північний потік-2

Турецький Потік

Стан будівництва обхідних газопроводів для постачання російського газу до ЄС у 2018 році

2322

РИНОК ТА РЕФОРМИ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018З огляду на закінчення контракту між На-фтогазом та Газпромом на транзит газу в 2019 році, у 2018 році пройшло декілька раундів тристоронніх перемовин та екс-пертних консультацій між українською й російською сторонами за участі ЄС. На момент підготовки цього звіту домовле-ності щодо умов транзитного контракту після 2019 року не були досягнуті. Укра-їнська сторона відкрита до обговорення всіх можливих пропозицій із транзиту російського газу в майбутньому, з огляду на те, що новий контракт має базуватися

на нормах європейського права.Наразі українська сторона перебуває в абсолютно інших умовах, ніж у 2009 році: змінилося національне законо-давство, ухвалено новий Закон України «Про ринок природного газу», укладе-но Угоду про асоціацію між Україною та ЄС, розроблено вторинне законо-давство на основі європейських норм, а продовження чинного контракту на транзит газу є юридично немож-ливим. Тому майбутні відносини між українською та російською сторонами

в рамках укладення домовленостей щодо транзиту газу мають базуватися виключно на європейських правилах та регламентах. Це дозволить забез-печити прозорість, стабільність та передбачуваність для кожної зі сторін. Окрім того, майбутні угоди з Газпро-мом не мають суперечити прийнятим Стокгольмським арбітражем у 2017-2018 роках рішенням, що передбачає виконання російською стороною покладених на неї арбітражем зобов’я-зань.

Відповідно до очікувань, закладених в Концепцію нарощування видобутку газу упродовж 2016-2020 років, група Нафтогаз мала отримувати щороку більше 10 нових ліцензійних ділянок для їх вивчення, оцінки, вибору кращих

перспективних об’єктів і щорічного закладання приблизно 13 пошукових свердловин. Отже, компанії групи могли б забезпечити достатній приріст видобувних запасів і надалі освоювати їх, пробурюючи понад 10 свердловин

на кожному новому родовищі. Штучне блокування видачі спецдозволів на нові ділянки місцевими органами вла-ди спричинило ризик недоотримання Укргазвидобуванням 5,5 млрд куб. м газу до кінця 2020 року.

У 2018 році було видобуто 20,95 млрд куб. м, що на 450 млн куб. м більше, ніж у попередньому році. Приріст видобутку газу склав +2,2%, що було забезпечено:- зростанням видобутку Укргаз-

видобування (УГВ), ключового видо-бувного підприємства групи Нафтогаз, на 245 млн куб. м,

- приростом видобутку приватних видобувних підприємств на 233 млн куб. м.

2018 рік позначився збільшенням ви-

робничих показників Укргазвидобуван-ня – підприємство досягло рекордного за 9 років рівня добового видобутку (43 млн куб. м/добу) і рекордного за 25 років річного видобутку, що сягнув 15,50 млрд куб. м.

Видобуток природного газу в Україні

Видо

будо

к мл

рд к

уб. м

14,5 13,512,6

11,610,7

0,7

1,01,4

1,5

0,50,7

0,9

1,1 1,72,3

1,22,0 3,01,0

1,7

2,8

14,615,3

16,5

18,3

20,1Виконано

0,30,60,60,4

1 млрд куб. м в 2018 році та 5,5 млрд куб. м до кінця 2020 року

унеможливлене відсутністюнових ліцензійних ділянок

0,4

2015 2016 2017 2018 2019 2020

0,10,3

22

21

20

19

18

17

16

15

14

13

12

11

10

0

Кампанія пошуківта освоєння нових родовищ

Програма бурінняна існуючому фонді родовищ

Програма інтенсифікаціївидобутку

Програмаз оптимізації тисків

Програма з відновленнясвердловин

Базовий видобуток

17,3

9,7

Концепція нарощування видобутку природного газу УГВ з урахуванням ризику нестачі ліцензійних ділянок

Протягом року Укргазвидобування успішно виконало програму компенса-ції природного падіння видобутку газу, яке складає близько 1 млрд м куб/рік, шляхом реалізації численних техно-логічних ініціатив. Укргазвидобування провело закупівлю 575 одиниць нової техніки, оновивши таким чином 12% власного парку спецтехніки. За 2018 рік було закінчено бурінням 97 свердло-вин, а введено в експлуатацію 64 нові свердловини.

Укргазвидобуванню вдалось утримува-ти рівень видобутку газу й дещо збіль-шити обсяги добового та річного видо-бутку з наявного портфелю родовищ завдяки багатовекторному оновленню власних технологічних можливостей, залученню зовнішніх бурових підряд-ників і технологічних флотів для віднов-лення свердловин (КРС) та інтенсифіка-ції видобутку (колтюбінг та ГРП). Окрім того, упродовж року було укладено ме-морандуми й мультисервісні контракти

з передовими сервісними компаніями Schlumberger, Halliburton, Weatherford та Baker Hughes. Партнерство з цими компаніями надає доступ до найак-туальніших технологічних рішень, що відкриють новий фронт робіт зі сверд-ловинами, які простоювали роками у фонді законсервованих чи аварійних, а також із покладами, які класифікува-лись як позабалансові чи ігнорувались, адже раніше їх розробка оцінювалась як економічно недоцільна.

млр

д. к

уб. м

0

5

10

15

20

25

2015 2016 2017 2018

3,9

19,9 20,1 20,5 21,0

1,5

14,5 14,6

1,3

4,2

15,3

4,1

1,1

15,5

1,1

4,4

+1,0%-3,0%

+2,3% +2,2%

Укгазвидобування Укрнафта Приватні підприємстваЗміна видобутку до попереднього року, %

Структура видобутку газу в Україні

Під загрозою опинилася програма з нарощування видобутку та освоєння нових родовищ, адже період від ви-дачі спецдозволу до старту промис-лової розробки становить 3-6 років. В 2016-2017 роках УГВ більше 145 разів подавало пакети документів задля отримання нових ліцензійних ділянок та розширення меж існуючих – отрима-но 135 відмов. В результаті УГВ зали-шилось без необхідної кількості нових родовищ для стрімкого нарощування видобутку газу.

У 2018 році уряд анонсував інфор-мацію про безпрецедентну кількість нових нафтогазових ділянок, які будуть виставлені у 2019 році на прозорі електронні аукціони ProZorro, та старт конкурсів для укладання угод про роз-

поділ продукції (УРП). Вперше в історії незалежної України уряд ініціював прозорий процес залучення інвесторів для пошуку та розвідки нових родовищ нафти і газу за допомогою використан-ня кращих міжнародних практик. Дер-жавна служба геології та надр України підготувала більше 30 нафтогазових ліцензійних ділянок із загальною пло-щею 4,63 тис. кв. км, для їх поетапного винесення на заплановані на 2019 рік електронні онлайн-аукціони (ProZorro). Уряд затвердив конкурсні умови для оголошення конкурсу на 12 ділянок для укладання угод про розподіл продукції (УРП) площею майже 20 тис. кв. км.

Група Нафтогаз наполегливо трансфор-мує та удосконалює свої газовидобувні підприємства, посилює технологічні

підрозділи компанії. Це підтверджуєть-ся виконанням програм робіт, що не залежать від зовнішніх погоджень. До-сягнення енергетичної незалежності в умовах неможливості освоєння запасів та ресурсів найперспективнішої Пів-денної нафтогазоносної провінції Укра-їни в акваторіях Чорного та Азовського морів потребує злагодженої співпраці між державними органами, з одного боку, та групою Нафтогаз і приватними видобувними компаніями, з іншого. Група Нафтогаз оптимістично налаш-тована щодо перспектив ефективного освоєння вуглеводневих ресурсів Укра-їни і готова до спільної злагодженої ро-боти з усіма зацікавленими сторонами: державними агенствами, приватними видобувними підприємствами, місце-вими органами самоврядування.

Джерело: Укргазвидобування


2524


32,3Надходження

газу20,9

Видобування

10,6Імпорт

15,5Укргазвидобування

4,4Інші

1,1 Укрнафта

1,9 Укртрансгаз

0,5 Бюджетніта релігійні організації

2,3** ТКЕ для бюджетних організацій, релігійних організацій, промисловихспоживачів

1,0* Розподільні мережі

1,4 Укргазвидобування

0,3 Укрнафта

0,1 Інші

-0,8 ПСГ

3,6Приватні імпортери

32,3Використання

газу

27,6Використання споживачами

4,7 ВТП

15,4 Населення

9,4Промисловість

10,6 Населення

безпосередньо

4,8***ТКЕ для населення

БАЛАНС ГАЗУ2018 рік, млрд куб. м

* враховуючи оцінку обсягів використаного газу як несанкціоновано відібрані (~0,9 млрд куб. м)** враховуючи оцінку обсягів використаного газу як несанкціоновано відібрані (~0,6 млрд куб. м)*** за даними Департаменту реалізації газу НАК «Нафтогаз України»

7,0Нафтогаз

2726


Поставки імпортованого газу в Україну у 2018 році здійснювалися виключно з європейського газового ринку. У порівнянні з 2017 роком імпорт газу зменшився на 25% – з 14,1 млрд куб. м до 10,6 млрд куб. м. Водночас частка Нафтогазу в загальному обсязі імпорту природного газу в Україну збільшилася до 66% у 2018 році з 61% у 2017 році.

У 2018 році Нафтогаз закуповував при-родний газ у 18 європейських поста-чальників (у 2017 році – 13). Жодна з цих компаній не постачала більше ніж 30% обсягу імпортованого Нафтогазом газу.

Газ в Україну імпортували в 2018 році 65 компаній (у 2017 році – 67 компа-ній). У другому та третьому кварталах 2018 року приватні імпортери суттєво зменшили обсяги імпорту природно-го газу порівняно з обсягами імпорту Нафтогазу5.

У 2018 році словацький напрямок зали-шався основним для поставок природ-ного газу в Україну, але частка поставок через Угорщину зростає вже другий рік поспіль – з 9% у 2016 році до 32% у 2018 році.

Незважаючи на те, що наразі річні потреби України в імпорті повністю покриваються через доступні реверсні потужності – відносини з операторами суміжних газотранспортних систем та Газпромом не відповідають європей-ському та українському енергетичному законодавству. Зокрема, досі не у пов-ній мірі застосовуються стандартні для ЄС договори про об'єднання мереж (interconnection agreements).

Імпорт природного газу в Україну Використання природного газу

млрд

куб

. м/р

ік

8,2 8,77,0

2,9

5,4

3,6

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2016 2017 2018

Інші імпортери (ліва шкала) Нафтогаз України (ліва шкала)Частка Нафтогазу в загальному обсязі імпорту (права шкала)

Імпорт природного газу в Україну у 2016 – 2018 роках

Імпортовано Нафтогазом

Інші компанії

млн

куб

. м

Січе

нь

Люти

й

Бере

зень

Квіте

нь

Трав

ень

Черв

ень

Липе

нь

Серп

ень

Вере

сень

Жов

тень

Лист

опад

Груд

ень

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

Динаміка розподілу обсягів імпорту природного газу у 2018 році

У 2018 році загальне використання природного газу в Україні у порівнянні з 2017 роком збільшилося на 1,3% (з 31,9 до 32,3 млрд куб. м).

Побутові споживачі безпосеред-ньо використали для своїх потреб 10,6 млрд куб. м газу або на 0,6 млрд куб. м менше ніж у 2017 році (-5,4%), що може бути спричинене наступними чинниками:• скорочення кількості отримувачів

субсидій у більш ніж 2 рази в осін-ньо-зимовий період;

• скорочення соціальних нормативів нарахування субсидій з 1 травня 2018 року близько на 10%;

• збільшення кінцевої ціни на газ на 22,9% з 1 листопада 2018 року6.

Однак, використання природного газу теплогенеруючими підприємствами (ТГП) для потреб населення склало 4,8 млрд куб. м газу у 2018 році або на 0,2 млрд куб. м більше ніж у 2017 році (+4,3%), що може бути спричинене такими факторами: • більш низька температура зовніш-

нього повітря в 2018 році порівняно з 2017 роком;

• побутові споживачі здебільшого не можуть регулювати використання тепла в домівках (або вплив такого регулювання в окремих квартирах є

незначним для багатоквартирного будинку через перерозподіл тепла на інші квартири). Через це вищезазна-чені фактори зменшення споживання газу побутовими споживачами не ма-ють відчутного впливу на використан-ня газу для потреб населення у теплі.

При виробництві тепла для бюджетних установ та промисловості було вико-ристано 2,3 млрд куб. м газу або на 0,4 млрд куб. м більше ніж у 2017 році. Збільшення використання газу даною категорією може бути спричинене не тільки погодними умовами, але і ціно-вим фактором. Ця категорія споживачів підпадає під дію Постанови про ПСО, а отже ціна реалізації газу для них є ре-гульованою. В 2017 році ціна реалізації газу для ТГП (для потреб непобутових споживачів) перевищувала відповідну ціну для потреб населення в 1,6 разів, то з листопада 2018 року ціни газу для виробництва тепла усім споживачам зрівнялися. Це означало зниження оптової ціни газу для ТГП (для потреб непобутових споживачів) на 21%. За ін-шими сегментами ринку використання газу збільшилося на 0,4 млрд куб. м – з 14,2 до 14,6 млрд куб. м. Зокрема, використання газу промисловими споживачами на фоні економічного пожвавлення збільшилося на 0,2 млрд куб. м до 9,4 млрд куб. м.

6 http://www.naftogaz.com/files/Information/Dynamika-cina-2014-2018-Naselennya.pdf

З Польші (Hermanovichi) З Угорщини (Beregdaroc) З Словаччини (Budince)

9%

9%

82%

9%

7%

20%

71%

32%

61%

2016

2017

2018

Розподіл обсягів імпорту за точками входу у 2016 – 2018 роках

5 http://www.nerc.gov.ua/data/filearch/monitoryng/gas/2018/monitoryng_gaz_II-2018.pdf

У 2018 році продовжували накопичува-тися борги за несанкціоновано відібра-ний газ. За 2018 рік борг за несанкціо-новано відібраний газ збільшився на 14 млрд грн та станом на кінець 2018 року становив 34 млрд грн. Порівнюючи з попереднім роком, у 2018 році відбу-лося зменшення обсягу використання газу на балансування з 1,8 млрд куб. м до 1,5 млрд куб. м, що пов’язано із розширенням сфери дії постанови про покладення спеціальних обов’язків на постачання Нафтогазом природного газу усім теплогенеруючим компаніям з квітня 2017 року та послабленням ви-мог до теплогенеруючих підприємств ТКЕ для укладення договору з Нафтога-зом на купівлю газу.

За чинним режимом ПСО в 2018 році продовжувала існувати відчутна різни-ця між ціною для промисловості і ре-гульованою ціною. Станом на початок опалювального сезону 2018/2019 років така різниця в цінах сягнула рекордних 130%, що є найвищим показником з 2017 року.

грн

без

ПДВ/

тис.

куб

. м0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

січе

нь 2

015

бере

зень

201

5

трав

ень

2015

липе

нь 2

015

вере

сень

201

5

лист

опад

201

5

січе

нь 2

016

бере

зень

201

6

трав

ень

2016

липе

нь 2

016

вере

сень

201

6

лист

опад

201

6

січе

нь 2

017

бере

зень

201

7

трав

ень

2017

липе

нь 2

017

вере

сень

201

7

лист

опад

201

7

січе

нь 2

018

бере

зень

201

8

трав

ень

2018

липе

нь 2

018

вере

сень

201

8

лист

опад

201

8

Побутові споживачі Промисловість

Оптові ціни Нафтогаз Україна з січня 2015 року



Джерело: Укртрансгаз, Нафтогаз, власні розрахунки

20182017

11,2

4,6

1,9

0,5

9,3

4,4

10,6

4,8

2,3

0,5

9,4

4,7

Населення безпосередньо

Підприємства ТКЕ для населення***

Підприємства ТКЕ длябюджетних організацій релігійних

організацій та промисловості**

Бюджетні та релігійні організації

Промисловість

Технологічні витрати (на видобування,транспортуваннята розподіл газу),

виробництво скрапленого газу*

* враховуючи оцінку обсягів використаного газу як несанкціоновано відібрані (~0,9 млрд куб. м)** враховуючи оцінку обсягів використаного газу як несанкціоновано відібрані (~0,6 млрд куб. м)*** за даними компанії

Використання природного газу в Україні у 2017 -2018 роках, млрд. куб. м

Джерело: Укртрансгаз, Нафтогаз, власні розрахунки

Джерело: Нафтогаз

2928


0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

січе

нь 2

017

люти

й 20

17

бере

зень

201

7

квіте

нь 2

017

трав

ень

2017

черв

ень

2017

липе

нь 2

017

серп

ень

2017

вере

сень

201

7

жовт

ень

2017

лист

опад

201

7

груд

ень

2017

січе

нь 2

018

люти

й 20

18

бере

зень

201

8

квіте

нь 2

018

трав

ень

2018

черв

ень

2018

липе

нь 2

018

серп

ень

2018

вере

сень

201

8

жовт

ень

2018

лист

опад

201

8

груд

ень

2018

Динаміка різниці між ринковою та регульованою ціною на природний газ

У 2018 році уряд неодноразово про-довжував строки дії ПСО. Останнє на момент підготовки цього звіту рішення уряду, закріплене Постановою КМУ від 19 жовтня 2018 року №867, передба-чає продовження дії ПСО до 30 квітня 2020 року7. Після тривалих перемовин із МВФ уряд прийняв компромісне рішення і збільшив ціну на природний газ для побутових споживачів. Вод-ночас навіть з урахуванням зниження ринкової ціни на природний газ на-прикінці року різниця між ринковою та регульованою ціною станом на грудень 2018 року становила орієнтовно 50%.

У 2018 році приховані субсидії (різни-ця між ринковими й регульованими цінами)8 становили 6% від доходів державного бюджету. Наявність таких прихованих субсидій призводить до таких негативних наслідків:

1. Продавець отримує не всі кошти від реалізації товару, які міг би отримати (зазнає фінансових втрат).

2. Стимулюється неефективне спожи-вання субсидованого товару: чим менша ціна, тим зазвичай більше споживання.

3. Більше прихованих субсидій отри-мує не той, хто бідніший, а той, хто споживає більше, і тому, ймовірно, є багатшим.

4. Стимулюється зниження виробниц-тва товару, оскільки чим менша ціна, тим менше зазвичай його виробля-ється.

5. Якщо приховані субсидії надаються тільки частині покупців цього товару на ринку, то це стимулює спекуляції та корупцію. Окремі покупці зможуть придбати товар за адміністративно заниженою ціною, а намагатимуть-ся перепродати його за ринковою ціною. Адміністративні обмеження таких спекуляцій приведуть до ви-никнення «схем» обходу цих обме-жень.

Як зазначають міжнародні експерти, в Україні традиційно робилась ставка на приховані субсидії на газ, хоча варто було б створювати умови для росту зарплат і пенсій, які б дозволяли спла-чувати ринкову ціну за нього.

Сегмент розподілу газу є «останньою милею», інтерфейсом взаємовідносин з кінцевим споживачем. Тому функціо-нування цього сегменту за ринковими правилами має важливе значення для процесу розвитку ефективного ринку. У публікації Ради європейських регу-ляторів енергетики9 визначені деякі характеристики добре функціонуючого роздрібного ринку газу. З боку пропо-зиції повинна бути низька концентра-ція ринкової влади будь-якого учасника

ринку, що дозволяє споживачам отри-мати вигоду від конкуренції та інно-вацій. Крім того, бар'єри для входу на ринок повинні бути якомога нижчими, дозволяючи новим постачальникам вийти на ринок. Нарешті, повинен бути тісний зв'язок між оптовими та роз-дрібними цінами. Це включає в себе прозоре ціноутворення на газ як товар, даючи учасникам ринку вхідні дані для встановлення роздрібних ціни на газ. З боку попиту важливо, щоб споживачі мали доступ до необхідної інформації про пропозиції від різних постачальни-ків та процедуру зміни постачальника. Наразі Україна все ще знаходиться в процесі фундаментальних реформ га-зового ринку. Багато базових недоліків минулої моделі ринку було повністю або майже усунено, але великий пласт проблем залишається невирішеним. Серед основних з них – відсутність конкуренції на роздрібному ринку газу, накопичення боргу за несанкціоновано відібраний газ та адміністративне регу-лювання цін на природний газ.

7 https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/867-2018-%D0%BF#n91 8 https://biz.nv.ua/ukr/naftogaz-protiv-gazproma/shcho-take-prihovani-subsidiji-i-chomu-ce-nebezpechno-dlya-derzhavi-50008684.html9 Noorlander, M. (Лютий 2016). Як повинен виглядати добре функціонуючий роздрібний ринок? Рада європейських регуляторів енергетики, CEER.

Джерело: Нафтогаз, власні розрахунки

3130


СВІТОВИЙ РИНОК НАФТИЯк і в минулих періодах, політичні фактори відіграли одну з ключових ролей у формуванні цін на нафту у 2018 році. В середині квітня з крити-кою на адресу ОПЕК виступив прези-дент США. Він звинуватив організацію в штучному завищенні цін на нафту, назвавши подібні дії неприпустими-ми1. Заява стосувалася домовленості членів Організації країн-експортерів нафти (ОПЕК) з іншими державами,

що не входять до неї, зокрема і Росі-єю, стосовно скорочення видобутку. Зазначених домовленостей досягли в кінці 2016 року та неодноразово продовжували їх дію. Надалі, 8 трав-ня 2018 року, США оголосили про вихід із ядерної угоди з Іраном та про готовність ввести проти цієї країни санкції. Також було заявлено, що США відновлять економічні санкції проти Ірану, які послабили згідно з умовами

угоди, а також введуть нові обме-ження, які набудуть чинності за 90 і 180 днів. Сировинний ринок відреа-гував на такі події зростанням нафто-вих котирувань до рівня листопада 2014 року, та в подальшому декілька місяців на фоні невизначеності щодо можливого ефекту від запроваджен-ня санкцій ціни підтримувалися на досить високому рівні, у діапазоні від 72 до 80 дол./барель.

Існуючі в той період очікування щодо уповільнення світової економіки2 та відповідно можливе зменшення попиту на нафту в майбутніх періодах збіглося з рішенням країн ОПЕК у червні 2018 року щодо збільшення обсягів видобутку на 1 млн барелів/день – це призвело до незначного зниження цін на початку другої половини 2018 року, до 65-67 дол./барель. Проте восени ринок опинився в певній невизначеності щодо оцінки реальних економічних наслід-ків від виходу США з ядерної угоди та відповідного можливого скорочення пропозиції на ринку у зв’язку із запро-вадженням санкцій проти Ірану, в тому числі і в енергетичній сфері. Ці фактори стали одними з ключових, які вплинули на поступове підвищення цін до 85 дол./барель у листопаді 2018 року.

Наприкінці 2018 року ціна на нафту формувалася під впливом нового

витка торговельної війни між Китаєм та США3, що зокрема викликало нега-тивні очікування щодо трансформації конфлікту в глобальну торговельну війну та щодо спричинення такими подіями економічного спаду світо-вої економіки4. Крім торговельного конфлікту, збільшення відсоткових ставок у країнах, що розвиваються, і погіршення показників економічного зростання у ЄС призвели до зни-ження прогнозів МВФ щодо темпів зростання світової економіки у 2018 і 2019 роках на 0,2%. Труднощі в США з прийняттям бюджету додавали ос-трахів щодо рецесії. Все це означало, що попит на нафту міг значно зни-зитися. Такі очікування спричинили різке падіння цін.

Окрім того, чималий розрив між по-питом і пропозицією зберігався вже упродовж декількох місяців. Порівня-

но високі ціни, що встановилися ще з травня, допомогли світовому зростан-ню видобутку – тільки з травня до ли-стопада 2018 року він зріс на 2,5 млн барелів/день. Тим часом експорт на-фти з Ірану почав знижуватися протя-гом літа, що свідчило про те, що тиск з боку США та очікування щодо можли-вих санкцій в енергетичній сфері мали свій вплив. Однак темпи зниження ви-робництва та експорту нафти Іраном, які очікувались в результаті введення обмежень, виявились завищеними, а темп зниження виробництва повіль-нішим. За даними Секретаріату ОПЕК виробництво нафти в Ірані у 2018 році в середньому склало 3,56 млн баре-лів/день проти 3,8 млн барелів/день у 2017 році. Фінальним негативним фактором для цін стало погодження дозволу на купівлю іранської нафти для восьми країн, що зменшило ефект від санкцій.

На відміну від 2017 року, який був успішним для нафтопереробних підприємств Європи за рахунок ви-сокої маржі та рівня завантаженості європейських НПЗ, така ситуація не

збереглася у 2018 році. Порівняно високі ціни на нафту у першому-тре-тьому кварталі 2018 року призвели як до скорочення обсягів споживання нафтопродуктів, так і до зменшення

прибутковості нафтопереробних під-приємств (які зазвичай неспроможні цілком перенести підвищення цін сировини на підвищення цін нафто-продуктів).

1 https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-06-05/u-s-said-to-ask-opec-for-1-million-barrel-a-day-oil-output-hike2 https://uk.reuters.com/article/uk-oil-prices-kemp/commentary-global-economic-slowdown-is-likely-and-necessary-later-in-2018-or-2019-idUKKBN1K815G3 17 вересня 2018 року США запровадили мита на найбільшу частину китайського імпорту, вартість якого складає 200 мільярдів доларів на рік. Невдовзі у Китаї відповіли, що запровадять мита на американський

імпорт, вартість якого складе 60 мільярдів доларів на рік. 4 У січні 2019 року Китай повідомив про своє найбільше місячне падіння експорту протягом двох років, що призвело до падіння азіатських, а згодом і європейських акцій. Обсяги експорту з Китаю різко знизилися на

4,4% у грудні 2018 року порівняно з аналогічним місяцем попереднього року.

дол.

/бар

ель

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

02.0

1

16.0

1

30.0

1

13.0

2

27.0

2

13.0

3

27.0

3

10.0

4

24.0

4

08.0

5

22.0

5

05.0

6

19.0

6

03.0

7

17.0

7

31.0

7

14.0

8

28.0

8

11.09

25.0

9

09.10

23.10

06.11

20.11

04.12

18.12

Динаміка спотових цін на нафту Brent у 2018 році

Європейський ринок нафтопереробки

млн

баре

лів/

добу

Пропозиція

95

96

97

98

99

100

101

102

103

Січе

нь

Люти

й

Бере

зень

Квіт

ень

Трав

ень

Черв

ень

Липе

нь

Серп

ень

Вере

сень

Жов

тень

Лист

опад

Груд

ень

Попит

Світовий попит та пропозиція на нафту в 2018 році

дол.

/бар

ель

дол.

/бар

ель

78%

80%

82%

84%

86%

88%

90%

92%

94%

25

35

45

55

65

75

85

I кв2015

II кв2015

III кв2015

IV кв2015

I кв2016

II кв2016

III кв2016

IV кв2016

I кв2017

II кв2017

III кв2017

IV кв2017

I кв2018

II кв2018

III кв2018

IV кв2018

Рівень завантаженості НПЗ ЄС-16 (права шкала) Маржа нафтопереробки Brent, Північно-Західна Європа (ліва шкала)

3

4

5

6

7

8

9

10

78%

80%

82%

84%

86%

88%

90%

92%

94%

I кв2015

II кв2015

III кв2015

IV кв2015

I кв2016

II кв2016

III кв2016

IV кв2016

I кв2017

II кв2017

III кв2017

IV кв2017

I кв2018

II кв2018

III кв2018

IV кв2018

Ціна на нафту Brent (ліва шкала) Рівень завантаженості НПЗ ЄС-16 (права шкала)

Рівень завантаженості НПЗ ЄС-16 та маржа нафтопереробки

Рівень завантаженості НПЗ ЄС-16 та ціна нафти Brent

Джерело: S&P Global Platts

Джерело: EIA, Eikon Thomson Reuters

Джерело: OPEC Monthly Report, S&P Global Platts, IEA/KBC Monthly Global Indicator Refining Margins

Джерело: OPEC Monthly Report, S&P Global Platts, IEA/KBC Monthly Global Indicator Refining Margins

3332

РИНОК ТА РЕФОРМИ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Виразним трендом у 2018 році було те, що впродовж літнього сезону підтримка маржі нафтопереробних заводів за-безпечувалась продажем бензинових фракцій. Завдяки підвищенню попиту на ринках Африки та Східного узбережжя США відбулося доволі значне зниження запасів бензину, і у нафтопереробників з’явилася можливість постачати бензини на дані ринки за підвищеною ціною.

Останні роки на ринку домінують дов-гострокові очікування, що тенденція в Єв-ропі до збільшення споживання енергії

з відновлювальних джерел буде стриму-вати розвиток нафтопереробної галузі на континенті. Окрім того, жорсткіші еколо-гічні норми, запроваджені Європейським Союзом та національними урядами, надалі можуть зменшити попит на нафту в регіоні та відповідно відобразяться на маржі нафтопереробки в країнах Європи, яка вже є нижчою, ніж в інших регіонах5.

На відміну від загальносвітових тенден-цій у Європі прослідковується тренд до зменшення потужностей з переробки нафтової сировини. Обсяг світових по-

тужностей каталітичного крекінгу нафто-переробних заводів (FCCU) збільшився з 19,65 млн барелів/день у 2013 році до 20,64 млн барелів/день у 2018 році (річ-ний приріст приблизно 1,0%). Очікується, що показник збільшиться до 25,76 млн барелів/день у 2023 році (+ 4,4%)6. На відміну від світових тенденцій потенціал FCCU в Європі зменшився з 2,47 млн барелів/день у 2013 році до 2,34 млн барелів/день у 2018 році при негативно-му показнику середньорічного приросту -1,1%. Очікується, що зазначена тенден-ція триватиме й надалі.

На сьогодні майже весь імпорт нафти припадає на Кременчуцький НПЗ (Укртатнафта)8. За даними Державної фіскальної служби, імпорт нафти в країну в 2018 році зменшився на 25% до 0,87 млн т з 1,01 млн т у 2017 році. Незважаючи на низку заяв щодо мож-ливостей повністю забезпечити Україну якісним паливом, у 2018 році Укртат-нафті не вдалося наростити обсяги переробки сировини. Відповідно до повідомлень підприємства9, це було пов'язано з антиконкурентними діями виробників нафтопродуктів Російської Федерації та Білорусі, які в свою чергу купують нафту в Росії за ціною, до якої не включається експортне мито, тому вони мають нижчу собівартість виро-блених нафтопродуктів. За рахунок політики протекціонізму країн Митного союзу щодо своїх нафтопереробних за-водів та логістичної близькості, остан-нім вдається утримувати високу частку на паливному ринку України.Шебелинський ГПЗ (Шебелинське ВПГКН) – основний нафтопереробний

актив Укргазвидобування, в 2018 році продовжував здійснювати системну роботу щодо імплементації проектів з поглиблення переробки вуглеводневої сировини із використанням сучасних технологій глибокої переробки, збільшення

обсягів виробництва бензинів класу Євро-5 та оптимізації портфелю продукції. Обсяг переробки нафтової сировини на підприємстві в 2018 році знизився через зменшення видобутку газового конденсату та нафти Укргазвидобуванням.

Наповнення внутрішнього ринку нафти, як і в минулих періодах, здійснювалося як за рахунок ресурсів внутрішнього видобутку, так і через імпорт нафти. За оцінками компанії, обсяг переробки нафти, газового конденсату та іншої нафтової сировини на Кременчуцькому НПЗ та Шебелинському ВПГКН склав 2,7 млн т, що приблизно на 80% було покрито за рахунок нафти українського походження.

Обсяги видобутку нафти й газового кон-денсату у 2018 році загалом по країні

збільшилися на 4,0% до 2,1 млн т. Впер-ше за 12 років вдалося переломити спад-ний тренд видобутку нафти й конденсату. Водночас за результатами 2018 року найбільша нафтовидобувна компанія України – Укрнафта – збільшила видобу-ток на 5% у порівнянні з минулим роком (до 1,45 млн т). У 2018 році Укрнафта здійснила 17 операцій з гідророзриву пласта (ГРП), завершила капітальний ре-монт (КРС) на 121 свердловині та прове-ла 93 операції з інтенсифікації видобутку. Завдяки КРС у 2018 році було додатково видобуто 58,4 тис. т нафти і конденсату, а

операції з інтенсифікацій дали додаткові 27,2 тис. т нафти. Обсяг видобутку газо-вого конденсату та нафти Укргазвидобу-ванням (454 тис. т) є нижчим аналогічно-го показника 2017 року на 3%.

Незважаючи на покращення показників виробництва Укрнафтою, загальний тренд видобутку нафти групою Нафтогаз за останні роки залишається негативним, зокрема через проблему накопиченого податкового боргу, яка унеможливлює проведення активної програми інвести-цій в освоєння запасів компанії.

5 За даними МЕА щодо індикаторів маржі нафтопереробки6 За даними GlobalData

8 Укргазвидобування здійснює переробку газового конденсату 9 https://www.ukrtatnafta.com/news.php?id=526

10 Згідно з уточненими данними обсяг переробки нафтової сировини в 2017 році склав 516 тис. т11 http://enkorr.com.ua/a/news/Ukrainskiy_rinok_avtogaza_za_god_viros_na_9/235318

7 Стартова ціна аукціону розраховується за даними щодо середнього значення котирувань за 15 днів

що передують даті реєстрації заявок на проведення аукціону

Ринок нафти та нафтопродуктів України

З урахуванням того, що Укрнафта не має власних потужностей з переробки нафти, товариство відповідно до статті 4 Закону України «Про нафту і газ» реалізовує нафту і газовий конденсат власного видобутку на аукціонах. Укр-газвидобування здійснює переробку нафти і газового конденсату на власних виробничих потужностях.

За результатами аукціонів, що відбу-лись, тренд зміни ціни реалізації нафти і конденсату відповідав тренду зміни світових цін реалізації нафти. З ура-хуванням особливостей формування стартової ціни для аукціонів із продажу нафти та конденсату7, ціна реалізації нафти була нижчою за середньомісяч-ну ціну нафти марки Brent у перших трьох кварталах 2018 року (коли ціна на світовому ринку в середньому зро-стала), і вище ціни Brent у четвертому кварталі 2018 року (коли ціна на світо-вому ринку знижувалася).

У 2018 році спостерігалося зростання орієнтовного розрахункового балансу (загального споживання) ринку нафтопродуктів України. Ресурсне забезпечення ринку нафтопродуктів за майже незмінного обсягу виробництва відбулося за рахунок збільшення імпорту нафтопродуктів у країну. Основною тенденцією останніх років, у тому числі в 2018 році, є зменшення споживання автомобільних бензинів та їх заміщення скрапленим вуглеводневим газом. За інформацією галузевих видань11, імпорт скрапленого газу в 2018 році виріс на 12,7% – з 1,17 до 1,32 млн т.

млн

т

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Укргазвидобування

УкрнафтаCAGR - 5,5%

0

50

100

150

200

250

300

350

50

55

60

65

70

75

80

85

тис.

т

дол./

баре

ль

Січе

нь

Люти

й

Бере

зень

Квіте

нь

Трав

еень

Черв

ень

Липе

нь

Серп

ень

Вере

сень

Жов

тень

Лист

опад

Груд

ень

Обсяг реалізації нафти (права шкала)Середньомісячна ціна нафти Brent (ліва шкала)Розрахункова середня ціна реалізації на аукціоні приведена до дол./барель (ліва шкала)

Видобуток нафти та газового конденсату компаніями групи Нафтогаз у 2013 – 2018 роках

Реалізація нафти та газового конденсату Укрнафтою у 2018 році

473515 516

481

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

2015 2016 2017 2018

тис.

т

Динаміка обсягів переробки Шебелинським ГПЗ у 2015 – 2018 роках10

84%

12%

2%

2%

84%

11%

3%

2%

86%

9%

3%

2%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Світлі нафтопродукти

Темні нафтопродукти

Скраплений газ

Втрати

201620172018

Структура виходу нафтопродуктів Шебелинського ВПГКН у 2016 – 2018 роках

-2,00 0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00

Експорт

Виробництво

Імпорт

Баланс

201620172018

Орієнтовний баланс ринку нафтопродуктівУкраїни у 2016 – 2018 роках, млн т

Джерело: УМВБ, S&P Global Platts, власні розрахунки

Джерело: Укргазвидобування, Укрнафта Джерело: ДФС, власні розрахунки

Джерело: Укргазвидобування (обсяги переробки з урахуванням компонентів, присадок, тощо)

Джерело: Дані Укргазвидобування, власні розрахунки

3534

РИНОК ТА РЕФОРМИ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Незважаючи на відносно відчутні успіхи вітчизняних нафтоперероб-них підприємств щодо покращення якості нафтопродуктів, внутрішній ринок досі залежить від імпортних поставок готових нафтопродуктів – у 2018 році імпорт склав близько 76%. За даними Державної фіскальної служ-би, у 2018 році Україна імпортувала 8,06 млн т11 нафтопродуктів на суму 5,54 млрд дол. США, що на 33% більше показника 2017 року у грошовому екві-валенті.

Оскільки український ринок нафто-продуктів є імпортозалежним, ціна на нафтопродукти на внутрішньому ринку формується з урахуванням цінових коти-рувань на основних європейських хабах Південної та Північно-Західної Європи. -40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

Бензин А-95 (Укра їна ) без податків та зборівКотирування Eurobob (Північно-Західна Європа)

Січе

нь

Люти

й

Бере

зень

Квіте

нь

Трав

еень

Черв

ень

Липе

нь

Серп

ень

Вере

сень

Жов

тень

Лист

опад

Груд

ень

Порівняльна динаміка зміни оптових цін на бензин в Україні та Північно-Західній Європі у 2018 році (ціна на 04.01.2018 = 100%)

Транспортування нафти магістраль-ними нафтопроводами України здійс-нює виключно Укртранснафта, яка є підприємством групи Нафтогаз. У 2018 році загальний обсяг протран-спортованої нафти склав близько 15,4 млн т. Зниження обсягів тран-спортування відбулося як в частині транзитних потоків (через зменшення завантаження європейських НПЗ), так і в частині транспортування нафти, що імпортується в Україну. Водночас зафіксовано зростання обсягів тран-спортування нафти внутрішнього видобутку (з 1,25 млн т в 2017 році до 1,34 млн. т в 2018 році).

Зниження обсягів транзиту нафти є довготривалою тенденцією. За ос-танні десять років обсяги транзиту нафтотранспортною системою України знизились більш ніж у два рази. З урахуванням того, що обсяги транзиту нафти залежать як від політики Ро-сії – основного замовника нафтотран-спортних послуг територією України, так і від ресурсного забезпечення та диверсифікації поставок нафти на нафтопереробні підприємства Чехії, Словаччини та Угорщини, оператор нафтотранспортної системи України опрацьовує питання збільшення кола замовників послуг транспортування.

Одним із кроків для досягнення зазна-ченої мети є реалізація проекту тран-спортування до НПЗ Європи різних сортів нафти «Південною Дружбою», який передбачає використання існу-ючої інфраструктури і наявних вільних нафтотранзитних потужностей. 29 ли-стопада 2018 року рішенням Міністер-ської Ради Енергетичного Співтовари-ства цьому проекту присвоєно статус проекту взаємного інтересу (Project of Mutual Interest, PMI). Це рішення стало результатом співпраці Укрт-нарснафти з іншими зацікавленими сторонами в ході процедури відбору проектів – кандидатів на присвоєння статусу PMI.

Іншим але не менш важливим ас-пектом діяльності є встановлення економічно обґрунтованих тарифів на послуги транспортування нафти магістральними нафтопроводами для споживачів України, що досі залиша-ється збитковим сегментом діяльності Укртранснафти.

Ще навесні 2017 року НКРЕКП при-йняла постанову про затвердження нового Порядку формування тарифів на транспортування нафти та нафто-продуктів магістральними трубопро-водами12. Зі свого боку Укртранснафта,

на основі затвердженого Порядку, підготувала пакет документів для змі-ни чинних тарифів на транспортування нафти, які б дозволили впровадити ефективну економічно обґрунтовану тарифну політику. Але в рамках обго-ворення запропонованих змін вітчиз-няні підприємства нафтовидобувної та нафтопереробної галузей висловили свою неготовність до нового механіз-му та рівня тарифів.

Враховуючи позицію підприємств нафтовидобувної та нафтопереробної галузей, Укртранснафта запропону-вала поетапний перерахунок тарифів – протягом трьох років. На початку 2018 року товариство подало відпо-відні пропозиції до НКРЕКП. Поста-новою від 04.10.18 №1150 НКРЕКП затверджено зміни до Порядку, зокре-ма передбачено перехідний період, який триває три роки. Протягом цього періоду тарифи на транспортування нафти магістральними трубопрово-дами для споживачів України розра-ховуються за спрощеним порядком із застосуванням щорічного коефіцієнта зростання тарифу. Після завершення перехідного періоду тариф на тран-спортування нафти магістральними трубопроводами по кожному маршру-ту має досягти цільового рівня.

Транзит та транспортування нафти

11 Без урахування обсягів імпорту нафти сирої та скрапленого вуглеводневого газу12 Порядок формування тарифів на транспортування нафти та нафтопродуктів магістральними трубопроводами, затверджений постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25 травня 2017 року №690

1,4

2,1 2,0*

0

1

1

2

2

3

2016 2017 2018

млн

т

13,8 13,9 13,3

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2016 2017 2018

млн

т

Обсяги транспортування імпортованої нафтита нафти власного видобутку у 2016–2018 роках

Обсяги транзиту нафти у 2016–2018 роках

Джерело: UPECO, S&P Global Platts, власні розрахунки

Джерело: Укртранснафта Джерело: Укртранснафта

*без урахування обсягів транспортування нафти, які реалізовано АТ «Укртранснафта»

3736


АНБАНДЛІНГУ лютому 2018 року Арбітражний інсти-тут Торгової палати м. Стокгольм ухвалив рішення у справі проти Газпрому щодо транзиту природного газу. Арбітражне рішення дещо прояснило ситуацію щодо доступних опцій відокремлення діяльно-сті з транспортування природного газу (анбандлінгу). Стокгольмський трибунал, на жаль, відхилив прохання Нафтогазу переглянути договір у частині можли-вості передачі прав і обов'язків ліцен-зованому оператору ГТС без згоди на це Газпрому. Отже, за відсутності згоди

Газпрому на таку передачу до закінчення терміну дії транзитного контракту 1 січня 2020 року Нафтогаз повинен зберігати контроль над ГТС, що включає виконання як основних, так і допоміжних функцій оператора ГТС.

У 2018 році міжнародні радники з юридичних питань EY проаналізували доступні для України варіанти анбанд-лінгу, врахувавши існуючі обмеження щодо передачі активів, персоналу та ресурсів від Нафтогазу до незалежно-

го оператора ГТС. Аналіз підтвердив, що впровадження кожної з моделей, передбачених Законом України «Про ринок природного газу», а саме, моделі відокремлення власності (OU) та моделі незалежного оператора газотранспорт-ної системи (ISO), потребуватиме від Верховної Ради України змін до законів України. У свою чергу модель OU, яка передбачає можливість приватизації га-зотранспортної системи, потребуватиме змін, які протягом 2019 року виборного року є малоймовірними.

Ідея «квазі-власності», побудована на рудиментарній концепції господарського відання на газотранспортну інфраструк-туру, окремими сторонами представля-ється як модель, що відповідає критері-ям моделі відокремлення власності. Така «квазі-власність» несумісна з моделлю OU, оскільки оператор ГТС не може на-лежним чином реалізувати право влас-ності. Наприклад, застава активів буде заборонена.

Критично важливим обмеженням, яке необхідно враховувати при реалізації моделі анбандлінгу, є ще один арбітраж-ний процес між Газпромом і Нафтогазом, розпочатий у 2018 році. Він базується на позові Нафтогазу проти Газпрому з метою перегляду тарифу на транзит у 2018-2019 роках. Результатом такого

перегляду також може стати компенса-ція Газпромом майже 12 млрд дол. як відшкодування збитків, якщо після 2019 року транзит російського газу буде при-пинений російською стороною. Нафтогаз як сторона контракту 2009 року на тран-зит природного газу територією України є єдиною юридичною особою, яка має законні підстави вимагати таку компен-сацію. Для того, щоб підтвердити право на відшкодування збитків від знецінення активів, Нафтогаз повинен мати право на отримання економічних вигід від ГТС у майбутньому.

У наведеному вище контексті модель ISO є такою, що дозволяє захищати ін-тереси Нафтогазу і України та вимагати від Газпрому відшкодування відповідних збитків.

Загальний негативний ефект від застосування моделі відо-кремлення OU у спосіб, визна-чений постановою КМУ №484 від 05.06.2019 може скласти прямі збитки та упущену ви-году для компанії (та, відпо-відно, державного бюджету) у розмірі до 18 млрд дол.

Будь-яка інша модель може поставити Україну в ситуацію, подібну до тієї, що виникла у 2011 році, коли Росія запустила Північний потік і перенапра-вила значні газові потоки повз Україну без будь-якої компенсації.

Крім того, забезпечення можливості Нафтогазу продовжувати арбітражну справу проти Газпрому також дає українській стороні дієві важелі впливу у переговорах з останнім щодо транзиту газу після 2019 року.

Варто зауважити, що компанія завжди була активним прихильником моделі відокремлення власності, яка була одностайно прийнята як «план А» для анбандлінгу. Разом з цим, з урахуванням поточного арбітражного провадження проти Газпрому, а також складності полі-тичного процесу 2019 року та необхідних законодавчих змін, належна реалізація моделі відокремлення власності (OU) наразі вбачається малоймовірною, що змусило Нафтогаз аналізувати альтерна-тивні варіанти, які б відповідали Третьо-му Енергетичному Пакету.

Нафтогаз, як вертикально інтегрована компанія, несе повну відповідальність за правильну реалізацію анбандлінгу відпо-відно до чинного законодавства України.

При цьому Нафтогаз виконує низку важ-ливих функцій. Кабінет Міністрів України поклав на Нафтогаз відповідальність за забезпечення (і) безпеки постачання при-родного газу споживачам в Україні та (ii) безперебійний транзит природного газу до країн ЄС. Ця відповідальність покладена на Нафтогаз до 1 січня 2020 року.

Для процесу анбандлінгу це означає, що до того часу ніякі функції, активи, технічні та людські ресурси ГТС не можуть бути виведені з-під контролю Нафтогазу до 1 січня 2020 року.Важливо також, що Нафтогаз зацікав-лений у повноцінному анбандлінгу, що означає забезпечення недискримінаці-йного доступу до ГТС, а також стале та ефективне функціонування майбутнього оператора ГТС. Саме тому Нафтогаз активно залучає правління та наглядову раду Нафтогазу,

міжнародних стейкхолдерів та автори-тетних незалежних консультантів для отримання їхніх зауважень щодо зобов'я-зань стосовно анбандлінгу.

У 2018 році Нафтогаз запропонував план дій та структуру анбандлінгу, що перед-бачають на підготовчому етапі створення нового окремого підприємства операто-ра ГТС в рамках групи Нафтогаз та його юридичне відокремлення у майбутньо-му. Дорожня карта була представлена уряду в січні 2019 року.

Порушення строків або європей-ських критеріїв незалежності оператора ГТС при проведенні анбандлінгу може стати фор-мальною причиною для Газпро-му не укладати договір щодо транзиту газу після 2019 року

Роль Нафтогазу та запропоноване структурування анбандлінгу

Етап 1. Відокремлення діяльності зі зберігання (SSO) від діяльності з транспортування газу (TSO) всередені групи Нафтогаз.

Відокремлений оператор ГТС (TSO) не повинен також здійснювати діяльність зі зберігання природного газу, зокрема, для того, щоб позбавити відокремле-

ного оператора ГТС існуючих історич-них проблем зі спірними обсягами природного газу, запобігти крос-суб-сидіюванню діяльності із зберігання природного газу та збільшити його інвестиційну привабливість.

У 2018 році Нафтогаз завершив пер-ший етап відокремлення. Було ство-

рено філію «Оператор ПСГ» у структу-рі Укртрансгазу і передано туди всі пов'язані зі зберіганням активи, до-говори, бізнес-процеси та 1800 пра-цівників. Також відокремлено опе-ративний облік газу, автоматизовані системи управління підприємством (ERP), внутрішні політики та проце-дури.

План дій Нафтогазу з анбандлінгу передбачає три етапи:

Дозволити аналогічне право на базі господарського віданнядо ЗУ «Про заставу» щоб уможливити заставу ГТС до ЗУ «Про ринок природного газу» щоб уможливити модель OU для невласника ГТСдо ЗУ «Про трубопровідний транспорт», Госп. Кодекс щоб уможливити участь Партнера ГТС

ISO OUПісля прийняття рішення КМУ про обрання моделі ISO

Дозволити концесію(передбачено Планом КМУ №496)

Внести незначні зміни і прийняти проект ЗУ «Про концесії», схвалений Урядом та ВРУ у першому читанні в 2018 р

Зміни незалежновід обраної моделі:

до ЗУ «Про КМУ», «Про центральні органи виконавчої влади» щоб забезпечити незалежність у прийнятті рішень органу державної влади, який діятиме від імені держави як акціонера ПАТ «МГУ»

до ЗУ «Про дозвільну систему…», «Про ліцензування…» щоб забезпечити безперервність діяльностііз транспортування до моменту оформлення нових дозволів та неосновних ліцензій

Дозволити приватну власність на ГТСдо ЗУ «Про приватизацію», до ЗУ «Про трубопровідний транспорт» (ст.7) щоб уможливити передачу ГТС у власність оператора до ЗУ «Про ринок природного газу» щоб уможливити участь Партнера ГТС або

Зміни до законів України, необхідні для кожної моделі анбандлінгу відповіднодо Закону України «Про ринок природного газу»

УТГ*

Новийоператор ГТС

Новийоператор ГТС

Міжнароднийпартнер

Делегування повно-важень власника ГТС

УТГ передає МГУ 100% акційнового оператора ГТС

* УТГ може бути компанією, уповноваженою управляти ГТС, якщо незалежність УТГ відповідатиме вимогам Третього енергопакета. В іншому випадку, для цього треба створити окрему нову компанію

КМУ Міністерство

МГУ Юридична тафункціональнанезалежність

Контроль

100%

100%

51% 49%

100%

100%

Запропоноване структурування анбандлінгу

Використання ГТС18 млрд дол. млрд дол.

3938


Враховуючи характер необхідних змін, їхню складність і значну обмеженість у часі, успіх анбандлінгу та пов'язана з ним трансформація ринку природного газу надзвичайно залежить від дій, що пере-бувають поза контролем Нафтогазу та здійснюються державними органами та установами України.

I. Кабінет Міністрів України повиненприйняти рішення щодо моделі та інших критично важливих вимог для анбандлінгу:1) Обрати модель відокремлення ISO,

передбачену статтею 27 Закону Укра-їни «Про ринок природного газу» як модель анбандлінгу для оператора газотранспортної системи, який пере-буває у державній власності і не підля-гає приватизації.

2) Визначити юридичну особу, яка має подати заяву про сертифікацію до регулятора.

3) Станом на 1 січня 2020 року майно ГТС має бути надане в концесію

новому оператору ГТС (відповідно до статті 7 Закону України «Про трубопровідний транспорт»).

4) Припинити дію або внести зміни до Постанови Кабінету Міністрів України від 1 липня 2016 року № 496 та по-переднього Плану реструктуризації Нафтогазу.

5) Уповноважити Фонд державного майна України, Нафтогаз та УТГ вне-сти зміни до договорів про викори-стання ГТС, які мають стати чинними 1 січня 2020 року.

6) Призначити оператора газотранспорт-ної системи (ТОВ «Оператор ГТС»), створеного УТГ, юридичною особою, що має подати заявку на сертифікацію до українського регулятора.

II. Конфліктні активи повинні бути пере-дані іншому державному органу

КМУ має передати повноваження з управління корпоративними правами в юридичних особах, які здійснюють виробництво та/або постачання при-

родного газу та/або електроенергії, від Міністерства енергетики та вугільної промисловості (наприклад, Міністер-ству економічного розвитку та торгівлі) або призначити інший державний орган, який буде діяти як акціонер МГУ (як у випадку з Укренерго).

III. Верховна Рада має ухвалити проект Закону «Про концесії»

Ухвалення цього законопроекту доз-волить укласти 4 угоди, необхідні для юридичного анбандлінгу, а юридичній особі, визначеній КМУ, – подати заявку на сертифікацію. IV. Регулятор: встановити тарифи на вхід/вихід, які покриватимуть витрати оператора ГТСУкраїнський регулятор має ухвалити нові тарифи на транспортування газу на на-ступний регуляторний період та забезпе-чити, щоб ці тарифи покривали витрати. Це сприятиме фінансовій життєздатності нового оператора ГТС.

Заклик до негайних і рішучих дій

Нафтогаз пропонує, щоб анбандлінг ГТС був здійснений шляхом передачі за периметр групи: а) ТОВ «Оператор ГТС», і б) майнових прав на користування активами, пов'язаними з транспортуванням газу, 1 січня 2020 року. Така передача, власне анбандлінг, здійснюватиметься на підставі перелічених далі угод:(i) Договір купівлі-продажу, укладений між УТГ і МГУ щодо передачі корпоративних прав до ТОВ «Оператор ГТС» з

датою набуття чинності 1 січня 2020 року.(ii) Угода між УТГ і Оператором ГТС про надання УТГ сервісних функцій на дозволений період відокремленому

оператору ГТС.(iii) Концесійна угода між УТГ і новим оператором ГТС з датою набуття чинності 1 січня 2020 року.

Етап 2. Розширення та оптимізація філії «Оператор ГТС».

У відповідності до рекомендацій, розроблених міжнародними консуль-тантами та Європейською комісією, Нафтогаз забезпечує впровадження цільової операційної моделі оператора ГТС. Нафтогаз створив філію «Опера-тор ГТС» в структурі Укртрансгазу (УТГ) та, відповідно до рекомендацій міжнародної консалтингової ком-панії WECOM і Європейської комісії, наданих у 2018 році, систематично наповнює його функціями та персо-налом для підготовки до виділення у відокремлене підприємство, яке буде незалежним оператором ГТС. Метою є створення повноцінного суб'єкта господарювання, здатного здійснюва-ти всі види діяльності у якості нового оператора газотранспортної системи,

відповідального за транзит та внутріш-нє транспортування природного газу через трубопроводи високого тиску. На даний час Нафтогаз передав всі активи, пов’язані з транспортуванням газу, і почав переводити персонал.

Етап 3. Підготовка та впровадження юридичного відокремлення.

Передбачається, що нове підприєм-ство – оператор ГТС буде сертифікова-не до 1 січня 2020 року і корпоративні права щодо нього будуть передані ПАТ «Магістральні газопроводи Украї-ни» (далі МГУ) (або іншому підприєм-ству, визначеному державою).

У 2019 році Укртрансгаз створив окре-му юридичну особу для здійснення управління реструктуризацією та

сертифікацією оператора ГТС протя-гом наступного року (ТОВ «Оператор ГТС України»), куди буде передано необхідний персонал та функції.Нафтогаз, Укртрансгаз та МГУ на почат-ку квітня 2019 року підписали рамкову угоду з п’ятьма провідними європей-ськими операторами, зацікавленими у підтримці процесу анбандлінгу та подальшій участі в управлінні україн-ською ГТС. Мета співпраці – допомогти українській стороні створити неза-лежного оператора ГТС відповідно до європейського законодавства, після чого європейські партнери зможуть долучитися до управління оператором ГТС. До робочої групи входять GRTgaz S.A. (Франція), N.V. Nederlandse Gasunie (Нідерланди), Snam S.p.A. (Італія), Eustream a.s. (Словаччина) та Fluxys S.A. (Бельгія).

4140


Здійснено заходи з відновлення діяльності «Державного акціонерного товариства «Чорноморнафтогаз»

Закон України від 13.03.2018 № 2320-VIII «Про внесення змін до деяких законодавчих актів України щодо стабілізації діяльності Державного акціонерного товариства «Чорно-морнафтогаз» у зв'язку з тимчасовою окупацією території України» визначає, що справи про банкрутство Державного акціонерного товариства «Чорноморнафтогаз» (далі – ДАТ «Чорноморнафтогаз») до 1 січня 2019 року не порушуються, а справи про банкрутство, що були порушені до 1 січня 2017 року, підлягають припиненню, крім випадків, якщо ліквіда-ція відбувається за рішенням власника.

Крім цього, Закон дозволяє ДАТ «Чорноморнафтогаз» зберегти за собою спеціальні дозволи на користування надрами на ділянки, розташовані на тимчасово окупованій території, що забезпечить можливість здійснення ефектив-ного захисту прав Товариства у міжнародних судових юрис-дикціях, обґрунтування збитків завданих у наслідок зброй-ної агресії Російської Федерації, оскільки строк дії дозволів впливає на розрахунок упущеної вигоди Товариства.

Позитивна подія для групи Нафтогаз

Ці закони створили умови для відновлення діяльності Дер-жавного акціонерного товариства «Чорноморнафтогаз» з видобутку природного газу

Встановлено тарифи на послуги транспортування нафти та нафтопродуктів, а також на послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу в підземних сховищах газу

Постановою НКРЕКП від 19.06.2018 № 480 встановлено тарифи на послуги зберігання (закачування, відбору) при-родного газу в підземних сховищах газу АТ «Укртрансгаз».

Постановою НКРЕКП від 04.10.2018 № 1150 «Про затвер-дження Зміни до Порядку формування тарифів на транспор-тування нафти та нафтопродуктів магістральними трубопро-водами» врегульовано питання порядку розрахунку тарифів на транспортування нафти магістральними трубопроводами для споживачів України протягом трирічного перехідного періоду, які розраховуються за спрощеним порядком із за-стосуванням щорічного коефіцієнта зростання тарифу.

Позитивна подія як для нафтогазового ринку, так і для компаній групи Нафтогаз

Створює умови для роботи нафтогазового ринку, дозволяю-чи підприємствам планувати свою господарську діяльність, фінансувати операційні та капітальні витрати, отримувати доходи від надання послуг з транспортування нафти, нафто-продуктів та природного газу, а також зберігання (закачуван-ня, відбору) природного газу в підземних газосховищах

Встановлення Регулятором тимчасових тарифів на тран-спортування

НКРЕКП постановою від 21.12.2018 № 2001 «Про встанов-лення тимчасових тарифів для АТ «Укртрансгаз» на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на перший рік другого регуляторного періоду та визнання такими, що втратили чинність, деяких постанов НКРЕКП» встановила тимчасові тарифи для Товариства на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на 2019 рік. Ці тарифи були розраховані за методологією, яка не відповідає європейським стандартам, а саме: Регламенту Європейської Комісії (ЄС) 2017/460 від 16.03.2017 про затвердження Мережевого кодексу щодо гармонізованої структури тарифів із транспортування газу.

Негативна подія для оператора ГТС

Очікувана виручка з урахуванням встановлених тарифів не покриє всіх прогнозованих витрат оператора ГТС. Застосу-вання тимчасових тарифів разом з невирішеною проблемою з оплатою за небаланс призведе до дефіциту коштів близько 22 млрд грн. Відповідно до розрахунків Укртрансгазу, якщо постійні тарифи, які пропонує Оператор ГТС, не будуть вста-новлені в найкоротший термін, фінансовий стан компанії стане настільки критичним, що може спричинити банкрут-ство протягом року.

Більше того, підхід, застосований НКРЕКП при розрахунку та-рифів, призведе у подальшому до підвищення тарифів майже вдвічі для внутрішніх точок на 2020 - 2023 роки через необхід-ність включення до розрахунку тарифів витрат Укртрансгазу, пов’язаних з поверненням суми вкладеного капіталу.

У 2018 році, незважаючи на ряд позитивних змін, продовжилась тенденція до уповільнення процесу приведення законодавства України до європейських правил функціонування ринку природного газу та Закону України «Про ринок природного газу». Так, було відтерміновано перехід на добове балансування ринку природного газу, не відбулось лібералізації ринку природного газу для населення. Діяльність державних органів була зосереджена на прийнятті нормативно-правових актів на виконання вимог законів та удосконаленні раніше прийнятого вторинного законодавства.

ВАЖЛИВІ РЕГУЛЯТОРНІ ЗМІНИ

Створено умови для прозорості у видобувних галузях

Закон України від 18.09.2018 № 2545-VIII «Про забезпечення прозорості у видобувних галузях» визначає організацій-но-правові основи розкриття інформації у видобувних галу-зях, встановлює конкретні зобов'язання та способи розкрит-тя інформації, а також передбачає відповідальність суб'єктів розкриття інформації.

Позитивна подія для ринку

Закон запроваджує в Україні міжнародні стандарти і пере-дові практики розкриття інформації у видобувних галузях відповідно до Ініціативи щодо забезпечення прозорості у видобувних галузях (ІПВГ).

Здійснено заходи з дерегуляції в нафтогазовій галузі

Прийнято Закон України від 01.03.2018 № 2314-VIII «Про внесення змін до деяких законодавчих актів України щодо дерегуляції в нафтогазовій галузі», яким спрощено процеду-ру отримання дозволів на видобуток нафти і газу.

Надрокористувачам дозволили самостійно розпоряджатись геологічною інформацією, що перебуває у їхній власності з урахуванням вимог законів «Про державну таємницю» та «Про санкції».


Сприятиме розвитку видобувної галузі.

Крім того, прийнято постанову Кабінету Міністрів України від 07.11.2018 № 939 «Питання розпорядження геологічною інформацією», якою спрощено доступ до геологічної інфор-мації, що є державною власністю, та процедуру передачі прав на геологічну інформацію, яка є у власності юридичних та фізичних осіб.


Має полегшити доступ до геологічної інформації для інозем-них інвесторів та осіб, зацікавлених у реалізації проектів із видобутку корисних копалин в Україні.

Постанова Кабінету Міністрів України від 17.10.2018 № 848 «Про реалізацію експериментального проекту із запрова-дження проведення аукціонів з продажу спеціальних дозво-лів на користування надрами шляхом електронних торгів».


Впроваджує електронні торги в рамках аукціонів з продажу спеціальних дозволів на користування надрами, сприятиме підвищенню прозорості та залученню нових інвесторів в видобувну галузь України

ЗМІНИ В ЗАКОНОДАВСТВІ ВПЛИВ ЗМІН


4342


Затверджено десятирічні плани розвитку газотранспортної системи та підземних газосховищ Операторів ГТС та ПСГ АТ «Укртрансгаз»

Постановою НКРЕКП від 04.09.2018 № 956 «Про затвер-дження Плану розвитку газотранспортної системи Опера-тора газотранспортної системи АТ «Укртрансгаз» на 2018-2027 роки» передбачено плановані джерела фінансування цього плану на загальну суму 60,043 млрд грн без ПДВ, у тому числі на 2018 рік – 6,027 млрд грн без ПДВ.

Постановою НКРЕКП від 02.08.2018 № 808 «Про затвер-дження Плану розвитку газосховищ Оператора газосховищ АТ «Укртрансгаз» на 2018 -2027 роки» передбачено плано-вані джерела фінансування цього плану на загальну суму 13,1 млрд грн без ПДВ.


Дає можливість для розвитку ГТС та ПСГ України, також сприяє кращому розумінню майбутньої інфраструктури, потенційних маршрутів та потужностей з транспортування і зберігання природного газу, і, відповідно, дає змогу ко-ректно здійснювати довгострокове планування діяльності групи.

Відтерміновано впровадження добового балансування на ринку природного газу України

Постановою НКРЕКП від 27.07.2018 № 788 було перенесено строк впровадження добового балансування до 1 жовтня, а 28.09.2018 НКРЕКП внесла до цієї постанови зміни, якими відтермінувала впровадження добового балансування до 1 грудня 2018 року. Постановою НКРЕКП від 30.11.2018 № 1573 було втретє перенесено дату впровадження добового балансування на ринку природного газу України до 1 берез-ня 2019 року.

Негативна подія для ринку та компанії

Впровадження добового балансування має знизити наван-таження на Оператора ГТС, оскільки в системі добового балансування відповідальними за балансування системи стають замовники послуг транспортування, а оператор ГТС здійснює лише залишкове балансування (residual balancing).

Заборгованість замовників послуг транспортування за неба-ланс продовжує зростати: у 2018 році вона збільшилась на 70,7% до 34,3 млрд грн. Фактичні витрати Укртрансгазу на природний газ для балансування за 2018 рік склали 15,5 млрд грн з ПДВ. Заборгованість за небаланс призво-дить до значного зменшення обігових коштів Укртрансгазу.

Покладено спеціальні обов'язки на компанію і газовидобувні підприємства групи Нафтогаз.

Постановою КМУ України від 19.10.2018 р. № 867 «Про затвер-дження Положення про покладення спеціальних обов'язків на суб'єктів ринку природного газу для забезпечення загальносу-спільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу» (далі – ПСО) на газовидобувні підприємства групи Нафто-газ покладено спеціальні обов’язки продавати газ власного ви-добутку компанії для формування ресурсу природного газу для побутових споживачів, релігійних організацій та виробників теплової енергії (в рамках визначених категорій використання природного газу), а на компанію покладено обов’язок реалі-зовувати цей газ постачальникам для забезпечення потреб побутових споживачів, релігійних організацій, та виробникам теплової енергії (за умови виконання ними визначених умов).

Спеціальні обов’язки на суб’єктів ринку природного газу покла-даються Урядом з жовтня 2015 року.

На відміну від спеціальних обов’язків, які діяли раніше (покла-дених постановами КМУ України від 01.10.2015 №758 та від 22.03.2017 №187) принципові відмінності постанови № 867 полягають у визначенні єдиної (однієї) ціни природного газу для всіх споживачів/покупців, які мають право придбавати при-родний газ в рамках ПСО.

Також постановою №867 введено нові обов’язки (наразі зупи-нені у судовому порядку), такі як:• для Нафтогазу – постачати природний газ побутовим спожи-

вачам, релігійним організаціям (крім обсягів, що використову-ються для провадження їх виробничо-комерційної діяльності) та державному підприємству України «Міжнародний дитячий центр «Артек», постачання яким у відповідному періоді (міся-ці постачання) не здійснює інший постачальник (у тому числі інший постачальник із спеціальними обов'язками);

• для операторів газорозподільних систем – надавати ін-формацію, необхідну для забезпечення безперервного постачання природного газу побутовим споживачам та релігійним організаціям (крім обсягів, що використовуються для провадження їх виробничо-комерційної діяльності) та державному підприємству України «Міжнародний дитячий центр «Артек».

Негативна подія як для ринку, так і для групи Нафтогаз

Прийняття постанови спотворює конкуренцію на роздріб-ному ринку природного газу, бо надає преференції певним категоріям споживачів, а також призводить до значних фінан-сових витрат для компанії у зв’язку з високим рівнем заборго-ваності перед компанією за природний газ, що реалізується в рамках ПСО.

Удосконалено положення Кодексу газотранспортної системи та Кодексу газосховищ

Постановою НКРЕКП від 25.09.2018 № 1079 «Про прийнят-тя постанови НКРЕКП «Про затвердження Змін до Кодексу газотранспортної системи» внесено зміни до Кодексу ГТС в частині встановлення достатнього рівня фінансового за-безпечення, уточнення визначення та реквізитів торгового сповіщення, запровадження чіткого та прозорого механізму припинення транспортування.

Постановою НКРЕКП від 30.10.2018 р. № 1281 «Про вне-сення змін до Кодексу газосховищ та затвердження Змін до Типового договору зберігання (закачування, відбору) при-родного газу» врегулювано відносини між оператором газо-сховищ та замовниками послуг зберігання в частині надання послуг зберігання природного газу, який має митний статус іноземного товару у режимі митного складу.


Зазначені зміни спрямовані на зниження фінансових ризиків для Укртрансгазу, зокрема пов’язаних з несанкціонованим відбором газу з ГТС операторами газорозподільних систем.

ЗМІНИ В ЗАКОНОДАВСТВІ ВПЛИВ ЗМІН ЗМІНИ В ЗАКОНОДАВСТВІ ВПЛИВ ЗМІН

Змінено порядок фінансування видатків місцевих бюджетів на пільги та житлові субсидії

Постановою КМУ від 08.11.2018 № 951 з 01.01.2018 (разом з наказом Мінфіну № 1) скасовано механізм «клірингових» розрахунків з пільг та житлових субсидій, за яким попе-редньо потребувалось оформлення спільного протоколь-ного рішення між усіма учасниками розрахунків (постанова КМУ від 11.01.2005 № 20), та запроваджено механізм перерахування коштів пільг та субсидій через казначейські рахунки, за яким надавач житлово-комунальної послуги самостійно визначає обсяг та строки перерахування коштів субсидій іншим учасникам розрахунків.


Прийняття постанови, презентованої як «монетизація субсидій», насправді законсервувало діючу до 01.01.2018 року систему розрахунків за субсидіями, яка перешкоджала розвитку конкуренції на ринку природного газу. Крім того, постановою надано преференції надавачам житлово-кому-нальних послуг стосовно самостійного визначення обсягу, строків та напрямів спрямування коштів субсидій в межах визначеного переліку учасників розрахунків, що не сприяє справедливому розподілу коштів.

4544


Пом’якшено умови закупівлі газу теплогенеруючими організаціями за умовами ПСО

Постановою КМУ від 14.11.18 № 942 продовжено дію (з 01.04.2019 до 01.01.2020) граничного нормативу пере-рахування коштів на рахунки ТКЕ, який обмежував дію коригуючого коефіцієнту та не дозволяв збільшувати обсяг перерахування коштів зі спецрахунків ТКЕ для погашення заборгованості за газ; дозволено купувати газ за механізмом ПСО при нижчому рівні розрахунків за газ (78% для всіх ТКЕ та 60% для ТКЕ в управлінні ФДМУ замість 90% для всіх ТКЕ) протягом періоду 01.12.2018 – 01.04.2019.


Прийняття постанови надає преференції певним категоріям споживачів – виробникам теплової енергії та перекладає відповідальність за їх діяльність з держави на компанію як суб’єкта господарювання, а також призводить до значних фінансових витрат для компанії у зв’язку зі зменшенням рівня розрахунків виробників теплової енергії з компанією за природній газ, що реалізується в рамках ПСО.

Змінено порядок перерахування субсидій у 2019 році

Постановою КМУ від 27.12.2018 № 1176 «Деякі питання надання житлових субсидій населенню у грошовій формі» передбачено поетапне переведення протягом 2019 року розрахунків за пільгами та житловими субсидіями з казна-чейських рахунків на рахунки Ощадбанку з одночасним збереженням моделі перерахування субсидій надавачам послуг, а не безпосередньо отримувачу субсидії.


Прийняття постанови, презентованої як «монетизація суб-сидій», насправді передбачає збереження та пом’якшення діючої у 2018 році системи розрахунків, яка перешкоджала розвитку конкуренції на ринку природного газу. Крім того, оновленим порядком не передбачено обов’язковості зара-хування субсидій на спецрахунки надавачів житлово-кому-нальних послуг, що створює загрозу несправедливого роз-поділу коштів субсидій або їх нецільового використання.

2019 рік1

Змінено порядок фінансування пільг та житлових субсидій населенню у березні-травні 2019 року

Постанова КМУ № 62 від 06.02.2019 щодо монетизації суб-сидій, якою:

• передбачено виплату субсидій за лютий-квітень 2019 року у березні-травні 2019 року готівкою: - пенсіонерам – на пенсійні рахунки або через Укрпошту; - іншим субсидіантам – через каси або поточні рахунки

Ощадбанку.

1 Оскільки у 2019 році, ще до публікації даного звіту, відбулись зміни в законодавстві, які суттєво вплинуть на функціонування ринку та діяльність групи Нафтогаз, відповідна інформація була включена в звіт за 2018 рік

Позитивна подія для ринку• вперше в історії України житлові субсидії на ЖКП випла-

чуються в грошовій формі (близько 4,5 млн домогос-подарств), що змінює принципи розрахунків у значній частині сегменту роздрібного ринку газу, а також матиме суттєвий вплив на поведінкову модель субсидіантів (щодо спрямування субсидій на оплату ЖКП);

• бажання субсидіантів якомога більше коштів залишити у власному розпорядженні, ймовірно, призведе до суттєво-го зниження споживання природного газу в ПСО-сегменті;

• кошти в руках субсидіанта стимулюватимуть споживача більш прискіпливо перевіряти обсяги газу, які йому нара-ховують, що має призвести до зниження маніпуляцій із обсягами споживання газу в ПСО-сегменті.

Позитивна подія для компанії• виплата субсидій безпосередньо субсидіанту та можли-

вість для субсидіанта самостійно розпоряджатись цими коштами сприятиме розвитку конкуренції серед поста-чальників природного газу;

• відмова від розрахунків через казначейські рахунки та єдиний рахунок Ощадбанку знизить ризики корупційних схем газзбутів;

• збільшення ліквідності – до компанії надходитиме більше «живих» грошових коштів;

• зниження обсягу споживання газу субсидіантами призве-де до зменшення обсягів закупівлі імпортованого газу для потреб населення.


4746

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

4948

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

ОРГАНІЗАЦІЙНА ТРАНСФОРМАЦІЯ НАФТОГАЗУ

За чотири роки постійних змін Нафтогаз досяг значного поступу за низкою напрямків. За рішенням Стокголь-мського арбітражу Газпром має сплатити Нафтогазу 2,8 млрд дол. та знизити ціну на газ до кінця діючої угоди про постачання газу. Завдяки лібералізації ринку та переходу від прихованих до цільових субсидій змен-шилися можливості для корупції, з’явилися стимули до зниження споживання природного газу та скоротився імпорт. Усунення можливості отримувати незаконну вигоду корумпованими особами (у сфері закупівель, через угоди про спільну діяльність, постачання газу тощо) дозволило поставити національні інтереси Укра-їни на перше місце і працювати на благо народу Укра-

їни. Зміна курсу від падіння внутрішнього видобутку в Укргазвидобуванні до траєкторії зростання стала важ-ливим кроком до досягнення мети самозабезпеченості власним природним газом та незалежності від імпорту. Ми горді тим, що Нафтогаз більше не є інструментом, що діє проти енергетичної незалежності України, а знову стає основою національної енергетичної безпе-ки, нафтогазової промисловості та економіки України. Завдяки реформам повністю ліквідована залежність України від поставок російського газу. Тепер Нафтогаз є найбільшим джерелом надходжень до державного бюджету і допомагає уряду забезпечувати макрофінан-сову стабільність.

Трансформація Нафтогазу в інтегрова-ну національну нафтогазову компанію з дієвою системою корпоративного управління – це шлях, який має про-йти Нафтогаз, щоб вирішити ключові проблеми та уникнути потенційних ризиків українського ринку нафти та газу. Група може створити більшу цінність для свого акціонера – народу України, якщо вона успішно реалізує свою стратегію.

Ця трансформація торкнеться кожної сфери бізнесу групи і передбачає на-ступні напрямки роботи:

• Продовжувати нарощування видобут-ку газу, розвиваючи власні потужності та налагоджуючи партнерські відно-сини з міжнародними гравцями.

• Забезпечити повну лібералізацію ринку газу та скасування ПСО разом з запровадженням повністю моне-тизованої системи субсидій для тих споживачів, які дійсно потребують захисту держави.

• Забезпечити безперешкодне і своє-часне відокремлення оператора ГТС, що спрятиме збереженню майбут-нього транзитного потоку газу терито-рією України і підвищенню ефектив-ності внутрішнього газового ринку.

• Стати компанією, що постачає ди-версифіковані енергетичні рішення кінцевим споживачам. Нафтогаз використовуватиме свої компетенції і позицію на ринку для безпосе-реднього обслуговування кінцевих споживачів, надаючи їм послуги най-вищої якості і водночас забезпечуючи прозорість, ефективність і здорову конкуренцію на ринку послуг з енер-гопостачання.

• Вийти на ринок енергоефективності. Група запропонує домогосподар-ствам зручні послуги, що дозволять раціонально споживати енергію.

• Вийти на ринок відновлюваних дже-

Від зміни курсу до трансформації

Наступний етап: трансформація

Зміна курсу

Трансформація

Перехід

2014-2017Від поразки до перемоги

2018-2020Від перемоги у битвідо перемоги у війні

2021-. . .До декарбонізованогосвіту

У 2018 році група Нафтогаз увійшла у новий етап свого роз-витку – етап трансформації, який має не лише закріпити здобутки, а й сприяти повному розкриттю потенціалу.

рел енергії, використовуючи існуючі ресурси та інфраструктуру.

• Значно збільшити присутність групи у нафтовому сегменті шляхом надання високоякісних послуг споживачам, що сприятиме підвищенню їхнього сприйняття бренду Нафтогаз.

• Модернізувати інфраструктуру шля-хом запровадження новітніх ІТ-тех-нологій, підвищення ефективності

операційної діяльності та розвитку технічних потужностей групи. Це означає виконання багатьох великих і малих завдань – від впровадження великих ІТ-систем до незначних, але дуже важливих удосконалень машин та обладання, з якими щоденно пра-цюють робітники Нафтогазу.

• Створити технічний дивізіон, який стане центром передових компетен-цій для реалізації складних капіталь-них проектів.

• Цілісно трансформувати організа-цію, в тому числі системи, процеси, культуру і управління персоналом Нафтогазу.

• Досяти показників ефективності на рівні світових практик, забезпечивши швидке та прозоре прийняття рішень в інтересах групи Нафтогаз.

Для досягнення цих цілей керівництво Нафтогазу взяло на озброєння нову організаційну концепцію, наслідуючи успішні приклади провідних нафтогазо-вих компаній, таких як BG Group (Вели-кобританія) та Statoil (Норвегія). Об-рана операційна модель передбачає організацію діяльності групи Нафтогаз у операційні дивізіони, технічний диві-зіон підтримки здійснення капітальних проектів та корпоративні функції. Ди-візіони відповідають за основну діяль-ність групи. Вони створюють найбільшу цінність для Нафтогазу та орієнтовані на досягнення фінансових та операцій-них цілей. Зокрема, дивізіони забезпе-чують роботу на кожному з ключових етапів ланцюжка створення цінності в нафтогазовому бізнесі, включаючи розвідку, розробку, видобуток, підго-товку вуглеводнів, переробку, тран-спортування, зберігання газу та нафти, а також продаж і постачання газу, на-фти, нафтопродуктів, скрапленого газу (LPG) та стисненого газу (CNG).

Від чистого імпортера до чистого екпортера

Від зниження до зростання видобутку природного газу

Від збитковості до прибутку

Від фінансових вливань з боку держави до найбільшого платника податків до державного бюджету України

Чому ми називаємо це зміною курсу

2014 2014 2015 20182018 2014 2018 2014 2018-4,7 -88,4 -7,9

0,615,1

14,5

15,5 11,6 5,0

Дохід від транзиту газу мінус витратина імпорт газу, млрд дол

Виробництво газу УГВ (валове), млрд куб. м

Чистий прибуток/(збиток) групи Нафтогаз, млрд грн

Внесок до державногобюджету України, млрд дол

Джерело: Фінансова звітність компанії, Укргазвидобування

5150

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Операційні дивізіони охоплюють чоти-ри основні напрямки діяльності групи: інтегрований газовий бізнес; транспор-тування та зберігання газу; транзит газу; нафтовий дивізіон. Дивізіон «Тех-нічне забезпечення» надає послуги дивізіонам, що створюють цінність для кінцевого споживача. Крім того, нові напрямки діяльності групи виділено в

окрему категорію. Це – енергоефектив-ність та відновлювані джерела енергії. У процесі трансформації дивізіони та функції бізнесу будуть організовані таким чином.

Корпоративні функції здійснюють під-тримку дивізіонів. Вони відповідають за розвиток більшості функціональних

компетенцій і, таким чином, значною мірою визначають, як працює уся група. Корпоративні функції є також відповідальними за ряд управлін-ських процесів, або видів діяльності (management activities), частина з яких є крос-груповими та задіюють більше, ніж одну бізнес-одиницю.

Після схвалення наглядовою радою Нафтогазу, у першому кварталі 2019 року були створені дивізіон «Інтегрова-ний газовий бізнес», дивізіон «Нафта» та дивізіон «Технічне забезпечення». Перед своїм призначенням керівники дивізіонів представили наглядовій раді своє бачення розвитку дивізіону та п'ятирічний бізнес-план.

Трансформація Нафтогазу вимагає ство-рення ефективної організаційної моде-лі, що дозволить забезпечити достатній контроль за напрямками діяльності, згрупованими у відповідні дивізіони, з метою зростання та досягнення синер-гії. Модель передбачає суттєве поси-лення ролі корпоративного центру – як у сфері технічних і функціональних компетенцій, так і у сфері дотримання нормативних вимог і забезпечення дієвого контролю.

Ключові засади нової організації:• Встановлення індивідуальної від-

повідальності за чітко визначений результат, яка передбачає, що ке-рівники дивізіонів відповідатимуть особисто за досягнення цілей, по-ставлених перед дивізіонами, що охоплюватимуть як поточну діяль-ність, так і стратегічні заходи або ініціативи.

• Визначення та посилення ключо-вих ролей в організації зі зрозуміло викладеними повноваженнями та відповідальністю за досягнення цілей розвитку Нафтогазу. Забезпечення швидкості та ефективності прийняття рішень керівниками дивізіонів за рахунок чіткого розподілу та деле-гування повноважень, зменшення кількості рівнів в організації та побу-дови ефективних стандартизованих бізнес-процесів.

• Фокус на створенні цінності та відпо-відальності за фінансовий результат в організаційному дизайні групи, а також побудова системи управління ефективністю.

• Забезпечення національних інтересів через розвиток національної ринко-вої, технічної та ділової інфраструкту-ри, місцевих екосистем та людського капіталу; налагодження взаємови-гідних міжнародних партнерських відносини з чітким та прозорим об-міном інформацією щодо ризиків та переваг.

• Акцент на синергії через розуміння та належне врахування операційних витрат, економія внаслідок масшта-бу, обсягу та кваліфікації; посилення переваг вертикальної інтеграції в межах групи.

Інтегрованийгаз

Видобування

Оптоваторгівля газом

Постачаннягазу

Робота з проблемною

заборгованостю

Розвідка

Операційні та допоміжні підрозділи групи Нафтогаз

Операційні дивізіони Дивізіон «Технічне забезпечення» та корпоративні функції

Технічнезабезпечення

Корпоративніфункції

Фінанси

Охорона праціта екологія

Комунікації

Безпека

Інші

Юридичнезабезпечення

Персонал

Нові бізнеси

Відновлюваніджерела

енергії (ВДЕ)

Енерго-ефективність

Нафта

Транспортуванняі транзит нафти

Переробкаі продаж

ТранспортуванняLPG Транзит

газу

Транспортуваннята зберігання

природного газу

Транспортування

ЗберіганняКапремонт та інтенсифікація

свердловин

Буріння та завершення

свердловин

Капітальніпроекти

Закупівлі

Науковідослідження тарозробки (R&D)

Сміливість: Ми віримо, що рішучість краща за бездіяльність. «Нафтогаз» вміє відстоюва-ти свою позицію — навіть коли суперник більший за розміром. Ми не сиди-мо осторонь та вміємо називати речі своїми іменами. Нафтогаз не боїться змін, є прикладом для державного і корпоративного секторів.

Відкритість: Ми працюємо чесно та відкрито. Ми віримо, що такий підхід запобігає корупції, зумовлює ефективну взаємодію на ринку та всередині компа-нії. Прозорість є основою довіри з боку українського суспільства, для якого ми заробляємо гроші.

Сумлінність: Ми віримо, що кожен член команди має відчувати відповідальність за кін-цевий результат. У Нафтогазі цінують якісно зроблену роботу, уміння діяти без примусу, проявляти ініціативу та чинити по совісті.

Справедливість: Нафтогаз — національна компанія, від її ефективності залежить спільне благо. Ми за рівні можливості, цільову допомогу для тих, хто її потребує, та винагороду для тих, хто бере на себе більшу відповідальність та досягає результатів. Ми віримо, що це справедливо.

МІСІЯ ТА ЦІННОСТІНаша місія

Наші цінності

Бути двигуном модернізації та професіоналізму в енергетичному секторі України, інтегрованому з Європейським ринком, забезпечуючи безпеку постачання енергії за конкурентними цінами, при цьому максимізуючи цінність наці-ональних ресурсів.

5352


Андрій Фаворов ДИВІЗІОН «ІНТЕГРОВАНИЙ ГАЗОВИЙ БІЗНЕС»

Дивізіон Газ створений, щоб інтегрува-ти всі бізнеси, пов’язані з видобутком і реалізацією газу, значно підвищити ефективність кожного з них та досягти синергії.

Ми сконцентруємося саме на управлінні газовидобувними активами, трейдингу та рітейлі. Натомість послуги, що виходять за це поле, як от будівництво свердловин, під’їзних доріг та газопроводів, будемо замовляти у внутрішнього підрядника – дивізіону «Технічне забезпечення».

Такий підхід має кілька переваг. Напри-клад, ми більше не будемо вимірювати ефективність газового бізнесу кількістю пробурених метрів чи свердловин. Як і провідні світові компанії, триматимемо фокус на значно важливішому – до-хідності бізнесу, його вигідності для акціонера.

Наразі наглядова рада Нафтогазу пого-дила стратегію розвитку дивізіону Газ за низкою напрямків. При її успішній реалізації в п’ятирічній перспективі оці-ночна вартість нашого дивізіону може зрости до 14 млрд дол. Що необхідно для досягнення такої мети?

По-перше, маємо забезпечувати видо-буток. Враховуючи виснаженість ро-довищ на 80-85% та природне падіння видобутку на 1,2-1,5 млрд куб. м щоро-ку, це буде непросто.

Нафтогаз володіє великим обсягом геологічної інформації, але вона по-требує суттєвого оновлення - планує-мо інвестувати у сейсморозвідку, щоб рішення про буріння ухвалювати на базі якнайкращого аналітичного об-ґрунтування.

Маємо забезпечити максимально інтенсивну та ефективну розробку

існуючих родовищ. Однак для про-риву у видобутку газу знадобиться ще більше – нові ліцензії, їх швидке і якісне освоєння. Це вимагає співпраці з найкращими сервісними компаніями світу, залучення сучасних технологій і, безумовно, дуже значних капіталов-кладень.

Ми вже розпочали укладен-ня PEС-контрактів (production enhancement contract), які дозволять залучати інвесторів в інтенсифікацію видобутку газу. Група Нафтогаз відкрита для діалогу про створення партнерств і за іншими напрямками з усіма компа-ніями, які мають бездоганну репутацію в сфері технологій та виробництва.

Ціллю, не менш важливою за видобу-ток газу, є налагодження прозорих та ефективних каналів його реалізації. Тут є дві складові – біржова торгівля та рітейл.

Зрозуміла та ліквідна біржа важлива як для нас, так і для споживачів газу – саме вона дає впевненість в дійсно ринковому, а не регульованому ці-ноутворенні. Наразі в Україні функціо-нує кілька торгових майданчиків, група Нафтогаз має успішний досвід реалі-зації нафтопродуктів на одному з них. Найближчим часом дивізіон Газ також розпочне купівлю-продаж природного газу на цьому майданчику.

Завдання на 2019 рік – налагодити всі необхідні при біржовій торгівлі меха-нізми, процеси та процедури. Наступ-ний крок – це впровадження власного біржового майданчика.

Крім того, перед нами стоїть завдання виходу на роздрібний ринок по всій країні. Це важливо, оскільки на сьогодні ми видобуваємо, імпортуємо газ, а реалізацією цього газу в рамках спеціальних обов’язків займаються

здебільшого посередники. Рівень розрахунків цих посередників є недостатнім, і це нас не задовольняє. Ми збільшуємо наші потужності з обслуговування кінцевих споживачів, а також розробляємо нові рішення для ринку. Наша мета – пропонувати не просто надійне постачання газу, а цікавий гнучкий продукт, якісний та зручний сервіс.

Що б ми не робили, незмінний та клю-човий пріоритет – це безпека. Маємо впровадити суворі стандарти охорони здоров‘я, безпечної роботи та захисту навколишнього середовища. Серед пріоритетів також професійне зростан-ня наших співробітників, навчання їх роботі на сучасному обладнанні та за новими методиками, всебічний розви-ток персоналу.

У всіх окреслених напрямках в Україні нас чекає роль, по суті, інноваторів та

першовідкривачів – вона вимагатиме наполегливої та сумлінної праці, від-критості та ініціативності, нестандарт-них рішень. Але мета варта зусиль. Після завершення трансформації група Нафтогаз має стати технологічним лі-дером, маркетмейкером та відмінним провайдером енергетичних продук-тів. Від цього виграють всі – і велика команда Нафтогазу і, головне, - укра-їнський народ. Варто пам’ятати, що кожен громадянин України є не лише нашим споживачем, але й власником Нафтогазу. Наша група є найбільшим платником податків України. Минулого року Нафтогаз перерахував до держ-бюджету 75% свого прибутку, цього року уряд планує спрямувати туди 90% прибутку. Ефективна робота дивізіону Газ та всієї групи Нафтогаз – це до-бробут громадян та розвиток України. Для нашої команди це дуже потужна мотивація працювати краще і досягати більшого.

Андрій Фаворов Директор дивізіону «Інтегрований газовий бізнес»

• АТ «Укргазвидобування» (за винятком підрозділів, що здійснюють діяльність з переробки та роздрібної реалізації нафтопродуктів, а також сервісних підроз-ділів УГВ);

• ДК «Газ України»;• ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз України»;• ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Трей-

динг»;• ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Тепло»;• Naftogaz Trading Europe AG;• ДП «Центргаз» ВАТ «Кіровоградгаз»;• підрозділи НАК «Нафтогаз України»: департамент

балансів газу, диспетчеризації, метрології та об-ліку газу; департамент реалізації газу; управління імпорту газу та митного оформлення; управління трейдингу газу.

До складу дивізіону увійшлитакі бізнес-одиниці:• Найбільший за розміром бізнес групи Нафтогаз

(42,3% консолідованих доходів у 2018 році).

• Видобуток українського газу Укргазвидобуванням (який зріс на 1,3% до 25-річного максимуму в 2018 році - майже 15,5 млрд куб. м) є основним джерелом надходження газу в цьому сегменті.

• Обсяг продажу регіональним газопостачальним компаніям для потреб населення у 2018 році склав 10,4 млрд куб. м. Пряме постачання побутовим спо-живачам сягнуло 0,2 млрд куб. м.

• Обсяг продажу підприємствам ТКЕ, що постачають те-пло для населення, склав 4,8 млрд куб. м у 2018 році (на 4,6% більше рівня 2017 року). Джерелами газу для цього сегменту є як імпорт, так і внутрішній видобуток підприємствами групи.

• У 2018 році постачальники газу за ПСО продовжували накопичувати борги перед Нафтогазом. Заборгованість склала 57,8 млрд грн станом на кінець року. Заборгованість підприємств ТКЕ перед Нафтогазом за газ, що постачався для потреб населення, дорівнює 20,4 млрд грн, регіональних газопостачальних компаній для потреб населення – 30,3 млрд грн. Ще 7,1 млрд грн боргу накопичили інші споживачі в рамках ПСО.

• У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) у цьому бізнесі був майже утричі нижчим за дено-міновану в гривнях очікувану вартість капіталу (6,9% порівняно з 18,9%). Цей розрив свідчить про те, що нинішня бізнес модель не дозволяє розкрити потен-ціал створення додаткової цінності для акціонера компанії.

Основні результати:

5554


СТРУКТУРА ДИВІЗІОНУ «ІНТЕГРОВАНИЙ ГАЗОВИЙ БІЗНЕС»

Структура та загальна характеристика дивізіону «Інтегрований газовий бізнес»Дивізіон Газ включає всі види ді-яльності групи Нафтогаз, пов'язані з розвідкою та видобутком власного природного газу та рідких вуглеводнів, їхнім імпортом, продажем, торгівлею, постачанням та розподілом. Головне завдання дивізіону Газ – об'єд-нати і підвищити ефективність усіх видів діяльності, пов'язаних з газом: від видобутку та імпорту газу до його постачання кінцевому споживачу. Ос-новна увага дивізіону Газ зосереджена на таких видах діяльності у газовому бізнесі:

1) у сфері розвідки та видобутку газу – забезпечення зростання та комерціалізацію резервної бази вуглеводнів групи Нафтогаз шляхом ефективного управління власним портфелем спецдозволів, розши-рення власних можливостей управ-ління геологічними роботами та розробкою родовищ, а також ви-вчення варіантів партнерства для зниження ризиків та прискорення розробки родовищ;

2) у сфері транспортування та збері-гання газу – ефективна співпраця

з дивізіоном «Транспортування та зберігання природного газу» групи Нафтогаз з метою гарантування без-пеки постачання, водночас оптимі-зуючи вкладення оборотних коштів у запаси природного газу;

3) у сегменті переробки, розподілу та збуту – нарощування можливостей у сфері торгівлі газом, розбудова влас-ного роздрібного сегменту, активна робота з портфелем дебіторської заборгованості.

ЗАПАСИ ТА РЕСУРСИ ВУГЛЕВОДНІВ ГРУПИ НАФТОГАЗ Природний газ, млрд куб. м

Нафта та газовий конденсат, млн т

Природний газ (млн барелів нафтового еквіваленту)*

Нафта та газовий конденсат (млн барелів)*

Нафтогаз**

доведені розроблені - - - -

доведені нерозроблені - - - -

ймовірні - - - -

видобуток вуглеводнів - - - -приріст запасів вуглеводнів - - - -

Запаси станом на 31.12.2018 - - - -Ресурси станом на 01.01.2018 34,96 1,31 209,73 9,52

ресурси в зоні АТО та анексовані 34,96 1,31 209,73 9,52Ресурси станом на 01.01.2016 (без АТО і анексованих територій) - - - -

Укргазвидобування доведені розроблені 201,73 4,03 1 210,37 36,40доведені нерозроблені 17,34 1,09 104,06 10,27ймовірні 28,87 1,49 173,19 11,53видобуток з 1.07.2017 до 31.12.2018 р. (2) 23,27 0,68 139,62 5,94приріст запасів вуглеводнів у 2017 і 2018 р.(1) 31,63 1,96 189,76 14,25

Запаси станом на 31.12.2018 256,29 7,9 1 537,16 66,51Ресурси станом на 30.06.2018 (3) 25,84 155,06

Укрнафтадоведені розроблені 14,52 14,48 87,10 105,42доведені нерозроблені 7,50 9,66 45,00 72,96ймовірні 10,72 16,28 64,34 121,37видобуток з 01.07.2016 до 31.12.2018 (2) 2,84 3,58 17,01 21,49приріст запасів вуглеводнів з 01.07.2016 до 31.12.2018 - - - -

Запаси станом на 31.12.2018 29,90 36,83 179,43 278,25Ресурси станом на 01.01.2018 (4) 17,12 20,63 102,74 150,19

Єгипетдоведені розроблені (5) 0,27 0,40 1,65 2,91доведені нерозроблені (5) 0,12 0,14 0,73 1,06ймовірні 0,06 0,16 0,39 1,17видобуток вуглеводнів з 1.04.18 до 31.12.18 (2) 0,03 0,07 0,15 0,52

приріст запасів вуглеводнів - - - -Запаси станом на 31.12.2018 0,44 0,63 2,62 4,62Ресурси станом на 01.01.2018 0,37 1,15 2,20 8,42

Група

доведені розроблені 216,52 18,91 1 299,12 144,72доведені нерозроблені 24,97 10,89 149,79 84,29ймовірні 39,65 17,93 237,92 134,06видобуток вуглеводнів (2) 26,13 4,33 156,78 27,95приріст запасів вуглеводнів (2) 31,63 1,96 189,76 14,25

Запаси станом на 31.12.2018 286,63 45,36 1719,21 349,38Ресурси станом на 31.12.2018 43,33 21,78 256,41 158,55

Джерела: Аудит запасів вуглеводнів Укргазвидобування, виконаний компанією Miller and Lents станом на 30.06.2017. Аудит запасів, виручки та умовних ресурсів на деяких родовищах Укрнафти станом на 1.06.2016 підготовлений компанією DeGolyer & MacNaughton. Аудит запасів вуглеводнів групи Нафтогаз в Арабській Республіці Єгипет та додатковий звіт щодо оцінки позабалансових (contingent) та перспективних ресурсів станом на 31.04.2018, виконаний компанією Ryder Scott. Аудит запасів групи з оцінкою перспективних ресурсів Нафтогаз станом на 31.12.2014, виконаний компанією Ryder Scott. * Для переведення обсягів нафти і газового конденсату в барелі використано коефіцієнти відповідно до даних аудиту та їх фізичних властивостей: для нафтових родовищ в

АР Єгипет використано коефіцієнт 7,33 бар/т; для легких рідких вуглеводнів (здебільшого конденсат) родовищ Укргазвидобування коефіцієнт варіює в межах від 7,75 до 9,4 бар/т (ср. 8.8 бар/т); для Укрнафти коефіцієнти варіюють в межах від 7,22 до 7,42 бар/т для нафти та від 8,07 до 8,61 бар/т для конденсату; у разі відсутності уточнених аудійованих коефіцієнтів, використовувався коефіцієнт 7,28 бар/т. Для конвертації обсягів природного газу в нафтовий еквівалент використано коефіцієнти 1 бар н.е. = 167 куб. м.

** У 2017 році Держгеонадра анулювали спеціальні дозволи на користування надрами та право Нафтогазу на розробку на Будищансько-Чутівській, Оболонській та Писарівській площах, а ліцензійні ділянки, що знаходяться в зоні АТО та акваторіях Чорного та Азовського морів є експропрійованими, у зв’язку з цим ресурси вуглеводнів станом на 31.12.18 по компанії Нафтогаз дорівнюють нулю.

(1) - приріст запасів вуглеводнів Укргазвидобування є не аудійованим за SPE PRMS та є оцінкою компанії відповідно до української класифікації (аудит очікується 05-06.2019);

(2) - відображено кумулятивні дані видобутку Укргазвидобування з моменту останнього аудиту запасів і ресурсів до 31.12.2018;(3) – обсяги рідких вуглеводнів перспективних ресурсів Укргазвидобування конвертовані в еквівалент обсягів газу, використовуючи постійний коефіцієнт

6 тис. куб. фт/барель н.е.(4) – позабалансові ресурси Укрнафти (Contingent resources) з невизначеною вірогідністю комерціалізації, і застосування ризик-коефіцієнтів не зрівняють цю вірогідність із

класом видобувних запасів;(5) – підтверджені обсяги комерційних видобувних запасів вуглеводнів в АР Єгипет містять обсяги вуглеводнів, класифіковані як умовні ресурси (2С Contingent resources,

відповідно до SPE PRMS), в зв’язку з відсутністю довгострокового проекту розробки родовищ, затвердженого акціонерами.

Організаційна структура дивізіону «Інтегрований газовий бізнес»

Видобуток, імпорт і продаж газу облгазам для постачання населенню

та пряме постачання населенню

Видобуток, імпорт і продаж газуТКЕ для потреб населення

Видобуток, імпорт і постачаннягазу іншим споживачам за ПСО

Імпорт і постачання газуіншим споживачам поза ПСО

Видобуток нафти і конденсату

Нафтогазтепло

Розвідка Видобуток Імпорт Транспортування Зберігання Оптовийпродаж газу Розподіл Постачання



НафтогазУкраїни

NaftogazTradingEurope

Нафтогазтрейдинг

НафтогазУкраїни

Кіровоградгаз

Газопостачаьнакомпанія

Нафтогаз України

Дивізіон «Інтегрований газовий бізнес» Не застосовується

Географічний розподіл видобутку газу Укргазвидобуванням у 2018 році

Всього

15 497млн куб. м

ХАРКІВСЬКА

ДНІПРОПЕТРОВСЬКА

ПОЛТАВСЬКА

ЛУГАНСЬКА

ДОНЕЦЬКА

СУМСЬКА

ЧЕРНІВЕЦЬКА

ВОЛИНСЬКА

ЛЬВІВСЬКА

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКА

ЗАКАРПАТСЬКА

8 0036 261

431

144

554

50

21

29

12

0,6


5756

ДОНЕЦЬКАОБЛАСТЬ

ДНІПРОПЕТРОВСЬКАОБЛАСТЬ

ХАРКІВСЬКАОБЛАСТЬ

ПОЛТАВСЬКАОБЛАСТЬ

СУМСЬКАОБЛАСТЬ

Єфремівське ГКР

МедведівськеГКР

Куличихинське НГКР

Яблунівське НГКР1

Комишнянське ГКР1

Тимофіївське НГКР

МелихівськеГКР

Шебелинське ГКР Кегичівське ГКР

Кобзівське ГКР

Зах.-ХрестищенськеГКР

Машівське ГКР

ЮліївськеНГКР

Котелевське ГКР1

Березівське ГКР1

35,568%

75%

75%64%

19%

65%

51%51%

63%

86%

78%

67%

44%

91%

85%18,8

106,1

17,9

16,2

6,6

3,1

53,0

8,8

11,0

8,557,4

10,8

2,0

4,6

0,6

0,4

0,5

0,3

0,90,2

2,3

0,4

0,9

0,3

0,4

0,2

1,1 0,8

0,2

СХІДНИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГІОН

КАРТА РОДОВИЩ УКРГАЗВИДОБУВАННЯ,

Ділянки, на які отримано спеціальні дозволи впродовж 2014-2018 роківКрайові розломи Дніпровсько-Донецької западини

Видобуток за 2018 рік, млрд куб. мЗапаси станом на 31.12.20182 , млрд куб. м.% виснаження родовища

обсяг видобутку з яких складає понад 2/3 загального видобутку

Володіючи ≈39% ліцензій на видобуток вуглеводнів, УГВ забезпечує 75% видобутку

УГВ отримало усього 15% усіх ліцензій за останні 10 років

Третина усіх нових ліцензійвидана приватним компаніям

1 Родовища з покладами газу, що залягають на глибині понад 5000 м 2 Оцінка виконана відповідно до української класифікації запасів і ресурсів родовищ нафти і газу

ЗАКАРПАТСЬКАОБЛАСТЬ

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКАОБЛАСТЬ

ЛЬВІВСЬКАОБЛАСТЬ

ЧЕРНІВЕЦЬКАОБЛАСТЬ

Битків-Бабчинське НГКР

Більче-Волицьке ГР

Свидницьке ГРХідновицьке ГР

Летнянське ГКР

90%

91%

37%

52%

85%

4,0

5,3

3,3

7,4

4,8

0,09

0,1

0,06

0,06

0,08

ЗАХІДНИЙНАФТОГАЗОНОСНИЙ

РЕГІОН

Динаміка видачі ліцензій на геологічне вивчення та ДПР

-3

9

4

13

5 6

21

811

17 18

24

-5

0

5

10

15

20

25

30

2013 2014 2015 2016 2017 2018

УГВ Приватні компанії Співвідношення видачі кількості ліцензій

x 2,8 x 1,3 x 3,6 x 4

5958

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Окрім діяльності, пов'язаної з газом, дивізіон Газ включає видобуток нафти та конденсату Укргазвидобуванням (кон-денсат передається до дивізіону «На-фта» за внутрішньогруповими цінами).

Основною метою дивізіону Газ є створен-ня цінності для споживачів. Він делегує виконання всіх своїх капітальних проек-тів дивізіону «Технічне забезпечення» (далі – Технічний дивізіон). Технічний

дивізіон відповідатиме за закупівлі, реа-лізацію капітальних проектів «під ключ», згідно з планами, узгодженими з іншими дивізіонами, інші сервіси та науково-до-слідницьку діяльність.

До початку трансформації управління в групі Нафтогаз здійснювалося за окремим юридичними особами. Суть організаційної трансформації дивізіо-ну Газ полягає у дотриманні прийнятої передової практики та впровадженні раціоналізованої організаційної струк-тури і оновлених процесів, а також у перегляді організаційної структури активів у сфері розвідки та видобутку газу.

Організаційна структура у сфері розвідки та видобутку газу. В основу організаційної структури у розвідці та видобутку вуглеводнів будуть покла-дені відповідні активи (asset-based organizational structure) із забезпечен-ням, з одного боку, більшої особистої відповідальності та підзвітності керів-ників за напрямами та, з іншого боку, із необхідною координацією цілей та інтеграцією цих напрямів.

Керівники таких організаційних підроз-ділів матимуть високий ступінь авто-номії у прийнятті рішень щодо управ-

ління портфелем переданих активів і конкуруватимуть за фінансування своїх проектів.Нова організаційна модель передбачає передачу більшої частини відповідаль-ності на рівень менеджерів активів, які:• здійснюватимуть керівництво всіма

діючими газовими та нафтовими ро-довищами у межах певного географіч-ного регіону;

• нестимуть відповідальність за видобу-ток, витрати, прибуток і безпеку свого активу;

• їхня відповідальність буде відображе-на в їх цільових показниках;

• ухвалюватимуть остаточні рішення стосовно всіх видів діяльності щодо свого активу.

Основними перевагами нової організа-ційної структури буде більша відпові-дальність менеджерів за рентабельне використання активів, а також більш гнучка організаційна структура завдяки ухваленню рішень на нижчому рівні, зокрема, щодо якості даних та управлін-ня ресурсами.

Організаційна структура у сфері реа-лізації газу. В цій сфері організаційна трансформація передбачає створення класичної організаційної структури, яка займається торговельною діяльністю з розподілом на відділення Front Office, Middle Office і Back Office.

Трансформація буде спрямована на-самперед на посилення уніфікованого процесу прийняття рішень на основі портфеля для операцій імпорту та торгівлі, створення сильного аналітич-ного центру для підтримки прийняття рішень за всіми напрямами, що на-лежать до компетенції дивізіону Газ і групи Нафтогаз загалом, та розбудова системи управління і контролю за трансакціями.

Одночасно з організаційними зміна-ми в дивізіоні Газ буде запроваджено автоматизовану систему торгівлі енер-горесурсами та управління ризиками (ETRM) для ціноутворення, управління портфелем, ризиками та торговельною діяльністю.

Група Нафтогаз (силами Укргазвидобу-вання) вкладає значні зусилля та ресур-си у розвиток національної резервної бази та внутрішній видобуток вуглевод-нів. За останні три роки було досягнуто істотних результатів.

Проте, через затримки в отриманні ліцензій, регуляторні обмеження, наяв-ні фінансові ресурси та інші проблеми початкові плани видобутку не були досягнуті.

Дивізіон Газ планує зосередитися на розвитку своїх можливостей в сфері геологорозвідувальних робіт та розробки родовищ, а також на підготовці до повної диджиталізації всіх видів діяльності групи Нафтогаз у сфері розвідки та видобутку газу.

Деякі з основних проектів модерніза-ції та диджиталізації:1) завершення масштабної програми

3D сейсміки для всього портфеля старих родовищ;

2) перехід на міжнародні стандарти в оцінюванні та управлінні резер-вами;

3) cпорудження сучасного керносхови-ща та кернової лабораторії;

4) побудова динамічних 3D моделей для всіх старих родовищ Укргазвидо-бування;

5) розвиток технічних можливостей для видобутку газу зі щільних порід.

Дивізіон Газ планує активно використо-вувати та поглиблювати можливості

Ключові стратегічні завдання та ініціативи дивізіону «Інтегрований газовий бізнес»Сьогодні керівництво групи Нафтогаз та дивізіону Газ бачить низку пріоритетних завдань, на яких необхідно зосередити зусилля, щоб закласти фундамент сталого розвитку:1) Збільшити обсяги діяльності у сфері розвідки та видо-

бутку газу завдяки модернізації та стратегічному парт-нерству.

2) Створити надійну та гнучку організаційну структуру ди-візіону Газ, яка збільшить швидкість прийняття рішень.

3) Розбудувати роздрібний бізнес групи Нафтогаз.4) Створити додатковий «страховий» газовий резерв

обсягом 3 млрд куб. м газу на випадок можливого нульового транзиту та збоїв в імпорті в 2020 році.

5) Отримати компенсацію за виконання спеціальних обов'язків (ПСО), покладених Постановою Кабінетом Міністрів України № 867 від 19 жовтня 2018 року.

Завдання №1: Збільшити обсяги діяльності у сфері розвідки та видобутку газу завдяки модернізації та стратегічному партнерству

Завдання №2: Створити надійну та гнучку організаційну структуру дивізіону Газ

партнерства для розвитку свого існу-ючого портфеля родовищ, а також у випадку придбання нових ліцензій.

Один з перших кроків у цьому напрям-ку, який дивізіон Газ планує здійсни-ти, – це започаткувати партнерство з

інтенсифікації видобутку на низці ро-довищ у Західній Україні. Ці родовища будуть передані оператору, який роз-виватиме видобуток та оптимізуватиме витрати, беручи на себе ризики в обмін на фіксовану плату за кожну одиницю видобутку вуглеводнів.

Досягнення групи Нафтогаз у 2016-2018 роках

Умови стратегічного партнерства дивізіону «Інтегрований газовий бізнес»

25-річний рекорд з видобутку – 15,5 млрд куб. м у 2018 році

+970 млн куб. м (+6,7%) річного зростання видобутку з 2015 року

+5,35 млрд куб. м – компенсація природного падіння видобутку з 2015 року

9-річний рекорд добового видобутку – 43,9 млн куб. м у 2018 році

+38,6 млрд куб. м – нарощення ресурсної бази з 2015 року

в 3,6 разів збільшено обсяги сейсморозвідувальних робіт за методикою 3D з 2015 року (2 894 кв. км упродовж 2016-2018 років)

8 нових родовищ відкрито в 2016-2018 роках

Цілі Нафтогазу Умови партнерства

Видо

буто

к

Геол

огія

та ге

офізи

ка

Валовий видобуток УГВ у 2015-2018 роках

13,8

14,0

14,2

14,4

14,6

14,8

15,0

15,2

15,4

15,6

15,8

2015

млрд

куб

. м

2016 2017 2018

14,5 14,6

15,315,5

• Вимоги до партнера – підтверджений досвід роботи у цій сфері, значний обсяг капіталу для інвестицій, готовність працювати в Україні

• Тип контракту – угода про розподіл продукції

• Взяття на себе певних ризиків та здійснення інвестицій у розвиток ресурсної бази

• Забезпечення сталого зростання видобутку шляхом розробки нових родовищ

• Оптимізація капітальних витрат

• Вимоги до партнера – підтверджений досвід роботи у цій сфері, високий технологічний рівень, готовність і здатність працювати в Україні

• Тип контракту – інтегроване управління проектами

• Комерціалізація запасів газу в щільних породах, які належать Нафтогазу та Україні

• Підвищення ефективності

• Розбудова технологічних потужностей

• Максимальне збільшення цінності резервів вичерпаних родовищ

• Оптимізація витрат та збільшення рентабельності

• Вимоги до партнера – підтверджений досвід роботи у цій сфері, висока операційна ефективність, прагнення здійснювати інвестиції

• Тип контракту – контракт на інтенсифікацію видобутку

Розвідка нових родовищ3

Нетрадиційні ресурси

2

Дорозробка старих родовищ1



6160

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Завдання №3: Розбудувати роздрібний бізнес групи Нафтогаз

Завдання №4: Створити додатковий резерв газу обсягом 3 млрд куб. м, щоб зменшити ризики у випадку можливого нульового транзиту та збоїв в імпорті в 2020 році

Завдання №5: Отримати компенсацію за виконання спеціальних обов'язків (ПСО)

Сьогодні роздрібний бізнес Нафтога-зу – це близько 0,3 мільйона клієнтів, переважно у Кіровоградській області. Постачання газу до решти домогоспо-дарств здійснюється через регіональних постачальників за зобов'язанням ПСО, що призводить до двох серйозних нега-тивних наслідків для групи Нафтогаз:1) група Нафтогаз не отримує своєчас-

но і в повному обсязі оплату за обсяг природного газу, який вона продає облгаззбутам, не маючи достатньо можливостей для контролю та впли-ву на платіжну дисципліну кінцевого споживача;

2) група Нафтогаз не в змозі здійсню-вати моніторинг та запобігати мож-ливому перепродажу газу, що буде отриманий в рамках режиму ПСО, комерційним споживачам.

Водночас облгаззбути заробляють гарантовану маржу 2,5% на постачанні газу населенню.

Вихід групи Нафтогаз на пряме по-стачання газу населенню має на меті забезпечити плавний перехід до умов, що складуться після скасування дії ПСО в травні 2020 року, та запобігання

потенційним порушенням газопоста-чання.

Незважаючи на те, що сьогодні діяль-ність Нафтогазу у сфері роздрібної тор-гівлі газом обмежена, Нафтогаз пере-конаний, що він може використати свої переваги, а саме розгалужену мережу та партнерські можливості, для швид-кого нарощування своєї присутності на роздрібному ринку, пропонуючи роз-дрібним клієнтам привабливі послуги за прийнятну вартість.

Через очікування щодо нульового транзиту з Російської Федерації з 1 січня 2020 року, і, як наслідок, по-тенційні збої в імпорті газу в Україну,

дивізіон Газ почав створювати додат-ковий запас природного газу обсягом 3 млрд куб. м, який можна буде ви-качати з підземних сховищ у разі по-

треби. Хоча це одноразовий захід, він вимагає додаткового фінансування у розмірі 0,9 млрд дол., що передбачено у фінансовому плані на 2019 рік.

Станом на 31 грудня 2018 року група Нафтогаз з 2015 року накопичила збит-ки від своєї діяльності за ПСО у розмірі 114 млрд грн (до оподатку-вання).

Вищезазначене, а також потреба у роз-витку власного видобутку та в імпорті природного газу для постачання протя-гом опалювального сезону 2019-2020 років, а також необхідність створення страхового запасу на випадок зриву

імпорту, зумовили те, що дивізіон Газ і група Нафтогаз мають обмежені можливості фінансувати свою діяль-ність грошовими надходженнями від внутрішніх операцій, а більша частина зовнішнього фінансування недоступна.

Резюме: для досягнення цілей дивізіону «Інтегрований газовий бізнес» на 2019 рік необхідно подолати ви-клики поточного року і водночас закласти міцний фундамент для прибуткового та сталого зростання групи Нафтогаз, забезпечуючи при цьому національні інтереси України.

6362


Микола Гавриленко ДИВІЗІОН «НАФТА»

Матрична форма управління – це по-ширена форма сучасного управління бізнес-активами. Упродовж 20 років всі підприємства групи Нафтогаз керувалися в режимі юридичних осіб, коли кожне підприємство існувало у власному замк-неному виробничому циклі і не мало змоги робити глибоку оцінку потенціалу оптимізації виробничих бізнес-процесів. Позитивним результатом трансформації системи я вважаю те, що в процесі транс-формації з'являється зовсім інший підхід до аналізу виробничої діяльності.

До дивізіону Нафта увійшли активи, які пов'язані з транспортуванням нафти і нафтопродуктів, а також виробни-цтвом і реалізацією нафтопродуктів. Це Укртранс нафта (оператор системи ма-гістральних нафтопроводів), Укравтогаз (виробництво компримованого природ-ного газу (CNG) та його реалізація через мережу заправних станцій), Укрспе-цтрансгаз, який надає послуги з переве-зення скрапленого вуглеводневого газу (LPG) залізничними вагонами-цистерна-ми, а також два структурні підрозділи Укргазвидобування (УГВ): департамент реалізації та філія управління з перероб-ки газу та газового конденсату.

Основні завдання, які стоять перед ди-візіоном, – підвищення цінності активів і збільшення прибутку.

Відповідно до методу, який було застосо-вано для оцінки поточного стану справ, ми розробили програму розвитку акти-вів, що увійшли до складу дивізіону. Ця програма включає як управлінські рішен-ня, так і капітальні інвестиції. Йдеться про те, що дивізіон Нафта має наростити як величину операційного прибутку, так і вартість активів. Відповідно до бізнес-плану, запланована на трирічний період інвестиційна програма дозволить підвищити вартість активів або бізнесу, який знаходиться в управлінні дивізіону, більш ніж на 500 млн доларів.

Основні інвестиції спрямовані на будівництво заводу з виробництва скрапленого газу в Хрестищах. Це наш пріоритетний бізнес-проект зі строком окупності від 2,5 до 3 років. Обсяг інвестицій становитиме близько 100 млн доларів, а проектна потужність – 100-120 тис. т на рік.

Наступний інвестпроект – модернізація Шебелинського газопереробного заво-

ду, що має на меті підвищення прибут-ковості виробництва.

Передбачається, що більшість інвести-ційної діяльності буде фінансуватись за рахунок дивізіону, а два проекти, що входять до бізнес-плану, – за рахунок кредитування.

Загалом на наступні три роки запла-нована досить серйозна інвестиційна програма, спрямована на модернізацію виробничих об'єктів, які входять до нафтотранспортної системи, а також на автоматизацію бізнес-процесів. Від її реалізації ми очікуємо скорочення операційних витрат і поліпшення про-гнозування роботи системи. Наприклад, протягом останніх 30 років експлуатації нафтопроводів існував регламент про-ведення ремонтних робіт, відповідно до якого ремонти проводилися не за потребою, а за графіком, що вимагало значних і не завжди обґрунтованих інвестицій. Ми майже закінчили модер-нізацію лінійної частини магістрального нафтопроводу і за два роки плануємо завершити проект автоматизації як лінійної, так і станційної частини, що дозволить в майбутньому проводити

всі регламентні роботи, виходячи з по-точного стану лінійної частини. Це ско-ротить як наші операційні витрати, так і капітальні інвестиції, які склали за попе-редні три роки близько 1,5 млрд грн.

Програма модернізації також передба-чає оптимізацію чисельності персона-лу, оскільки для такої компанії, як Укр-транснафта, видатки на фонд оплати праці знаходяться на першому місці в собівартості робіт та послуг. Звичайно, кваліфікований персонал зазнає міні-мального скорочення.

Частину інвестицій дивізіону буде спрямовано на підготовку до участі в програмі створення стабілізаційного запасу нафти та нафтопродуктів. Очі-кується, що до 2022 року в стабіліза-ційному фонді буде сконцентровано 500-600 тис. т нафти і 1,5 млн т світлих нафтопродуктів. За логікою операто-ром, який буде відповідати за створен-ня стабілізаційного запасу нафти буде Уктранснафта, оскільки вона – єдиний ліцензіат, який може транспортувати нафту. Ми сьогодні модернізуємо всі наші об'єкти для того, щоб вони могли брати участь в цій програмі. Модерні-зація резервуарного парку зберігання нафтопродуктів, обсяг якого близько 700 тис. т, дозволить розглядати всю систему, як учасника цієї програми. В рамках законопроекту «Про створен-ня та зберігання мінімальних запасів нафти та нафтопродуктів» передбача-ється, що компанії, яка буде забезпечу-вати зберігання нафти і нафтопродуктів

відповідно до цієї стратегії, будуть компенсувати витрати на зберігання. Ми їх прорахували, подали відповідну пропозицію.

Сьогодні найбільші за обсягами грошо-ві надходження дивізіон отримує від трейдингу газового конденсату і скрапленого газу (LPG) – це близько 7 млрд грн на рік. Наступним за масштабом джерелом фінансових надходжень є транспортування нафти – близько 5 млрд грн. Зараз працюють чотири маршрути: транзит на Західну Європу через Україну, транспортування азербайджанської нафти з Одеси на Кременчуцький НПЗ, транспортування нафти українського видобутку з полтав-ських родовищ до Кременчуцького НПЗ

і Західної України (близько 350 тис. т). На даний час в Україні працює один Кременчуцький НПЗ і, скоріш за все, в найближчі 5-7 років інші НПЗ не запу-стяться.

Значні потужності системи магістраль-них нафтопроводів України на даний момент не використовуються. Ми експлуатуємо систему нафтопроводів «Дружба» в абсолютно стабільному режимі. Проектні показники цієї сис-теми становлять близько 17 млн т по одній нитці, а їх там дві. Відповідно, ми можемо забезпечити прокачування до 30 млн т нафти на рік. Натомість, обсяг транзиту нафти у 2018 році становив лише 13,3 млн т. Цей обсяг зумовлений виключно потребою трьох європейських нафтопереробних заводів, розташова-них в Чехії, Угорщині та Словаччині, які споживають російську нафту сорту Urals. Протягом останніх трьох років спостері-гається тенденція диверсифікації поста-вок нафти на ці заводи і ми втратили за цей період близько 1,5 млн т транзиту. Це пов’язано з тим, що європейські компанії поступово переходять на інші сорти нафти. Ринок транспортування нафти – один з найбільш консерватив-них ринків. Він пов'язаний виключно з місцем видобутку нафти і місцем її переробки. Переробні потужності теж досить консервативні. Вони будува-лись, виходячи з якості нафти. Тому на найближчі 10 років ми розраховуємо досить стабільну перспективу з прогно-зованими обсягами транспортування на рівні 12-13 млн т.

Основні завдання, які стоять

перед дивізіоном, –підвищення цінності активів і збільшення

прибутку

Микола ГавриленкоДиректор з управління дивізіоном «Нафта»

Ринок транспортування нафти є одним з найбільш консервативних. Він пов'язаний виключно з місцем видобутку нафти і місцем її переробки

У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) дивізіону «Нафта» (далі – дивізіон Нафта) склалав 2,7% проти 15,0% вартості капіталу. На чистий

операційний прибуток на інвестова-ний капітал в дивізіоні Нафта значною мірою впливають показники внутріш-нього транспортування нафти, які є

результатом тривалої і критично низь-кої завантаженості нафтотранспортної інфраструктури та неоптимальної структури тарифу.

• 13,3 млн т транзиту, що на 4,3% менше порівняно з попереднім роком.

• Обсяги транспортування нафти до українських НПЗ збільшились на 0,2% до 2,1 млн т.

• Відновлено роботу ділянки нафтопроводу Одеса-Кре-менчук та першої черги нафтопроводу Мозир-Броди.

• Обсяги транспортування СВГ зросли майже вдвічі – до 295 тис. т порівняно з попереднім роком.

• Прибуток на інвестований капітал (ROIC) у сегмен-ті транспортування нафти був на рівні 2% проти 15,1% деномінованої в гривні вартості капіталу.

• Обсяги переробки на Шебелинському газоперероб-ному заводі склали 454 тис. т, що на 8% менше, ніж у 2017 році.

• Більше 85% пального було продано через оптові канали.

• У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) в сегменті переробки та продажу дорівню-вав 10,0%, що менше 18,5% деномінованої в гривні очікуваної вартості капіталу.

Основні результати сегменту транспортування нафти у 2018 році:

Основні результати сегменту переробки нафти та продажу нафтопродуктів у 2018 році:

6564


СТРУКТУРА ДИВІЗІОНУ «НАФТА»

За всіма основними напрямками ді-яльності перед дивізіоном Нафта сто-ять складні виклики. У сегменті транспортування нафти це: • залежність від одного клієнта у тран-

зитному бізнесі;• низька завантаженість внутрішньої

нафтотранспортної системи за ви-сокої вартості технічного обслугову-вання активів та низького тарифу на внутрішнє транспортування.

У сегменті переробки та продажу про-блемами дивізіону є:

• нижчі за оптимальні масштаби пере-робки, застаріла і неефективна тех-нологія переробки нафтопродуктів, яка призводить до неоптимального набору паливних продуктів, що ви-пускаються, та їх високої вартості;

• низька завантаженість та обмежені можливості для виробництва економіч-но доцільних рідких нафтопродуктів;

• дефіцит каналів постачання сирови-ни, можливостей для оптової торгівлі та слабка мережа роздрібного про-дажу.

Для вирішення цих завдань дивізіон Нафта зосередиться на таких цілях:1) збереження транзиту нафти з одно-

часною мінімізацією втрат у внутріш-ньому транспортуванні;

2) модернізація та розширення потуж-ності з переробки нафти з орієнтаці-єю на продукти з високою доданою вартістю;

3) розвиток гуртової торгівлі нафтопро-дуктами;

4) оптимізація роздрібної мережі.

Керівництво дивізіону Нафта докладає всіх зусиль для проведення переговорів та підписання угоди про транзит нафти (чинна угода закінчується наприкінці 2019 року) з компанією Транснефть. Збереження цієї угоди надзвичайно важливе для забезпечення діяльності групи за-

галом та збереження активів Укртранс-нафти.

І хоча транзит нафти залишиться прибутковим за умови підписання контракту на схожих умовах, нинішня структура нафтопереробки і спожи-вання нафтопродуктів не залишає

жодної надії на вирішення проблеми прибутковості сегменту внутрішнього транспортування.

Для забезпечення прибутковості цього сегменту необхідне рішення на держав-ному рівні в галузі переробки та транс-портування нафти.

Дивізіон Нафта включає всі види ді-яльності групи Нафтогаз, пов’язані з імпортом/експортом, транспортуван-ням, продажем, постачанням нафти, переробки газу та газового конден-сату, нафтопродуктів, нафтохімії, компонентів та супутніх послуг групи Нафтогаз.

Дивізіон Нафта включає в себе Укр-транснафту, підрозділи, що здійсню-ють комерційну діяльність Укргазви-добування у частині переробки газу та газового конденсату, транспортування скрапленого газу Укрспецтрансгазом та роздрібний продаж стисненого газу Укравтогазом.

Дивізіон Нафта консолідує діяльність групи Нафтогаз у сфері транспортуван-ня, зберігання та розподілу і продажу нафти та нафторподуктів – це, зокрема, забезпечує комплексний підхід до розробки портфеля паливних продуктів Нафтогазу та вибору структури каналів збуту. Дивізіон Нафта у ланцюжку ство-рення цінності в нафтопаливному біз-несі зосереджується на наступному:1) у сегменті транспортування нафти

основним завданням дивізіону є забезпечення безпеки постачання та технічного обслуговування нафто-транспортної інфраструктури для транзиту та транспортування нафти, а також здійснення управління най-

більшим парком залізничних цистерн для транспортування скрапленого газу (LPG);

2) у сегменті переробки та продажу нафтопродуктів та CNG основна увага дивізіону Нафта зосереджена на ефек-тивності та портфелі власної діяльності з переробки та оптимізації власних каналів продажу, включно з мережею газозаправних станцій.

Подібно до дивізіону газ, дивізіон Нафта делегує свою діяльність щодо реалізації капітальних проектів ди-візіону «Технічне забезпечення», фокусуючись на розвитку бізнесу та операційній ефективності.

Ключові стратегічні завдання та ініціативи дивізіону

Завдання №1: Зберегти транзит нафти і диверсифікувати канали постачання в сегменті переробки нафти

Завдання №2: Модернізувати та розширити потужності з переробки нафти з орієнтацією на продукти з високою доданою вартістю

Структура українського ринку пального за основними видами палива

2015 2016 2017 2018

62%

14% 15% 16%

21%23%24%18%

18%

62% 63% 64%

8,6 млн т 9,6 млн т 9,6 млн т10,1 млн т

Бензин LPG ДП

Сучасні тенденції на ринку пального, які можуть вплинути на ефективність роботи та майбутнє сегменту продажу дивізіону Нафта:• падіння (хоча і з уповільненням) об-

сягів продажу бензину – і нещодавнє швидке зростання обсягів продажу скрапленого газу (LPG);

• обмежене українське виробництво з домінуванням на ринку імпорту, пе-реважно з Росії та Білорусі.

Основні стратегічні ініціативи дивізіону Нафта:1) модернізація Шебелинського ГПЗ:

будівництво установки ізомеризації та гідроочищення та системи виробни-цтва бензолу, що дозволить перейти від бензину типу А92 до А95 і досягти річного виробництва приблизно 30 тис. т бензолу порівняно з нинішні-ми збитковими піробензинами;

2) збільшення потужностей для виробництва скрапленого газу (LPG): враховуючи високу динамі-ку зростання попиту, сприятливу конкурентну позицію на ринку, а також виробництво Нафтогазом скрапленого газу з природного газу власного видобутку, дивізіон ініціює проект будівництва Хрести-щенського заводу скрапленого газу потужністю ≈100 тис. т на рік.

Джерело: Державна фіскальна служба України, UPECO, Oilnews, власні розрахунки

На сьогоднішній день дивізіон Нафта відчуває недостатню ресурсну забезпе-ченість для отримання необхідної вуг-леводневої сировини для постачання Шебелинського ГПЗ. Крім того, дивізіон продає понад 95% своїх паливних про-дуктів через гуртові канали.

Розвиток оптового сегменту торгівлі рідкими вуглеводнями і пальним, а також використання існуючої та

Завдання №3: Розбудувати по-тенціал для здійснення діяльно-сті з торгівлі нафтопродуктами

Основні види пального за країнами постачання

Литва

Росія

Білорусь

Україна

Структура поставок бензину на ринок України, млн т

Структура поставок дизельного пального на ринок України, млн т

Структура поставок LPG на ринок України, млн т

ІншіУкрнафтаУкргазвидобування

2014 2015 2016 2017 2018

Литва

Росія

Білорусь

Україна


2014 2015 2016 2017 2018

Інші УКР ІншіУкрнафтаУкргазвидобування Укртатнафта

2014 2015 2016 2017 2018

Литва

Росія

Білорусь

Україна

8%

11%

8%

27%

18%

18%

21% 16% 11% 10% 9%

6%5%

17%

44%

15%

7%6%

19%

49%

4%

9%5%

15%

56%

14%

21%

40%

47%

19%

9%

12%

2%

15%

27%

17%

20%

13%

8%

24%

30%

12%

14%

12%

4%8%

53%

28%

6% 7% 7%

33% 33%

45%45%

11%13%

4% 1%1%

2,5

5,4

1,0

1,2

1,51,6

1,8

5,45,9 6,0

6,4

2,1 2,22,0

1,8

1%

7% 5%

1% 1%

2%1%

3%

2%

3%

2%

2%

10%

39%

24%

8%

15%

2% 10%

47%

20%

9%

12%

2% 10%

40%

31%

9%

9%

2% 8%

34%

43%

7%

7%

1%

нової інфраструктури морських тер-міналів для перевалки нових обсягів пального стане важливим чинником

підвищення рентабельності діяльно-сті з переробки та розподілу нафти дивізіону Нафта.

Джерело: UPECO, консалтингова група А-95, власні розрахунки

Організаційна структура дивізіону «Нафта»

Транзит нафти

Транспортування сирої нафти

Транспортуванняскрапленого газу (LPG)

Закупівля і продаж нафтопродуктів

Продаж стисненого газу (CNG)

Роздрібнийпродажпального

Розвідка Видобування Імпорт нафтиОптовий продажрідких вуглеводнів

Транспортуваннянафти/пального

Зберіганнянафти/пального Переробка

Оптовийпродажпального

Укргазвидобування*



Укртранснафта*

Укртранснафта*

Укрспецтрансгаз/Укргазвидобування*

Укравтогаз

*Відповідні структурні підрозділи Укргазвидобування

6766


Дві роздрібні мережі, що належать до сфери відповідальності дивізіону Наф-та, протягом багатьох років працюють на неоптимальному рівні, причому у кожної з них для цього свої причини: • мережа роздрібної торгівлі Укргазви-

добування була збитковою внаслідок використання маломасштабної моно-продуктової моделі, низького рівня сервісу та невдалого розташування газозаправних станцій (за винятком станцій під новим брендом U.GO);

• велика мережа автогазозаправних станцій (81 станція) постраждала внаслідок різкого скорочення ринку, невдалого розташування станцій, застарілого обладнання та тривалої безгосподарності.

Сьогоднішня стратегія розвитку роз-дрібної торгівлі спрямована, у першу чергу, на її оптимізацію шляхом де-тального аналізу місць розташування, ретельної перевірки, запровадження заходів з підвищення операційної ефективності та оптимізації кількості станцій. Після такої зміни напрямку розвитку керівництво дивізіону розгля-дає можливість інвестування у будів-ництво 50 нових багатофункціональних автозаправних станцій.

Завдання №4: Оптимізувати роздрібну мережу

Литва

Росія

Білорусь

Україна

Структура поставок бензину на ринок України, млн т

Структура поставок дизельного пального на ринок України, млн т

Структура поставок LPG на ринок України, млн т


2014 2015 2016 2017 2018

Литва

Росія

Білорусь

Україна


2014 2015 2016 2017 2018

Інші УКР ІншіУкрнафтаУкргазвидобування Укртатнафта

2014 2015 2016 2017 2018

Литва

Росія

Білорусь

Україна

8%

11%

8%

27%

18%

18%

21% 16% 11% 10% 9%

6%5%

17%

44%

15%

7%6%

19%

49%

4%

9%5%

15%

56%

14%

21%

40%

47%

19%

9%

12%

2%

15%

27%

17%

20%

13%

8%

24%

30%

12%

14%

12%

4%8%

53%

28%

6% 7% 7%

33% 33%

45%45%

11%13%

4% 1%1%

2,5

5,4

1,0

1,2

1,51,6

1,8

5,45,9 6,0

6,4

2,1 2,22,0

1,8

1%

7% 5%

1% 1%

2%1%

3%

2%

3%

2%

2%

10%

39%

24%

8%

15%

2% 10%

47%

20%

9%

12%

2% 10%

40%

31%

9%

9%

2% 8%

34%

43%

7%

7%

1%



Основні види пального за країнами постачання

Резюме: виконання завдань дивізіону Нафта на 2019 рік має забезпечити продовження дії угоди про транзит нафти, початок модернізації Шебелинського ГПЗ та збільшення потужностей для скрапленого газу, а також початок розбудови торгових спроможностей компанії та диверсифікація постачання рідких нафтопродуктів і пального.

6968


Андрій Хоменко Директор з управління дивізіоном «Технічне забезпечення»

Андрій Хоменко ДИВІЗІОН «ТЕХНІЧНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ»

Дивізіон «Технічне забезпечення»

Наукові дослідженнята розробки (R&D)

Обслуговування нафтогазовихродовищ (Oil & Gas field services)

Наукові дослідженнята розробки

• Розвиток технологій

• Реалізація інноваційнихпроектів

• Отримання патентівта ліценцій

Буріння та облаштуваннясвердловин

• Бурові проекти «під ключ»

• Управління власнимбуровим флотом

• Управління буровимфлотом підрядника

• Буровий супервайзинг

• Комплексні закупівлірішень по бурінню(в т.ч. внутрішні і зовнішні)

Внутрішньо-свердловинні роботи

Геофізичні роботи

• Геофізичні роботи(складання геологічногорозрізу свердловини,перфорація та інше)

• Капітальний ремонтсвердловин (КРС)

• Колтюбінг

• Гідравлічний розрив пластів

• Буріння боковихстовбурів свердловин

• Інші операції ізінтенсифікації видобутку

Капітальні проекти(Capital projects)

Закупівлі (Procurement)

Проектування Капітальнебудівництво

Діагностикаі капітальний ремонт

Закупівлі покапітальним проектам

• Підготовка проектноїдокументації

• Оцінка вартості проектута підготовка бюджету

• Координація процесудержавної експертизи

• Капітальне будівництвота введення в експлуатацію

• Капітальний ремонт,реконструкціята модернізація

• Виведення з експлуатаціїоб’єктів нафтогазовоїінфраструктури

• Технічний моніторингта діагностика обладнання

• Профілактика неполадокта аварій

• Технічне обслуговуваннята капітальний ремонт

• Аварійно-відновлювальніроботи

• Планування тавиконання закупівель

• Управління складамита запасами

• Розробка стратегічнихрамкових угод

• Закупівля товаріві послуг

• Управління логістикою

Структурування активів компанії у дивізіони вже кілька десятиліть є стан-дартом для найбільших нафтогазових компаній світу. Така структура довела свою ефективність перш за все в ча-стині чіткого розмежування функцій та відповідальності. Одна з ключових ідей трансформації Нафтогазу – чітке визна-чення структур, бізнес-процесів та осіб, відповідальних за реалізацію стратегії і за фінальний результат по кожному з напрямків бізнесу.

Технічний дивізіон забезпечення ство-рювався як допоміжний, сервісний підрозділ, який візьме на себе від-повідні бізнес-процеси і оптимізує їх реалізацію. Наприклад, зараз бюджети Нафтогазу, дочірніх компаній, бюджети закупівель, капітальних інвестицій та безпосередньо буріння недостатньо синхронізовані між собою, що створює ризики неоптимального використання ресурсів в одному підрозділі і неви-конання виробничих планів в іншому. Для того щоб використовувати кошти максимально ефективно і зробити цей процес більш прозорим, група Нафто-газ вирішила централізувати управлін-ня виробничими бюджетами в структу-рі Технічного дивізіону забезпечення.

Мета – отримувати кращий результат за менші кошти

Наш підрозділ буде здійснювати за-купівлі в інтересах підприємств групи, а також капітальні інвестиції згідно затверджених планів. Ми прогнозуємо, що більшість закупівель (для Укртранс-газу близько 100%, для Укргазвидо-бування близько 80%) будемо здійс-нювати через систему електронних закупівель ProZorro. Разом з цим ми ведемо переговори з представниками Великої четвірки світових нафтогазо-сервісних компаній – Schlumberger, Halliburton, Weatherford та Baker Hughes щодо можливостей прямих закупівель. Ці компанії знаходяться у сфері впливу дуже жорсткого антико-рупційного законодавства США, тому ми оцінюємо ризики зловживань в операціях за їхньої участі як мінімальні.

У сфері відповідальності дивізіону буде наукова діяльність, інжинірингові роботи, капітальне будівництво – від проектування до здачі в експлуатацію. Сьогодні ці функції розпорошені по більшості компаній, що входять до групи Нафтогаз. Наприклад, і в Укргаз-видобуванні, і в Укртрансгазі є філії, які

займаються будівництвом. Вони буду-ють дороги, об’єкти газової інфраструк-тури, газопроводи, компресорні станції та багато іншого.

Всі ці компанії увійшли до складу диві-зіону. Також, згідно рекомендацій між-народних консультантів, дивізіон буде виконувати бурові роботи та роботи з гідророзриву пластів для компаній групи. Тим більше, що у складі групи Нафтогаз є власні внутрішні підрядни-ки – філії Укрбургаз та УГВ-сервіс.

Запланована кількість персоналу дивізіону – до 15 000 співробітників. Оптимізація кількості відбуватиметься з урахуванням низки пріоритетів – ефек-тивності підрозділу, продуктивності праці фахівців та ін.

Моя головна функція, як я її бачу, – цен-тралізувати розпорошені фінансові, виробничі, закупівельні функції та ство-рити ефективну систему проектного управління. Вже зараз ми формуємо Project Management Office (PMO), який опікуватиметься цими питаннями. У тіс-ній взаємодії з цим офісом буде працю-вати департамент капітальних проектів і капітального будівництва, який буде

підпорядковано мені, організаційно він буде знаходитись в Нафтогазі.Серед ключових завдань дивізіону на поточний рік:● розробка стандартів і політик;● перегляд та оптимізація оновлено-

го плану капітальних інвестицій на 2019 рік;

● оптимізація процесів і плану закупі-вель на 2019 рік;

● впровадження функціональної струк-тури дивізіону;

● впровадження системи проектного управління;

● розробка бізнес інтерфейсу і системи внутрішніх договорів.

Я очікую, що необхідні організаційні заходи вдасться здійснити десь за пів-року. Після цього має значно зрости ефективність використання коштів і ми

отримаємо вагому економію.

Вже зараз ми оптимізуємо основні регламенти, у тому числі, з питань за-купівель. Серед очікуваних результатів роботи дивізіону – покращення рівня виконання виробничих планів, забез-печення ефективних та своєчасних закупівель, зменшення рівня неліквід-них складських запасів.

Кінцева мета розпочатої трансформації – збільшення рівня капіталізації групи Нафтогаз

Мій особистий KPI буде такий самий як і у очільника дивізіону «Інтегро-ваний газовий бізнес» Андрія Фа-

ворова – рівень видобутку. Все, що робитиме дивізіон, орієнтовано на одне – збільшення рівня видобутку при максимально ефективному вико-ристанні ресурсів.

Дуже важливою задачею для нас є розробка так званих інтерфейсів та регламентів взаємодії між двома нашими дивізіонами, а також дивізі-оном «Нафта». Ці регламенти мають забезпечити максимально ефективне співробітництво. Переконаний, якби дивізіонна структура була запро-ваджена п'ять років тому, ми б вже видобували 20 млрд кубометрів газу на рік. Головний ефект від перебу-дови системи управління я очікую у 2020-2021 роках.

Моє головне завдання в найближчій

перспективі, як я його бачу, – централізувати

розпорошені сервісні та закупівельні функції,

а також створити ефективну систему

управління проектами

7170


СТРУКТУРА ДИВІЗІОНУ «ТЕХНІЧНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ»

Дивізіон «Технічне забезпечення» (далі – Технічний дивізіон) включає всі види діяльності з обслуговування нафтогазових родовищ, науково-до-слідну роботу та діяльність у галузі реалізації капітальних проектів, вклю-чаючи інженерно-технічні роботи та закупівлю.

До складу технічного дивізіону нале-жать усі службові підрозділи Укргаз-видобування та Укртрансгазу, а також усі групи, відповідальні за планування капітальних проектів та їхню реаліза-цію, а також закупівлі, що є у структурі в НАК «Нафтогаз України», головних управліннях її дочірніх підприємств, організаційних підрозділах, якими керують інші операційні дивізіони.

Починаючи з 2014 року, коли до Нафто-газу прийшла нова команда керівників, результати реформування ринку та ком-панії дозволили спрямовувати дедалі більший обсяг інвестицій на модерні-

зацію та зростання ключових дочірніх компаній групи Нафтогаз, у першу чергу на діяльність Укргазвидобування у сфері розвідки та виробництва природного газу. За 4 роки обсяг інвестицій, деномі-

нованих у доларах США, у три найбільші дочірні компанії збільшився майже у 6 разів. Таке зростання зумовило необхід-ність зміцнення технічних, операційних та закупівельних ресурсів групи Нафтогаз.

Збільшення видобутку газу та новий рівень ефективності з 2015 року

Обслуговуваннясвердловин Буріння

330+ +123%

нових власнихбурових верстатів

операцій капітальногоремонту свердловин400+

зростання швидкостікомерційного буріння

+20

операційгідророзриву пласта

1500+ операційколтюбінгу

Капітальні проекти групи Нафтогаз: контекст, прогрес та виклики

Операції службових дивізіонів УГВ

Пробурено Виконано операцій гідророзриву

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2016 2017 2018 2016 2017 20180

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

тися

ч ме

трів

173

249

313

8

104

173

Співпраця зі SchlumbergerSchlumberger та УГВ розпочали співпрацю у 1 кварталі 2018 року, і відтоді масштаби співро-бітництва значно зросли:

• У березні 2018 року було підписано угоду про сервісні лінії, яка на сьогодні включає 16 ліній сервісних послуг

• У жовтні 2018 року УГВ і Schlumberger підписали меморандум про стратегічну співпрацю

• В жовтні 2018 року було підписано дов-гостроковий (на 3 роки) контракт про на-дання послуг колтюбінгу, який передбачає надання 4 повністю обладнаних КТ-агре-гатів та сучасних бурових інструментів і обладнання

• Наразі Schlumberger є головним постачаль-ником для УГВ високотехнологічних послуг і продуктів, у тому числі для буріння (це-ментування, глинистий розчин, Т/С, бурові долота), технологічних робіт в свердло-винах (інструмент для канатно-ударного буріння), інженерно-технологічних та геолого-розвідувальних робіт (програмне забезпечення, каротажні роботи)

• Лише у 2018 році укладено контрактів між УГВ та Schlumberger на суму понад 120 млн дол. США за понад 15 різними сервісними напрямками та продуктами.

Weatherford була першою з провідних сер-вісних компаній світу, з якою УГВ розпочало співпрацю в 2017 році:

• У 2017 році було підписано договір на комп-лексне постачання ловильного інструменту та послуг

• УГВ вже отримало більше 150 млн куб. м газу завдяки послугам Weatherford

• Weatherford надавала УГВ інжинірингові по-слуги під час відбору свердловин-кандидатів та розробки програм капітальних ремонтів, ловильних операцій та механізованого видо-бутку в 2017-2018 роках

• У травні 2018 році підписано мультисервісну угоду за 8 сервісними напрямками

• Weatherford – основний постачальник підві-сних пристроїв хвостовика, систем механізо-ваного видобутку, ловильних інструментів та послуг для УГВ.

Співпраця з Weatherford

7372


Пріоритетні інвестиційні проекти групи Нафтогаз у 2018 році

Модернізація Шебелинського заводуз переробки газового конденсатута нафти (будівництво установкиізомеризації та ароматики)

78 млн дол.

1 кв. 2018 – 2022

Економія метил трет-бутиловогоефіру (МТБЄ) до 2 тис. т/рік Збільшення виробництва бензинуЄвро 5 до 300 тис. т/рік

Будівництво Хрестищенськоїустановки поглибленоговилучення вуглеводнів

87 млн дол.

1 кв. 2018 – 2021

Збільшення виробництва скрапленого нафтового газу до 150 тис. т/рік Будівництво установкипоглибленого вилучення вуглеводнів вхідною потужністю12 млн куб. м/день

Будівництво оновленоїЧервонодонецької ДКС

57 млн дол.

4 кв. 2018 – 2020

Придбання нового обладнанняІ ступеня Червонодонецької ДКС

Придбання 15-ти новихбурових верстатіврізної вантажопідйомності

184 млн дол.

30.04.2017 - 31.12.2019

Очікувана швидкість буріння складе не менше 600 м/місяць

Модернізація та доукомплектація 33 бурових верстатів поточного флоту Укрбургазу

98 млн дол.

30.06.2018 - 31.12.2019

Збільшення швидкості буріння до 400 м/міс

Придбання 5-ти нових високотехнологічнихбурових верстатів вантажопідйомністю 450 т

115 млн дол.

30.04.2017 - 31.12.2019

Очікувана швидкість бурінняскладе не менше 900 м/місяць

Придбання 10-ти нових верстатіввантажопідйомністю125/180 т для проведення КРС(спільний проект із ЄБРР)

43 млн дол.

01.01.2018 - 31.12.2020

Збільшення обсягів буріннята обслуговування свердловин

Придбання 5-ти новихверстатів вантажопійомністю125 т для проведення КРС

10 млн дол.

01.01.2018 - 31.12.2020

Збільшення обсягів буріннята обслуговування свердловин

Закупівля 6 тампонажнихфлотів для використанняпри бурінні та проведенніробіт КРС

23 млн дол.

01.01.2018 - 01.04.2020

Повне забезпечення виробничоїпотреби Укрбургазуу тампонажній техніці

Загальна вартість проекту (без ПДВ)

Очікуваний термін реалізації проекту

Очікуваний результат реалізації проекту(техніко-економічні показники)

Львівська область

Полтавська область

Харківська область

Інвестиції УГВ в модернізацію виробництва, млрд грн

2013 2014 2015 2016 2017 2018

1,8 2,13,8

5,4

12,7

21,5

7574


Головні аргументи для створення дивізіону «Технічне забезпечення»

Структура з індивідуальноювідповідальністюЧітка межа між виробничимта сервісним підрозділами

Індивідуальна відповідальністьза здійснення капітальних витрат

Акцент на проектному управлінніЗдійснення капітальних витрат та

їх контроль в межах окремого проекту

Менеджер проекту вирішуєвсі питання від початку до кінця проекту

Орієнтований на швидкість/ефективністьЗабезпечення вчасного та якісногоздійснення капітальних витрат –кращий спосіб створити додаткову вартість

Мінімізація перехресного контролю та дублювання функцій з метою прозорості

Добре вибудований бізнес-інтерфейс Чітке розуміння обов’язків

та бізнес процесівміж іншими дивізіонами та дивізіоном

«Технічне забезпечення» дозволяє мінімізувати операційні ризики

Ключовіпереваги

проектному управлінні

Акцент на

відпо

від

альністю

Стру

ктур

а з ін

дивідуальною

Орієнтований на

швидкість/ефективність

Добре вибудов

аний

бізнес-ін

терфей

с

Індивідуальнавідповідальність

Проектнеуправління

Бізнес-інтерфейс

Швидкістьта ефективність

Роль Технічного дивізіону полягає в тому, щоб бути своєрідним технічним центром групи Нафтогаз, допомага-ючи її підрозділам зберігати та збіль-шувати цінність Нафтогазу. Хоча вся відповідальність за кінцевий результат лежить на дивізіонах, що створюють цінність для кінцевого споживача,

вони делегують дивізіону «Технічне забезпечення» свої повноваження у тих напрямках діяльності, де його перевага в ефективності та створенні більшої вартості є очевидною.

Створення механізму суворої відпові-дальності за реалізацію капітальних

проектів з чітко визначеним інтерфей-сом взаємодії бізнесу та зосереджен-ням уваги на забезпеченні високого рівня управління проектами, а також швидкості та ефективністі роботи бізнесу були головними аргументами для створення Технічного дивізіону в структурі групи Нафтогаз.

Стратегічне обґрунтування та ключовіцілі створення дивізіону «Технічне забезпечення»

7776


ДИВІЗІОН «ТРАНСПОРТУВАННЯ ТА ЗБЕРІГАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ»

Основні результати сегменту транспортування газу

• Загальний обсяг транспортування газу внутрішнім спо-живачам склав 28,5 млрд куб. м, що приблизно відпові-дає показнику попереднього року.

• З ЄС було імпортовано 10,6 млрд куб. м газу, що на 24,8% менше порівняно з попереднім роком. 61% цього обсягу припадало на Словаччину, 32% – на Угорщину та 7% – на Польщу.

• У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) становив -5,2% через резерви на несанкціонований відбір та незастосування RAB-тарифу на внутрішніх точ-ках входу.

Основні результати сегменту зберігання газу

• Загальний обсяг закачаного газу до ПСГ склав 9,8 млрд куб. м (на 7,2% більше порівняно з попереднім роком). Загальний обсяг відібраного зі сховищ газу дорівнював 10,6 млрд куб. м (на 64% більше, ніж у попередньому році)1.

• Станом на 1 січня 2019 в українських ПСГ було накопичено 13,9 млрд куб. м газу, що на 5,4% менше за показник попе-реднього року, але на 15,6% більше за обсяг, накопичений в українських ПСГ станом на 1 січня 2017 року.

• У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) становив -1,1%, що значно нижче за очікувану вартість капіталу.

Source: Gas Infrastructure Europe, 2019

0,3 3,1

18,7

12,44,8

0,8

1,0 2,5

3,2

3,1

0,6

22,3

8,8

3,4

6,5

3,8

0,5 0,5

2,6

18,6

142,4 млрд куб. м

Загальна потужність

Потужності зі зберігання газу в ЄС та Україні, млрд куб. м

30,9


Загальна потужність1,9

1,92,1

2,3

17,0

1,0

0,7

1,30,4

0,4

1,50,3

Водоносний горизонт або аквіферЗнаходиться на тимчасово окупованих територіях Соляна порожнина Виснажені нафтові і газові родовища Інше

Операційний дивізіон Транспорту-вання та зберігання2 відповідає за забезпечення надійних та економічно обґрунтованих послуг транспортування та зберігання газу, а також за інтегра-цію української газової інфраструктури в європейську систему. Керівником цього напрямку було призначено керів-ника філії «Оператор газотранспортної системи України» Укртрансгазу (філія «Оператор ГТС») Павла Станчака. Диві-зіон функціонує на базі активів та про-цесів, які здійснює Укртрансгаз (УТГ), дочірнє підприємство Нафтогазу.

З 1 січня 2020 року Україна зобов'язана відокремити діяльність з транспорту-вання газу від групи Нафтогаз відповід-но до Договору про заснування Енер-гетичного Співтовариства та Третього енергопакету ЄС. Забезпечення без-перебійної роботи ГТС України під час реструктуризації і створення незалеж-ного та повноцінного оператора ГТС у 2020 році ("анбандлінг") є основним завданням цього дивізіону.

Транспортування та зберігання газуДивізіон відповідає за експлуатацію ГТС України та забезпечення надій-ного та безпечного функціонування,

технічне обслуговування та розвиток цієї системи. УТГ здійснює транспор-тування всього газу, що надходить до української ГТС (включаючи газ влас-ного видобутку групи), надає послуги з транспортування газу в межах України

Структура та загальна характеристика

Напрямки діяльності, які не входять до дивізіону Транспортування та зберігання

(внутрішнє транспортування), у тому числі для українських та зарубіжних клієнтів, що імпортують газ. Крім того, УТГ здійснює технічне забезпечення транзиту російського газу до Європи на замовлення Газпрому.

До складу дивізіону також увійшли 12 ПСГ на материковій частині Укра-їни. При цьому Краснопопівське ПСГ знаходиться на тимчасово непідкон-трольній території України в Луган-ській області.

Очікується, що після 1 січня 2020 року група більше не контролюватиме ді-яльність з транспортування газу, однак збереже контроль над оператором ПСГ.

Транзит газу

Через історичні проблеми, і зокрема, через неможливість Нафтогазу пере-дати Укртрансгазу транзитний контр-акт з Газпромом, про що докладніше йдеться у розділі «Судові справи», Нафтогаз виділяє транзит природно-го газу як окремий сегмент – як для цілей управління, так і для цілей звіт-ності. Керівником цього сегменту є виконавчий директор групи Нафтогаз Юрій Вітренко.

Сегмент транзиту газу відповідає за виконання чинної транзитної угоди з Газпромом, проведення переговорів щодо угоди про транзит газу після 2019 року, а також відстоювання інтересів Нафтогазу в арбітражному процесі в Стокгольмі. Детальніше про діяльність сегменту див. на стор. 84.

Сервісні функціїКрім основного бізнесу, Укртрансгаз також пропонує послуги з будівниц-

тва, діагностики, ремонту та інженер-но-технічні послуги, виступаючи як внутрішній підрядник для дивізіону Транспортування та зберігання, а також інших непрофільних видів ді-яльності (сільське господарство, опа-лення тощо).

Ця частина операційної діяльності Укртрансгазу входить до складу ди-візіону Технічне забезпечення і не пов'язана з дивізіоном Транспорту-вання та зберігання.

1 Дані включають лише фізичні обсяги. Загальний обсяг закачування, включно з заміщенням, всіма користувачами становив 11,5 млрд куб. м в 2018 році. Загальний обсяг відбору, включ-но з заміщенням, всіма користувачами становив 12,2 куб. м в 2018 році.

2 Офіційне оформлення дивізіону заплановане на 2019 рік.

2015 2016 2017 2018

Обсяги транзиту газу територією України, млрд куб. м

67

8294 87

30

3027 29

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130 Обсяги транспортування природного газу українським споживачам

Транзит

У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) в результаті діяльності із транспортування та зберігання природного газу (далі – Транспортування та зберігання) склав -2,2% проти 12,0% деномінованої у доларах очікуваної вартості капіта-лу. Основними причинами від'ємного показника прибутку на інвестований капітал були несанкціонований відбір та неза-стосування RAB-тарифу на внутрішніх точках входу у 2018 році.

7978


УГОРЩИНА

ПОЛЬЩА

Мозир

Суджа

Платове

Текове

СЛОВАЧЧИНА

РУМУНІЯ

МОЛДОВА

РОСІЯ

БІЛОРУСЬ

Потужність

на вході: 25,5






на вході: 13,0Потужність



на виході: 32,5 на вході: 3,3




на виході: 26,8


на виході: 3,5 Потужність

на виході: 4,5











7,9

7,1

5,9

5,7

6,4

6,5

5,9

0

0

0

0

1,1

0,6

0,5

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

65,2

67,9

70,6

51,8

53,5

31,4

37,8

0

0

0

0

0

3,6

9,7

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2,8

3,4

4

3,8

3,9

3,5

3,7

0

0

0

0,1

1

0,9

0,1

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2

3,1

3,5

3,1

3,4

2,6

2,1

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

5,4

4,3

4

3,3

2,8

0,5

2,4

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

77,6

83,8

83

72,1

71

47,3

45,4

2009

2010

2011

2012

2013

2014

20158,6

11,1

9,5

9,4

10,5

7,4

7,5

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

19,4

24

24

21,1

15,2

13,1

12,8

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

0,8

3,3

2,8

1,9

0,9

1,1

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

0,7

0,9

1

0,7

0,7

0,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2009

2010

2011

2012

2013

2014

201516,6

16,7

19,9

19,6

19,6

18

16,7

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

3

3,2

3,1

3,1

2,4

2,8

2,9

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

0,3

0,3

0,7

0,3

0,2

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

8,1

3,7

4,4

4,4

5,7

4

3

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Транзит природного газу до Європи

Імпорт природного газу до України

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0,0

0,1

5,1

1

1,3

0,9

0,0

За даними Укртрансгазу, 2018 рік



Проектна потужністьгазопроводів на виході з ГТС

Прикордонні газовимірювальні станції

Проектна потужністьгазопроводів на вході в ГТС

Обсяг транспортуваннягазу на вході в ГТС

Обсяг транспортування газу на виході з ГТС

2016

2017

0,02018

2016

0,02017

0,02018

2016 1,6

2016 16,5

19,22017

16,42018

2017 1,6

2018 2,3

2016 0,0

2017 0,0

2018 0,0

2016 7,1

2017 6,6

2018 5,7

2016 57,0

2017 66,2

2018 62,4

2016 0,0

2017 0,0

2018 0,0

2016 0,0

2017 0,0

2018 0,0

2016 1,04,5

2017 1,34,7

2018 0,74,0

2016 9,148,8

2017 9,953,5

2018 6,549,3

2016 1,06,7

2017 2,811,7

2018 3,411,8

0,8 2016

0,7 2017

0,7 2018

3,0 2016

2,7 2017

2,9 2018

18,5 2016

20,2 2017

18,1 2018

0,0

0,0

Кобрин

ВалуйкиСеребрянка

Писарівка

Сохранівка

Дроздовичі

Ужгород

Берегове Олексіївка

Орлівка


У 2018 році обсяг транзиту природного газу до Європи досяг

УКРАЇНСЬКА ГТС2018 рік, млрд куб. м

тимчасово окуповані і неконтрольовані території

млрд

куб

. м

122,8

Надходження газу в Україну

Прохорівка

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180 134,4 137,7118,0

114,2

81,8 83,593,3

107,697,4

27,035,8 33,5

33,728,1

19,6 16,4 11,114,1

10,6

95,8 98,6 104,2 84,3 86,1

62,2 67,1 82,2 93,5 86,8

8180

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Основні виклики для розвитку дивізіону Ключові ініціативи дивізіону

Ринкові, операційні та фінансові виклики, які стоять перед дивізіоном Транспортування та зберігання

Ринкові Операційні Фінансові

Зменшення транзитних потоків та невизначеність щодо транзиту після 2019 року

Вади українського ринку газу

Низька завантаженістьінфраструктури

Недостатняефективність

Затримки у запровадженнітарифів на транспортуваннягазу, які відображаютьвитрати

Невизначеність щодо транзиту газу після 2019 року

В 90-х роках до Європи через україн-ську ГТС транспортувалося близько 120 млрд куб. м газу (при проектній потужності до 146 млрд куб. м). Однак згодом обсяг транзитного газу зменшу-вався, наприклад, унаслідок часткової переорієнтації транзиту на альтернативні (нові) маршрути в обхід території України (Ямал-Європа, Північний потік). Група не має обґрунтованих підстав очікувати сут-тєвих обсягів транзиту через територію України після 2019 року та у довгостроко-вій перспективі, оскільки планові додат-кові обхідні маршрути (Північний потік-2 і Турецький потік) невдовзі можуть бути введені в експлуатацію. Втрата транзиту призведе до значного недовикористання ГТС та істотного падіння доходів.

Скорочення внутрішнього використання газуВикористання природного газу в

Україні скоротилося з 76 млрд куб. м у 2005 році до 32,3 млрд куб. м у 2018 році, внаслідок чого зменшилося використання ГТС для внутрішнього транспортування газу. Чітка тенденція значного скорочення використання газу в Україні зумовлена підвищенням ціни на газ, що призвело до збільшення використання енергоефективних техно-логій та здійснення заходів з енергозбе-реження, а також економічною кризою, яка зменшує використання газу в про-мисловому сегменті.

За прогнозами, тенденція до зниження використання газу в майбутньому збере-жеться, що негативно вплине на попит на транспортні послуги.

Несанкціонований відбір газуДивізіон Транспортування та зберігання стикнувся з проблемою несанкціоно-ваного відбору газу підприємствами теплопостачання та газорозподіль-ними компаніями (у 2018 році не-

санкціонований відбір склав близько 1,3 млрд куб. м), що спричинило проблеми з ліквідністю та стрімке збільшення резервів на безнадійну заборгованість за послуги балансу-вання (з 0,1 млрд грн. у 2015 році до 28,3 млрд грн у 2018 році).

Незбалансований розподіл ризиків і вигід серед учасників ринкуРегіональні газопостачальні та газорозпо-дільчі компанії (облгази та облгаззбути) не зобов'язані ані платити наперед, ані сплачувати фінансові штрафи у випадку несплати або несвоєчасної оплати, що призводить до накопичення проблемної дебіторської заборгованості.

Постійне відкладання впровадження тарифів на транспортування газу, що відображають витратиПротягом 2016-2018 років Національ-на комісія регулювання енергетики та комунальних послуг (НКРЕКП) не запро-вадила тарифи на основі RAB (regulatory asset base, регульована база задіяного капіталу) для внутрішніх точок входу/виходу (у березні 2017 року НКРЕКП ухвалила постанову про встановлення тарифів на вихід на основі замовлених потужностей, а потім скасувала її у квітні 2018 року).

21 грудня 2018 року НКРЕКП прийняла Постанову №2001, яка встановлює тим-часові тарифи на послуги транспорту-вання природного газу для точок входу і точок виходу на 2019 рік. Згідно з цією постановою дозволений дохід від тран-спортування природного газу був змен-шений до рівня, який не відображає витрати оператора газотранспортної системи. Через це очікується, що опера-тор ГТС матиме значний дефіцит гро-шових коштів у 2019 році, якщо рівень тарифу не буде переглянуто.

У сфері транспортування природного газу:Анбандлінг відповідно до Третього енергетичного пакету ЄС. З метою ви-конання вимог законодавства та з ура-хуванням існуючих обмежень України (більш докладну інформацію наведено у розділі «Анбандлінг»), Укртрансгаз реалізує комплексний план дій, роз-роблений під керівництвом міжнарод-ної консалтингової фірми PwC Polska z.o.o. План передбачає підготовку та відокремлення на початку 2020 року після закінчення чинного транзитного контрак ту між Нафтогазом і Газпромом.

Забезпечення відповідності регу-ляторним вимогам ЄС, включаючи запровадження добового балансу-вання. Кінцевою метою цієї ініціативи є впровадження кращих практик ЄС та дотримання встановленої норматив-но-правової бази ЄС, що сприятиме підвищенню рівня розвитку українсько-го газового ринку та його інтеграції з європейським ринком. Ця мета досяга-ється за допомогою таких дій:• запровадження добового балансу-

вання, яке повинно: (i) підтримувати більш ефективне балансування попиту та пропозиції, тобто більш ефективне використання та постачання газу, (ii) пришвидшити реагування оператора ГТС на будь-які порушення з боку клі-єнтів; (iiі) покращити управління фінан-совими ризиками, пов’язаними зі стяг-ненням дебіторської заборгованості;

• гармонізація з мережевими кодекса-ми ЄС, у тому числі щодо балансуван-ня, правил тарифоутворення та меха-нізмів розподілу потужностей;

• підписання та виконання угод про інтерконектори з сусідніми європей-ськими операторами газотранспорт-них систем та проведення у липні 2019 року річного аукціону на вико-ристання потужностей ГТС.

1 березня 2019 року укра-їнський ринок природного газу перейшов у режим щоденного балансування. Щоб підтримати цей перехід, Укртрансгаз запровадив нову інформаційну платформу.Цей крок завершує одну з ключових реформ в енер-гетичному секторі України, оскільки віднині він синхро-нізований з моделлю, що застосовується для зон балан-сування газу в межах ЄС.

Підвищення ефективності праці. Деякі функції, які, як правило, передаються операторами ЄС зовнішнім підрядни-кам, залишаються поза сферою діяль-ності оператора ГТС після анбандлінгу. Крім того, очікується, що після анбанд-лінгу оператором ГТС буде прийнята нова цільова операційна модель, розроблена міжнародними радниками групи. У майбутньому зростання ефек-тивності праці може бути досягнуте завдяки автоматизації процесів.

Група має на меті здійснити також автоматизацію газової інфраструктури за рахунок інвестицій у відповідне обладнання та програмні системи, включаючи SCADA, Систему управління трубопроводами підприємства, що використовується як телеметрична та

телемеханічна система, Систему управ-ління договорами.

У сфері зберігання природного газу:Приведення потужностей для збері-гання газу у відповідність до попиту шляхом оптимізації сховищ. Внаслідок значного недовикористання та поганих фінансових результатів потужності для зберігання газу слід оптимізувати відпо-відно до реальних потреб, що виплива-ють з ринкового попиту та необхідності забезпечення надійного постачання. В результаті ініціативи база активів та операційні витрати, пов'язані зі схови-щами, будуть зменшуватися, тим самим збільшуючи рентабельність активів УТГ у довгостроковій перспективі.

Адвокація та підтримка запровадження тарифів на послуги зберігання газу, що відображають витрати та покривають всю облікову амортизацію.

Запровадження нових продуктів і пошук нових джерел доходів. Як один із способів збільшення доходів та використання інфраструктури, УТГ пла-нує впроваджувати нові продукти для збільшення частки доходів від послуг, крім традиційного сезонного зберігання природного газу, у відповідності з тен-денціями на європейському ринку газо-сховищ. Нові послуги будуть призначені, зокрема, для європейських клієнтів, з огляду на розташування газосховищ та розвинену інфраструктуру в західній частині країни.

Можливі транзитні потоки після 2019 року, млрд куб. м

Можливий обсяг експорту газу Росією до ЄС

Можливий обсяг експорту газу Росією до Туреччини

Потужність наявних альтернативнихмаршрутів до ЄС (крім України)

Експорт до Туреччини через Блакитний потік

Залишок транзиту через Україну (без нових проектів)

Потужність нових проектів(Північний потік-2, Турецький потік)

86

15

~98

29

170

~91,5

2015

млрд

грн

2016 2017 2018

Резерви на безнадійну заборгованість за послуги балансування

0,14,1

14,5

28,3

28,2

8382


ТРАНЗИТ ПРИРОДНОГО ГАЗУКлючові результати за 2018 рік: Транзит природного газу формує 28% від консолідованого доходу від реалізації і на нього приходиться 17% балансової вартості основних засобів та робочого капіталу групи.

Обсяг транзиту склав 86,8 млрд куб. м (-7% у порівнянні з 2017 роком). Це відповідає майже 40% загального обсягу газу, поставленого Газпромом в 2018 році до європейських країн.

За остаточним рішенням Арбіиражного інституту Торгової палати Стокгольма у справі за контрактом на транзит Газпром зобов'язаний виплатити Нафтогазу компенсацію в розмірі 4,63 млрд дол. за порушення умов щодо мінімальних контрактних обсягів транзиту в 2009-2017 роках. Нафтогаз вже отримав 2,1 млрд дол. шляхом взаємозаліку за рішенням арбітражу і продовжує процес стягнення решти присудженої суми.

На момент підготовки даного звіту між Газпромом і Нафтогазом відсутні домовленості щодо транзиту після 2019 року. Триває підготовка позову проти Газпрому щодо перегляду ставки транзиту в 2018-2019 роках.

В 2018 році обсяг транзиту російського газу територією України становив 86,8 млрд куб. м, на 6,7 млрд куб. м менше за обсяги транзиту в 2017 році1. При цьому виручка Нафтогазу від транзитних послуг, наданих Газпрому в 2018 році, склала 2,65 млрд дол., що на 4% менше за виручку від транзиту 2017 року (переважно через зменшення обсягів транзиту).

Зазначене зменшення обсягів транзиту спостерігалося за рахунок трьох основних факторів:1. Зменшення реверсних поставок ім-

портного газу з Європи до України на 3,5 млрд куб. м у порівнянні з 2017 роком. Купівля газу українськими імпортерами в ЄС, а не в Росії, збіль-шує загальний рівень попиту в Європі – відповідно, реверсні закупки позитив-но впливають на обсяги транзиту. За нашими оцінками, за рахунок закупівлі газу в ЄС лише в 2018 році група На-фтогаз отримала додаткову виручку від транзиту у розмірі 9,2 млрд грн.

2. Збільшення рівня використання потуж-ностей трубопроводу Північний потік у порівнянні з 2017 роком. Зменшення частки поставок українським маршру-том російського газу в Західну Європу в 2018 році (36% за даними Thomson Reuters) у порівнянні з 2017 роком (40%) пояснювалося тим, що макси-мальне завантаження трубопроводу OPAL і, відповідно, трубопроводу Пів-нічний потік стало можливим лише в другій половині 2017 року2.

1 Див. також розділ «Світовий ринок газу»2 Наприкінці липня 2017 року Суд Дюссельдорфа в Німеччині відхилив позов польської компанії PGNiG Supply&Trading і постановив, що причин для обмеження доступу Газпрому до газопроводу OPAL немає. Як результат, вже починаючи з серпня 2017 року на платформі з продажу потужностей з транспортування PRISMA розпочаті аукціони з резервування «додаткових» потужностей газопроводу OPAL, що відповідно призвело до максимального рівня завантаженості як газопроводу OPAL, так і газопроводу Північний потік в осінньо-зимовий період 2017 року. Для порівняння, в 2018 році майже весь період, окрім періодичних зупинок на плановий ремонт, трубопровід OPAL був максимально завантаженим.

3 Див. http://appsso.eurostat.ec.europa.eu/nui/show.do?dataset=nrg_103m&lang=en4 Незважаючи на морозний березень 2018 року, середня температура в опалювальні сезони останнього календарного року була вищою у порівнянні з 2017 роком (в основному, за рахунок більш м'якої погоди в четвертому кварталі 2018 року)5 Див. http://www.naftogaz.com/files/media/Transit%20Award_Redacted.pdf 6 Дана сума складається з ефекту від компенсації за недопоставки обсягів для транзиту за контрактним тарифом (4674 млн дол.) та впливу на контрактну ставку транзиту від перегляду цін на газ за контрактом на поставку газу з квітня 2014 року (-42 млн дол.).

млрд

куб

. м

2014

2017 2018

2015 2016 2017 2018

через кордон Україна/Словаччина через Польшу через Північний потік

Транзит газу без урахування фактору реверсних поставок

Транзит за рахунок реверсних поставок

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

62,267,1

82,293,5

86,8

5,010,3

11,1

14,110,6

57,2 56,8 71,1 79,4 76,2

-4 в.п.40% 36%

38%

22% 22%

43%

Обсяги транзиту газу територією України, 2014–2018 роки

Структура поставок російського газу в Західну Європу різними газотранспортними коридорами

ГВт/

день

0

500

1000

1500

2000

01 с

ічня

14 с

ічня

27 с

ічня

09 л

ютог

о

22 л

ютог

о

07 б

ерез

ня

20 б

ерез

ня

02 к

вітн

я

15 к

вітн

я

28 к

вітн

я

11 тр

авня

24 тр

авня

06 ч

ервн

я

19 ч

ервн

я

02 л

ипня

15 л

ипня

28 л

ипня

10 с

ерпн

я

23 с

ерпн

я

05 в

ерес

ня

18 в

ерес

ня

01 ж

овтн

я

14 ж

овтн

я

27 ж

овтн

я

10 л

исто

пада

23 л

исто

пада

06 гр

удня

19 гр

удня

20172018Технічна потужність

Обсяг транспортування природного газу трубопроводом Північний потік у 2017-2018 роках

3. Зменшення споживання газу в Європі в 2018 році (на 2,4% за даними Eurostat3). Значною частиною це пояснювалося погодними умовами4, але свою роль відіграли і фактори, пов’язані з заходами підвищення енергоефективності.

Незважаючи на те, що обсяги транзиту в 2018 році на 11% перевищували середні обсяги за останні 5 років, вони все одно були меншими на 23,2 млрд куб. м за об’єми, зазначені у контракті на транзит газу 2009 року між Нафтогазом і Газпромом.

В рамках Стокгольмського арбітражу у справі по транзиту Трибунал у своєму рішенні від 28 лютого 2018 року5 визнав, що в 2009-2017 роках Газпром був зобов’язаний прокачати контрактні обсяги, і на даній основі присудив компенсацію Нафтогазу у розмірі 4,63 млрд дол6. Після зарахування зустрічних вимог між Нафтогазом і Газпромом за підсумками арбітражних проваджень щодо контракту на поставку і контракту на транзит газу, суд встановив, що Газпром повинен заплатити Нафтогазу грошовими коштами 2,56 млрд дол., а також відсотки за прострочення платежу (які становлять ~0,5 млн дол. за кожен день прострочки).

0

20

40

60

80

100

120

140

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

120,1110,0

102,7112,0 112,0 112,0 112,0 110,0 110,0 110,0 110,0

95,8 97,8 92,984,3 86,1

62,2 67,1

82,2

93,586,8

Контрактні обсяги транзиту Фактичні обсяги транзиту

млрд

куб

. м

Компенсація Нафтогазу за те, що фактичні обсяги транзиту були меншими за контрактні

Сума, яку Газпром повинен додатково заплатити Нафтогазу грошовими коштами (+ відсотки в розмірі 0,5 млн дол. США/день)

Вигоди, вже отримані Нафтогазом у вигляді заліку з зобов’язаннями по оплаті за газ, поставлений Газпромом в 2014 році

4,63

2,56

2,07

Фактичні та контрактні обсяги транзиту

Виграш Нафтогазу у справі щодо контракту на транзит газу,млрд дол.

Джерело: Нафтогаз, УТГ, власні розрахунки

Джерело: Thomson Reuters Eikon, власні розрахунки

Джерело: Thomson Reuters Eikon, ЕNTSOG

Джерело: Нафтогаз

Джерело: Нафтогаз, рішення Стокгольмського арбітражу

8584


Транзит після 2019 року

Нові арбітражні провадження, пов’язані з транзитом газу

Трибунал у своєму рішенні від 28 лютого 2018 року не підтримав вимогу Нафтогазу щодо перегляду або застосування регульованих тарифів, аргументувавши це наступним:1) Трибунал відхилив вимогу Нафтогазу

щодо узгодження контракту на тран-зит газу з конкурентним та енерге-тичним законодавством ЄС та Украї-ни, стверджуючи, що законодавство ЄС не застосовується до цього спору, а імплементація реформ в Україні (в тому числі застосування нових тари-

фів) належить до компетенції україн-ського регулятора;

2) у заяві на перегляд тарифу у 2009 році Нафтогаз не дотримався всіх встановлених контрактом на транзит процесуальних вимог.

Трибунал у своєму рішенні від 28 лю-того 2018 року також відхилив вимогу Нафтогазу щодо можливості відсту-плення прав та обов’язків Нафтогазу за транзитним контрактом Укртрансгазу чи іншій юридичній особі, яку визначе-

но оператором ГТС7. Задоволення цієї вимоги мало дозволити Україні зберег-ти транзит газу за чинним контрактом і одночасно провести відокремлення оператора ГТС. Трибунал же зазначив, що «визнання недійсними відповідних положень контракту або внесен-ня змін до них належить до сфери повноважень регулятора, і лише регулятору доручено обов’язкові кон-тролюючі функції, надано відповідну компетенцію та механізми реалізації зазначеного»8.

Протягом 2018 року Російська Феде-рація та її партнери здійснили низку послідовних кроків, які наблизили ре-алізацію проектів «Північний потік-2» (з його сухопутними продовженнями) та «Турецький потік»9. Введення даних газопроводів в експлуатацію заплано-ване до кінця 2019 року, що свідчить про високі ризики припинення транзи-ту російського газу з 2020 року.

З огляду на закінчення контракту між Нафтогазом та Газпромом на транзит газу у 2019 році, а також важливості цього питання для України10, влітку 2018 року українська та європейська сторони ініціювали проведення тристо-ронніх перемовин щодо умов транзиту після 2019 року. Після цього у 2018 році пройшло декілька раундів тристорон-ніх перемовин, а також двосторонніх і трьохсторонніх експертних консуль-

тацій між українською й російською сторонами за участі ЄС.

На момент підготовки цього звіту до-мовленості щодо умов транзитного контракту після 2019 року так і не були досягнуті. Під час останніх перемовин у січні 2019 року українська сторона була відкрита до обговорення пропозицій із транзиту російського газу в майбут-ньому – з урахуванням того, що новий контракт має базуватися на нормах європейського та українського права. Але домовленостей поки не вдалося досягнути.

Оскільки Газпром не погоджується на стандартні європейські умови для підписання нового контракту на період після 2019 року, наразі менеджмент Нафтогазу розглядає наступний сцена-рій як базовий:

• Нульові обсяги транзиту російського газу територією України починаючи з 2020 року.

• Нафтогаз продовжує нове арбітражне провадження щодо перегляду ставки транзиту, яке було ініційоване в липні 2018 року, і згідно з яким Нафтогаз має можливість отримати багато-мільярдну компенсацію за те, що Газпром відмовляється переглянути транзитний тариф.

З огляду на існуючі обмеження, пов’я-зані з контрактом та новим арбітраж-ним провадженням, наразі Нафтогаз врахував їх при підготовці до імпле-ментації відокремлення оператора ГТС.

В квітні 2018 року Газпром ініціював нове арбітражне провадження в Ар-бітражному інституті Торгової палати Стокгольма, фактично намагаючись скасувати результати арбітражних рішень або, альтернативно, розірвати контракти на поставку газу та контракту на транзит газу. Нафтогаз у свою чергу висунув низку зустрічних вимог щодо порушень Газпромом обох контрактів, сума компенсації за які буде визначена пізніше.

В рамках арбітражного провадження щодо контракту на транзит газу Три-бунал у своєму рішенні від 28 лютого

2018 року не розглядав по суті вимогу Нафтогазу щодо перегляду транзитного тарифу, оскільки у заяві на перегляд тарифу у 2009 році Нафтогаз не дотри-мався всіх встановлених контрактом на транзит процесуальних вимог. Але цим же рішенням Нафтогазу не було відмовлено у праві вимагати перегляд тарифу – відповідно, Нафтогаз напра-вив Газпрому запит на перегляд тарифу в березні 2018 року, чим ініціював пе-реговори відповідно до умов контракту на транзит газу. Оскільки сторони під час переговорів щодо цього питання не змогли прийти до взаємоприйнятного рішення, це змусило Нафтогаз зверну-

тися до арбітражу відповідно до умов контракту. Тому 6 липня 2018 року Нафтогаз подав до Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма прохання про арбіт-раж з вимогою переглянути тариф за контрактом на транзит газу. В 2018 році рада Торгової палати Стокгольма об’єднала справу, ініційовану Газпромом щодо скасуван-ня попередніх рішень, та справу, іні-ційовану Нафтогазом щодо перегляду тарифу, в одне провадження.

7 Див. http://www.naftogaz.com/files/Information/Arbitrazh-anbundling-UA.pdf 8 Пункт 3783 рішення трибуналу щодо контракту на транзит газу від 28 лютого 2018 року9 Детальніше див. розділ «Європейський ринок газу»10 Припинення транзиту очікувано вплине на зниження ВВП України як мінімум на 4%

8786


ПАТ «УКРНАФТА»

1 У 2017 році закінчився термін дії 9 ліцензій Укрнафти. Спроби компанії продовжити дію спецдозволів були заблоковані Держгеонадрами, і в період з квітня до червня 2017 року Укрнафта була вимушена зупинити видобуток на 6 родовищах. Компанія виграла низку судових позовів, оскарживши бездіяльність регулятора в питанні продовження дії спецдозволів. Наприкінці жовтня і листопада 2017 року, після продовження дії спецдозволів та отримання гірничих відводів, Укрнафта змогла відновити видобуток на зупинених родовищах. До кінця 2017 року Укрнафта подала до Держгеонадр заявки на продовження дії 27 спецдозволів, термін яких закінчується впродовж 2018 року та на які припадає 24% річного видобутку нафти та конденсату і 18% річного видобутку газу компанією.

2 NOPLAT – скоригований операційний прибуток/(збиток) на разові та/або нетипові операції, а також податок на прибуток розрахований за номінальною ставкою, згідно з даними консолідованої фінансової звітності НАК Нафтогаз за 2018 рік.

3 ROIC розраховується як NOPLAT, розділений на інвестований капітал, що визначається як сума капіталу, інвестованого в основні засоби, та чистого обігового капіталу. Капітал, інвестований в основні засоби, розрахований на основі власної оцінки альтернативної вартості вуглеводневих ресурсів Укрнафти та вартості мережі АЗС.

4 https://www.ukrnafta.com/u-2018-ukrnafta-splatila-15,3-mlrd-grn-podatkiv5 В результаті проведеного аудиту запасів вуглеводнів, виконаного компанією DeGolyer & MacNaughton, підтверджені видобувні запаси рідких вуглеводнів ПАТ “Укрнафта” склали 24,14 млн т, з яких 9,66 млн т ще не розбурені і є першочерговою перспективою для коротко- та середньо-термінового нарощування видобутку.

За результатами 2018 року Укрнафта за-фіксувала річний приріст видобутку на-фти та конденсату. В той же час, 2017 рік є досить невдалою базою для порів-няння, оскільки у 2017 році відбулося блокування процесу продовження спец-дозволів компанії з боку Держгеонадр1, що стало тимчасовим неповторюваним фактором падіння обсягів видобутку.

На початку 2018 року компанія виділила 100 найперспективніших об’єктів на 33 родовищах для проведення операцій з інтенсифікації видобутку, на яких було заплановано проведення робіт з пере-воду на інші горизонти, ліквідації аварій, оновлення обладнання тощо. Завдяки цим заходам, починаючи з другого півріччя 2018 року, Укрнафті вдалося досягти помітного приросту середньо-добового видобутку природного газу. В той же час, задекларований компанією приріст відбувся відносно показників 2017 року, у якому Укрнафта скоротила обсяг видобутку природного газу на 14,8% до 1,1 млрд куб.м (порівняно з 2016 роком).

Дохідність на інвестований капітал (ROIC)3 Укрнафти у 2018 році покращи-лася з 5,0% до 10,8%, але все ще зали-шається вдвоє нижчою за ставку вар-тості капіталу, оцінену в розмірі 21,8%. Це вказує на те, що бізнеси з видобутку вуглеводнів та торгівлі нафтопродук-тами Укрнафти поки що не створюють цінності для компанії у фінансово ста-лий спосіб.

У 2018 році Укрнафта сплатила до бю-джетів усіх рівнів податків на суму 15,3 млрд грн, включаючи 1,2 млрд грн у рахунок погашення простроче-ного податкового боргу. Таким чином, сума податкових платежів за минулий рік перевищила відповідний показник 2017 року на 45,7% (10,5 млрд грн), а 2016 року – на 88,9% (8,1 млрд грн). У 2018 році компанія в повному обсязі виконала поточні податкові зобов’я-зання, водночас погашаючи простро-чений податковий борг на регулярній основі4.

Протягом 2017-2018 років Укрнафта знизила податкову заборгованість до 11,9 млрд грн (із якої 89% прострочена4), однак через нарахування штрафів та пені за несвоєчасну оплату податків та зборів загальний борг виріс на 4,5 млрд грн до 29 млрд грн станом на кінець 2018 року. Ефективна ставка нарахування штрафів та пені при розрахунку на основну суму податкового боргу в середньому складає 23,4% річних, що перевищує ставку вар-тості капіталу Укрнафти в розмірі 21,8%. Це вказує на те, що залишення без уваги питання погашення податкового боргу Укрнафти призводить до руйнації цінно-сті компанії.

Окрім покращення операційних показників порівняно з 2017 роком, в 2018 році Укрна-фта також збільшила дохід від реалізації у

1.3 рази до 36,1 млрд грн та скоригований операційний прибуток після оподаткуван-ня (NOPLAT2) у 2,3 рази до 9,3 млрд грн. Це

покращення значною мірою було зумовле-но збільшенням ринкової ціни на нафту та конденсат майже на 40%.

Проблема податкового боргу, напевно, є основним ризиком для подальшого ефективного функціонування компанії. З урахуванням того, що Укрнафта є одним із лідерів зі сплати податків до бюджету країни та наявного підтвер-дженого потенціалу до нарощування видобутку вуглеводнів компанією5, питання фінансового оздоровлення Укрнафти є питанням загальносуспіль-ного інтересу.

З метою виведення Укрнафти із кризо-вого стану і для фінансової стабілізації одного з найбільших підприємств нафтогазової галузі України без за-стосування процедур банкрутства та санації, зокрема для зниження соці-

альної напруги та збереження кадро-вого потенціалу, керівництво компанії неодноразово зверталося до виконав-чих органів влади з пропозицією щодо реструктуризації податкового боргу. З метою реалізації плану фінансового оздоровлення підприємства в березні 2019 року на позачергових загальних зборах акціонерів Укрнафти була роз-глянута низка питань щодо управління та діяльності підприємства. Зокре-ма, акціонери прийняли зміни, які наблизили систему корпоративного урядування компанії до кращих між-народних стандартів та рекомендацій ОЄСР, а також надали згоду на укла-дання контрактів між ПАТ «Укрнафта» та НАК «Нафтогаз України» щодо ку-

півлі-продажу природного газу загаль-ним обсягом 4,062 млрд куб. м.

Угодами передбачено, що Нафтогаз придбає 2,062 млрд куб. м газу Укрна-фти з підземних сховищ газу, а також 2 млрд куб. м газу майбутнього видобут-ку. Передбачено, що розрахунки будуть здійснюватися грошовими коштами, отриманими Нафтогазом від КМУ в порядку компенсації за виконання спеці-альних обов’язків щодо постачання газу для забезпечення потреб населення та теплокомуненерго. В свою чергу, Укрна-фта направить отримані гроші виключно на погашення податкового боргу, а також інших податкових зобов’язань, які виник-нуть у процесі виконання угод.

МЛН

Т

2013 2014 2015 2016 2017 20180

2,0

1,0

0,5

1,5

2,01,9

1,71,5

1,41,5

-7,0%-11,5%

-9,2%-4,6%

Видобуток нафти та газового конденсату Укрнафтоюу 2013 – 2018 роках

Січн

ь 20

17

Бере

зень

201

7

Бере

зень

201

8

Трав

ень

2017

Трав

ень

2018

Липе

нь 2

017

Липе

нь 2

018

Вере

сень

201

7

Вере

сень

201

8

Лист

опад

201

8

Лист

опад

201

7

Січе

нь 2

018

3 800

3 600

3 400

3 200

3 000

2 800

2 600

2 400

2 200

2 000

тис.

куб

. м

-13%

Динаміка середньодобового видобутку природного газу Укрнафти у 2017-2018 роках

2017 2018 2017 2018

26,9

5,0%

10,8%

21,8% 21,8%36,1

9,3

4,1

Дохід від реалізації, млрд грн

NOPLAT, млрд грн

ROIC

Ставка вартості капіталу

Фінансові результатиУкрнафти у 2018-2017 роках

Порівняння ROIC та ставкивартості капіталу в грн, %

31.12.2016 31.12.2017 31.12.2018

24,526,9

10,6

11,9

29,0

17,114,111,2

13,3 12,8

Резерв на виплату штрафу та пені, млрд грнПодаткові зобов’язання Укрнафти, млрд грнв т.ч. прострочені станом на 31.12.2018

-4,6%+4,5 млрд грн

Динаміка податкових зобов’язань та резерву на виплату штрафу та пені Укрнафти за 2017-2018 роки, млрд грн

Джерело: Укрнафта

Джерело: Консолідована фінансова звітність «Нафтогаз України» за 2018 рік

Джерело: Консолідована фінансова звітність «Нафтогаз України» за 2018-2017 роки, Укрнафта

Джерело: розрахунки Нафтогазу

Джерело: оперативні дані Укртрансгазу

8988


НОВІ БІЗНЕСИ. ЕНЕРГОСЕРВІСМодернізація систем індивідуального та централізованого опаленняПідвищення ефективності використан-ня енергії – один з найважливіших напрямків досягнення енергетичної безпеки України. Зважаючи на значну частку у загальних витратах енергії ви-трат на опалення, де переважає газ як паливо, зменшення використання газу за рахунок встановлення більш ефек-тивних систем опалення наблизить країну до цієї мети. В умовах об’єктив-ної мінливості цін на енергоресурси на світових ринках це підвищить захи-щеність споживачів від енергетичної бідності, а особливо соціально враз-ливих споживачів.

Група Нафтогаз реалізує кілька про-грам з підвищенння енергоефектив-ності для домогосподарств. Зокрема, на Чернігівщині реалізується проект «Доступне тепло для співробітників». Метою проекту є підвищення ефектив-ності використання газу для опалення домівок співробітників підприємств групи Нафтогаз та в містах та селищах присутності групи. За останні десяти-річчя в невеличких селищах накопи-чились серйозні проблеми в системі централізованого теплопостачання, що викликані безсистемним відклю-ченням окремих квартир від централі-зованих систем опалення. З 2018 року в с. Мрин Чернігівської області кварти-ри в 2-3-поверхових багатоквартирних будинках розпочали переводити на ін-дивідуальне опалення. Це дасть змогу

у 2019 році відключити котельню, яка приносила групі Нафтогаз збитків що-найменше на 500 тис. гривень на рік.

Після модернізації опалю-вального обладнання спо-живачі в середньому почали економити 80% на опаленні.

Мешканці Мрина змогли замінити опалювальне обладнання із корпора-тивною знижкою у 40%, яка надана виробниками в рамках співробітни-цтва з Нафтогазом. Окрім того частина споживачів за сприяння ДП «Нафто-газ-Енергосервіс» змогла отримати додаткову компенсацію 35% витрат на встановлення енергоефективного обладнання у рамках програми ЄБРР IQ energy.

У 2018 році програма «Доступне те-пло» реалізувалася групою Нафтогаз ще у двох напрямках: енергосервісні послуги мешканцям Кропивницького та Кіровоградської області і встановлення індивідуального опалення для мешкан-ців Кропивницького разом з міською радою. Для зручності мешканців об-ласті в Кропивницькому було відкрито Центр надання енергосервісних послуг. Там можна отримати професійні кон-сультації, замовити проект модернізації систем опалення оселі «під ключ» та отримати допомогу з оформленням не-обхідних дозвільних документів. Також

підприємство групи Нафтогаз разом з місцевою владою Кропивницького переводить на індивідуальне опалення мешканців 95-ти будинків міста. Цією програмою змогли скористатися мало-забезпечені громадяни, які отримали гарантовану компенсацію від місцевої влади в розмірі 50%, а також мали змогу скористатися програмою ЄБРР IQ energy і отримати додатково 35% компенсації при закупівлі послуг, комп-лектуючих та обладнання.

В рамках програми «Доступне тепло» у 2018 році було модернізовано системи опалення у 704 оселях. Клієнти про-грами, які перейшли на індивідуальне опалення, скоротили витрати на опа-лення щонайменше вдвічі. Клієнти, які провели модернізацію старих систем індивідуального опалення скоротили свої витрати на 10-60%.

Реалізація програми «До-ступне тепло» дозволила скоротити споживання газу на більше ніж 200 тис куб. м газу за період з листопада 2018 до березня 2019 року.

Нафтогаз аналізує можливості розши-рити програму з енергосервісу та енер-гоефективності в побутовому сегменті. Компанія також аналізує можливості розширення виробництва енергії з відновлюваних джерел.

Бюджет на комплексну модернізацію ЖКГ України, млрд дол.

10,314,0

3,7

15,9

18,3

3,7

2,0

1,7

2,4

15,9

у 6 разівукраїнські домогосподарствапоступаються польским за енергоефективністю

54 млрд дол.витратила Україна на прямі та крос-субсидіїна газ для населенняУ 2005-2015 роках

60 млрд дол.Нафтогаз заплативросійськимпостачальникамгазу у 2006-2015 роках

Утепленняприватних будинків

Системи опаленнядля ТКЕ

Модернізаціямереж ТКЕ

Облік та терморегуляція длябагатоквартирних будинків

Утеплення багатоквартирнихбудинків

ТКЕ

Приватнібудинки

Системи опаленнядля приватних будинків

36млрд дол.

Багато-квартирнібудинки

51%

10%

39%

9190


АРБІТРАЖНІ СПРАВИ: ГАЗПРОМ, КРИМ, УКРНАФТА

16 червня 2014 року Нафтогаз і Газ-пром одночасно ініціювали арбітражне провадження за Контрактом на по-стачання газу в Арбітражному інсти-туті Торгової палати м. Стокгольма. У своєму Проханні про арбітраж Газпром вимагав оплати несплачених рахунків за газ, поставлений за Контрактом на постачання газу у період з листопада 2013 року до травня 2014 року, а На-

фтогаз наполягав на ретроактивному перегляді ціни за Контрак том на поста-чання газу та компенсації попередніх переплат за цінами, що застосову-валися до такого перегляду. Пізніше Газпром додав вимогу щодо оплати за газ, який Газпром не поставив, але за який, відповідно до позиції Газпрому, Нафтогаз мав заплатити за Контрактом (так звана вимога «бери або плати»).

Нафтогаз ініціював ще одне арбітражне провад ження 13 жовтня 2014 року за Контрактом на транзит газу, вимагаючи ретроактивного перегляду тарифу на транзит, компенсації недоплат внас-лідок перегляду тарифу, компенсації за порушення Газпромом зобов’язань щодо мінімальних обсягів транзиту та перегляду окремих положень Контракту на транзит газу.

Арбітражні провадження 2014 року за Контрактом на поставку газу та за Контрактом на транзит газу

31 травня 2017 року Арбітражний інститут Торгової палати м. Стокгольма ухвалив Окреме рішення у справі за Контрактом на поставку газу між Нафтогазом та Газпромом. Арбітражний інститут Торгової палати м. Стокгольма вирішив, що:

22 грудня 2017 року Арбітражний інститут Торгової палати м. Стокгольма ухвалив Остаточне рішення у справі за Контрактом на поставку газу між Нафтогазом та Газпромом, в якому:

переглянув формулу ціни у Контракті на поставку газу і повністю прив’язав ціну на газ до цін європейського (німецького) хабу, починаючи з 27 квітня 2014 року;

зменшив мінімальні контрактні обсяги для Нафтогазу за Контрактом на по-ставку газу з 52 млрд куб. м до 5 млрд куб. м на 2018 та 2019 роки;

повністю відхилив вимоги Газпрому на 56 млрд дол. за період з 2009 до 2017 року згідно з положенням «бери або плати»;

визнав, що Нафтогаз не є відповідальним за поставки газу Газпромом третім особам на непідконтрольних територіях Донецької та Луганської областей;

зобов’язав Нафтогаз заплатити Газпрому 2 млрд дол. за отриманий у 2013 та 2014 роках, але неоплачений газ.

I

положення Контракту на поставку газу щодо мінімальних контрактних обсягів та принципу «бери або плати» є недійсними з 19 січня 2009 року до дати ухвалення остаточного рішення та мають бути змінені з дати ухвалення остаточного рішення з урахуванням дійсних імпортних потреб Нафтогазу;

формула ціни у Контракті на поставку газу підлягає перегляду починаючи з 27 квітня 2014 року таким чином, щоб вона відповідала ринковому рівню;

Нафтогаз повинен отримати компенсацію переплат, якщо фактично сплачена ціна перевищує ціну, розраховану за переглянутою формулою Контракту на поставку газу;

положення Контракту на поставку газу про заборону Нафтогазу продавати газ, придбаний за Контрактом на поставку газу, за межі України є недійсним з 19 січня 2009 року.

Арбітражний інститут Торгової палати м. Стокгольма зобов’язав сторони визначити шляхом переговорів скла-дові формули ціни на газ, яка має

використовуватись для поставок газу, починаючи з 27 квітня 2014 року. Зазначені переговори відбулися у червнісерпні 2017 року, але сторони

не досягли згоди щодо решти питань, тому їх довелося вирішувати Арбіт-ражному інституту Торгової палати м. Стокгольма.

31 травня 2017

22 грудня 2017

4,63млрд дол.

28 лютого 2018 року Арбітражний інститут Торгової палати м. Стокгольма ухвалив Остаточне рішення у справі за Контрактом на транзит газу (Транзитне рішення) між Нафтогазом і Газпромом, в якому:

встановив, що Газпром порушив свої зобов’язання щодо мінімальних обсягів транзиту, та присудив компенсацію Нафтогазу у розмірі 4,63 млрд дол.;

підтвердив зобов’язання Газпрому щодо дотримання мінімального обсягу транзиту на рівні 110 млрд куб. м відповідно до Контракту на транзит газу, який діє до кінця 2019 року;

відхилив з процесуальних підстав вимогу Нафтогазу щодо перегляду тарифу, оскільки у заяві на перегляд тарифу у 2009 році Нафтогаз не дотримався вста-новлених Контрактом на транзит процесуальних вимог;

відхилив вимогу Нафтогазу щодо можливості відступлення прав та обов’язків Нафтогазу за Контрактом Укртрансгазу чи іншій юридичній особі, яку визна-чено оператором ГТС;

відхилив вимогу Нафтогазу щодо узгодження Контракту на транзит газу з кон-курентним та енергетичним законодавством ЄС та України, стверджуючи, що законодавство ЄС не застосовується до цього спору, а імплементація реформ в Україні належить до компетенції українського уряду, а не Арбітражного інституту Торгової палати м. Стокгольма ;

здійснив зарахування зустрічних вимог між Нафтогазом і Газпромом за підсумками арбітражних проваджень щодо Контракту на поставку і Контракту на транзит газу, після чого Газпром повинен заплатити Нафтогазу 2,56 млрд дол.

28 лютого 2018

Становить компенсація, яку Газ-пром мав виплатити Нафтогазу за порушення контрактних умов.

Оскарження рішень Газпромом

Після ухвалення арбітражних рішень Газпром, незважаючи на те, що факт оскарження не зупиняє дії остаточного рішення, розпочав оскарження арбітраж-них рішень у шведських судах. Газпром подав скарги до Апеляційного суду окру-гу Свеа (Швеція) на Окреме та Остаточне рішення у справі за Контрактом на по-ставку газу 8 листопада 2017 та 21 бе-резня 2018 року відповідно. 29 березня 2018 року Газпром подав скаргу до Апе-ляційного суду округу Свеа на Транзитне рішення (з доповненням від 28 травня 2018 року), стверджуючи серед іншого, що адміністративний секретар трибуналу написав значну частину обґрунтування рішення. У березні 2018 року офіційно відмовився відновлювати поставки при-родного газу до України. Також Газпром відмовився сплатити кошти, присуджені Арбітражним інститутом Торгової палати м. Стокгольма у справі за Контрактом на транзит газу на користь Нафтогазу.

Дії Нафтогазу щодо примусового виконання Транзитного рішення

З огляду на остаточні арбітражні рішення та їх невиконання Газпромом, Нафтогаз

розпочав процедуру примусового вико-нання остаточних арбітражних рішень та арешту активів Газпрому в кількох юрисдикціях, зокрема в Нідерландах, Швейцарії та Англії.

Наприкінці травня 2018 року Нафтогаз отримав від голландського судді дозвіл на арешт часток Газпрому в його семи голландських дочірніх компаніях та за-боргованостей цих дочірніх компаній. Шість із них відмовилися співпрацювати з судовими виконавцями.

У червні 2018 року Комерційний суд Лондона видав наказ про виконання рішення в транзитній справі. Крім арешту активів, документ передбачає, що Газ-пром має надати Нафтогазу перелік усіх своїх активів вартістю більше 50 тис. дол., розміщених в Англії та Уельсі.

15 березня 2019 року Лондонський суд постановив, що примусове виконання рі-шення Стокгольмського арбітражу може бути проведене після рішення Апеляцій-ним судом округу Свеа, за умови вико-нання Газпромом певних дій. Зокрема, суд обтяжив Газпром додатковими зо-бов’язаннями щодо не приховування та не виведення своїх активів з юрисдикцій

Англії та Нідерландів. Крім того, Газпром надав грошове забезпечення як гарантію виконання вимог суду.

У липні 2018 року Вищий суд швейцар-ського кантону Цуг відновив арешт акцій Nord Stream AG та Nord Stream 2 AG, що належать ПАТ «Газпром». Активи лиша-тимуться під арештом, поки розглядати-меться апеляція НАК «Нафтогаз України» на рішення щодо зняття арешту з цих акцій, яке раніше ухвалив місцевий орган зі стягнення боргів.

Арбітражні провадження між Нафтогазом і Газпромом у 2018 роціПісля відмови від виплати заборговано-сті за Транзитним рішенням та відмови у відновленні поставок газу до України на виконання Остаточного рішення у справі за Контрактом на поставку газу, Газпром ініціював нове арбітражне провадження в Арбітражному інституті Торгової палати м. Стокгольма 20 квітня 2018 року, фактично намагаючись ска-сувати результати арбітражних рішень, ухвалених у провадженнях 2014 року («позов про скасування попередніх рішень»). Вимоги Газпрому у Проханні

У 2017 році Нафтогаз виграв суд у росій-ського Газпрому. Детальніше дивіться у документальному фільмі #Стокгольм

9392


I I I

I I КРИМ

15 вересня 2017 року Нафтогаз та шість його дочірніх компаній – Чорноморнафтогаз, Укртрансгаз, Укргазвидобування, Укртранснафта, Лікво та Газ України – подали заяву до трибуналу Постійної палати третейського суду в Гаазі з вимогою компенсувати збитки, завдані незаконною експропріацією активів групи в Криму з боку Російської Федерації.

26 квітня 2018 року Лондонський міжна-родний арбітражний суд прийняв рішен-ня у справі, ініційованій міноритарними акціонерами Укрнафти проти Нафтогазу. Лондонський міжнародний арбітражний суд дійшов висновку, що ключові поло-ження акціонерної угоди між Нафтогазом та компаніями Ігоря Коломойського щодо корпоративного управління в Укрнафті є такими, що не підлягають виконанню, оскільки не відповідають

обов’язковим положенням корпоратив-ного законодавства України.

Таким чином, частина статті 9 акціо-нерної угоди, відповідно до якої шість членів наглядової ради Укрнафти оби-раються з кандидатів, запропонованих Нафтогазом, а решта п’ять та голова правління – з кандидатів, запропоно-ваних міноритарними акціонерами Укрнафти, тобто компаніями Ігоря Ко-

ломойського, не підлягає виконанню. Стаття 9 також закріплює, що члени правління Укрнафти призначаються наглядовою радою Укрнафти за подан-ням голови правління.

Водночас трибунал визнав акціонерну угоду чинною в цілому, незважаючи на те, що її ключові положення щодо кор-поративного управління в Укрнафті не підлягають виконанню.

про арбітраж були викладені у загаль-них положеннях і стосуються зміни ок-ремих положень Контракту на поставку газу та Контракту на транзит газу відпо-відно до статті 36 Закону Швеції «Про контракти» або, альтернативно, повного скасування обох контрактів з виплатою Нафтогазом Газпрому всіх боргів, які можуть виникнути внаслідок зміни окремих положень або повного скасу-вання обох контрактів. Нафтогаз у свою чергу висунув низку зустрічних вимог щодо порушень Газпромом Контракту на поставку газу та Контракту на транзит газу, сума компенсації за які буде визна-чена пізніше у провадженні.

Крім вищезазначеного, 6 липня 2018 року Нафтогаз подав до Арбіт-ражного інституту Торгової палати

м. Стокгольма Прохання про арбітраж з вимогою переглянути тариф за Контрактом на транзит газу з 13 бе-резня 2018 року («позов про перег-ляд тарифу»). Контракт на транзит газу дозволяє сторонам просити перегляду тарифу у випадку суттєвих змін на європейському ринку, та якщо тариф не відповідає рівню тарифів у Європі. У Транзитному рішенні вимогу Нафтогазу щодо перегляду тарифу було відхилено з процесуальних під-став, але Нафтогазу не було відмовле-но у праві вимагати перегляду тарифу. Нафтогаз направив Газпрому запит на перегляд тарифу в березні 2018 році, чим ініціював переговори відповідно до Контракту на транзит газу. Підста-вами для запиту були суттєві зміни на європейському газовому ринку, що

відбулися після підписання Контрак-ту на транзит газу у січні 2009 року, зокрема, нові правила встановлення тарифів на транзит, та невідповідність рівня тарифу європейському рівню. Позиція Газпрому у переговорах була неконструктивною, що змусило На-фтогаз звернутися до арбітражу відповідно до умов контракту. За попередніми оцінками сума позову складає 11,58 млрд дол., за умови застосування нових тарифів, які пропонує Нафтогаз.

У відповідь на клопотання Газпрому 6 вересня 2018 року Правління Торго-вої палати Стокгольма об’єднала позов про скасування попередніх рішень та позов про перегляд тарифу в одне провадження.

15 вересня 2017

26 квітня 2018

14 - 17 травня 2018

З 14 до 17 травня 2018 року відбува-лися усні слухання в Палаці миру в Гаазі.

Провадження було розділено на два етапи. Розмір компенсації збитків розглядатиметься на другому етапі провадження після ухвалення першого арбітражного рішення (щодо юрисдик-ції та по суті).

22 лютого 2019 року – перше рішен-ня, яким трибунал визнав, що Росія порушила угоду про захист інвестицій, експропріювавши активи НАК «Нафто-газ України» та її дочірніх підприємств в Криму. Розмір збитків буде встанов-лено на наступному етапі процесу. Експерти Нафтогазу оцінюють вартість експропрійованих в Криму активів щонайменше у 5 млрд дол. США.

9594

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

Голова наглядової ради

Споттісвуд Клер Мері Джоан

Заступник голови наглядової ради

Демчишин Володимир Васильович

Незалежний директор

Лескуа Бруно, Жан, Ґастон

Незалежний директор Хохштайн

Амос

Член наглядової ради

Попик Сергій Дмитрович

Член наглядової ради

Кудрицький Володимир Дмитрович

Структура наглядової ради та її комітетів

Призначення у наглядовій раді

Робота наглядової ради та її комітетівНовий склад наглядової ради було сформовано Розпорядженням Кабінету Міністрів України від 13 грудня 2017 року № 892-р «Деякі питання на-глядової ради публічного акціонерного товариства ˝Національна акціонерна компанія ˝Нафтогаз України˝», яке на-брало чинності 15 грудня 2017 року.

Незалежними директорами було обрано Споттісвуд Клер Мері Джоан, Лескуа Бруно, Жана, Ґастона, Хохштайна Амоса та Хейсома Стівена Джона, до яких також приєдналися представни-ки держави Попик Сергій Дмитрович, Кудрицький Володимир Дмитрович і Демчишин Володимир Васильович.

Протягом 2018 року Хейсом Стівен Джон не виконував повноважень члена наглядової ради, і зокрема не брав участі у засіданнях наглядової ради та її комітетів. Він не уклав відповідний цивільно-правовий договір з Національ-ною акціонерною компанією «Нафтогаз України». Він не отримував винагороди і не надавав заяв про незалежність

відповідно до вимог Положення про наглядову раду. Його повноваження було достроково припинено Розпоря-дженням Кабінету Міністрів України від 20 березня 2019 року № 160-р.

Протягом 2018 року усі члени наглядової ради, з якими компанія уклала договори, відповідали визначеним законодавством критеріям, зокрема в частині наявності компетенції та можливості приділяти достатньо часу роботі в наглядовій раді.

На виконання Розпорядження Кабіне-ту Міністрів України від 17 січня 2018 року № 21-р «Деякі питання укладення цивільно-правових договорів з членами наглядової ради публічного акціонерно-го товариства ˝Національна акціонерна компанія ˝Нафтогаз України˝» компанія уклала договори про надання послуг з усіма членами наглядової ради, крім Хейсома Стівена Джона, протягом січ-ня-лютого 2018 року.

Відповідно до положень укладених цивільно-правових договорів із членами

наглядової ради винагорода за виконан-ня обов’язків членами наглядової ради визначена на рівні 6 328 000 грн на рік до оподаткування для незалежних директорів і 75% зазначеної суми для представників держави. Також члени наглядової ради мають право на отри-мання додаткової винагороди у розмірі 20% від суми винагороди за виконання функцій голови наглядової ради та 10% від суми винагороди за участь у роботі комітету наглядової ради, а також право на відшкодування витрат, понесених під час виконання ними повноважень членів наглядової ради.

У 2018 році компанія витратила на за-безпечення діяльності наглядової ради приблизно 53 млн грн, що включає оплату послуг членів наглядової ради у сумі 46 млн грн, а також 7 млн грн у вигляді відшкодування витрат, пов’язаних з виконанням ними обов’язків членів наглядової ради, та суми забезпечення страхування відпо-відальності цих посадових осіб після їх призначення.

Після формування нового складу нагля-дової ради на першому засіданні, яке було проведено ще 22 грудня 2017 року, головою наглядової ради було обрано Споттісвуд Клер Мері Джоан. Усі члени наглядової ради висловили підтримку щодо того, щоб Демчишин Володимир Васильович продовжив обіймати посаду заступни-ка голови наглядової ради.

Оновлений склад комітетів наглядової ради було обрано в січні 2018 року, причому в липні 2018 року головою комітету з питань охорони праці, до-

вкілля, безпеки та запасів було обрано Лескуа Бруно, Жана, Ґастона. На тепе-рішній час склад комітетів є таким:

• комітет з питань аудиту та ризиків: Лескуа Бруно, Жан, Ґастон – голо-ва комітету, Споттісвуд Клер Мері Джоан і Кудрицький Володимир Дмитрович – члени комітету;

• комітет з питань етики та відокрем-лення діяльності з транспортування природного газу: Споттісвуд Клер Мері Джоан – голова комітету, Хохштайн Амос, Кудрицький Володи-

мир Дмитрович і Демчишин Володи-мир Васильович – члени комітету;

• комітет з призначень та вина-город: Хохштайн Амос – голова комітету, Лескуа Бруно, Жан, Ґастон і Попик Сергій Дмитрович – члени комітету;

• комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів: Лескуа Бруно, Жан, Ґастон – голова комітету, Хохштайн Амос, Демчи-шин Володимир Васильович і Попик Сергій Дмитрович – члени комітету.

Більшість членів наглядової ради приділили у два рази більше часу для виконання своїх функцій порівняно з вимогами, які встановлені в Положенні про наглядову раду.

У 2018 році наглядова рада компанії провела 17 засідань, під час яких було прийнято рішення з більш ніж 130 питань порядку денного та розглянуто велику кількість питань, які виносилися для обговорення. Найпоширенішими питаннями порядку денного засідань наглядової ради та її комітетів, які ви-носилися на розгляд правлінням, були питання схвалення фінансових планів компанії та ключових господарських товариств групи Нафтогаз, питання нарощування видобутку природного газу, кадрові питання, питання про-ведення внутрішньої трансформації групи Нафтогаз, питання надання згоди на вчинення правочинів на суми, які перевищують порогові значення, вста-новлені пунктом 27 Статуту компанії, питання забезпечення відокремлення

діяльності з транспортування природ-ного газу та питання забезпечення ліквідності компанії та групи Нафтогаз у цілому. Наглядова рада приділяла суттєву увагу забезпеченню належно-го функціонування служби внутріш-нього аудиту та служби управління ризиками, і в 2018 році затвердила низку ключових документів, політик і процедур з питань внутрішнього аудиту та управління ризиками в групі Нафтогаз. У процесі підготовки до річних загальних зборів акціонерів за 2017 рік наглядова рада схвалила для погодження акціонером нову редакцію Статуту компанії, яку було запропоно-вано з метою приведення положень Статуту компанії у відповідність до вимог чинного законодавства та вимог імплементації системи вну-трішнього контролю компанії та групи Нафтогаз, а також запропонувала на затвердження річними зборами ак-ціонерів Основні напрями діяльності публічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компа-

нія «Нафтогаз України» на 2018 рік. Статути ключових господарських то-вариств групи Нафтогаз, які створені у формі акціонерних товариств, були приведені у відповідність до вимог законодавства і затверджені наглядо-вою радою та правлінням компанії на початку другого кварталу 2018 року. Також протягом звітного року члени наглядової ради брали участь у низці заходів, пов’язаних з підготовкою гру-пи Нафтогаз до проведення відокрем-лення діяльності з транспортування природного газу, включаючи зустрічі з акціонером, зовнішніми стейкхолде-рами, представниками ЄС та іншими зацікавленими сторонами.

Також як внесок в забезпечення розвитку своїх компетенцій члени наглядової ради пройшли навчання з питань кращих практик корпоративно-го урядування в дворівневій системі управління, яке було проведене в квітні 2018 року фахівцями Академії корпора-тивного управління Deloitte.

Присутність на засіданнях наглядової ради протягом

2018 року (чергові, позачергові та методом опитування)

Наглядова радаКомітет з

питань аудиту та ризиків

Комітет з питань етики та відокремлення діяльності

з транспортування природного газу

Комітет з призначень та

винагород

Комітет з питань охорони праці,

довкілля, безпеки та запасів1

Споттісвуд Клер Мері Джоан 17/17 13/13 6/6 11/11 1/3

Демчишин Володимир Васильович 17/17 13/13 6/6 10/11 3/3

Лескуа Бруно, Жан, Ґастон 17/17 13/13 6/6 11/11 3/3

Хохштайн Амос 13/17 4/13 2/6 8/11 1/3

Хейсом Стівен Джон2 0/17 0/13 0/6 0/11 0/3

Попик Сергій Дмитрович 15/17

(частково присутній під час засідань 18-16 квітня 2018 року

та 21-22 травня 2018 року)

9/13 3/6 10/11 1/3

Кудрицький Володимир Дмитрович 16/17 13/13 6/6 11/11 2/3

2 Протягом 2018 року формально залишався у складі наглядової ради, повноваження припинені тільки в березні 2019 року

1 До загальної кількості засідань включене одне засідання комітету з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів від 20 грудня 2018 року, яке не було правоможним через відсутність кворуму

9796


ЗВІТ НАГЛЯДОВОЇ РАДИ НАФТОГАЗУ

Конфлікт інтересів

Під час низки засідань наглядової ради Кудрицький Володимир Дми-трович повідомляв про потенційний конфлікт інтересів щодо питань по-рядку денного, які стосувалися прове-дення оцінки роботи та вирішення інших питань, які віднесені до компе-тенції наглядової ради, стосовно чле-на правління компанії та генераль-ного директора АТ «Укртранснафта» Гавриленка Миколи Миколайовича,

оскільки на одній з його попередніх посад він був у безпосередньому підпорядкуванні Гавриленка Миколи Миколайовича.

Першочергові завдання наглядової ради

Першочерговими завданнями наглядо-вої ради у 2018 році стали продовжен-ня роботи над впровадженням системи внутрішнього контролю компанії та спільна робота з правлінням і ключови-

ми дочірніми компаніями групи над за-безпеченням нарощування видобутку природного газу та підготовкою групи Нафтогаз до відокремлення діяльності з транспортування природного газу до 1 січня 2020 року.

До питань, які активно розглядалися наглядовою радою, також належали питання ліквідності компаній групи Нафтогаз і питання затвердження та контролю за виконанням Плану вну-трішніх аудитів на 2018 рік.

Взаємодія з акціонером та зовнішні комунікації

Комітет з питань аудиту та ризиків

У 2018 році наглядова рада підтри-мувала постійну взаємодію з урядом, яка полягала в проведенні регулярних спільних зустрічей з Прем’єр-міністром України та іншими представниками акціонера.

Також наглядова рада проводила зустрічі та низку публічних заходів з

представниками консорціуму міжна-родних партнерів та інших ключових стейк холдерів, які залучалися до питань проведення відокремлення діяльності з транспортування при-родного газу. Члени наглядової ради також взяли участь у круглому столі на тему «Співпраця в трикутнику Парла-мент-Уряд-НАК "Нафтогаз"», який було

проведено в комітетах Верховної Ради у лютому 2018 року як діалог між пар-ламентом, урядом і компанією щодо таких важливих питань, як відокрем-лення діяльності з транспортування природного газу та роль наглядових рад на підприємствах державної фор-ми власності.

Ключові функції комітету

Нову редакцію Положення про комітет з питань аудиту та ризиків наглядової ради було затверджено рішенням наг-лядової ради в лютому 2018 року. Зо-крема, відповідно до цього Положення ключовими завданнями та функціями комітету є:

1. Сприяння наглядовій раді у захисті інтересів компанії шляхом розроблення проектів і надання рекомендацій та пропозицій стосовно:1) повноти, точності та своєчасності

підготовки фінансової звітності компанії;

2) ефективності внутрішнього обліку та фінансового контролю в ком-панії;

3) ефективності діяльності з управ-ління ризиками в компанії;

4) організації відбору, призначення, продуктивності та поточної роботи зовнішнього (незалежного) ауди-тора;

5) організації відбору, призначення, перепризначення та звільнення керівника служби внутрішнього аудиту, продуктивності та поточ-ної роботи служби внутрішнього аудиту;

6) казначейських механізмів, що діють в компанії.

2. Відповідно до перерахованих вище завдань комітет здійснює такі функції:

2.1. Організовує та виконує попередній розгляд питань, включених до порядку денного засідань комітету та наглядової ради, що пов’язані з фінансами, аудитом та управлін-ням ризиками.

2.2. Організовує та детально розро-бляє проекти висновків, пропози-цій, рекомендацій, інших доку-ментів, проектів політик, стратегій, положень, процедур, рішень, пов’язаних з фінансами, аудитом та управлінням ризиками, а також подає їх на розгляд наглядовій раді.

2.3. Організовує та виконує такі функції стосовно фінансової звітності:1) моніторинг та перевірка ціліс-

ності, повноти, точності та своє-часності підготовки фінансової інформації компанії;

2) огляд з керівництвом компанії та зовнішнім аудитором зведених фінансових звітів, а також перег-ляд обґрунтованості та прийнят-ності застосованих принципів

фінансової звітності та будь-яких її суттєвих виправлень (коригу-вань);

3) перегляд відповідності та послі-довності методів бухгалтерсь-кого обліку та будь-яких змін в обліковій політиці і того, як ці зміни впливають на звітність компанії та юридичних осіб, які перебувають під контролем компанії;

4) розгляд будь-яких істотних роз-біжностей між зовнішнім ауди-тором та керівництвом стосовно фінансової звітності компанії.

2.4. Організовує та виконує такі функції стосовно внутрішнього контролю та управління ризиками:1) перегляд не менше одного

разу на рік загального стану та ефективності систем внутрішнього контролю та управління ризиками в компанії, включаючи огляд звітів зовнішніх і внутрішніх аудиторів;

2) аналіз ефективності коригуваль-них дій, вжитих керівництвом щодо вдосконалення системи внутрішнього контролю та управління ризиками;

3) проведення регулярних зустрі-чей з правлінням компанії для розгляду істотних ризиків і про-блем контролю та планування.

ОСНОВНІ ЗАВДАННЯ ТА РОБОТА КОМІТЕТІВ НАГЛЯДОВОЇ РАДИ

2.5. Організовує та виконує такі функції стосовно зовнішнього аудиту компанії:1) надання рекомендацій наглядо-

вій раді та, в разі необхідності, загальним зборам акціонерів стосовно призначення, повтор-ного призначення або звіль-нення зовнішнього аудитора, визначення винагороди за проведення аудиту та умов за-лучення зовнішнього аудитора, а також дослідження проблем, що можуть бути підставою для звільнення зовнішнього ауди-тора, та надання відповідей на будь-які питання стосовно при-пинення діяльності або звіль-нення зовнішнього аудитора;

2) контроль за дотриманням вимог Закону України «Про публічні закупівлі» від 25.12.2015 № 922-VIII та інших вимог чин-ного законодавства при виборі зовнішнього аудитора;

3) контроль незалежності та об’єк-тивності зовнішнього аудитора відповідно до Міжнародних стандартів контролю якості, аудиту, огляду, іншого надання впевненості та супутніх послуг;

4) встановлення та застосування офіційного визначення політи-ки, видів послуг, які не підля-гають аудиту та які виключені або допустимі після перевірки комітетом або допустимі без рекомендації комітету;

5) розроблення та реалізація політики щодо залучення зовнішнього аудитора для на-дання послуг не аудиторського характеру з урахуванням відпо-відних етичних рекомендацій щодо надання не аудиторських послуг з боку зовнішньої ауди-торської фірми;

6) перегляд ефективності процесу зовнішнього аудиту, характеру та обсягу аудиту, здійснення нагляду за аудитом і проведення аналізу будь-яких проблем або застережень, що випливають з аудиту, швидкості реагування ке-рівництва на письмові рекомен-дації, а також проведення огляду результатів аудиту із зовнішнім аудитором, включаючи, але не обмежуючись обговоренням будь-яких серйозних проблем, що виникли в ході перевірки, в тому числі:- будь-яких бухгалтерських та

аудиторських суджень;- рівня помилок, виявлених у

ході перевірки.

2.6. Організовує та виконує такі функції стосовно внутрішнього аудиту компанії:1) подання на затвердження

наглядовій раді Положення про службу внутрішнього аудиту;

2) надання рекомендацій нагля-довій раді про призначення, пе-репризначення або звільнення керівника служби внутрішнього аудиту;

3) надання рекомендацій нагля-довій раді щодо умов трудових договорів, які укладатимуться з працівниками служби вну-трішнього аудиту (включаючи керівника служби внутрішнього аудиту);

4) складання проекту бюджету наглядової ради, включаючи бюджет служби внутрішнього аудиту, та подання його на за-твердження наглядовій раді;

5) подання на затвердження нагля-довій раді ризик-орієнтованого річного плану внутрішнього аудиту;

6) перегляд звітів про діяльність служби внутрішнього аудиту;

7) перегляд не менше одного разу на рік ефективності діяльності служби внутрішнього аудиту;

8) розгляд проблем, що перешкод-жають службі внутрішнього аудиту ефективно виконувати поставлені завдання, і сприяння усуненню таких обмежень;

9) сприяння забезпеченню достат-німи та адекватними ресурсами для ефективного функціонуван-ня служби внутрішнього аудиту.

2.7. Організовує та виконує функції стосовно казначейських механіз-мів в компанії, а саме здійснює огляд і звітування наглядовій раді стосовно загального управління казначейською діяльністю в ком-панії, в тому числі:- банківські механізми та відноси-

ни;- управління ліквідністю та про-

гнозна діяльність;- управління боргами;- управління процентним ризиком;- внутрішній контроль за діяльністю

казначейського департаменту.2.8. Організовує та виконує такі функції

стосовно інших обов’язків у ком-панії, в тому числі:1) ініціація та проведення спе-

ціальних досліджень у міру необхідності, в тому числі за участю незалежних консультан-тів (експертів);

2) розгляд випадків шахрайства та оцінка адекватності заходів,

вжитих керівництвом для запобі-гання шахрайству;

3) розгляд необхідності внесення змін до цього Положення;

4) надання рекомендацій щодо відбору, призначення, перепри-значення та звільнення керів-ника підрозділу, до компетенції якого належить питання бюдже-тування;

5) надання наглядовій раді не мен-ше одного разу на шість місяців звіту про діяльність комітету, а також, на вимогу наглядової ради, надання регулярних допо-відей або інформації з окремих питань діяльності комітету;

6) подання на розгляд наглядової ради проектів нових редакцій Положення про комітет або необ-хідних змін і доповнень до нього з відповідним обґрунтуванням;

7) виконання інших обов’язків, пов’язаних з компетенцією комі-тету, на вимогу наглядової ради.

Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не менше одного разу на шість місяців.

Основні результати роботи в 2018 році

У 2018 році комітет з питань аудиту та ризиків провів 13 засідань, під час яких було прийнято більш ніж 45 рішень. У січні 2018 року наглядова рада прийняла рішення перейменувати цей комітет на комітет з питань аудиту та ризиків, розширивши компетенцію цього комітету питаннями управління ризиками, що відображено в новій ре-дакції Положення про комітет з питань аудиту та ризиків, яка набула чинності в лютому 2018 року. У 2018 році цей комітет зосереджував увагу на розгляді та схваленні фінансових та інвестицій-них планів компанії та ключових госпо-дарських товариств групи Нафтогаз, на розгляді результатів внутрішніх аудитів і перевірок діяльності компанії та під-приємств групи Нафтогаз, на питаннях проведення перевірок форензік і на забезпеченні здійснення відповідних дій за результатами рекомендацій внутрішнього та зовнішнього аудиту компанії та підприємств групи Нафто-газ. Протягом 2018 року комітет тісно співпрацював із зовнішнім аудитором компанії щодо результатів аудиту консолідованої фінансової звітності компанії за 2017 рік і планування зо-внішнього аудиту на 2018 рік, включаю-чи проведення зустрічей без представ-ників керівництва компанії.

9998


Зовнішнім аудитором компанії за звітний період обрано ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК». Його було обрано за ре-зультатами процедури відкритих торгів на закупівлю послуг з проведення фі-нансового аудиту та перевірки фінансо-во-господарської діяльності НАК «Наф-тогаз України», проведеної відповідно

до вимог Закону України «Про публічні закупівлі». Водночас компанією була проведена перевірка незалежності аудитора, а саме його відповідності спеціальним вимогам Закону України «Про аудиторську діяльність», який був чинним на дату такої перевірки, а також були проведені внутрішні про-

цедури компанії з питань комплаєнсу. ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК» своїм ли-стом від 12 квітня 2019 року повідомило компанію та комітет з питань аудиту та ризиків, що ключовий партнер з аудиту, аудитори, які залучалися до виконання аудиторських процедур, є незалежними від компанії.


Нову редакцію Положення про комітет з призначень та винагород наглядової ради було затверджено рішенням на-глядової ради в лютому 2018 року. Зо-крема, відповідно до цього Положення ключовими завданнями та функціями комітету є:

1. Сприяння наглядовій раді у розробленні проектів:1) стратегії наступництва наглядової

ради, правління та інших осіб, які здійснюють управлінські функції (у випадках, передбачених Статутом або внутрішніми документами ком-панії), яка, зокрема, включає пошук потенційних кандидатів на посаду голови правління у разі припинення повноважень чинного голови прав-ління для забезпечення безперерв-ності роботи правління;

2) політик та стандартів компанії з пи-тань відбору кандидатів на посади голови та членів правління, інших посадових осіб компанії, які призна-чаються та звільняються наглядовою радою, спрямованих на залучення висококваліфікованих фахівців до управління компанією;

3) принципів визначення винагород голові та членам правління з метою створення необхідних стимулів для ефективної роботи щодо реалізації стратегії розвитку компанії;

4) умов трудових договорів (контрак-тів), що укладатимуться з головою та членами правління, іншими посадовими особами компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою.

2. Надання загальним зборам або наглядовій раді (як це встановлено Статутом) рекомендацій та пропо-зицій стосовно:1) кандидатур на посади голови та

членів правління, інших посадових осіб компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою;

2) припинення повноважень голови та членів правління;

3) залучення незалежного зовніш-нього радника для оцінювання роботи членів наглядової ради;

4) кандидатур на посади членів на-глядової ради.

3. Відповідно до завдань комітет здійснює такі функції:1) розроблення та періодичний перег-

ляд політик (внутрішніх положень) компанії з питань призначень і винагород;

2) попередній розгляд питань щодо призначень і винагород голови та членів Правління, а також інших осіб, які здійснюють управлінські функції (у випадках, передбачених Статутом або внутрішніми докумен-тами компанії);

3) організація розроблення та опра-цювання проектів політик, стратегій, положень, рішень, інших докумен-тів, що регулюють діяльність у сфері призначень і винагород голови та членів правління, підготовка нагля-довій раді висновків, пропозицій і рекомендацій з цих питань;

4) аналіз поточних та очікуваних потреб компанії щодо професій-ної кваліфікації голови та членів правління, інших посадових осіб компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою, з урахуванням інтересів і стратегії розвитку компанії, визначення критеріїв відбору кандидатів на ці посади;

5) визначення та забезпечення процедури відбору, визначення кандидатур та рекомендування до схвалення загальними зборами або наглядовою радою (як це встанов-лено Статутом) кандидатур на замі-щення вакантних посад у наглядовій раді, правлінні та кандидатур інших посадових осіб компанії, які призна-чаються та звільняються наглядовою радою;

6) підготовка та винесення на роз-гляд загальних зборів або наглядо-вої ради (як це встановлено Ста-тутом) подання про обрання або припинення повноважень голови та членів правління, призначення та звільнення з посади посадових осіб компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою;

7) здійснення порівняльного аналізу та інформування наглядової ради про політики, програми, міжнародну практику, ситуацію на ринку праці щодо рівнів і систем винагороди членів виконавчих органів господар-ських товариств, формування та

надання пропозицій щодо винаго-роди голові та членам правління;

8) надання пропозицій наглядовій раді щодо індивідуальної вина-городи, що надається членам правління, гарантуючи сумісність таких пропозицій з політикою ви-нагороди, прийнятою компанією, та їх відповідність оцінці роботи члена правління, якому надається індивідуальна винагорода;

9) організація розроблення, опра-цювання, підготовка рекоменда-цій щодо форм та істотних умов трудових договорів (контрактів), що будуть укладатись з головою та членами правління;

10) формування пропозицій щодо ключових показників ефективності та організація процедур періодич-ної оцінки їх виконання головою та членами правління, корпора-тивним секретарем, керівником з питань управління ризиками, керівником служби внутрішнього аудиту, керівником з питань комп-лаєнсу, керівником антикорупцій-ної програми;

11) періодичне оцінювання структури, розміру, складу та роботи правлін-ня, надання рекомендацій щодо будь-яких змін;

12) періодичне оцінювання голови та членів правління на відповідність кваліфікаційним вимогам та звіту-вання щодо зазначеного питання наглядовій раді;

13) розроблення плану наступництва для посад голови та членів нагля-дової ради;

14) розроблення плану наступництва для посад правління, забезпечення наявності у правління належного плану наступництва інших осіб, які здійснюють управлінські функції в компанії;

15) надання наглядовій раді рекомен-дацій щодо персонального складу кожного з її комітетів, а також пері-одичної ротації членів наглядової ради між комітетами;

16) забезпечення проведення про-грам з орієнтації та навчання для членів наглядової ради та правлін-ня, необхідних для ефективного виконання ними своїх обов’язків у запровадженій в компанії моделі корпоративного управління;


Нову редакцію Положення про комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природ-ного газу наглядової ради було затвер-джено рішенням наглядової ради в лютому 2018 року. Зокрема, відпо-відно до цього Положення основним завданням комітету є сприяння наглядовій раді у захисті інтересів компанії шляхом оцінки та надання рекомендацій і пропозицій стосовно:

1) застосування Кодексу корпоративної етики;

2) конфлікту інтересів на рівні найви-щого керівництва та працівників компанії;

3) внесення змін до Кодексу корпора-тивної етики, необхідних для реалі-зації стратегії та місії компанії у бізнес-середовищі, що змінюється;

4) ефективного впровадження Кодексу корпоративної етики в компанії, моніторингу та усунення поодиноких або повторюваних порушень Кодексу корпоративної етики найвищим керівництвом і працівниками компанії;

5) спеціальних правил і процедур для опрацювання скарг третіх осіб стосовно порушення етичних норм найвищим керівництвом і працівни-ками компанії;

6) адекватних заходів для усунення негативних наслідків, спричинених порушенням етичних норм найви-щим керівництвом і працівниками компанії;

7) діяльності, пов’язаної з відо-кремленням оператора газотран-спортної системи, що має місце як всередині, так і поза межами групи Нафтогаз з метою забезпечення її повної відповідності Закону України «Про ринок природного газу», Третьому енергетичному пакету ЄС, а також врахування законних інтересів групи Нафтогаз.

Комітет з питань етики та відокрем-лення діяльності з транспортування природного газу організовує та виконує такі функції:1) розгляд питань, включених до

порядку денного засідань комітету та наглядової ради, що стосуються сфери корпоративної етики, зокрема конфлікту інтересів та відокрем-лення діяльності з транспортування природного газу;

2) розгляд скарг щодо порушення етич-них норм найвищим керівництвом і працівниками компанії та надання відповідних рекомендацій наглядо-вій раді;

3) постійний огляд і моніторинг ситуацій щодо наявності конфлікту інтересів у найвищого керівництва, у посадових осіб і працівників ком-панії;

4) на вимогу найвищого керівни-цтва, посадових осіб і працівників компанії, проведення попередньої конфіденційної перевірки дотри-мання правил корпоративної етики компанії в конкретних випадках;

5) аналіз та перегляд правил, процедур і практик компанії з етики для вияв-лення можливих порушень етичних норм і надання оцінки їх ефектив-ності для задоволення інтересів і потреб компанії;

6) моніторинг бізнес-середовища компанії та найкращої міжнародної практики (як універсальної, так і галузевої) у сфері корпоративної етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу, взаємодія з різними зацікавленими особами для визначення адекватно-сті поточних політик компанії з цих питань;

7) забезпечення належного рівня підзвітності та прозорості компанії, де це може сприяти усуненню або зменшенню етичних ризиків для компанії з урахуванням вимог щодо захисту інформації;

8) забезпечення поінформованості найвищого керівництва та працівни-

ків компанії з питань етики, а також наявності ефективних засобів для подання та опрацювання їх скарг;

9) сприяння ефективній комунікації між керівництвом і працівниками компа-нії з метою досягнення кращого ро-зуміння етичних цінностей компанії та для заохочення їх дотримання, а також для запобігання неприйнят-ним практикам;

10) на запит правління компанії, на-дання йому рекомендацій з питань корпоративної етики;

11) звітування перед наглядовою ра-дою про завдання та функції комі-тету, виконані в рамках підготовки річного звіту;

12) надання рекомендацій наглядовій раді з питань відокремлення опера-тора газотранспортної системи.

Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не менше одного разу на рік.


У 2018 році комітет з питань етики та відокремлення діяльності з тран-спортування природного газу провів 6 засідань, під час яких було прийнято 2 рішення та здійснено обговорення з більш ніж 15 питань, які виносилися на розгляд цим комітетом з метою обго-ворення. У січні 2018 року наглядова рада прийняла рішення переймену-вати цей комітет на комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу, роз-ширивши компетенцію цього комітету питаннями відокремлення діяльності з транспортування природного газу, що відображено в новій редакції Положення про комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу, яка набула чинності в лютому 2018 року. У 2018 році цей комітет зосереджу-вав увагу на питаннях анбандлінгу та співпраці з ключовими зовнішніми та внутрішніми стейкхолдерами, а чле-

Комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу

Комітет з призначень та винагород

ни комітету приділяли суттєву увагу проведенню регулярних зустрічей з представниками ключових стейкхолде-рів задля підвищення рівня обізнаності

щодо процесів та робіт, які проводили-ся в групі Нафтогаз з метою підготовки до завершення анбандлінгу до 1 січня 2020 року.

З-поміж іншого, комітет займався роз-глядом ситуацій виникнення конфлікту інтересів і несанкціонованих витоків інформації.

101100


17) попередній аналіз результатів діяльності голови та членів правлін-ня, зокрема, з огляду на можливе збільшення винагороди, застосуван-ня інших стимулів;

18) моніторинг виконання рішень нагля-дової ради з питань, що належать до компетенції комітету;

19) погодження кандидатур осіб, які здійснюють управлінські функції, при їх призначенні;

20) контроль рівня та структури винагороди для осіб, які здійсню-ють управлінські функції, надання загальних рекомендацій правлінню з цих питань;

21) надання наглядовій раді річного звіту про результати діяльності ко-мітету, що включає інформацію про персональний склад, кількість засі-дань та основну діяльність комітету, а також, на вимогу наглядової ради, надання регулярних доповідей або

інформації з окремих питань діяль-ності комітету.

Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не менше одного разу на рік.


У 2018 році комітет з призначень та ви-нагород провів 11 засідань, під час яких було прийнято більш ніж 40 рішень. У лютому 2018 року набула чинності нова редакція Положення про комітет з при-значень та винагород наглядової ради. У 2018 році цей комітет зосереджу-вав увагу на питаннях реформування системи оплати праці в компанії та групі Нафтогаз в цілому, на запровадженні системи оцінки персоналу та забезпе-ченні встановлення ключових показни-ків ефективності для членів виконавчого

органу, а також на затвердженні стан-дартних умов трудових контрактів для вищої ланки керівництва групи Нафто-газ, питаннях преміювання та забезпе-чення кадрового резерву правління. Зокрема, комітетом було розглянуто та рекомендовано для затвердження наглядовою радою Політику щодо встановлення розміру винагороди членам правління Національної акці-онерної компанії «Нафтогаз України», керівникам господарських товариств, єдиним акціонером (засновником, учасником) яких є Національна ак-ціонерна компанія «Нафтогаз Украї-ни». Комітет також приділяв суттєву увагу питанням запровадження грейдингової системи оплати праці як в компанії, так і на підприємствах групи Нафтогаз, а також питанням запровадження комплексної системи управління ефективністю праці на всіх підприємствах групи Нафтогаз.

Для здійснення внутрішньої трансформації, відмежування компанії від політичного втручання та забезпечення ефективного управління компанією Нафтогаз проводить реформу корпоративного урядування відповідно до Керівних принципів ОЕСР щодо корпоративного врядування на підприємствах державної форми власності. У 2015 році Кабінет Міністрів України (КМУ) затвердив план дій щодо реформування корпоративного управління у Нафтогазі (План дій щодо корпоративного управ-ління або ПДКУ) та на початку 2016 року вперше було призначено незалежну нагля-дову раду, яка розпочала свою діяльність у травні. Реформа корпоративного уряду-вання Нафтогазу є частиною зобов'язань України відповідно до Договору Позики з Європейським Банком Реконструкції та Розвитку (Проект «Реконструкція, капіталь-ний ремонт та технічне переоснащення магістрального газопроводу Уренгой-По-мари-Ужгород»). Досягнення цілей компанії та запрова-дження корпоративної стратегії значним чином залежить від успішної реалізації реформи корпоративного урядування компанії. Уряд має делегувати належний обсяг повноважень наглядовій раді, а також забезпечити умови для заміни дер-жавних контролів інструментами системи внутрішніх контролів, які було запровадже-но у компанії. Це допоможе відмежувати Нафтогаз від політичного втручання та стане передумовою для масштабної тран-сформації, передбаченої корпоративною стратегією. ПДКУ є детальною дорожньою картою реформування корпоративного уряду-вання, що включає запропоновані зміни до законів і підзаконних актів щодо управління Нафтогазу та юридичних осіб, акціонером (засновником, учасником) яких є компанія. Незважаючи на значний обсяг роботи, спрямованої на приведення корпора-тивного урядування Нафтогазу у відпо-відність до найкращих практик та стан-дартів, яка уже була зроблена, варто відмітити, що реформу компанії станом на кінець 2018 року не було заверше-но. Також не було виконано План дій щодо корпоративного управління. Біль-ше того, зміни нормативно-правових документів, які регулюють управління компанії, схвалені рішеннями Уряду в

кінці 2018 – на початку 2019 років, не тільки не демонструють руху вперед, але є, фактично, підтвердженням згортання реформи корпоративного урядування. Такі важливі для запрова-дження ефективного корпоративного урядування групи Нафтогаз питання лишаються невирішеними:- надання наглядовій раді необхідно-го обсягу повноважень, включаючи затвердження стратегії, фінансових та інвестиційних планів компанії, обрання та припинення повноважень голови та членів правління;

- встановлення зрозумілої та чіткої процедури сплати дивідендів на основі результатів фінансово-господарської діяльності компанії та юридичних осіб, акціонером (учасником, засновником) яких вона є;

- затвердження стратегії компанії1;- затвердження змін до Статуту компанії2 для приведення його у відповідність до чинного законодавства та ПДКУ.

Очікується, що деякі із зазначених питань, які потребують внесення змін до законодавства України, будуть вирішені після затвердження Проекту Закону «Про внесення змін до деяких законодавчих актів України щодо вдосконалення кор-поративного управління юридичних осіб, акціонером (засновником, учасником) яких є держава». Інші дії, спрямовані на подальше запровадження реформи корпоративного урядування компанії та підприємств групи Нафтогаз, мають бути здійснені КМУ, який управляє корпора-тивними правами держави у статутному капіталі компанії. Окрім цього, певні дії уряду значно погір-шили ситуацію із просуванням реформи корпоративного урядування аж до повер-нення до практики політичного втручання в управління компанією, найбільш показо-вими із яких є:- поновлення обмежень на здійснення витрат за відсутності належним чином затвердженого фінансового плану (відміна цих обмежень, встановлених Постановою КМУ від 3 жовтня 2012 року № 899 «Про порядок здійснення витрат суб'єктами господарювання державного сектору економіки у разі незатвердження (непогодження) річних фінансових планів у встановленому порядку», була передба-чена ПДКУ);

- внесення змін до Статуту компанії, які суттєво обмежують повноваження нагля-дової ради та правління (Постанова КМУ від 6 березня 2019 року №226 «Деякі питання акціонерного товариства ̋ Наці-ональна акціонерна компанія ̋ Нафтогаз України˝») та скасовують позитивні досяг-нення, набуті у процесі виконання ПДКУ, зокрема виключення навіть консуль-таційної ролі наглядової ради компанії при обранні голови та членів правління, визначення статусу нерухомого майна, внесеного до статутного капіталу3 та ста-тусу компанії як повноправного акціонера юридичних осіб, акціонером (засновни-ком, учасником) яких є компанія4;

- Розпорядження КМУ від 27 березня 2019 року № 176-p «Деякі питання реалізації Кабінетом Міністрів України повноважень загальних зборів акціонер-ного товариства ̋ Національна акціонерна компанія ̋ Нафтогаз України"», яким додатково обмежено повноваження наглядової ради та правління шляхом встановлення зобов'язання отримувати попереднє погодження загальних зборів (КМУ) з рішень щодо укладення пра-вочинів, що потребують попереднього погодження наглядової ради відповідно до Статуту компанії.

До реформи корпоративного урядуван-ня компанії прикута увага міжнародних організацій – визнаних експертів з питань функціонування підприємств державної форми власності взагалі та їх корпоратив-ного урядування зокрема. У 2018 році експерти ОЕСР, за активного залучення компанії та інших зацікавлених сторін, реалізували два важливих проекти з питань антикорупційної реформи та ре-форми корпоративного управління, резуль-тати яких було закріплено у таких звітах:- Антикорупційні реформи в Україні:

запобігання та переслідування корупції на Державних підприємствах5.

- Реформа державних підприємств у вугле-водневому секторі України6.

Ці звіти містять важливі висновки та реко-мендації на адресу уряду та компанії щодо корпоративного урядування, реформи та подальшого розвитку групи Нафтогаз. Співпраця з міжнародними організаціями є важливою для забезпечення енергетичної безпеки України, і компанія здійснює дії, спрямовані на імплементацію відповідних рекомендацій у групі Нафтогаз.

1 Корпоративна стратегія групи Нафтогаз була розроблена правлінням, схвалена наглядовою радою та надіслана на затвердження акціонером у липні 2017 року.2 Нова редакція Статуту компанії була розроблена правлінням, схвалена наглядовою радою та надіслана на затвердження акціонеру у квітні 2018 року. У березні 2019 року КМУ змінив тип компанії з публічного на приватне акціонерне товариство та вніс відповідні зміни до Статуту. Також були внесені додаткові зміни до Статуту, що суперечать меті реформи корпоративного урядування та вимогам законодавства.

3 Попередні редакції Статуту включали положення, відповідно до якого все нерухоме майно, унесене до статутного капіталу компанії чи набуте компанією іншим законним шляхом, є власністю компанії. У новій редакції Статуту повернуто невизначеність статусу нерухомого майна компанії та навмисно виключено зазначене положення.

4 Компанія визначена як господарська структура, яка здійснює управління об'єктами державної власності, зокрема корпоративними правами, що передані до статутного капіталу компанії. Це положення суперечить ПДКУ. Воно ставить під сумнів статус компанії як повноправного акціонера юридичних осіб, акціонером (засновником, учасником) яких є компанія (який має бути визначено у рамках дій, передбачених ПДКУ).

5 https://www.oecd.org/corruption/acn/OECD-ACN-Ukraine-4th-Round-Bis-Report-SOE-Sector-2018-ENG.pdf6 http://www.oecd.org/daf/ca/SOE-Reform-in-the-Hydrocarbons-Sector-in-Ukraine-ENG.pdf


Нову редакцію Положення про комітет з питань охорони праці, довкілля, без-пеки та запасів наглядової ради було затверджено рішенням наглядової ради від 21-22 лютого 2018 року. Зо-крема, відповідно до цього Положення ключовими завданнями та функціями комітету є:

1. Вивчення та підготовка до розгля-ду наглядовою радою питань, що стосуються здійснення нагляду:1) за стратегією з питань охорони

праці, довкілля, безпеки (далі – ОПДБ), оцінки та управління ресурсами та запасами вуглевод-нів (далі – Запаси), планами та оцінкою ризиків у сфері ОПДБ у контексті загальної стратегії госпо-дарської діяльності компанії;

2) за обсягом і напрямом політики та плану дій, розроблених для реа-лізації стратегії з ОПДБ та Запасів, включаючи зниження ризиків;

3) за реалізацією планів та контр-олем за виконанням стратегії з ОПДБ та Запасів, виконанням планів і заходів, включаючи план реагування на надзвичайні ситуа-ції та аварії (аварійні ситуації);

4) за обсягом та результатами про-грам соціального інвестування та партнерства у сфері соціального розвитку;

5) за реагуванням на значні та повторювані порушення в роботі компанії з точки зору управління

сферами ОПДБ та Запасів, резуль-татами діяльності та його впливом на загальногосподарську діяль-ність, в тому числі ті, що ведуть до значних правових наслідків;

6) за інтеграцією ОПДБ та Запасів у основні бізнес-процеси, включаю-чи капітальні програми, програми досліджень, програми злиття, при-єднання та вихід на нові ринки;

7) за публічним розкриттям інформа-ції, пов’язаної з ОПДБ та Запасами;

8) за якістю управління у сферах ОПДБ та Запасів, достатністю методів і заходів, якими досягаєть-ся основна мета та приймаються вірні управлінські рішення;

9) створення сприятливих умов для залучення інвестицій для збіль-шення видобутку вуглеводнів.

2. Огляд рейтингу та стану компанії відносно найкращих міжнародних практик у сферах ОПДБ та Запасів, законодавчих вимог, включаючи досягнення у сфері корпоративного управління.

Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не рідше одного разу на рік.


У 2018 році комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів провів 3 засідання, під час яких було прийнято 1 рішення та здійснено

обговорення з 5 питань, які виносили-ся на розгляд цього комітету з метою обговорення. Загальна кількість засі-дань включає засідання від 20 грудня 2018 року, яке не є правоможним через відсутність кворуму, проте під час нього присутні члени комітету провели обговорення питань порядку денного. У січні 2018 року наглядова рада прийняла рішення переймену-вати цей комітет на комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів, розширивши компетенцію цього комітету питаннями запасів, що відображено в новій редакції Поло-ження про комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів, яка набула чинності в лютому 2018 року. У 2018 році цей комітет зосереджував увагу на питаннях мінімізації ризиків виробничого травматизму, виникнення аварій, надзвичайних ситуацій та інших інцидентів у компаніях групи Нафтогаз, а також розширення ресурсної бази та нарощування видобутку природно-го газу. Крім того, у жовтні 2018 року члени комітету відвідали з робочим візитом один з виробничих об’єктів АТ «Укртрансгаз», щоб наголосити на важливості питань гігієни та безпеки праці, охорони довкілля, промислової і техногенної безпеки для наглядової ради.

Комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів

103102


КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

105104

ПРАВЛІННЯ ТА ЙОГО ВИНАГОРОДА РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

Андрій Коболєв Голова правління

Сергій Перелома Перший заступник голови правління

Сергій КоновецьЗаступник голови правління (фінансовий директор)

Юрій Колбушкін Член правління

Олег ПрохоренкоЧлен правління (голова правління АТ «Укргазвидобування» до 15 березня 2019 року)

Микола Гавриленко Член правлінняДиректор з управління дивізіоном «Нафта»

Менеджери вищої ланки НАК «Нафтогаз України»

Члени правління НАК «Нафтогаз України»

Андрій Коболєв 286,5*Сергій Перелома 27,5Сергій Коновець 22,7Юрій Колбушкін 17,3Олег Прохоренко** 20,6Микола Гавриленко** 14,7Всього 389,3

Винагорода управлінського персоналу за 2018 рік

Упродовж 2018 та 2017 років управлінський персонал складався із шістьох членів правління та дев’яти директорів. Компенсація управлінському персона-лу, що входить до складу інших операційних витрат, включала заробітну плату і додаткові поточні премії та становила 717 млн грн (у 2017 році 214 млн грн).Винагорода членів правління (з урахуванням єдиного соціального внеску), млн грн.

*Включає премію за перемогу у Стокгольмському арбітражі у розмірі 261,0 млн грн. Додатково див. стор. 106-107.

**Олег Прохоренко та Микола Гавриленко не отримують винагороду як члени правління.

Юрій Вітренко Директор виконавчий Групи Нафтогаз Голова наглядової ради ПАТ «Укрнафта» з 11 квітня 2019 року

Андрій ФаворовДиректор з інтегрованого газового бізнесу

Павел СтанчакВіце-президент АТ «Укртрансгаз»

Орест ЛогуновДиректор з закупівель Групи Нафтогаз

Андрій Хоменко Директор з управління дивізіоном «Технічне забезпечення»

Маргарита КоротковаДиректор з управління персоналом та соціальної політики Групи Нафтогаз

Марина КвашнінаДиректор з інформаційних технологій

Ярослав Теклюк Директор з юридичних питань

Віталій ЩербенкоДиректор з адміністративної діяльності та енергоефективності

Альона Осмоловська Директор з корпоративних комунікацій

Олег ДіденкоДиректор з проблемної заборгованості, газорозподільних систем та роздрібного газопостачання групи Нафтогаз

КЛЮЧОВІ МЕНЕДЖЕРИ ТА ЇХ ВИНАГОРОДА

107106

ПРАВЛІННЯ ТА ЙОГО ВИНАГОРОДА РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

Перемога у найбільшому в історії комерційному арбітражі: здобутки і винагорода

Втратили б, якби програли**

Натомістьдодатково виграли

фактично виплачена премія 41 члену команди*

4,6млрд дол.

130,8 млрд дол.ВВП України в 2018 році

20,7 млн дол.

81,4млрд дол.

СТОК

ГОЛЬ

МСЬ

КИЙ

АРБІ

ТРАЖ

20

14-2

018

Ця сума враховує всі фактично виставлені грошові вимоги Газпрому за положенням «бери або плати» за 2012-2016 роки, ефект від застосування «бери або плати» в 2017-2019 роках, ефект від застосування оригінальної контрактної ціни на газ в квітні 2014-2019 років замість переглянутої трибуналом ціни, а також оплату за обсяги відібраного в першій половині 2014 року, але неоплаченого на момент відбору газу, – за оцінкою на дату винесення фінального рішення по справі про транзитний контракт від 28 лютого 2018 року.

* 1% від суми фактично стягненого виграшу призначено за рішенням наглядової ради команді з 41 людини. Наразі стягнуто 2,1 млрд дол., завдяки чому Нафтогаз сплатив до держбюджету податки та дивіденди на суму 56 млрд грн. Відповідно, станом на дату звіту виплачено 20,7 млн дол.

**

Декларація готовності до ризику групи Нафтогаз

109108

УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

Структура ризиків групи Нафтогаз та їх оцінка

20 251510

ОЦІНКА РИЗИКУ ДЛЯ ГРУПИ:

НИЗЬКИЙ СЕРЕДНІЙ ІСТОТНИЙ

16ЕКОЛОГІЧНИХ,

БЕЗПЕКИ ПРАЦІ ТА ОХОРОНИ ЗДОРОВ’Я

123ОПЕРАЦІЙНІ

24РЕГУЛЯТОРНІ

25 ЮРИДИЧНИХ

51СТРАТЕГІЧНИЙ

24ФІНАНСОВІ

2 КОМПЛАЄНС

УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ У ГРУПІ НАФТОГАЗ

Протягом 2018 року продовжувалась робота з побудови ефективної комп-лексної системи управління ризиками та координації процесу управління ризиками у групі Нафтогаз. Так, у лип-ні 2018 наглядова рада затвердила Декларацію готовності до ризику (Risk Appetite Statement) групи Нафтогаз.

Цей документ враховує кращий світо-вий досвід та визначає ризик-апетит компанії, тобто рівень та обсяг ризику, який компанія Нафтогаз готова понести виходячи зі своїх фінансових та опера-ційних можливостей, і при цьому змо-же досягнути своїх стратегічних та опе-раційних цілей. Декларація готовності до ризику містить обмеження не тільки для існуючих ризиків, які зокрема були виявлені під час річної оцінки ризиків, але і потенційно для напрямків, які

мають вагомий вплив на досягнення Корпоративної стратегії Нафтогазу.Нафтогаз став першою державною компанією України, яка розробила та затвердила Декларацію готовності до ризику.

Протягом 2018 року велась активна робота з розбудови функціональної вертикально інтегрованої системи управління ризиками в групі Нафто-газ. У рамках впровадження практики управління ризиками в ділову культуру на всіх підприємствах групи Нафтогаз були затверджені внутрішні документи з управління ризиками.

Також у 2018 році було розроблено низку внутрішніх документів, що ви-значають порядок управління специ-фічними ризиками, а саме Методику

та Регламент управління фінансовими ризиками, Регламент управління подат-ковими ризиками, Політику управління ризиками інформаційної безпеки. Серед іншого, з метою управління цільовим підходом до закупівель при-родного газу компанією з активним залученням Служби управління ризи-ками було розроблено модель оптимі-зації балансу газу. Дана модель виведе компанію на новий рівень планування закупівель газу та формування балансу.Протягом 2018 року була проведена річна оцінка ризиків не лише компанії, а і підприємств групи Нафтогаз. За ре-зультатами було сформовано єдиний Реєстр ризиків групи Нафтогаз, який включає 265 ризиків. Серед ключових ризиків, ідентифікованих протягом 2018 року у групі Нафтогаз, слід виді-лити:

СтратегічніЗменшення/припинення транзиту територією України через запуск Турецького потоку та Північного потоку-2Будівництво нових газопроводів в обхід України (Турецький потік та Пів-нічний потік-2) залишається одним із ключових стратегічних ризиків групи Нафтогаз, оскільки призведе до суттє-вого зменшення/припинення транзи-ту територією України та втрати істот-ної частки доходу групи Нафтогаз.

Протягом 2018 року Газпром отримав всі необхідні дозволи з боку турець-кого уряду та завершив будівництво морської частини газопроводу Ту-рецький потік. На момент складання звіту невирішеним залишається пра-вове поле функціонування Північного потоку-2, а саме порядок застосу-вання вимог Третього енергетичного пакету до нього.

Додаткову інформацію щодо дій ком-панії за даним ризиком можна знайти у розділі «Світовий ринок газу» звіту.

Продовження дії Положення про покладення спеціальних обов'язків (ПСО) на несприятливих для компанії умовах та продовження продажу газу через облгаззбути та ТКЕ

19 жовтня 2018 року уряд України затвердив нове положення про по-кладення спеціальних обов’язків на компанію до травня 2020 року. Відпо-відно до цього положення мінімаль-но необхідний рівень розрахунків підприємств теплокомуненерго (ТКЕ) з компанію було знижено з 90% до 78%, що призводить до накопичення проблемної дебіторської заборгова-ності за поставлений природний газ.

Станом на 31 грудня 2018 року заборгованість підприємств ТКЕ перед Нафтогазом склала близько 30 млрд грн, а регіональних поста-чальників газу – близько 19 млрд грн. Значний рівень заборгованості сут-тєво впливає на ліквідність компанії, що описано нижче.

Стратегічні

• Відокремлення діяльності з транспортування природного газу (анбандлінг) та впровадження оптимальної моделі використання ПСГ

• Реформа корпоративного урядування

• Забезпечення контролю компанії над підприємствами групи Нафтогаз

• Забезпечення безперебійного транзиту природного газу

• Забезпечення необхідного видобутку природного газу у 2018 році

• Забезпечення необхідного достатнього обсягу природного газу для виконання ПСО

Комплаєнс

• Дотримання Кодексу корпоративної етики, запобігання конфлікту інтересів, проявам корупціі, застосування санкцій

Фінансові

• Забезпечення виконання зобов'язань за кредитними договорами з фінансовими інститутами

• Забезпечення достатнього рівня ліквідності для виконання ключових статей витрат

• Дотримання цільового рівня експозиціі до валютного ризику

Операційні

• Обсяги продажу компанією природного газу промисловим споживачам у 2018 році

• Забезпечення надійної ІТ-інфраструктури в групі Нафтогаз

• Залучення та утримання кваліфікованих працівників

• Створення кадрового резерву на ключові посади в компанії та на підприємствах групи Нафтогаз

• Створення єдиної загальної політики та принципів управління персоналом у групі Нафтогаз

• Забезпечення необхідного рівня успішності (success rate) нових свердловин Укргазвидобування

• Видобуток та пошуково-розвідувальні роботи

• Забезпечення виконання вимог діючих та нових ліцензій на видобуток та торгівлю природним газом

Регуляторні

• Уникнення будь-якої дискримінаціі у сфері праці

• Уникнення використання праці дітей

• Надання/розкриття інформації про компанію, в тому числі надання персональних даних працівників

• Виконання вимог органів державної влади та органів місцевого самоврядування

Репутаційні

• Реагування на загрози погіршення репутації

Екологічні, безпеки праці та охорони адоров'я

• Забезпечення гігієни та безпеки праці, екологічної та промислової безпеки

Рівень ризик-апетиту

Нульовий Низький Помірний Високий

111110

УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

ФінансовіРизик недостатньої ліквідностіІснування ризику ліквідності спричине-не низкою пов'язаних між собою фак-торів, до яких відносяться:• сезонний характер витрат і доходів:

грошова виручка від реалізації та транспортування природного газу надходить під час опалювального сезону. Водночас протягом літнього періоду, коли обсяги реалізації знач-но менші, група несе суттєві витрати, пов’язані з фінансуванням закачу-вання природного газу до підземних сховищ газу на наступний опалюваль-ний сезон;

• сплата дивідендів відповідно до гра-фіків, визначених розпорядженнями Кабінету Міністрів України без вра-хування наявності вільних грошових коштів в групі;

• фіксовані дати погашення кредитів українських та іноземних банків на купівлю природного газу в рамках підготовки до опалювального сезону;

• накопичення проблемної дебітор-ської заборгованості з боку ТКЕ та регіональних постачальників за по-ставлений природний газ.

Для мінімізації впливу даного ризику Нафтогаз вживає всіх необхідних захо-дів щодо перенесення строків сплати кредитних зобов'язань перед україн-ськими та іноземними банками, отри-мання дозволу від акціонера на сплату дивідендів частинами та від Національ-ного банку України на продаж транзит-ної виручки для цих цілей.

РегуляторніРизик неотримання нових ліцензій1

В рамках виконання Стратегії 20/20 Укргазвидобування щодо збереження та подальшого примноження видо-бутку українського газу підприємство реалізує низку заходів щодо отриман-ня нових ліценцій. Проте з 2016 року Укргазвидобування отримало понад 105 відмов у погодженні ліцензій на нові ділянки та на розширення меж існуючих, а також на розробку шельфу Чорного та Азовського морів. Ситуація змінилася на краще у 4 кварталі 2018 року після ухвалення Постанови КМУ «Про реалізацію екс-периментального проекту із запрова-дження аукціонів з продажу спеціаль-них дозволів на користування надрами шляхом електронних торгів». Система онлайн-аукціонів з продажу ліцензій забезпечить відкритість та прозорість при наданні адміністративних послуг суб’єктам господарювання.

Експропріація (втрата) ліцензій на видобуток газу

Частина ліцензійних ділянок Нафтогазу та Укргазвидобування, на яких може проводиться розвідка та видобуток газу, знаходяться на території або поблизу тимчасово окупованих тери-торій на сході України. Тому роботи на цих свердловинах не проводяться. Це може призвести до можливого пору-шення затвердженої програми видо-бутку газу на існуючих свердловинах або певних вимог охорони здоров'я та навколишнього середовища.

Екологічні, безпеки праці та охорони здоров’я Специфіка операційної діяльності підприємств групи Нафтогаз характеризується підвищеним ризиком виникнення аварійних ситуацій, які можуть завдати шкоди здоров'ю та життю працівників, навколишньому середовищу, призвести до втрат виробничих потужностей та призупинення операційної діяльності. Наявність застарілого обладнання та високий рівень впливу людського фактору лише підвищують вказані ризики.

З метою зменшення даного ризику на підприємствах групи Нафтогаз регу-лярно проходять навчання персоналу щодо дотримання вимог національних та міжнародних стандартів і практик з безпеки праці. Крім того, група Нафто-газ інвестує ресурси в модернізацію існуючих виробничих потужностей та впровадження кращих світових прак-тик експлуатації і діагностики за даним напрямком.

ОпераційніРизик втрати доступу до буферного газу, що знаходиться у підземних сховищах газу, через некоректне їх виведення зі структури Нафтогазу

З метою лібералізації ринку природ-ного газу відповідно до вимог Третьо-го енергетичного пакету ЄС Україна взяла на себе зобов'язання провести анбандлінг – відокремлення функції транспортування газу від Нафтогазу. Першочерговим кроком постановою КМУ № 801 від 09 листопада 2016 року було створено компанію «Магістральні

газопроводи України», згодом у складі оператора ГТС, Укртрансгазу, рішенням акціонера № 218 від 01 листопада 2018 року було створено філію, що від-повідає за транспортування. В рамках реалізації чергового етапу Дорожньої карти з відокремлення оператора ГТС 29 січня 2019 року заснована нова ком-панія – ТОВ «Оператор газотранспорт-ної системи України», 100% власником якої є Укртрансгаз.

Відповідно до затвердженого урядом плану реструктуризації Нафтогазу по-винно також відбутися відокремлення діяльності зі зберігання (закачування, відбору) природного газу. У випадку некоректного виведення підземних сховищ газу зі структури групи Нафтогаз існує значний ризик втрати доступу до буферного газу, який знаходиться в ПСГ, що призведе до значних фінансових втрат групи Нафтогаз.

Компанія разом із міжнародними експертами активно працює над роз-робкою та погодженням нового плану реструктуризації, відповідно до якого діяльність, пов'язана зі зберіганням природного газу, залишиться у структу-рі групи Нафтогаз.

ЮридичнийРизик неврегульованості законодавства щодо закупівлі природного газу без тендерної процедури після запровадження добового балансування

1 березня 2019 року запрацювала одна з ключових реформ в енергетиці – ри-нок газу перейшов з місячного на до-бове балансування. Водночас закупівлі природного газу все ще підпадають під дію Закону України «Про публічні заку-півлі», тобто повинні проводитись на основі тендерної процедури. З метою недопущення реалізації цього ризику необхідно прийняти відповідні зміни до Закону «Про публічні закупівлі».

1 До 2018 року цей ризик належав до класу Операційних ризиків. В рамках річної оцінки ризиків у компанії у 2018 році було оновлено клас даного ризику.

113112


УПРАВЛІННЯ ПЕРСОНАЛОМПріоритетні напрями роботи з персоналом у 2018 році: підтримка проекту трансформації групи;

реформування діючої на підприємствах групи системи оплати праці, уніфікація підходів до формування системи матеріального стимулювання персоналу групи, поступове впровадження системи винагороди на основі оцінки досягнення цілей;

реалізація навчальних проектів з метою забезпечення кваліфікованим персоналом компанії групи;

впровадження соціальної політики на підприємствах групи, спрямованої на утримання та підвищення залученості персоналу, створення work-life balance середовища, захисту інвестицій в людський капітал;

продовження формування управлінського кадрового резерву групи за програмою МBA, впровадження перших онлайн програм для навчання працівників;

вдосконалення HR-процесів в компаніях групи, впровадження пілотних проектів з оцінки персоналу;

диджиталізація HR-функції.

Кількісні та якісні характеристики персоналу групи Нафтогаз

Винагорода персоналу

Кількість штатних працівників на підприємствах групи, 2018 рік

21,6 % — жінки

68 386 Всього працівників

47 056Кваліфіковані та інші робітники

78,4 % — чоловіки

284Технічні службовці

7 990 Керівники всіх рівнів

13 056Професіонали та фахівці

Станом на 31.12.2018 року облікова кількість штатних працівників на підприємствах групи Нафтогаз становила 68 386 працівників.

Серед загальної кількості штатних працівників у 2018 році нараховувалося керівників усіх рівнів – 7 990 осіб

(11,7%), професіоналів та фахівців – 13 056 осіб (19,1%), технічних службовців – 284 особи (0,4%), кваліфікованих та інших робітників – 47 056 осіб (68,8%).

У гендерній структурі підприємств групи частка чоловіків (78,4% або

53 636 осіб) переважає над часткою жінок (21,6% або 14 750 осіб), що обумовлено специфікою виробничої діяльності.

Більшість персоналу групи Нафтогаз – 40 694 осіб (59,5%) складають співробітники, що знаходяться у віці від 30 до 50 років.

Частка співробітників у віці до 30 років – 6 809 осіб (10%); понад 50 років – 18 750 осіб (27,4%); пенсіонерів за віком – 2 133 особи (3,1%).

На ключових підприємствах групи На-фтогаз працює 93,5% персоналу: АТ «Укрнафта» – 22 050 осіб, АТ «Укргазвидобування» – 19 459 осіб, АТ «Укртрансгаз» – 18 674 осіб та АТ «Укртранснафта» – 3742 осіб. Безпосе-редньо у сфері видобутку газу та нафти зайняті 21,5% працівників, а в сфері транспортування газу та нафти – 35,5%.

У 2018 році коефіцієнт плинності персо-налу по групі Нафтогаз склав 3,9% (при середньому показнику по Україні згідно з загальногалузевими оглядами EY – 19%).

З метою створення прозорої системи оплати праці у 2018 році на підприємствах групи Нафтогаз про-довжувалось впровадження грейдової системи оплати праці (покриття – 95% працівників групи).

Зроблені важливі кроки до уніфікації підходів щодо формування систем матеріального стимулювання працівників групи, продовжено впровадження системи змінної винагороди, яка пов’язує резуль тати роботи підприємств з результатами діяльності конкретних працівників.

За результатами 2018 року середня заробітна плата працівників у групі Нафтогаз зросла на 20% порівняно з 2017 роком та становила 16 042 грн (за результатами огляду EY, цей показник по Україні – 16%). Зростання заробітної плати є одним із заходів, які вживає компанія у відповідь на брак робочої сили, трудову міграцію кваліфікованого виробничого персоналу за кордон, зростання рівня інфляції, зростання вартості проживання та ін.

З метою залучення, збереження і моти-вування керівників, які мають необхідні навички, знання та компетенції, до

досягнення цілей, визначених Корпо-ративною стратегією, та встановлення єдиних принципів визначення винагоро-ди керівників у 2018 році розроблено та впроваджено політику щодо встановлен-ня розміру базової винагороди членам правління компанії та керівників акціо-нерних товариств групи Нафтогаз (далі разом – керівники) та систему управлін-ня змінною частиною винагороди керів-ників – преміювання за досягнення цілей та ключових результатів. Встановлено цілі керівникам на 2018 та 2019 роки. Повністю запроваджена та працює дру-гий рік система цілепокладання в Укргаз-видобуванні та Укртранснафті.

Розподіл персоналу за підприємствами групи Нафтогаз у 2018 році

22 050

19 459

18 674

3 742

3,9 %

2 719

19,0 %

Коефіцієнт плинності персоналу по групі Нафтогаз, 2018 рік

по групі Нафтогаз

по Україні

плинність персоналу

115114


+20 %

Середньомісячна зарплата на підприємствах групи Нафтогаз, грн

13 374

2017 2018

16 042

Соціальне забезпечення Оцінка персоналу

Навчання та розвиток персоналу

Соціальна політика групи Нафтогаз є важливим інструментом для залучення, утримання, соціального захисту кваліфікованих працівників, чиї професійні вміння на даний момент є унікальними та дефіцитними. Значною мірою він впливає на створення позитивного мотиваційного клімату та є реальною конкурентною перевагою підприємства на ринку праці.

Соціальний розвиток та соціальні заходи підприємств групи Нафтогаз включають добровільне медичне страхування та медичне обслуговування працівників, страхування від нещасних випадків, оздоровлення та відпочинок працівників та членів їх сімей, утримання об’єктів соціальної інфраструктури, виплату матеріальної допомоги.

В рамках реалізації стратегії утримання працівників через нематеріальну мотива-цію та організацію культурного дозвілля робітників, які не мають доступу до по-дібного роду послуг, започатковано про-ект співпраці підприємств групи Нафтогаз з Київським академічним драматичним театром на Подолі. У 2018 році 560 працівників ГПУ «Шебелинкагазвидобу-вання», БУ «Укрбургаз», «УГВ-Сервіс», УБМР «Укргазспецбудмонтаж» стали першими глядачами гастрольної вистави театру «Сто тисяч».

На соціальний захист та розвиток персоналу у 2018 році було витрачено 2,4 млрд грн, що на 26% більше, ніж у 2017 році.

У ході розробки та реалізації програм і політик з питань управління персоналом та соціальної політики група стала засновником та активним учасником Київської міської організації роботодавців нафтогазової галузі (КМОРНГ) та Івано-Франківської обласної організації роботодавців нафтогазової галузі (ІФООРНГ), що є засновниками Всеукраїнського галузевого об'єднання «Федерація роботодавців нафтогазової галузі» (ФРНГ).

Підприємства групи Нафтогаз активно долучаються до робочих груп з реалізації освітніх та інших проектів, перемовин

щодо внесення змін до Галузевої угоди, інших заходів соціального діалогу. Зокрема, під егідою КМОРНГ, ІФООРНГ та ФРНГ представниками підприємств групи Нафтогаз обговорюються зміни системи оплати праці та соціального захисту працівників, проходять наради керівників служб з управління персоналом і проводяться заходи для створення безпечних умов праці.

В 2018 році розроблено концепцію соціальної політики групи, план реалізації соціальних заходів з метою утримання та підвищення залученості персоналу.

У 2018 році на підприємствах групи Нафтогаз продовжено роботу з впрова-дження оцінки персоналу:


В Укргазвидобуванні було розроблено систему оцінки персоналу на базі мо-делі компетенцій та проведено оцінку керівників двох рівнів управління. Результат проведеної оцінки керівного персоналу дозволив виявити потенціал та визначити зони їх професійного роз-витку, прийняти ряд кадрових рішень.

Також продовжено роботу із встанов-лення індивідуальних щорічних цілей та ключових показників вико-нання.

Укртрансгаз

З метою планування кар’єри та просування працівників, формування кадрового резерву товариства, визна-чення потреби в навчанні і розвитку персоналу, перегляду розмірів винаго-род у листопаді 2018 року в Укртран-сгазі вперше була проведена оцінка персоналу товариства. Близько 1 000 керівників всіх рівнів філій Укртрансгазу були навчені використо-вувати методології оцінювання, розро-блені товариством. Цільовою аудиторі-єю оцінки були робітники та інженерно-технічні працівники структурних підрозділів філій товариства. Загалом оцінено 14 370 осіб.

Укрнафта

У 2018 році для всіх категорій працівників управлінського та інженерно-технічного складу Укрнафти була впроваджена систе-ма управління ефективністю, встановлені ключові показники виконання на рік (КПВ) та проведена оцінка роботи за півріччя. Оцінка роботи за 2018 рік – в процесі проведення. Преміювання здійснюється на підставі результатів оцінки роботи праців-ників за правилами, закріпленими в колек-тивному договорі товариства.

Укртранснафта

В територіальних офісах та виробничих підрозділах товариства проводилась регулярна робота з атестації працівників.

2 406,3

Витрати підприємств групи Нафтогаз на соціальне забезпечення працівників у 2018 році, млн грн

49,9ЖИТЛОВЕЗАБЕЗПЕЧЕННЯ/ПОЗИКИ

Всього за 2018 рік 40,9МЕДИЧНЕ ОБСЛУГОВУВАННЯ

УКРГ

АЗВИ

БОДУ

ВАНН

Я

УКРТ

РАНС

ГАЗ

УКРН

АФТА

УКРТ

РАНС

НАФ

ТА

ІНШ

І ПІД

ПРИЄ

МСТ

ВА

684,6ПРЕМІЮВАННЯ

580,6МАТЕРІАЛЬНА

ДОПОМОГА

465,0ІНШІ СОЦІАЛЬНІ

ДОПОМОГИТА ВИПЛАТИ

421,0УТРИМАННЯ

ОБ’ЄКТІВСОЦІАЛЬНОЇ

ІНФРАСТРУКТУРИ

164,3ОЗДОРОВЛЕННЯПРАЦІВНИКІВ ТА ЇХ ДІТЕЙ/ПРИДБАННЯ ПУТІВОК

За підприємствами групи

592,7

939,8

531,7

182,8 159,3

У 2018 році продовжено роботу по впровадженню сучасних IT-рішень в HR-сфері на підприємствах групи:

проведено детальний аналіз ринку програмного забезпечення для автоматизації HR-процесів;

започаткована розробка статуту проекту Talent Management System з наступним його впровадженням в Групі Нафтогаз у 2019 році;

в Укргазвидобуванні для автоматизації ведення кадрового діловодства та розрахунку заробітної плати в IV кварталі 2018 зроблено налаштування та підготовку до впровадження до тестової роботи (запуск) системи «IS – PRO автоматизація HR процесів»;

в Укргазвидобуванні успішно впроваджено перший етап системи дистанційного навчання: створено навчальний відео-контент з геології, буріння та для розвитку неспеціалізованих, важливих для кар'єри навичок (soft skills);

в Укрнафті для реалізації процесів встановлення КПВ та оцінки роботи керівників та інженерно-технічних працівників розроблено та впроваджено автоматизований додаток в системі ERP;

в Укртрансгазі за функціональним напрямом «Управління персоналом» в межах проекту впровадження комплек-сної автоматизованої системи керування (КАСК) запущено в промислову експлуатацію бізнес-процеси адміністру-вання персоналу, організаційний менеджмент, інтегрова-но в SAP грейдову систему оплати праці.

Digital HR:

Одним із пріоритетних напрямів є розвиток та навчання персоналу, підвищення необхідної професійної кваліфікації робітників, що відповідає потребам виробництва, яке постій-но модернізується та оновлюється. Інвестуючи в навчання та розвиток робітників, компанія та підприємства групи суттєво зменшують ризики та захищають значні інвестиції в сучасне обладнання та новітні технології через їх надійну професійну експлуатацію.

Майже 31% загальної кількості керівни-ків, професіоналів та фахівців, а саме 20 906 осіб, що працюють на підприєм-ствах групи Нафтогаз, мають повну вищу освіту, неповну вищу та базову вищу.

Кількість кандидатів наук – 220 осіб, у тому числі 52 жінки; докторів наук – 14 осіб, у тому числі 3 жінки. Вчене звання/ступінь мають 37 осіб: 21 до-цент, 10 старших наукових співробітни-ків, 6 професорів.

Укргазвидобування успішно реалізо-вує безпрецедентні програми, як у напрямку HSE (охорони праці, безпеки та довкілля) так і в напрямку підвищен-ня кваліфікації працівників (буріння, геологія, управлінський облік, аудит, управління проектами та інше).

Мета програми тренінгів з HSE – навчи-ти виробничий персонал товариства всіх рівнів – від менеджменту до праців-

ників робочих спеціальностей – безпеч-ному виконанню робіт. Силами внутріш-ніх тренерів, відібраних серед кращих працівників, які пройшли навчання, склали іспити та отримали верифікацію по програмі Train The Trainer, 13 980 ро-бітників виробництва пройшли тренінги «Оцінка ризику, аналіз безпечного вико-нання робіт та безпечний робочий про-стір» – для працівників робочих спеці-альностей, та «Лідерство, поведінковий аудит безпеки та оцінка ризиків» – для менеджменту. Практичні приклади та кейси допомогли краще зрозуміти тре-нінг та усвідомлювати власне ставлення до безпеки на робочу місці. Понад 1 500 працівників пройшли практичний одноденний тренінг «Робота на висоті

117116


Структура керівного персоналу групи Нафтогаз за рівнем освіти в 2018 році

20 906

168

52Кандидатів

наук

Керівники, професіонали та фахівці групи Нафтогаз, що мають повну вищу освіту, неповну вищу та базову вищу 31%

11

3Докторів

наук

21 доцент

10 старших наукових співробітників

6 професорів

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

0 2 4 6 8 10 12

Кількість працівників підприємств групи Нафтогаз, які підвищили свою кваліфікацію в 2018 році, осіб

1 673

12 000

4 680

13 980

208 70 950 342 314 274 876 8780

5000

10000

15000

20000

25000

— керівники — середній менеджмент, фахівці — робочі

36 616перепідготовка та підвищення кваліфікації

174 197

Нафтогаз Укргазвидобування Укрнафта УкртрансгазУкртранснафта

у безопірному просторі», понад 750 працівників товариства опанували курс першої домедичної допомоги, який є надзвичайно важливим на підприємстві з підвищеним рівнем небезпеки.

Знаковою подією для товариства стало співробітництво з компанією Schlumberger, яка надає повний комп-лекс послуг з підготовки та розвитку персоналу у галузі нафти і газу та є

провідним світовим постачальником технологій, комплексного управління проектами та інформаційних рішень для нафтогазової галузі світу при підтримці спеціалістів Мережі досконалості у навчанні (NExT), представлених трьома інституціями – Техаським університетом A&M, Університетом Оклахоми і Уні-верситетом Херіот-Ватт. Сучасні освітні можливості поєднані з досвідом роботи провідних фахівців Schlumberger дозво-

лили впровадити на підприємстві комп-лексну програма тренінгів за напрям-ком «Школа буріння», яка складається з 15 курсів. Тренінги проводилися як в Україні, так і в провідних надсучасних лабораторіях за кордоном. Висококва-ліфіковані інструктори передавали свій досвід з технології буріння, управління буровими проектами і ризиками при бурінні, контролю свердловини, цемен-тування та інше.

З метою підтримки трансформаційних процесів в групі Нафтогаз реалізовується довгостроковий освітній проект з нав-чання високопотенційних працівників підприємств групи за програмою SOE MBA Київської школи економіки. Про-граму було запущено бізнес-школою для підприємств державного сектору за ініціативи Міністерства економічного розвитку та торгівлі України та підтримки фонду Western NIS Enterprise Fund.

Це унікальна програма, місією якої є впровадження сучасних стандартів менеджменту, зміна корпоративної культури та перетворення компаній дер-жавного сектору на ефективні та конку-рентоспроможні підприємства. В рамках реалізації цього проекту завершено навчання двох груп та розпочато навчан-ня двох нових у складі працівників групи Нафтогаз (всього 98 осіб).

Розпочато унікальний за своєю суттю та масштабами проект з первинної підго-товки фахівців за сучасними стандарта-ми міжнародної освіти для потреб групи Нафтогаз та нафтогазової галузі в цілому. Це спільний проект компанії з Техноло-гічним інститутом Південної Альберти (SAIT), Канада, за участі Київської міської організації роботодавців нафтогазової галузі (Організація роботодавців) та

українських вищих навчальних за-кладів – Полтавського національного технічного університету ім. Ю. Кондра-тюка та Харківського національного університету міського господарства ім. О. Бекетова.

Мета проекту – за участі групи Нафтогаз сформувати в Україні якісні сучасні ба-калаврські освітні програми, що дадуть можливість забезпечувати нафтогазову галузь якісним трудовим ресурсом.

В цьому проекті група Нафтогаз в особі Організації роботодавців здійснює про-гноз потреби у фахівцях, формує вимоги до випускників, забезпечує оновлення матеріальної бази в частині обладнання лабораторій, організовує практику сту-дентів та працевлаштування випускників.

SAIT відповідає за змістовну частину про-грами, підготовку українських викладачів та проведення навчання першого потоку програми.

Університети надають базу для навчання, забезпечують акредитацію та ліцензу-вання програм та викладачів у відповід-ності до вимог законодавства України.

В рамках цього проекту також будуть сформовані нові професійні стандарти,

за якими будуть навчатися майбутні працівники нафтогазової галузі.

Група Нафтогаз плідно співпрацює з на-вчальними закладами також щодо інших освітніх проектів. Загалом 17 вищих навчальних закладів та 5 середньо-спеці-альних навчальних закладів, провідні біз-нес-школи та тренінгові компанії у 2018 році було залучено до різних форм співп-раці з підприємствами групи. Продовже-но розвиток взаємовигідних відносин з навчальними закладами, які здійснюють підготовку профільних фахівців.

Основні напрями співпраці з вищими навчальними закладами (ВНЗ):• підготовка та підвищення кваліфікації

працівників;• отримання актуального досвіду викла-

дачами ВНЗ на базі підприємств; • профорієнтаційна діяльність;• розвиток і модернізація навчальних

баз;• підготовка студентів за спеціальнос-

тями, актуальними для підприємств групи;

• впровадження дуальної форми освіт-нього процесу;

• залучення до інноваційної діяльності• стажування студентів на підприєм-

ствах групи та працевлаштування випускників.

Взаємодія з освітніми організаціями

• Розповсюдження кращих практик групи щодо автоматизації HR-функцій на інші підприємства групи. Початок впроваджен-ня в групі Нафтогаз проекту з управління талантами "Talent Management System".

• Завершення реформування системи оплати праці та впроваджен-ня грейдової системи оплати праці в усіх підприємствах групи.

• Трансформація HR-функції групи у відповідності до моделі страте-гічного контролера. Підтримка процесу трансформації.

• Створення середовища, де реалізуються потреби у визнанні, спілкуванні, приналежності і відпочинку шляхом проведення культурних заходів в рамках соціальної політики групи.

• Реалізація наступних етапів проекту з первинної підготовки фахів-ців для нафтогазової галузі.

• Очолювання проекту з розробки та укладення галузевої угоди в новій редакції.

Плани на 2019 рік:

Проходження практики студентами українських ВНЗ на підприємствах групи Нафтогаз у 2018 році

2500Укрнафта



0 200 400 600 800 1000

ХНУМГ

ХНУМГ ХНУМГПН

ТУ ПНТУ

SAIT KSE

KSE ��

Інженерних мереж та екології міст

Нафтогазової інженерії

Інж

енер

ної м

ехан

іки

Інж

енер

ної м

ехан

іки

Інженерної механіки

��

��

Мен

едж

мен

ту

Гума

ніта

рної

під

гото

вки

та д

ерж

авно

го у

прав

лінн

я

Природничих наук і туризму

Шко

ла б

ізне

су

ШКОЛА БІЗНЕСУ

Шко

ла б

удів

ницт

ва

��Школа

гости

нност

і та ту

ризму

Бізн

ес

нафт

а

НАФ

ТА

наф

та

газ

ГАЗ

ГАЗ

ХНУМГГАЗ

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу737

Дрогобицький коледж нафти і газу180

РК ДВНЗ КНЕУ143

ДВНЗ «Український державний хіміко-технологічний університет»36

КНУ ім. Тараса Шевченка3

315

179 з них із наданням оплачуваного робочого місця

студ

ентів

921

119118


БЕЗПЕКА ПРАЦІКлючовим принципом політики групи Нафтогаз у сфері безпеки праці є прі-оритет життя і здоров’я працівників, повна відповідальність керівників підприємств за створення безпечних і здорових умов праці.

У 2018 році на підприємствах групи ре-алізовувалися якісно нові підходи щодо

уникнення виробничого травматизму та популяризувалися новітні технології охорони праці на виробництві.

Для управління охороною праці на підприємствах групи використовується п’ятиступенева система контролю, що включає в себе перевірки виробничих підрозділів та робочих місць. Питання

охорони праці регулярно розглядаються на нарадах підприємств групи та загаль-них зборах трудових колективів. Співро-бітники проходять регулярні інструктажі. За підсумками нарад та інструктажів визначаються додаткові заходи щодо за-побігання виробничому травматизму та профзахворюванням, підвищення якості навчання з охорони праці.

Протягом 2018 року впроваджено систе-ми управління охороною праці (СУОП) у 15 департаментах компанії, підготовлено 24 інформаційні повідомлення про сут-тєві нещасні випадки у групі Нафтогаз, які надавалися наглядовій раді.

У 2018 році проведено 24 перевірки з питань охорони праці, екології та про-мислової безпеки підприємств групи та їх філій. Аудиторська компанія Deloitte здійснила технічний аудит виробничих об’єктів Укртрансгазу, Укртранснафти та Укрнафти з питань охорони праці та еко-логічної безпеки.

Упродовж 2018 року на підприємствах групи атестовано за умовами праці 1338 робочих місць. За результатами атестації розробляються та вживаються заходи щодо покращення умов праці.

З метою підвищення готовності до реа-гування на надзвичайні ситуації і поси-лення цивільного захисту у 2018 році на підприємствах групи було проведено

40 комплексних об’єктових навчань (взяли участь 1 270 осіб), 62 комплексні об’єктові тренування (взяли участь 2 480 осіб), 183 об’єктові тренування спеціалі-зованих служб та формувань цивільного захисту (взяли участь 3 313 осіб), 1 231 протипожежне об’єктове тренування (взяли участь 15 393 особи), 1 967 про-тиаварійних об’єктових тренувань (взяли участь 19 670 осіб).

На підприємствах групи проводяться захо-ди щодо антитерористичної захищеності важливих об’єктів, що включають облад-нання об’єктів технічно-інженерними засобами охорони, проведення навчання працівників з протидії можливим проявам терористичного характеру, облаштування об’єктів групи засобами спостереження, посилення контролю за доступом користу-вачів до ресурсів інформаційно-телекому-нікаційних систем тощо.

У 2018 році на підприємствах групи На-фтогаз було розроблено і впроваджено ряд важливих документів, які спрямовані

на підвищення безпеки праці та запобі-гання травматизму:• План організаційно-технічних заходів

з гігієни та безпеки праці на 2018 рік та запроваджено обов'язкову щоквар-тальну звітність щодо виконання Плану.

• Цілі та завдання НАК «Нафтогаз Укра-їни» у сфері гігієни та безпеки праці і заходи для їх досягнення та виконання на 2018 - 2019 роки.

• Інструкцію щодо безпечного виконан-ня сторонніми організаціями робіт, завдань та надання послуг на об’єктах НАК «Нафтогаз України».

• Наказ «Про роботу з безпеки дорож-нього руху на підприємствах Націо-нальної акціонерної компанії «Нафтогаз України»

• Методичні рекомендації зі зменшення психосоціальних ризиків (стресу) на ро-бочих місцях НАК «Нафтогаз України» в рамках впровадження британського стандарту PAS 1010:2011 «Керівництво з менеджменту психосоціального ризи-ку на робочому місці».

У 2018 році на підприємствах групи Нафтогаз (Укргазвидобування, Укртран-сгаз, Укрнафта, Укртранснафта, Нафто-газ, Кіровоградгаз) сталося 34 нещасні випадки (у 2017 році – 29), у тому числі 2 групові (у 2017 році – 4). В їх резуль-таті було травмовано 36 працівників (у 2017 році – 35), у тому числі 3 зі смертельним наслідком (у 2017 році –

3). Основною причиною травмування працівників (36% потерпілих) було падіння.

У 2018 році коефіцієнт частоти трав-матизму1 на підприємствах групи Нафтогаз становив 0,519 (за 2017 рік – 0,486), коефіцієнт тяжкості трав-матизму2 – 76,6 (за 2017 рік – 71,0).

Втрати часу на підприємствах групи у зв’язку з нещасними випадками, пов’язаними з виробництвом, склали в 2018 році 2 529 людино-днів (за 2017 рік – 2 272), у т. ч. 1 500 люди-но-днів в Укргазвидобуванні, 864 лю-дино-дні в Укрнафті, 114 людино-днів в Укртрансгазі, 51 людино-день в Укртранснафті3.

Інвестиції підприємств групи в охорону праці у 2018 році збільшилися на 22% і становили 264,3 млн грн в порівнянні з 205,3 млн грн у 2017 році.

Обсяг фінансування таких заходів на виробничих підприємствах групи в се-редньому склав 2,2% від фонду оплати праці цих підприємств за 2018 рік, що перевищує нормативну частку (0,5%), встановлену чинним законодавством України про охорону праці.

У 2018 році у структурі інвестицій в охорону праці найбільшу частку (45%) становили витрати на забезпечення працівників засобами індивідуального та колективного захисту (спецодяг, спецвзуття, запобіжні пояси, захисні каски, захисні окуляри, респіратори, протишумові навушники, захисні рукавиці тощо) – 119,8 млн грн (113,8 млн грн у 2017 році).

Заходи та результати в сфері охорони праці в 2018 році

Інвестиції в охорону праці Виробничий травматизм

205,3

2017

2018млн грн

264,3млн грн

Інвестиції в охорону праці в 2016-2018 роках, млн грн

Укргазвидобування УкрнафтаУкртрансгаз Укртранснафта0

20

40

60

80

100

120

201620172018

54,768,4 71,9

26,438,1

64,9 61,6

82,5

105,3

10,8 13,7 16,6

Фінансування заходів з охорони праці компаніями групи, % від ФОП

0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0% 3,5% 4,0% 4,5%

нормативна частка 0,5%

2018Укравтогаз 0,7%

Кіровоградгаз 1,0%

Укртрансгаз 1,9%

Укргазвидобування 2,2%

Укртранснафта 2,3%

Укрспецтрансгаз 3,4%

Укрнафта 4,0%

Забезпечення працівників підприємств групи Нафтогаз індивідуальними засобами захисту, млн грн

0 10 20 30 40 50 60

119,8млн грн

Укрнафта 56,8

Укртрансгаз 29,8

Укргазвидобування 22,8

Укртранснафта 8,4

Кіровоградгаз 1,0

Укрспецтрансгаз

0,7Укравтогаз

0,3

1 Коефіцієнт частоти травматизму (нещасних випадків зі смертельним наслідком) визначається за формулою: Кч.т.=N*1000/Ч де N — кількість врахованих нещасних випадків на вироб-ництві за звітний період з утратою працездатності на один і більше днів (зі смертельним наслідком); Ч — середньооблікова чисельність працівників за звітний період. Цей показник визначається на 1000 осіб облікової чисельності працівників.

2 Коефіцієнт тяжкості травматизму обчислюється за формулою: Кт.т.=Д/N, де Д — кількість робочих днів непрацездатності за всіма нещасними випадками, N — загальна кількість нещас-них випадків.

3 Для розрахунку втрат часу враховуються лише робочі дні.

121120


20172016

14/1"С"

1/1"С" 1/1"С"

10/2"С"

6/1"С"

5

5

4

2

311

3

3

2

1

Кількість потерпілих від нещасних випадків:

ДТП Падіння потерпілого Дія предметів, що рухаються Падіння устаткування Навмисна травма, заподіяна іншими особами Погіршення стану здоров’я Контакт з тваринами (укус собаки) Газодинамічне явище Дія предметів, що перебувають під тиском

ДТП Падіння потерпілого Дія предметів, що рухаються Падіння устаткування Навмисна травма, заподіяна іншими особами Ураження електричним струмом Інші

ДТП Падіння потерпілого Дія предметів, що рухаються Падіння устаткування Навмисна травма, заподіяна іншими особами Погіршення стану здоров’я Дія токсичних речовин Ураження електричним струмом Дія підвищених температур Інші

1

Аналіз кількості потерпілих від нещасних випадків за видами подій, 2016-2018 роки

2018

13/1"С"112

2

3

3

9

1/1"С"

27 в т.ч. зі смертельними наслідками – 2 ("С")



Завдяки впровадженню в повному обсязі заходів з безпеки дорожнього руху, знач-но зменшилась кількість випадків трав-мування працівників внаслідок ДТП.

Газотранспортна система (ГТС) та система магістральних нафтопрово-дів були і залишаються елементами критичної інфраструктури, від без-перебійної роботи яких залежить економічна та національна безпека України.

Укрнафта – 8 випадків, у тому числі 1 груповий, травмовано 9 працівників, у тому числі 1 із смертельним наслідком (у 2017 році - 11 випадків, у тому числі 1 груповий, травмовано 13 працівників;

Укртранснафта – 2 випадки, травмо-вано 2 працівників, у тому числі 1 із смертельним наслідком (у 2017 році – 4 випадки, у тому числі 1 груповий випадок, травмовано 5 працівників);

Укргазвидобування – 20 випад-ків, травмовано 20 працівників (у 2017 році – 9 випадків, травмовано 9 працівників, у тому числі 1 із смер-тельним наслідком);

Укртрансгаз – 3 випадки, у тому числі 1 груповий, травмовано 4 працівників (у 2017 році - 4 випадки, у тому числі 1 гру-повий, травмовано 6 працівників, у тому числі 1 із смертельним наслідком);

Нафтогаз – 1 випадок, помер 1 праців-ник (у 2017 році нещасних випадків не було);

У 2017 році у Кіровоградгазі стався 1 груповий нещасний випадок, травмовано 2 працівники, у тому числі 1 із смертельним наслідком.

Кількість травмованих працівників підприємств групи Нафтогаз внаслідок ДТП

32

10 10

14

3

01

21

2

0

3

10

43

4

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Кількіть працівників травмованих в ДТП

у т.ч. загинуло працівників групи Нафтогаз внаслідок ДТП

Основні причини нещасних випадків:

26 нещасних випадків (76% від загальної кількості нещасних випадків), з яких 2 групові, сталися з організаційних причин (невиконання вимог інструкцій з охорони праці, невиконання посадових обов’язків, пору-шення технологічного процесу та правил безпеки руху), внаслідок яких травмовано 28 працівників (78% від загальної кількості потерпілих), у тому числі 3 зі смертельним наслідком;

5 нещасних випадків (15%) – з психофізіологічних причин (особиста необережність потерпілого, незадовільний стан здоров’я та травмуван-ня внаслідок протиправних дій інших осіб), внаслідок яких травмовано 5 працівників (14%);

3 нещасні випадки (8%) – з технічних причин, внаслідок яких травмова-но 3 працівники (9%).

У 2018 році були виявлені випадки, коли медичні висновки не відповідали фактичному стану здоров’я працівника. Як наслідок, у 2018 році на виробни-цтві сталося 17 випадків (9 у Укрнафті, 4 – в Укргазвидобуванні, 3 – в Укртран-сгазі і 1 в Укравтогазі) раптової (при-родної) смерті працівників (нещасні випадки, не пов’язані з виробництвом). У більшості випадків причина раптової смерті працівників – серцево-судинні захворювання.

Профілактика, усунення шкідливих і небезпечних виробничих факторів, по-передження та недопущення нещасних випадків на виробництві і професійних захворювань залишається одним з головних завдань групи.

Безпека постачання природного газу і нафти

За 12 місяців 2018 року Укртрансгаз виконав наступні роботи:

- капітальний та аварійний ремонт 155,1 км лінійної частини магістральних газопроводів;

- ремонт 16 газоперекачувальних агрегатів компресорних станцій;- капітальний ремонт 65 свердловин підземних сховищ газу;- геофізичні дослідження 180 свердловин.

Випадки травматизму в групі Нафтогаз у 2016-2018 роках

Кількість потерпілих від нещасних випадків

2017 4 9 11 4 1

2018 3 20 8 2 1

2016 5 5 11 3

2018 4 220 9 1

2017 6 9 213 5

2016 7 6 11 3

Укрнафта

УкртранснафтаУкргазвидобування


Нафтогаз

Кіровоградгаз

0 5 10 15 20 25 25 35

Кількість нещасних випадків

*С – нещасні випадки зі смертельним наслідком

123122


За 12 місяців 2018 року Укртранснафта виконала наступні ремонтні роботи: На лінійній частині магістральних нафтопроводів:• проведено капітальний ремонт 2,71 км лінійної частини магістраль-

них нафтопроводів (ЛЧ МН), в тому числі ремонт ізоляційного покрит-тя 2,28 км;

• на лінійній частині нафтопроводів ліквідовано 39 зловмисних пошкоджень;• проведено очищення дільниць 4 767 км нафтопроводів за рахунок

неодноразового пропуску поршнів;• проведено роботи з пошуку та ремонту 915 дефектів ЛЧ МН;• проведено зовнішньотрубну діагностику 266 км ЛЧ МН.З реконструкції, ремонту та модернізації споруд протикорозійного захисту:• проведено ремонт 12 комплектів анодних заземлень станцій катод-

ного захисту та ремонт 24 станцій катодного захисту і дренажних установок;

• виконано планово-попереджувальні ремонти насосних агрегатів: насосів –32 од. та електродвигунів – 101 од.

Влітку 2018 фахівці Спільного дослід-ницького центру Генерального директо-рату Європейської комісії (JRC) за участі фахівців Укртрансгазу провели дослі-дження і підготували звіт «Оцінка ризиків та стандартів діяльності на 2018-2019 газовий рік». Дослідження стосувалося питання подачі газовидобувними ком-паніями до ГТС Укртрансгазу природного газу, який не відповідає вимогам чинних нормативно-технічних документів та Ко-дексу ГТС щодо якості та призводить до порушення нормальної роботи облад-нання ГТС, додаткових витрат на заходи з покращення якості газу, зменшення надійності газопостачання споживачам, ускладнення виконання транзитних зобов'язань за контрактом, штрафних санкції з боку мереж газопостачання та країн-імпортерів, а також репутаційних втрат.

У грудні 2018 року експерти JRC, Міне-нерговугілля, Нафтогазу та Укртрансгазу провели навчальні вправи для відпрацю-вання дій учасників ринку природного газу в умовах кризової ситуації. Крім того, у грудні було зареєстровано у

Міністерстві юстиції накази Міністерства енергетики про внесення змін до Націо-нального плану дій і Правил про безпеку постачання природного газу стосовно алгоритму відключень споживачів. Прийняття даних документів зобов’яже

обласні державні адміністрації та опера-торів газорозподільчих мереж розробити порядки відключення споживачів у разі настання надзвичайних ситуацій. • подальше впровадження міжнарод-

ного стандарту ISO 45001:2018 «Сис-теми менеджменту охорони здоров’я і безпеки праці. Вимоги» та найкра-щих практик з управління охороною праці;

• перегляд та оновлення переліків можливих небезпек, що можуть виникнути у процесі трудової діяль-ності працівників, за всіма професія-ми та посадами, які є на підприєм-стві;

• вдосконалення методик постійної ідентифікації небезпек, оцінювання ризиків та впровадження необхідних засобів управління;

• впровадження механізмів матеріаль-ного стимулювання керівного складу і персоналу підприємств за дотриман-ня вимог з охорони праці;

• організація заходів щодо запобігання психосоціальним ризикам (стресам на виробництві);

• застосовування механізму контролю за безпекою праці в структурних підрозділах (дільниця, цех, база), де трапляються нещасні випадки зі смер-тельними та тяжкими наслідками;

• покращення якості розслідування нещасних випадків та розроблення заходів щодо їх недопущення;

• організація навчання керівників та фахівців служб охорони праці, ви-робничо-технічних служб щодо ри-зик-орієнтовного підходу в управлінні охороною праці, включаючи методи загального оцінювання ризику, скла-дання реєстрів ризиків, аудит систе-ми управління гігієною та безпекою праці.

Організація роботи з пожежної безпеки

Захист об’єктів нафтогазового комплексу

Загальна чисельність фахівців з питань пожежної безпеки в компанії складає 245 осіб. З них – 123 професіонали та 122, які додатково виконують інші функції. На підприємствах групи утво-рено 138 пожежно-технічних комісій, з чисельним складом 864 осіб. Функ-ціонують 297 пожежних дружин та 96 пожежних команд, до складу яких входить 3925 осіб.

Упродовж 2018 року проведено 3089 об’єктових протипожежних тренувань та 1762 спільно з підрозділами Дер-жавної служби України з надзвичайних ситуацій. Фахівці компанії провели 6201 перевірку протипожежного стану об’єктів підприємств групи, в ході яких виявлено 34578 порушень. За пору-шення правил пожежної безпеки на-кладено 86 дисциплінарних стягнень, в тому числі 20 – на посадових осіб.

За звітній період Державною службою України з надзвичайних ситуацій проведе-но 494 перевірки на підприємствах групи, за підсумками яких видано 555 приписів, що містять 3792 заходи, з яких виконано 1347 станом на кінець 2018 року.

На підприємствах групи Нафтогаз сталися три пожежі протягом 2018 року.4 січня на території УМГ «Черкаси-трансгаз», що належить Укртрансгазу, відбулося загоряння вихлопної шахти газоперекачувального агрегата №7 КС-16 (збитки відсутні). Два випадки загоряння трапилися на підприємствах, що нале-жать Укрнафті: 17 березня на території

ГЗУ-7 Качанівського родовища ЦВНГ №2 НГВУ «Охтирканафтогаз» відбулося загоряння замірної установки типу «Су-путник-Б40» (прямі збитки склали 50 тис грн, побічні – 36 231 грн), а 11 листопада в управлінні транспорту відбулося за-димлення в автомобілі ТАТРА-815 (прямі збитки відсутні, побічні – 36231 грн). Потерпілі у зазначених пожежах відсутні.

Значну загрозу для функціонування об’єктів трубопровідного транспорту підприємств групи Нафтогаз станов-лять пошкодження або руйнування магістральних та промислових нафто-, газо- та конденсатопроводів з метою підготовки та створення умов для ви-крадення вуглеводневої сировини.Протиправні дії зловмисників призво-дять як до безпосередніх матеріальних збитків, так і до збитків від порушень технологічного процесу, простоїв об-ладнання, аварій і пожеж, ліквідації наслідків забруднення навколишнього середовища.

У 2018 році зафіксовано 219 фактів протиправних посягань на майно під-приємств компанії:

• 77 незаконних врізань до магістраль-них та промислових нафто-, газо-, конденсатопроводів для крадіжки вуглеводневої сировини);

• 85 пошкоджень (руйнувань) техно-логічного обладнання (систем елек-трохімічного захисту трубопроводів, фонтанної арматури свердловин, кранових вузлів тощо).

• 57 випадків крадіжок товарно-мате-ріальних цінностей (кабельно-про-відникова продукція, заглушки, роз-крадання світлих нафтопродуктів із залізничних цистерн та інше).

Факти незаконних врізань до трубопро-водів виявлено та задокументовано на території 13 областей України (Волин-ська – 1, Дніпропетровська область – 4,

Донецька – 2, Житомирська - 7, Закар-патська – 8, Кіровоградська – 2, Львів-ська – 4, Миколаївська – 1, Полтавська – 33, Рівненська – 4, Сумська – 7, Хар-ківська – 2, Хмельницька – 2).

Майже 40% усіх пошкоджень (руйну-вань) технологічного обладнання магі-стральних трубопроводів зафіксовано на території Дніпропетровської (19) та Київської (15) областей.

Підприємства групи Нафтогаз інфор-мували правоохоронні органи про всі факти протиправних посягань на об’єкти. Розпочаті кримінальні прова-дження.

Основні завдання у сфері охорони праці на підприємствах групи у 2019 році

1,3 млн грн – модернізація пожежно-технічного обладнання;

1,4 млн грн – проведення науково-дослідних робіт;

1,6 млн грн – виконання заходів, передбачених приписами;

25,1 млн грн – підтримання у належному стані діючих систем виявлення та гасіння пожеж, придбання засобів пожежогасіння;

114,3 млн грн – утримання державних аварійно-рятувальних частин;

8,2 млн грн – виконання інших протипожежних заходів.

Загалом впродовж 2018 року підприємства групи витратили на протипожежні заходи 151,9 млн грн, з яких:

125124


Підприємства групи Нафтогаз є ключовими партнерами місцевої влади та громад, на території яких здійснюють видобуток вуглеводнів.

На підприємствах групи діє Порядок взаємодії з зацікавленими сторонами1 та Кодекс корпоративної етики2, які визначають єдині принципи і підхо-ди в сфері корпоративної соціальної відповідальності (КСВ) та благодій-ності. Порядок та Кодекс розроблені відповідно до чинного законодавства України, а також міжнародних стан-дартів ІSО 26000:2010 «Керівництво з

соціальної відповідальності», SA 8000. Ці документи є публічними і розміщені на сайті компанії.

Укргазвидобування фокусується на проек-тах соціального партнерства, які спрямова-ні на поліпшення соціально-економічного становища на територіях, де підприємство здійснює свою діяльність, а саме на:• розвиток суспільства шляхом реалізації

освітніх проектів;• підвищення безпеки, ефективності й

екологічності; • оздоровлення та професійний розвиток

працівників;

• будівництво (реконструкції, капітальні ремонти) об'єктів соціальної та тран-спортної інфраструктури.

Укргазвидобування тісно співпрацює з місцевою владою та супроводжує проекти під час їхньої реалізації, нада-ючи не лише фінансову допомогу, а й технічну підтримку у вигляді спецтех-ніки та забезпечення матеріалами. За результатами проектів Укргазвидобу-вання отримує зворотний зв'язок від громади та планує подальші проекти, зважаючи на потреби місцевого насе-лення.

ВЗАЄМОДІЯ З МІСЦЕВИМИ ГРОМАДАМИ:

БІЛЬШЕ ГАЗУ ДЛЯ УКРАЇНИ, БІЛЬШЕ КОШТІВ ДЛЯ ГРОМАД

Проекти Укргазвидобування за соціальними угодами, 2018 рік

40,1 млн грн

27 проектів

26,111

7,16

3

0,2

0,1

0,11

4

2

6,5

Суми в млн грн

Кількість проектів

Ремонт доріг

Ремонт та будівництво навчально-виховнихзакладів, будинків культури, тощо

Ремонт та будівництво системтепло-, газо- та водопостачання

Будівництво спортмайданчиків,облаштування територій

Освітлення населених пунктів

Проекти забезпечення Інтернет,відеоспостереження

1 http://www.naftogaz.com/files/official_documents/Procedure_for_Interaction_with_Stakeholders_UA.pdf 2 http://www.naftogaz.com/files/HR/Naftogaz-Code-Ethics.pdf

Навіть після вступу в силу Закону №3038 про відрахування 5% ренти, завдяки якому видобуток вуглеводнів став одним з основних наповнювачів місцевого бюджету, підприємства групи

продовжують виконувати соціальні уго-ди, спрямовуючи додаткові кошти на потреби громад. Ця робота триватиме і надалі. Укргазвидобування в 2018 році перерахувало на розвиток інфраструк-

тури територій присутності 40,1 млн грн, завдяки чому місцева влада отри-мала необхідні ресурси для вирішення соціальних проблем та підвищення якості життя людей.

Соціальні інвестиції групи Нафтогаз

У 2018 році було започатковано новий проект – Smart-Selo. В рам-ках пілотного проекту на території Камишнянської сільської ради було встановлено систему відеоспосте-

реження з можливістю віддаленого доступу до відеоматеріалів протягом 30 днів. Це дозволить підвищити рі-вень безпеки жителів села і здійсню-вати дистанційний моніторинг руху

технологічного транспорту компанії. У 2019 році Укргазвидобування планує реалізувати 10 аналогічних проектів на території сіл та міст, де компанія здійснює видобуток вуглеводнів.

Ключові соціальні проекти Укргазвидобування у 2018 році, млн грн

Харк

івсь

ка о

бл.

Льві

вськ

а об

л.По

лтав

ська

обл

.

Коломацька ОТГ Ремонт дорігКапітальний ремонт школи, будинку культури та котельні 13,0

смт Донець

Капітальний ремонт дитячого садочку та музичної школиВстановлення індивідуальної котельні в школіРемонт дорігБуріння та облаштування свердловини на воду

3,3

Краснокутськаселищна рада Капітальний ремонт дитячого відділення Краснокутської центральної районної лікарні 0,6смт Мурафі Капітальний ремонт місцевої амбулаторії загальної практики сімейної медицини 0,9

м. Львів Капітальний ремонт операційного блоку хірургічного відділення №2хірургічного корпусу Львівської обласної клінічної лікарні 0,7

Решетилівський район 0,2 Безкоштовний Wi-Fi на території Піщанської загальноосвітньої школі ім. Л. М. Дудки

Громада Проекти Інвестиції

Камишнянськасільска рада

Проект Smart-Selo: встановлення системи відеоспостереженняз можливістю віддаленого доступу до відеоматеріалів протягом 30 днів

0,02 (вартість

одного проекту)

Укргазвидобування як соціально відпо-відальна компанія приділяє багато уваги саме розвитку дітей. У двох загальноос-вітніх закладах Харківщини (смт Донець і м. Красноград) за сприяння УГВ розпо-чали роботу дитячі класи робототехніки BroBots. Дітей навчатимуть робототех-

ніці, програмуванню, CAD і 3D-моделю-ванню. Також освітній курс передбачає створення системи моніторингу забруд-нення повітря. У кожній школі може навчатися до 10 груп по 16 дітей віком від 8 до 14 років. За рік знання отрима-ють близько 300 школярів.

BroBots – це соціальний неприбутко-вий проект, створений для розвитку дітей за напрямками програмування та робототехніки. Проект вже охоплює 12 шкіл в Україні.

Нові можливості дітям

Як відбувалося відкриття інноваційних класів у школах, можна подивитися, відсканувавши QR-код.

Укрнафта також працює з місцеви-ми громадами у форматі соціальних угод. Допомога надається у вигляді матеріалів, робіт та послуг. У 2018 році соціальні інвестиції Укрнафти склали

5,2 млн грн, з яких 2,5 млн грн надано у вигляді благодійної допомоги, а 2,8 млн грн – шляхом участі у соціальному розвитку регіонів (так звані «договори соціального розвитку»). Всі кошти, виді-

лені для соціального розвитку регіонів, були спрямовані на ремонт автодоріг. Компанії планують продовжувати дію соціальних угод і співпрацю з громада-ми в майбутньому.

127126


1,25 млрд грн рентних платежів – такий внесок УГВ зробило до місцевих бюдже-тів у 2018 році. При цьому загальна сума рентних платежів на користь зведеного бюджету України (місцеві і державний) склала 25 млрд грн.

Враховуючи обсяги видобутку на певній території, з початку 2018 року бюджети багатьох громад збільшилися в 2-6 разів. Наприклад, за вуглеводні, видобуті у 2018 році в Полтавській області, до бюджету сільради Базилів-щини нараховано 5,5 млн грн ренти, Мартинівки – 6 млн грн, Опішні – 4,6 млн грн, Сенчі – 58 млн грн. Так, бюджет Коломацької об’єднаної те-риторіальної громади (ОТГ) змінився з 2 млн грн у 2017 році до 12 млн грн у 2018 році, причому майже 80% - це саме рентні надходження.

Проте не всі регіони України змогли ско-ристатись в повній мірі прогресивними змінами законодавства щодо розподілу ренти.

З 2016 року Полтавська облрада більше 60 разів, відмовляла Укргазвидобуванню

у погодженні спецдозволів на корис-тування надрами та на розширення меж існуючих ділянок, у зв’язку з чим компанія може втратити щонайменше 3,3 млрд куб. м газу до кінця 2020 року.Тільки у 2018 році Укргазвидобування не змогло додатково видобути до 500 млн куб. м газу, при цьому бюджет-ні надходження Полтавщини також значно зменшилися. Ці додаткові кошти могли б суттєво покращити інф-

раструктуру регіону – лікарні, школи, дороги тощо.

Такі дії Полтавської облради призво-дять до значних втрат для економіки України та добробуту Полтавщини. Втрати від несплаченої ренти та по-датків становитимуть 4,9 млрд грн до центрального бюджету країни та 135 млн грн до місцевих бюджетів Полтавщини.

Рентні платежі на потреби місцевих громад

Організація Артек-туру для 500 дітей захисників України

5% рентних платежів, які надійшли до місцевих бюджетівза областями, млн грн

Львівська40,3 30,2 512,7

36,8

637,4

165,0

62,5

37,2

87,4Івано-Франківська

Всього: 1250,6

Всього: 389,3

Від Укргазвидобування

Від Укрнафти

ЧернігівськаСумська

ПолтавськаХарківська

Дніпропетровська

23,4

7,0

Інші області

Інші області

Інше видобувне підприємство гру-пи, Укрнафта, у 2018 році сплатило 7,8 млрд грн рентної плати до бюдже-тів всіх рівнів, що на 36,7% більше за

аналогічний показник 2017 року. З цієї суми місцеві бюджети, на тери-торії яких компанія видобуває нафту, одержали 389,3 млн грн. Найбільше

податків отримали громади Сумської, Івано-Франківської та Полтавської об-ластей.

Колектив групи Нафтогаз приділяє значну увагу благодійній допомозі військовим частинам і підрозділам ЗСУ, залученим до проведення операції Об’єднаних сил (ООС) на території Донецької та Луганської областей, а також медичним закладам.

У 2018 році співробітники спрямува-ли 10,2 млн грн на засоби захисту та

спорядження для українських бійців, а також закупівлю необхідного медичного обладнання для лікування поранених та постраждалих воїнів.

Також у 2018 році за ініціативи Нафто-газу та відповідно до розпоряджен-ня Кабінету Міністрів Украйни від 21.03.2018 №172-р «Про відчуження нерухомого майна дочірньої компанії

«Газ України» Нафтогаз безоплатно передав шість квартир вартістю 3,4 млн грн у місті Києві Національній поліції для забезпечення житлом учасників ан-титерористичної операції, які захищали незалежність, суверенітет та територі-альну цілісність України та отримали інвалідність внаслідок поранення, кон-тузії або каліцтва, одержаних під час безпосередньої участі в АТО.

Протягом червня-липня 2018 року за рахунок благодійних коштів праців-ників та профспілки Нафтогазу було організовано відпочинок для 500 дітей з родин загиблих та поранених воїнів АТО в таборі «Артек-Буковель. Лісо-вий», віком від 8 до 18 років.

Сума благодійної допомоги становила близько 7,5 млн грн. За ці кошти було профінансовано двотижневий відпочи-нок у дві зміни для дітей з Луганської, Львівської, Харківської, Волинської, Івано-Франківської, Чернігівської, Ки-ївської, Миколаївської та Рівненської

областей. Надання допомоги здійсню-валось через Громадську спілку «Всеу-країнське громадське об’єднання родин загиблих та безвісти зниклих, учасників антитерористичної операції, ветеранів війни та активістів волонтерського руху «Крила 8 Сотні».

Благодійність

Допомога військовим частинам і підрозділам ЗСУ, млн грн

Медицина,шпиталі

5,2млн грн

51,0%

Спорядження, одяг,запчастини

41,2%

4,2млн грн

Допомога мобілізованимспівробітникам та інші заходи

7,8%

0,8млн грн

Зібрано коштів у 2018 році 10,2 млн грн

Допомога команди Нафтогазу за 2014 - 2018 роки 33,8 млн грн


Укрнафта

129128


ІНВЕСТИЦІЇ В ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ

Використання та економія ПЕР підприємствами групи Нафтогаз у 2010-2018 роках

Споживання ПЕР, млн т н. е. Фактична економія ПЕР, % (порівняно з плановими показниками)

0

1

2

3

4

5

6

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20180

1

2

3

4

5

6

7

85,0 4,9

3,6 3,8 3,3 3,2 2,63,2 3,3

5,7 6,17,1

5,34,1

5,3

7,66,9

5,8

Структура виробничо-технологічних витрат ПЕР у 2018 році, %

природний газ 85,0%електрична енергія 3,1%

теплова енергія 2,5%інші види ПЕР 9,4%

0,33% Укртранснафта

47,1 35,217,3 0,41



Укрнафта

0,07% Укравтогаз

0,01% Укрспецтрансгаз

За підприємствами групи За видами ПЕР групи

%%

%%

Підвищення рівня енергоефективності та впровадження енергоефективних технологій мають стратегічне значення для групи Нафтогаз, адже це не тільки ефективне використання енергоресурсів і економія коштів, а й питання енергетичної незалежності та безпеки країни.

Структура використання енергоресурсів підприємствами групиЗбільшення споживання ПЕР у 2018 ро ці відбулось в першу чергу внаслідок збільшення виробничо-технологічних витрат газу Укргазвидобуванням, що спричинено інтенсифікацією процесу розробки родовищ, збільшенням обся-гів експлуатаційного буріння, значного збільшення кількості свердловино-операцій з інтенсифікації видобування вуглеводнів, зокрема гідророзривів пластів, операцій з використанням колтюбінгової техніки тощо.

* 1 т умовного палива (у. п.) = 0,7 т нафтового еквівалента (н. е.)

У 2018 році підприємства групи використали на технологічні потреби паливно-енергетичні ресурси (ПЕР) в обсязі 3,3 млн т у нафтовому еквіваленті, в тому числі:

3,5 млрд куб. м природного газу

1,3 млрд кВт*год електроенергії

710,7 тис. Гкал теплової енергії 104,7 тис. т нафти (газового конденсату)

300,5 тис. т н. е. інших видів ПЕР (котельно-пічного палива)

Економія ПЕР у 2018 році, тис. т н. е.

171,127,0

6,6 0,6



УкрнафтаУкртранснафта

За підприємствами групи За програмами

Програма підвищенняенергоефективності НАК«Нафтогаз України»на 2015-2020 роки

Галузеві програмиенергозбереженнядочірніх підприємствта акціонерних товариствНАК «Нафтогаз України»

Всього 205,3

51,2

154,1

Економія ПЕР підприємствами Нафтогазу, 2014-2018 роки

2014 2015 2016 2017 2018

Всього (тис. т н. е.)

Природний газ (млн куб. м)

Теплоенергія (тис. Гкал)

Електроенергія (млн кВт*год)

Інші види палива (тис. т н. е.)

140,1176,5

214,8232,3

205,3

151,7192,9

253,7227,4

86,8108,8

106,098,899,9

23,524,925,6

54,632,6

0,80,90,91,21,1

240,1

Результати реалізації політики енергозбереженняУ 2018 році продовжилась реалізація енергозберігаючих заходів за Програмою підвищення енергоефективності НАК «Нафтогаз України» на 2015-2020 роки, а також програм енергозбереження дочірніх підприємств. В результаті була досягнута економія ПЕР у обсязі 205,3 тис. т н. е.

Економія природного газу склала 227,4 млн куб. м, електричної енергії – 32,6 млн кВт*годин, теплової енергії – 99,9 тис. Гкал.

Фактична економія енергоресурсів перевищила плановий показник на 46,0 тис. т н. е., в тому числі:

45,7 млн куб. м природного газу

3,6 млн кВт*год електроенергії

67,3 тис. Гкал теплової енергії

0,8 т н. е. інших видів палива

Загальна вартість зекономлених паливно-

енергетичних ресурсів за 2018 рік склала

2159 млн грн (з ПДВ).

131130


Франція

Сертифіковані газотранспортні компанії станом на 2018 рік

Україна

Іспанія

Румунія

Німеччина

Словаччина

Польща

Чехія

Італія

Газотранспортні компанії ISO 9001 ISO 14001 OHSAS 18001 ISO 50001 Інші

ISO 27001

ISO 26 000

ISO 3834-2

PN-ISO/IEC 27001

ISO 27001,ISO 22301

АТ «Укртрансгаз»

НАК «Нафтогаз України»

ENAGAS Group

Transgaz

E.ON

Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft

GRTgaz

SPP A.S. Eustream S.A.

Gas Transmission ГАЗ-SYSTEM SA

NET4GAS

Snam Rete Gas

ISO 37001ENI

Впровадження системи енергоменеджменту Впродовж 2016-2018 років в компанії здійснено роботу з впровадження Системи енергоменеджменту відпо-відно до вимог міжнародного стандарту ISO 50001 як складової інтегрованої системи управління ком-панією.

Правлінням компанії 21 серпня 2017 року затверджені Політика енер-

гоефективності, Цілі та завдання в сфері енергетичного менеджменту на період 2017-2020 років.

У вересні 2018 року Міжнародним органом з сертифікації TUV-SUD Management Service GmbH (Німеччи-на) проведено оцінку відповідності інтегрованої системи менеджменту структурних підрозділів компанії вимо-

гам міжнародних стандартів ISO 14001, OHSAS 18001 та ISO 50001.

За результатами проведеного аудиту в компанії підтверджено відповідність системи енергетичного менеджменту вимогам ISO 50001:2011 (енергетичний менеджмент) та видано сертифікат, реєстраційний номер: 12 340 55484 TMS.

Реконструкція КС Яготин

У 2018 році Укртрансгаз уклав угоду на повномасштабну реконструкцію компресорної станції (КС) Яготин. Сума договору складає 2,25 млрд грн. Важли-вим аспектом укладеної угоди є співпраця з провідним вітчизняним машинобудівним підприємством ДП НВКГ «Зоря – Машпроект».

КС «Яготин» є одним із пріоритетних об’єктів модернізації української ГТС, оскільки задіяна в забезпеченні тран-спортування газу власного видобутку з газопромислових управлінь «Шебелин-кагазвидобування» та «Полтавагазви-добування», а також приймає участь в процесі закачування газу в ПСГ. Станція компримує (стискає) газ для його по-дальшого транспортування магістраль-

ними газогонами «Шебелинка – Ди-канька – Київ», «Шебелинка – Полтава – Київ», «Єфремівка – Диканька – Київ». Навіть у випадку реалізації сценарію «нульового транзиту» станція буде заді-яна в транспортуванні природного газу споживачам України.

В рамках проекту планується до 2021 року побудувати на КС «Яготин»

Впровадження енергоефективних проектів

новий компресорний цех у складі 4 газоперекачувальних агрегатів з приво-дом від газотурбінних двигунів потуж-ністю 16 МВт кожний з ККД на рівні 36% та необхідну інженерну інфраструктуру. Використання сучасних агрегатів з ви-сокими екологічними показниками та показниками ефективності дозволить забезпечити транспортування природ-ного газу в об'ємах близько 50 млн куб. м на добу, або 16,5 млрд куб. м на рік.

Реконструкція КС Бар

У 2018 році Укртрансгаз перейшов до активної фази модернізації КС «Бар» (Вінницька область) в рамках спільного з Ferrostaal та Deutsche Bank проекту. КС задіяна як у здійснені транзиту газу із Росії в Європу, так і для транспортування газу споживачам в межах України.

Цей проект реконструкції дозволить підвищити як ефективність роботи компресорної станції «Бар», так і надій-ність функціонування української ГТС в цілому. Також буде покращено енерго-ефективність, зокрема ККД газопере-качувальних агрегатів зросте з 25% до 36%, а щорічна економія паливного газу для забезпечення роботи газоперека-чувальних агрегатів складе 75 млн куб. м, при цьому концентрації викидів забруднюючих речовин під час роботи станції відповідатимуть європейським екологічним нормам.

Проектна вартість будівництва складає понад 79 млн євро, з яких 53,6 млн євро – кредит, наданий ні-мецьким Deutsche Bank AG, а близько 26 млн євро – власні кошти Укртран-сгазу.

Реконструкція КС Гребінківська

У 2018 році Укртрансгаз розпочав ре-монт трьох газоперекачувальних агре-гатів типу ГПУ-16 на КС «Гребінківська», а саме заміну газотурбінних двигунів типу ДЖ59Л2 на тип ДГ90Л2.1. Робота проводиться із залученням представни-ків заводу-виробника обладнання ДП «НВКГ «Зоря» – «Машпроект». У грудні 2018 року Укртрансгаз запустив у роботу перший з трьох газоперекачувальних агрегатів, переоснащений в процесі модернізації КС. Заміна газотурбінних двигунів дасть можливість підвищити економічні та екологічні показники обладнання до рівня сучасних європей-ських стандартів. Так, нові газотурбінні двигуни споживають паливного газу на 15% менше порівняно зі старими. За результатами фактичного тестування ви-киди в атмосферу оксидів азоту склада-ють у середньому 59 мг/куб. м (майже

вдічі менше за старі турбіни), а викиди оксидів вуглецю – 1 мг/куб. м (в 30 разів менше). Такі показники відповідають нормативам Директиви 2010/75/ЄС про промислові викиди.

Сонячна електростанція

Сонячна електростанція (СЕС) Укртран-сгазу виробила 308 МВт*год електрое-нергії за 2018 рік. Всю вироблену стан-цією електроенергію з грудня 2017 року філія Укргазтехзв’язок у повному обсязі продає за «зеленим тарифом» до єди-ної енергетичної системи України – ДП «Енергоринок». У 2018 році Укртрансгаз виручив на цьому 1,9 млн грн.

Також у 2018 році було ініційовано ство-рення парку сонячних електростанцій. Проект передбачає проектування та будівництво декількох наземних СЕС загальною встановленою потужністю до 30 МВт.

Модернізація систем індивідуального опалення

В рамках реалізації корпоративної стра-тегії групи Нафтогаз щодо підвищення енергоефективності та зменшення спо-живання природного газу на Чернігів-щині почалось впровадження проекту «Доступне тепло для співробітників». Проект передбачає встановлення та модернізацію систем індивідуального опалення в домівках співробітників підприємств групи Нафтогаз та в містах та селищах присутності групи.

Модернізація котелень

В результаті реалізації Плану розвитку газотранспортної системи у 2018 році введено в експлуатацію побудовану котельню на КС «Ставищенська» газо-проводу «Уренгой-Помари-Ужгород», котельню на КС «Гусятин» газопроводу «Союз» та котельню на КС «Іллінці» газопроводу «Уренгой-Помари-Ужго-род».

Розширення використання вторинних енергоресурсів

У 2018 році розроблено пілотний проект організації виробництва елек-троенергії з теплоти продуктів зго-ряння, які утворюються в результаті роботи технологічного обладнання (газотурбінних двигунів). Нове облад-нання, яке планується встановити на об'єкті Укргазвидобування, дозволить генерувати електричну енергію в про-мислових масштабах без спалювання додаткових обсягів палива. Проект передбачає використання технологій, які раніше в Україні не застосовува-лися. Реалізація проекту дозволить підвищити ефективність використання групою Нафтогаз енергетичних ре-сурсів, зменшити викиди парникових газів та забруднення навколишнього середовища. В даний час проект проходить процедуру погодження та затвердження. Запропоноване рішен-ня, у разі успішної реалізації пілотного проекту, може бути масштабоване на десятки об'єктів групи.

Ключові завдання в сфері підвищення енергоефективності на 2019 рік

1. Продовжити впровадження Програми енергоефективності. У 2019 році планується досягти економії ПЕР в обсязі близько 112,1 тис. т н. е., у тому числі 129,5 млн куб. м газу, 14,7 млн кВт*год електричної енергії, 27,9 тис. Гкал теплової енергії.

2. Продовження реалізації проектів з підвищення енергоефективності та використання відновлюваних джерел енергії в установах та органі-заціях бюджетної сфери та у побутових споживачів.

3. Реалізація проекту будівництва сонячної електростанції у Житоми-ріській області для вироблення електричної енергії із сонячного ви-промінювання. Орієнтовна потужність станції 30 МВт.

4. Впровадження системи утилізації теплоти димових газів газових турбін із виробництвом додаткової електроенергії на Локачинському НГП, що належить Укргазвидобуванню.

5. У 2019 році Укртрансгазом запланована реалізація 22 проектів з ре-конструкції, будівництва, технічного переоснащення об’єктів теплопо-стачання з метою заміни застарілого обладнання на нове енергоефек-тивне, автоматизоване, яке відповідає сучасним екологічним вимогам.

133132


ЕКОЛОГІЯ ТА ОХОРОНА ДОВКІЛЛЯ

Екологічна політика

Екологічні цілі

Екологічні діїВплив на довкілля

В групі Нафтогаз діє Екологічна політи-ка, яка спрямована на забезпечення ефективного функціонування і розвитку групи, зменшення екологічних ризиків у процесі виробничої діяльності, гармо-нізацію економічних інтересів групи з екологічними та соціальними інтересами суспільства, впровадження міжнародних екологічних стандартів.

Для реалізації Екологічної політики ке-рівництво компанії взяло на себе такі зобов’язання:• захист довкілля та мінімізація негатив-

ного впливу на нього;• дотримання обов’язкових вимог зако-

нодавства та інших вимог, які компанія зобов’язана виконувати у сфері еко-логії;

• впровадження та вдосконалення сис-теми екологічного управління згідно з вимогами міжнародного стандарту ISO 14001:2015;

• дотримання принципу динамічного економічного розвитку при максималь-но раціональному використанні при-родних ресурсів та збереженні сприят-ливого навколишнього середовища;

• врахування екологічних чинників під час планування діяльності та здійснен-ня закупівель технологій, матеріалів і устаткування, виконання робіт та послуг;

• підвищення ефективності виробничих процесів за рахунок застосування най-кращих доступних технологій;

• забезпечення цільового планування дій, спрямованих на попередження

та зниження негативного впливу на довкілля із застосуванням ризик-орієн-тованого підходу;

• підвищення екологічної культури та свідомості працівників щодо їх ролі у вирішенні питань, пов’язаних з охоро-ною довкілля;

• забезпечення відкритості інформації про діяльність, пов’язану з впливом на довкілля.

Екологічна політика компанії гармонізо-вана з положеннями Закону України «Про основні засади (стратегію) держав-ної екологічної політики», Закону України «Про охорону навколишнього природно-го середовища», ДСТУ ISO 14001 «Систе-ми екологічного управління. Вимоги та настанови щодо застосування».

Виходячи з обов’язків, зафіксованих в Екологічній політиці компанії, сфор-мовано наступні стратегічні цілі:• удосконалення системи екологічно-

го менеджменту; • зменшення рівня споживання води;• зменшення обсягів утворення від-

ходів.

Для реалізації встановлених цілей передбачається здійснення певних

«зелених» перетворень, а саме:• екологізація процедур та методоло-

гії здійснення тендерних торгів;• запровадження процедури/поряд-

ку здійснення екологічного аудиту постачальників;

• впровадження ресурсозберігаючого та природоохоронного обладнання;

• нормативно-методологічне забезпе-чення екологічного менеджменту;

• підвищення рівня екологічної куль-

тури, свідомості та небайдужості до проблем навколишнього сере-довища;

• налагодження та поширення еко-логічних зв’язків із зацікавленими сторонами;

• забезпечення доступу до екологіч-ної інформації.

Для успішної реалізації поставлених завдань в компанії розроблені та впро-ваджуються:• Комплексний план заходів НАК «На-

фтогаз України» з охорони навколиш-нього природного середовища на 2015-2020 роки;

• Програма підвищення енергоефек-тивності НАК «Нафтогаз України» на 2015-2020 роки;

• Програма поводження з відходами на підприємствах НАК «Нафтогаз України» на 2016-2020 роки;

• План еколого-соціальних заходів, передбачених кредитною угодою з Міжнародним банком реконструкції та розвитку (МБРР);

• комплексні плани науково-дослідних

та дослідно-конструкторських робіт (НДДКР);

• плани природоохоронних заходів підприємств групи Нафтогаз.

Органи компанії, що опікуються еколо-гічними питаннями:• робоча група з питань впровадження

інтегрованої системи управління;• робоча група з питань екологічної

діяльності;• комісія з надзвичайних ситуацій.

Підприємства групи Нафтогаз щорічно розробляють плани комплексних при-родоохоронних заходів, які включають заходи з охорони і використання вод-них ресурсів, охорони атмосферного

повітря, охорони і раціонального вико-ристання надр та земельних ресурсів та поводження з відходами.

Природоохоронна робота на підпри-ємствах групи Нафтогаз спрямована на дотримання вимог екологічного законодавства України, удосконалення існуючої структури екологічного управ-ління, забезпечення господарської діяльності дозвільною та ліцензійною документацією, запобігання понаднор-мовому забрудненню навколишнього природного середовища, мінімізацію негативного впливу на довкілля вироб-ничої діяльності підприємств, що зна-ходяться в корпоративному управлінні компанії.

Ризики негативного впливу групи На-фтогаз на довкілля пов’язані з такими напрямками її діяльності:• проведення геологічних досліджень

та пошуково-розвідувальних робіт; розробка нафтогазових родовищ;

• транспортування вуглеводнів ма-гістральними та промисловими трубопроводами;

• зберігання нафти;• облаштування та експлуатація під-

земних сховищ газу;• підготовка та переробка вуглеводне-

вої сировини;• постачання природного і скрапле-

ного нафтового газу промисловим

споживачам та комунально-побуто-вому сектору;

• експлуатація автомобільних газона-повнювальних компресорних стан-цій тощо.

Основними аспектами впливу підприємств групи Нафтогаз на довкілля є:• викиди забруднюючих речовин та

парникових газів в атмосферне по-вітря;

• споживання води;• утворення відходів;• аварійні викиди або розливи забруд-

нюючих речовин.

Основні досягнення у сфері екології та охорони довкілля у 2018 році1) Своєчасне і якісне виконання Плану

екологічних та соціальних заходів, передбачених кредитною докумен-тацією Світового банку від 30 грудня 2016 року, що дозволило компанії залучити фінансові ресурси та під-твердити статус надійного контра-гента. Виконання Плану дій наблизи-ло стандарти діяльності компанії до вимог екологічної та соціальної полі-тики таких міжнародних організацій, як Світовий банк, Європейський банк реконструкції та розвитку, OPIC та інших провідних компаній світу.

3) У рамках впровадження систем менеджменту, компанія пройшла зовнішній аудит та отримала від авторитетного міжнародного органу з сертифікації TÜV SÜD Management Service GmbH сертифікати на відпо-відність вимогам ISO 9001:2015, ISO 14001:2015, OHSAS 18001:2010 та ISO 50001:2014. Крім цього, компанія успішно пройшла наглядовий аудит третьої сторони на відповідність ви-могам ISO 9001:2015. Таким чином, в компанії побудована та функціонує Інтегрована система менеджменту у сферах якості, екології, охорони пра-ці, енергетичного менеджменту.

2) У 2018 році НАК «Нафтогаз Украї-ни» розробила та впровадила СОУ «Захист довкілля. Ліквідування за-бруднень ґрунтів і водних об'єктів нафтою та нафтопродуктами. Прави-ла». Вперше у цьому нормативному документі встановлено класифікацію аварій за рівнями залежно від обся-гів розлитої нафти та нафтопродуктів, наведено порядок оповіщення заці-кавлених сторін, наведена градація

забруднення ґрунтів, яка на даний час відсутня в Україні. Цей стандарт матиме широке практичне застосу-вання і слугуватиме посібником при ліквідації наслідків аварійних ситу-ацій для підприємств нафтогазової галузі України.

3) У 2018 році продовжено реалізацію пілотного проекту Світового банку з впровадження системи моніторин-гу, звітності та верифікації викидів парникових газів (МЗВ) на підпри-ємствах групи Нафтогаз. У проекті беруть участь: Нафтогаз, VERICO (Німеччина), Укртрансгаз, проект PMR Світового банку, Carbon Limits (Норвегія), TMS (Україна). В рамках проекту проведено огляд техноло-гічних процесів, видів діяльності, джерел викидів парникових газів та матеріальних потоків, підготовлено пакет необхідних документів, в т.ч. Звіт про викиди парникових газів, який було верифіковано незалеж-ним верифікатором VERICO (Німеч-чина). Група Нафтогаз та Укртрансгаз готові працювати в системі МЗВ та системі торгівлі квотами на викиди парникових газів після їх запрова-дження в Україні (орієнтовно в 2019-2020 роках). Досвід з розроблення плану моніторингу, складання звіту про викиди парникових газів буде розповсюджено на інші підприєм-ства компанії.

4) Підписано Меморандум про по-розуміння щодо скорочення неор-ганізованих викидів метану в лан-цюжках поставок газу в Україні між ЄБРР, Мінприроди та НАК «Наф-тогаз України».

5) Впроваджено процедури, спря-мовані на подальшу екологізацію діяльності компанії: - в рамках реалізації проекту

«Зелений офіс» в компанії впро-ваджується роздільний збір від-ходів;

- під час закупівель товарів, ро-біт та послуг, які можуть мати негативний вплив на довкілля, передбачено проведення оцінки відповідності постачальника еко-логічним вимогам законодавства та компанії;

- під час прийняття на роботу нові співробітники проходять інструктаж з екологічної та радіаційної безпеки.

З метою забезпечення доступу всіх зацікавлених сторін до екологічної ін-формації, пов’язані з діяльністю гру-пи Нафтогаз, починаючи з 2018 року на офіційному сайті та внутрішньому порталі компанії розміщуються річні звіти з охорони довкілля компанії та групи Нафтогаз. Усі аспекти діяльно-сті компанії та будь-які проекти, що мають значний вплив на довкілля та життя громад, обов’язково проходять погодження в рамках чинного поряд-ку взаємодії із зацікавленими сторо-нами. З метою забезпечення доступу працівників компанії до екологічної інформації на внутрішньому порталі компанії створено розділ «Екологічна сторінка», в якому розміщується ін-формація щодо екологічної діяльності компанії, робочої групи з питань еко-логічної діяльності та впровадження проекту «Зелений офіс», відповідні розпорядчі документи та корисна інформація екологічного характеру.

135134


Викиди парникових газів - 7332,5викиди оксиду вуглецю (СО) - 27,2викиди діоксиду (SO2) та інших сполук сірки - 0,3викиди сполук азоту (NОx) без N2O) - 17,4викиди неметанових летких органічних сполук - 22,0

підземні води – 1274,1

поверхневі води – 3284,8

комунальний водопровід – 574,6

інше – 5,7

Поводження з відходами, тис. т

Забір води, тис. куб. м

Вплив виробничої діяльності групи Нафтогаз на навколишнє середовище в 2018 році

Викиди в атмосферне повітря забруднюючих речовин, тис. т: Викиди в атмосферу парникових газів, тис. т СО2-екв.:

210,2 тис. т

5139,2 тис. куб. м

5139,2 тис. куб. м

210,2 тис. тУтворено відходів

утилізовано - 21,9

спалено - 0,06

видалено - 151,4

інше - 47,7

СХОВИЩЕНАФТОПРОДУКТІВ

НАФТОПЕРЕРОБНИЙ ЗАВОД

ПЕРЕРОБКА ТА УТИЛІЗАЦІЯВІДХОДІВ

ТРУБОПРОВІД

МОРСЬКАБУРОВАПЛАТФОРМА

СТАБІЛІЗАТОРКОНДЕНСАТУ

НАФТОВАСВЕРДЛОВИНА

ПОШУКОВАСВЕРДЛОВИНА

ЕКСПЛУАТАЦІЙНАСВЕРДЛОВИНА

СЕЙСМІЧНІВІБРАТОРИ

КОЙЛТЮБІНГОВАУСТАНОВКА

КАПІТАЛЬНИЙРЕМОНТСВЕРДЛОВИН

УСТАНОВКАЗ ОСУШУВАННЯ

ГАЗУ

КОМПЕНСАТОР67,0тис. т забруднюючих речовин

7332,5тис. т СО2-екв. парникових газів

67,0тис. т забруднюючих речовин

7332,5тис. т СО2-екв. парникових газів

137136


Мінімізація впливу на довкілля Охорона атмосферного повітря

Витрати на заходи з охорони довкілля

Розуміючи важливість забезпечення екологічної безпеки, раціонального використання і відтворення природ-них ресурсів, у 2018 році видобувні підприємства групи Нафтогаз першими з компаній галузі ініціювали процес отримання висновків впливу на до-вкілля (ОВД) та стратегічної екологічної оцінки.

У 2014 році Україна уклала угоду про асоціацію з Європейським Союзом, взявши при цьому зобов’язання імпле-ментувати у вітчизняне законодав-ство та практики господарювання вимоги 29 екологічних директив та регламентів ЄС, щоб досягти євро-

пейських стандартів у сфері охорони довкілля. З 18 грудня 2017 року висно-вки з ОВД визначені Законом України «Про оцінку впливу на довкілля» як обов’язковий документ для видобув-ної промисловості.

Упродовж 2018 року Укргазвидобу-вання підготувало 143 процедури ОВД, склало 92 звіти про плановану діяльність з ОВД, провело 93 гро-мадські слухання на територіях гос-подарської діяльності та отримало 83 висновки з ОВД (очікується ще 6 висновків уповноваженого органу про допустимість планованої діяль-ності компанії).

У квітні 2018 року Укрнафта отримала перші висновки з ОВД щодо діяльності компанії з видобування корисних ко-палин на Пасічнянському, Довбушан-сько-Бистрицькому та Луквинському родовищах. Зокрема у 2018 році ком-панія ініціювала проведення слухань у громадах, на території яких розташовані родовища та отримала висновок щодо 12 ОВД.

Отриманню висновків ОВД передував збір необхідних матеріалів щодо загаль-них технічних характеристик площі, засто-совуваних потужностей, обсягу видобутку вуглеводнів, а також їх публічні відкриті презентації та обговорення із громадою.

У 2018 році обсяг викидів забрудню-ючих речовин в атмосферне повітря стаціонарними джерелами на під-приємствах групи Нафтогаз становив 67,0 тис. т (у 2017 – 45,1 тис. т).Викиди парникових газів підприємства-

ми групи Нафтогаз у 2018 році зросли до 7,3 млн т в еквіваленті СО2 з 6,8 млн т в еквіваленті СО2 у 2017 році. Найбільша частка викидів парникових газів на-дійшла від Укртрансгазу (59,9%), Укргаз-видобування (29,3%), Укрнафти (10,5%).

Збільшення обсягів викидів парникових газів спричинене нарощуванням обся-гів експлуатаційного буріння, значним зростанням кількості свердловино- операцій з інтенсифікації видобування вуглеводнів Укргазвидобування.

У 2018 році підприємствами групи Нафто-газ на охорону навколишнього природно-го середовища витрачено 141,4 млн грн, з них: капітальні інвестиції – 3,2 млн грн (що становить 2% від загального обсягу витрат на охорону навколишнього середовища), поточні витрати – 138,2 млн грн (98%).

Капітальні інвестиції розподілено таким чином: захист та реабілітація ґрунту – 3,0 млн грн, заходи з очищення стічних вод 0,2 млн грн.

Поточні витрати на заходи з очи-щення зворотних вод становили 50,4 млн грн, поводження з відхода-ми – 32,0 млн грн, захист і реабілітацію ґрунту, підземних і поверхневих вод – 31,5 млн грн, охорону атмосферного повітря – 6,3 млн грн, інші напрямки

(у тому числі зниження шумового і вібраційного впливу, радіаційну безпе-ку, збереження біорізноманіття, науко-во-дослідні роботи природоохоронно-го спрямування тощо) – 18,1 млн грн.

На оплату послуг природоохоронного призначення витрачено 60,4 млн грн.

Надходження коштів від продажу відходів становило 127,8 млн грн, за надання послуг природоохоронного значення (очищення зворотних вод) – 0,1 млн грн.

Фактично сплачено 61,3 млн грн еко-логічного податку. Штрафні санкції за порушення екологічного законодавства склали 0,059 млн грн (для порівняння у 2017 році – 0,475 млн грн).

Структура поточних витрат на охорону довкілля у 2018 році за напрямами, млн грн

0 10 20 30 40 50

50,4Очищення

стічних вод

32,0Поводженняз відходами

31,5Захист тареабілітація грунту

18,1Інші напрями

6,3Охоронаатмосферного повітря

50,4млн грн


Укрнафта - 50,0%

Укргазвидобування - 36,3%

Укртрансгаз - 13,4%

інші - 0,3%




інші - 0,7%

61,3млн грн

Структура сплати екологічного податку у 2018 році за підприємствами групи Нафтогаз

97% екологічного податку припадає на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря.

Підприємства групиВикиди забруднюючих речовин

у тому числі:

викиди оксиду вуглецю (СО)

викиди діоксиду (SO2) та інших сполук сірки

викиди сполук азоту (NОx), без N2O

викиди неметанових летких органічних сполук

Укртрансгаз 18,0 7,5 0,002 10,0 0,5

Укрнафта 25,6 5,1 0,1 2,6 17,8

Укргазвидобування 21,5 14,6 0,2 4,9 1,9

Укртранснафта 1,8 0,005 0,0 0,006 1,8

Інші підприємства 0,02 0,004 0,0 0,002 0,011

ВСЬОГО 67,0 27,2 0,3 17,4 22,0

Викиди в атмосферне повітря забруднюючих речовин підприємствами групи Нафтогаз, тис. т

Викиди парникових газів підприємствами групи Нафтогаз у 2018 році, тис. т

Підприємства групи Викиди діоксиду вуглецю (СО2)

Викиди метану (СН4) Викиди оксиду азоту (N2O)

Викиди парникових газів, СО2-екв.

Укртрансгаз 3707,9 30,2 0,2 4391,7

Укрнафта 631,1 4,6 0,1 770,9

Укргазвидобування 1715,2 20,3 0,03 2151,2

Укртранснафта 2,9 0,1 0,0 4,6

Інші підприємства 1,9 0,6 0,0 14,1

ВСЬОГО 6058,9 55,7 0,3 7332,5

Угодою про асоціацію між Україною та ЄС, Паризькою угодою про зміну клімату, положеннями Директиви 2003/87/ЄС та Концепцією реалізації державної політики у сфері зміни клімату на період до 2030 року, затвердженою розпорядженням Кабінету Міністрів України від 07.12.16 №932-р, передбачено впровадження Україною системи моніторингу, звітності та верифікації викидів парникових газів.

СО2СH4N2O

Обсяги викидів парникових газів в атмосферне повітряпідприємствами групи Нафтогаз у 2016-2018 роках, тис. т СО2-екв.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

2018

2017

2016 5645,0

7332,5

6765,2

139138

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Укрнафта

Для зменшення обсягів викидів парни-кових газів Укртрансгаз постійно здійс-нює моніторинг герметичності запірної арматури, трубопроводів та іншого обладнання ГТС. Виявлені витоки при-родного газу усуваються у найкоротші терміни. За результатами моніторингу кожні півроку готується відповідний звіт.

Викиди парникових газів на одиницю виконаної роботи (карбоноємність) Укртрансгазу у 2017 році станови-ли 33,0 т СO2-екв. / млн куб. м, а в 2018 році – 32,5 т СO2-екв. / млн куб. м.

У 2018 році розроблено 10-річний план модернізації ГТС України на 2018-2027 роки з метою приведення

виробничих потужностей у відпо-відність до європейських стандартів надійності, безпечності та екологіч-ності. Передбачається реконструкція чотирьох компресорних станцій: «Яготин», «Диканька», «Ромни» та «КЦ 4 Більче-Волиця» (дотискувальна компресорна станція на підземному сховищі газу).

Основними типами відходів, що утво-рюються на підприємствах групи На-фтогаз, є: відходи буріння (вибурена порода, відпрацьовані бурові розчи-ни та бурові стічні води); відходи ко-

мунальні змішані; нафтопродукти та нафтошлами; брухт чорних металів; шини автомобільні, відпрацьовані та пошкоджені; відходи будівництва1.У 2018 році загальний обсяг відходів,

що утворився на підприємствах групи становив 210, 2 тис. т, 77% з яких – шлам буровий. Найбільша частка відходів (79%) була утворена Укргаз-видобуванням.

Укрнафта щорічно розробляє та вико-нує заходи щодо ліквідації наслідків довготривалого видобування нафти і газу та зменшення загазованості навколишнього середовища м. Бори-слава. У 2018 році профінансовано відповідні заходи на суму понад 35,3 млн грн. Зокрема, виконано:• газохімічний контроль пригирлової

території свердловин, шурфів-коло-дязів та контрольних ділянок терито-рії міста в межах гірничого відводу;

• ремонтно-ізоляційні роботи в м. Бо-рислав на 33 діючих свердловинах, 4-х раніше ліквідованих свердлови-нах, виявлено та облаштовано 10 шурфів-колодязів;

• пробурено спеціальні дегазаційні свердловини;

• ремонт і технологічне обслугову-вання раніше пробурених спеці-альних дегазаційних свердловин, виявлених та облаштованих шур-фів-колодязів;

• контроль за рівнем загазованості на спеціальних дегазаційних свердло-винах і шурфах-колодязях.

Укрнафта ініціювала проведення неза-лежного екологічного аудиту території м. Борислав. Члени міської ради м. Борислав спільно з фахівцями Укрна-фти та Нафтогазу розробили технічне завдання для проведення компанією

Lamor комплексного дослідження еко-логічної ситуації у м. Борислав з підго-товкою рекомендацій організаційного, техніко-технологічного та соціального характеру для зниження техногенного навантаження та соціальної напруги, покращення санітарних умов прожи-вання мешканців міста та забезпечен-ня сталого розвитку міста.

Бориславське родовище розробля-ється згідно з «Технологічною схемою дорозробки нафтового родовища з метою вилучення залишкових запасів нафти та зниження рівня загазовано-сті», яка теж спрямована на покра-щення екологічної ситуації в місті.


Поводження з відходами

Водні ресурси

1 Рішенням Державної служби України з питань регуляторної політики та розвитку підприємництва від 15.07.2014 №33 зупинено дію ДСанПіН 2.2.7.029-99 «Гігієнічні вимоги щодо поводження з промисловими відходами та визначення їх класу небезпеки для здоров'я населення» щодо визначення класів небезпеки відходів, тому у звіті така інформація не розкривається

Структура відходів на підприємствах групи Нафтогаз у 2018 році за типом

210,2 тис. т





Укртранснафта - 0,4%

Інші - 0,2%

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Відходи буріння

Відходи комунальні змішані

Брухт чорних металів

Відпрацьовані нафтопродуктита нафтошлами

Шини автомобільнівідпрацьовані та пошкоджені 0,4%

Інші 0,6%

4,2%

5,3%

12,6%

76,9%

Укрнафта володіє відповідною дозвільною документацією та обладнанням для утилізації небезпечних відходів на власних об’єктах.

Для утилізації відходів буріння на під-приємствах групи використовуються технології регенерації бурових розчи-нів та очистки і повторного викори-стання бурових стічних вод.

У 2018 році загальний обсяг забору води підприємствами групи Нафто-газ становив 5139,2 тис. куб. м води (2017 рік – 5292,0 тис. куб. м води), у тому числі: підземні води – 1274,1 тис. куб. м, поверхневі води –

3284,8 тис. куб. м, комунальний водопровід – 574,6 тис. куб. м, інші – 5,7 тис. куб. м. У 2018 році обсяги використання води підприємствами групи Нафтогаз ста-новили 4664,6 тис. куб. м (2017 рік –

4418,5 тис. куб. м), з них на питні та санітарно-гігієнічні потреби – 1042,1 тис. куб. м (2017 рік – 1054,6 тис. куб. м), виробничо-техноло-гічні потреби – 3267,0 тис. куб. м (2017 рік – 3122,0 тис. куб. м).

Динаміка використання води підприємствами групи Нафтогаз, тис. куб. м

0 1000 2000 3000 4000 5000


Інші


Укрнафта

Група Нафтогаз

20172018

4664,6

2832,6

1050,5

611,2

170,3

4418,5

2650,0

947,8

645,4

175,3

За напрямами

виробничо-технологічні потреби

питні та санітарно гігієнічні потреби

інші

70,0%

7,6%

22,3%

Поводження з відходами на підприємствах групи Нафтогаз

Відходи, тис. т 2017 2018

Обсяг утворених відходів 210,1 210,2

утилізовано 1,9 21,9

спалено 0,010 0,06

видалено 152,7 151,4

передано іншим організаціям 52,9 47,7

Структура забору води підприємствами групи Нафтогаз у 2018 році за джерелами, тис. куб. м

Поверхневі води

Підземні водиКомунальнийводопровід

Інші

24,8%

63,9%

11,2%

0,1%

5139,2тис. куб. м

141140

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Облік водоспоживання та водовідве-дення на підприємствах групи Нафтогаз ведеться з використанням журналів обліку за встановленими формами, на більшості об’єктів облік здійснюється із використанням відповідних вимірю-вальних приладів. Усі водовимірюваль-ні прилади пройшли повірку та оплом-бовані відповідно до встановлених вимог. Використання водних ресурсів підприємствами групи здійснювалось у межах визначених для них лімітів.

Загальний обсяг повторного і оборотного використання води: 200,9 млн. куб. м – у системах оборот-ного водопостачання, 5,8 млн. куб. м –

у системах повторного водопоста-чання.

У 2018 році усього відведено 1547,6 тис. куб. м зворотних (стічних) вод (2017 рік – 1702,4 тис. куб. м води). Із загального обсягу відведених зворот-них вод: у водні об’єкти (водосховище, ставок, річка) скинуто – 726,3 тис. куб. м, у мережі каналізації – 416,3 тис. куб. м, поля фільтрації – 271,4 тис. куб. м, вигріб – 32,4 тис. куб. м, очисні спору-ди – 101,3 тис. куб. м.

Для підтримання пластового тиску у 2018 році використано 7377,0 тис. куб. м. супутньо-пластової води. Супут-

ньо-пластові води, які видобуваються разом з вуглеводнями, поверталися в підземні горизонти через нагнітальні свердловини системи підтримання пластового тиску або в поглинальні свердловини за окремими проектами згідно з вимогами чинного законодав-ства. Таким чином, значно знижується негативний вплив на поверхневі водні об'єкти, ґрунтові води та забезпечуєть-ся збереження земельних угідь.Протягом 2018 року у скидах зворотних вод після очисних споруд були відсутні перевищення нормативів, визначених у відповідних ГДС. Контроль прово-диться із залученням акредитованих лабораторій.

У 2018 році Укртрансгаз продовжу-вав власними силами реконструкцію магістрального трубопроводу «Урен-гой-Помари-Ужгород» у супроводі консультантів з управління біоресурса-ми. Також було проведено екологічні дослідження з підготовки плану управ-ління біорізноманіттям для забезпе-

чення екологічної безпеки лісового заказнику «Дача Галілея» (Тернопіль-ська область). Вивчення біоресурсів базувалося на використанні комплексу загальноприйнятих зоологічних, фло-ристичних та геоботанічних методів.Укрнафта проводить видобуток на зем-лях, прилеглих до території «Андрія-

шівсько-Гудимівського» гідрологічного заказника загальнодержавного значення. Відповідно до результатів моніторингу у 2018 році негативний вплив нафтогазовидобувної інфра-структури на стан лісових, лучних та водно-болотних екосистем не виявле-ний.

З метою охорони ґрунтів та земель Комплексним планом заходів НАК «Нафтогаз України» з охорони навко-лишнього природного середовища на

2015-2020 роки передбачено здійс-нення заходів щодо ліквідації аварій-них проливів нафти і нафтопродуктів, зокрема ліквідації та рекультивації

нафтових амбарів. У 2018 році площа рекультивації земель, порушених гір-ничодобувними роботами, становила 464,6 га (159,0 га у 2017 році).

1) Директивою про середні установки спалювання (2015/2193) (Директива MCP (Medium Combustion Plant)) регу-люються обмеження викидів деяких забруднюючих речовин в атмосферне повітря від спалювальних установок тепловою потужністю рівною або більшою ніж 1 МВт і меншою ніж 50 МВт («установки спалювання серед-ньої потужності»). Хоча Директива МСР є доповненням до Директиви 2010/75/ЄС, вона не входить до пе-реліку директив, за якими Україна взяла на себе зобов’язання щодо імплементації. Газомотокомпресори підприємств групи типу ГМК-10 та ГМК-8 застарілі морально і фізично та не відповідають встановленим у ЄС вимогам щодо викидів NOx і СО. Розв’язати проблему дозволить реалізація програм заміни ГМК та розроблення Національного плану скорочення викидів для установок спалювання середньої потужності та включення таких двигунів до нього.

2) Складна і тривала процедура отри-мання дозволів на викиди забрудню-ючих речовин для бурових верстатів, особливо для неглибоких свердло-вин, що буряться з використанням мобільних установок з терміном буріння до одного року. Процедура отримання дозволу займає від трьох місяців до півроку.

3) Труднощі з пошуком необхідної кілько-сті кваліфікованого персоналу з питань екологічної безпеки на деяких вироб-ничих підприємствах групи Нафтогаз.

4) Витоки вуглеводнів та СПВ через зношене обладнання, особливо трубопроводи, та несанкціоноване втручання сторонніх осіб.

5) Відходи. Вже протягом декількох років залишається невирішеною проблема з розробленням та впро-вадженням процедури отримання суб’єктами господарювання дозво-

лів на здійснення операцій у сфері поводження з відходами, якщо їхня діяльність призводить до утворення відходів, для яких показник загаль-ного утворення відходів (ПЗУВ) пере-вищує 1000. Відсутній нормативний документ, на підставі якого здійсню-ється визначення класу небезпеки відходів. Таким чином, більшість підприємств нафтогазової галузі України працюють без дозволів і є заручниками ситуації, що склалася. Державними органами призупинено дію ДСанПіН 2.2.7. 029-99 з визна-чення класу небезпеки відходів, а Національний перелік відходів відповідно до міжнародних вимог також відсутній.

6) Водоспоживання та спеціальне водокористування. Недосконалість нормативно-правової бази щодо ме-ханізму надання водокористувачами електронної звітності або відомостей

Біорізноманіття

Охорона ґрунтів

Проблеми та ризики в сфері екології та охорони довкілля

1) Реалізація Плану охорони навколишнього природного середовища та соціальних заходів, який є додатком до кредитної документації щодо залучення фінансування під гарантії МБРР (затверджено протоколом засідання правлін-ня від 12.05.2017 №191).

2) Підписання Проектної угоди з ЄБРР щодо скорочення ви-кидів метану та реалізація проекту на об’єктах підприємств групи Нафтогаз.

3) Завершення реалізації Пілотного проекту Світового банку та початок впровадження на деяких об’єктах підприємств групи Нафтогаз системи МЗВ.

4) Проведення аудитів екологічних аспектів на підприємствах групи Нафтогаз відповідно до положень СОУ «Захист до-вкілля. Аудит екологічних аспектів діяльності групи Націо-нальної акціонерної компанії «Нафтогаз України». Основні положення».

5) Завершення роботи з розроблення технологічних норма-тивів для наявних та нових газових турбін і двигунів номі-нальною тепловою потужністю від 1 до 50 МВт.

6) Створення єдиної системи моніторингу діяльності підпри-ємств групи Нафтогаз з охорони довкілля на базі програм-ного продукту MS Consulting.

7) Адаптація внутрішніх документів до змін у законодавстві: -ДСТУ 41-00032626-00-023-2000 «Охорона довкілля. Ре-культивація земель під час спорудження нафтових і газових свердловин»; - СОУ 73.1-41-11.0.01:2005 «Охорона довкілля. Природо-охоронні заходи під час спорудження свердловин на нафту та газ».


про обсяги видобутих підземних вод із артезіанських свердловин (наказ Мінприроди України від 23.03.2016 №110) та порядку проведення розрахунків водокористування та водовідведення (ст. 49 Водного ко-дексу та наказ Міністерства екології та природних ресурсів України від 23.06.2017 №234). Виконання зазначених вимог у за-пропонованому форматі вимагатиме

значних фінансових витрат та інших необґрунтованих видатків підпри-ємств-водокористувачів. У більшості випадків такі витрати можуть не відповідати досягнутому результату та перевищуватимуть обсяг податку на спеціальне водокористування.

7) Невідповідність підзаконних актів за-кону «Про оцінку впливу на довкіл-ля», який набрав чинності 18 грудня

2017 року. Наприклад, підставою для отримання спеціального дозво-лу на ділянку надр є оцінка впливу на довкілля, але суб’єкти господа-рювання, які є лише претендентами на аукціоні для придбання дозволу, не можуть проводити оцінку впливу планової діяльності. Оцінку впливу необхідно робити власнику (корис-тувачу) ділянки надр, на стадії підго-товки проекту розробки родовища.

143142

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСО РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

УПРАВЛІННЯ ЗАКУПІВЛЯМИРеформування системи закупівель ста-ло однією з перших і найважливіших глобальних реформ групи Нафтогаз. Для групи Нафтогаз головним критерієм ефективності здійснення закупівель є найкраща якість за економічно вигідною ціною за умови дотримання принципів прозорого, недискримінаційного, кон-курентного і відкритого закупівельного процесу.

У процесі закупівель виникають юридич-ні, фінансові, комерційні та корупційні ризики. Однією з основних цінностей компанії є нульова толерантність до будь-яких форм корупції, тому під час здійснення закупівель контролюється суворе дотримання антикорупційного законодавства.

Вдосконалення закупівельних процедур у 2018 році:• врегульовано нормативне визначення

очікуваної вартості закупівлі на підпри-ємствах групи Нафтогаз;

• встановлено обов’язкове надання учасниками забезпечення у разі закупі-вель на суму понад 10 млн грн, з метою

зменшення ризику участі фіктивних компаній у процедурах закупівлі;

• здійснено перехід від «паперових» до електронних закупівель, що забез-печує дотримання принципу прозо-рості під час проведення процедур закупівель;

• впроваджено порядок здійснення стра-тегічних закупівель у постачальників світового рівня, що дозволяє отримати доступ до найсучасніших технологій, забезпечити оперативне проведення робіт підвищеної складності та своє-часне виконання програми з видобутку газу;

• запроваджено механізм закупівлі за рамковими угодами, що дозволяє зменшити кількість процедур закупі-вель та строки укладання договорів;

• залучено проектне фінансування за рахунок коштів Європейського Інвес-тиційного Банку для покриття витрат проекту, спрямованого на підвищення надійності та збільшення видобутку вуглеводнів, що дозволило отримати додаткові фінансові ресурси на вигід-них умовах та підвищити інвестиційну привабливість;

• впроваджено можливість здійснювати закупівлі на умовах укладання догово-рів «під ключ», що забезпечує відпові-дальність генерального підрядника за виконання всіх зобов’язань за догово-ром та дозволяє мінімізувати ризики замовника.

• Централізація закупівель шляхом переходу від фрагментарної регіо-нальної моделі Тендерних комітетів до централізованої закупівельної організації;

• створення навчального центру для закупівельників групи Нафтогаз (тренінги, лекції провідних лідерів і професіоналів, обмін досвідом та по-єднання практик, аналіз ефективності закупівель, аналіз практик АМКУ);

• автоматизація ключових закупівель-них процесів з метою спрощення доступу до аналітичної та статистич-ної інформації;

• пілотний проект зі створення VENDOR LIST для ТОП-3 категорій товарів.

У 2018 році підприємства групи досягли 5,2 млрд грн економії за рахунок дотри-мання групою Нафтогаз основних прин-

ципів закупівельної діяльності, зокрема відкритого спілкування з представника-ми ринку, завчасного анонсування про

закупівлі, забезпечення рівних умов для всіх учасників закупівель та нульової толерантності до корупції.

5%

Загальна кількість та вартість оголошених закупівель у 2018 році

49%

32%

8%

4%

2%

27% 23%

19%

18%

7%3%

3%

Укртрансгаз3 689 закупівель37 549 млн грн

Укртранснафта850 закупівель5 924 млн грн

Нафтогаз України464 закупівлі1 579 млн грн

Укравтогаз256 закупівель91 млн грн

Нафтогаз-Енергосервіс15 закупівель2 млн грн

Нафтогаз ЦифровіТехнології16 закупівель59 млн грн

Науканафтогаз145 закупівель17 млн грн

Газ України124 закупівлі32 млн грн

Чорноморнафтогаз35 закупівель107 млн грн

Кіровоградгаз98 закупівель29 млн грн

*Закордоннафтогаз проведено 2 закупівлі на 0,2 млн грн

Вуглесинтезгаз України проведено 5 закупівель на 2,4 млн грн

Укрспецтрансгаз101 закупівля77 млн грн

Укргазвидобування5 647 закупівель66 417 млн грн

541* закупівля326 млн грн

11 447 закупівель

111 886 млн грн

Фактична економія за результатами проведення закупівель у 2018 році

УкравтогазГаз УкраїниКіровоградгазНауканафтогазУкрспецтрансгазЗакордоннафтогазЧорноморнафтогазНафтогаз-ЕнергосервісВуглесинтезгаз УкраїниНафтогаз Цифрові Технології



Укртранснафта

Нафтогаз

Інші*

69% 25%

2% 1%

3%

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

3 599

1 288

154

100

14

5 155млн грн

млн грн

Закупівлі в системі ProZorro у 2018 році

8 273 договорів 62 200 млн грн

16%

84% Резиденти

Нерезиденти

ТОП-7 зовнішніх контрагентів в 2018 році, млн грн

ЕРУ ТРЕЙДІНГ

ШЛЮМБЕРЖЕ СЕРВІСЕЗ УКРАЇНА

LLC Trafigura Ukraine

ДП НВКГ Зоря-Машпроект

ІНТЕРПАЙП УКРАЇНА

Solar Turbines International Company

TACROM SERVICES S.R.L.

0 500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 3 500 4 000

Природний газ

Природний газ

Реконструкція компресорної станції, ремонт та технічне обслуговування техніки

Труби сталеві, обсадні, насосно-компресорні

Насоси та компресори

Послуги, пов’язані з видобуванням газу та освоєнням свердловин

Послуги, пов’язані з видобуванням газу та освоєнням свердловин

1 139

1 810

1 818

2 646

2 905

2 911

3 702


145144

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

147146


Сергій Коновець ФІНАНСОВА СТАБІЛЬНІСТЬ

Для групи Нафтогаз 2018 став вже третім роком, коли ми впевнено де-монструємо позитивний фінансовий результат: операційний прибуток за цей рік склав 26,4 млрд грн, чистий прибуток – 11,6 млрд грн, а чистий грошовий потік від операційної діяль-ності – 71,6 млрд грн.

2017-2018 роки стали для нас ви-значними, адже принесли перемогу у Стокгольмському арбітражі проти Газпрому, що позитивно вплинуло на фінансовий результат 2017 року, збільшивши прибуток групи на 12,6 млрд грн. Проте, група мала певні податкові наслідки щодо частини ком-пенсації за транзитним рішенням, що призвело до збільшення зобов’язань з ПДВ у сумі 4,8 млрд грн у березні 2018 року та відповідно зменшило суму чистого прибутку у 2018 році.

Зоною нашої постійної уваги залиша-ється управління дебіторською забор-гованістю групи, особливо у сегментах інтегрованого газового бізнесу та тран-спортування природного газу. На жаль, недостатній рівень розрахунків наших контрагентів, передусім тих, яким ми

зобов'язані постачати газ на пільгових умовах (ПСО), постійно негативно впливає на наші фінансові результати, що відображається у збільшенні витрат на створення резерву під сумнівну заборгованість. Тільки за 2018 рік, такі витрати склали 19,4 млрд грн.

Як і в минулих роках, найбільшими за показником операційного прибутку залишаютсья сегменти інтегрованого газового бізнесу та транзиту при-родного газу, які у 2018 році додали 35,2 млрд грн та 8,2 млрд грн відповід-но до операційного прибутку групи. Ці ж сегменти сформували основну пози-тивну частину операційного грошового потоку: сегмент інтегрованого газового бізнесу отримав майже 33,3 млрд грн, сегмент транзиту природного газу – 26,8 млрд грн.

Взагалі, у 2018 група продовжила ге-нерувати позитивний грошовий потік від операційної діяльності. Сума спла-чених за рік податків та дивідендів до бюджету склала 109,1 млрд грн та 29,5 млрд грн відповідно, залишаючи гру-пу найбільшим платником податків в Україні.

Стабільний позитивний грошовий потік від операційної діяльності дозволив нам в 2018 році суттєво збільшити інвестиції в розвиток. Зокрема майже вдвічі збільшились результати від ін-вестиційної діяльності з 13,9 млрд грн у 2017 році до майже 26 млрд грн в 2018 році. В основному це були ін-вестиції в буріння, придбання нових бурових станків та інших проектів для забезпечення збільшення видобутку українського газу, як одного з найваж-ливіших стратегічних пріоритетів.

Також операційний грошовий потік став основним джерелом для сплати відсотків за обслуговування кредитно-го портфелю та зниження кредитного навантаження за рахунок погашення кредитів, що дозволило зменши-ти вартість кредитного портфелю з 59,3 млрд грн на 31 грудня 2017 року до 56,0 млрд грн станом на 31 грудня 2018 року.

Фінансування всіх довгострокових інвестицій тільки за рахунок капіталу акціонерів не є оптимальним варіан-том. Тому, враховуючи свої потреби у ліквідності, група залучає кредитний

Сергій Коновець Заступник голови правління (фінансовий директор)

капітал. В той же час, акціонер вилучає частку свого капіталу через розподіл частини чистого прибутку. За результа-тами 2017 року акціонер розподілив 75% суми прибутку, а це 29,5 млрд грн, сплачені групою до бюджету у 2018 році. Це живі гроші, направлені акціонеру, які група надалі не може ви-користовувати у своїй діяльності, тому вона звертається за кредитними кош-тами. Наразі низький поточний рівень співвідношення чистого боргу до влас-ного капіталу, на наш погляд, дозволяє нам без суттєвого ризику погіршення фінансового стану залучати зовнішнє фінансування. Тому залучення зовніш-нього фінансування залишається для нас актуальним питанням, що дозво-лить виконати інвестиційні проекти і програму закупівлі газу. У 2019 році група планує залучити фінансування на суму близько 60 млрд грн за рахунок випуску єврооблігацій та отримання нових кредитів.

При цьому, нам, як державній компанії, для виходу на ринки капіталу та залу-чення зовнішнього фінансування також необхідне погодження акціонера – Ка-бінету Міністрів України і Міністерства

Формування прибутку до оподаткування групи Нафтогаз за 2018 рік, млрд грн

Інтегрованийгазовий бізнес

Транспортування,переробка

нафтита продаж

нафтопродуктів

Транзитприродного газу

Внутрішнєтранспортуванняприродного газу

Зберіганняприродного газу

Фінансовийрезультат

ПАТ «Укрнафта»

Іншадіяльність

НевідшкодовуванийПДВ щодо суми, призначеної

у арбітражномупровадженні щодо

транзиту газу

Створеннязабезпечень за

судовими позовамита інших

забезпечень

Фінансові витрати, нетто

Інші нерозподіленідоходи і витрати

Прибуток дооподаткування

+35,2+20,5

+1,1

+8,2 +11,4-3,2-1,3

-2,7-4,8

-4,1-4,8

-14,5

фінансів, що за нашим досвідом є три-валим процесом. Неможливість вчасно залучити таке фінансування ставить під ризик реалізацію програми капітальних інвестицій і досягнення стратегічних цілей групи зі збільшення видобутку та підтримання необхідного рівня обсягу газу в ПСГ для забезпечення надійного постачання газу в опалювальний період.

Що стосується ризику припинення до-ходів від транзиту після анбандлінгу, з фінансової точки зору ми готові до ньо-

го. Наш фінансовий стан здебільшого залежить від подальшого реформуван-ня ринку газу в Україні та його впливу на результати інтегрованого газового бізнесу групи. Якщо у 2020 році одно-часно з припиненням надходжень від транзиту, згідно рішень уряду та до-мовленостей з МВФ, буде запровадже-но і вільний ринок газу, – ми очікуємо, що зможемо продавати газ напряму кінцевому споживачеві за ринковими цінами і утримати рівень прибутковості групи на належному рівні.

Співвідношення наших доходів та існуючого

рівня кредитного портфелю дозволяє

нам суттєво та без ризику фінансувати

діяльність, залучаючи

кредити

149148


КЛЮЧОВІ ПОКАЗНИКИ 2018 РОКУЗа результатами 2018 року група визнала чистий дохід у розмірі 256,3 млрд грн, що вище показника 2017 року на 12,7%. Зростання доходів здебільшого відбу-лось у сегменті Інтегрованого газового бізнесу.

У той же час, за 2018 рік чистий прибу-ток групи Нафтогаз склав 11,6 млрд грн порівняно з 39,4 млрд грн у 2017 році. Суттєва частка такого падіння нале-жить до фінансового ефекту визнання рішень Арбітражного Трибуналу у Арбітражних провадженнях щодо купівлі-продажу газу та транзиту при-родного газу між Нафтогазом і Газпро-мом. Якщо у 2017 році група визнала нетто прибуток у розмірі 12,6 млрд грн як різниця між сумою доходів згідно

рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу та сумою витрат згідно рішення у Арбітражному про-вадженні щодо купівлі-продажу газу, то у 2018 році було визнано 4,8 млрд грн невідшкодовуваного ПДВ щодо суми, призначеної Арбітражним Трибуналом на користь Нафтогазу у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу. На зменшення чистого прибутку також вплинуло збільшення витрат на ство-рення резерву сумнівних боргів на 7,0 млрд грн, що здебільшого відно-ситься до діяльності з балансування у сегменті внутрішнього транспортуван-ня природного газу, та до знецінення дебіторської заборгованості за угодою про розподіл продукції між Нафтогазом та Єгипетською генеральною нафтовою

Корпорацією у складі іншої діяльності. Також суттєвого впливу на суму чистого прибутку завдали витрати на створен-ня забезпечень за судовими позовами: на виконання рішення суду, що було прийнято у 2013 році і виконання яко-го відстрочено до травня 2019 року, група має зробити відчуження більш ніж 1,0 млрд куб м природного газу на покриття дефіциту у підземних схо-вищах газу газотранспортної системи. Витрати на створення цього резерву у 2018 році склали понад 10,7 млрд грн. В той самий час, збільшення валового прибутку додало 7,2 млрд грн до чи-стого прибутку у 2018 році порівняно з 2017 роком, здебільшого за рахунок покращення результату сегменту Інте-грованого газового бізнесу.

Інтегрований газовий бізнес – це найбільший за результатом сегмент бізнесу групи, що об’єднує виробни-цтво, імпорт, продаж та постачання природного газу різним категоріям споживачів, а також продаж супутньої сировини. У загальній структурі доходів

групи на сегмент Інтегрованого газово-го бізнесу припадає 42,3%.

Загальні обсяги реалізації природного газу зросли за 2018 рік на 8,6% або на 1,5 млрд куб. м у зв’язку з більш холодним періодом у лютому-березні

2018 року в порівнянні з тим самим періодом 2017 року. Незначне змен-шення обсягів реалізації відбулось тільки за категорією населення – на 0,6 млрд куб. м. Результат сегменту Ін-тегрований газовий бізнес покращився за 2018 рік на 1,6 млрд грн.

Цей сегмент включає діяльність з тран-спортування, продажу та постачання нафти, газового конденсату, нафтопро-дуктів, та супутніх товарів.

Торгівля нафтопродуктамиОбсяг реалізації нафтопродуктів у 2018 році зменшився на 7,5% або на 41 тис. т, обсяг реалізації скраплено-го газу залишився майже незмінним. Зменшення обсягу реалізації погіршило результат сегменту на 0,6 млрд грн, але завдяки підвищенню ринкових цін на

нафтопродукти у 2018 році результат покращився на 2,6 млрд грн і досяг 0,3 млрд грн прибутку.

Внутрішнє транспортування та транзит нафтиОбсяг транзиту нафти за 2018 рік змен-шився на 4,3% або на 602 тис. т, в зв’язку зі зменшенням обсягу транзиту нафти з Росії через Україну до країн ЄС, зокрема в напрямку нафтопереробних підприємств Угорщини – 6,1%, Чехії – 1,4% та Словач-чини – 5,0%. Зниження транзиту нафти в

напрямку Угорщини та Словаччини (компа-нія MOL) відбулося внаслідок скорочення замовлень на закупівлю російської нафти, що транспортувалась в 2018 році, в складі якої вміст сірки на рівні 1,8% не відповідав вимогам замовника – 1,5%. Фінансовий результат сегменту відповідно незначно знизився – на 0,3 млрд грн, або на 17%.

Водночас обсяг внутрішнього транспор-тування залишився на рівні 2017 року і склав 2 101 тис. т. Сегмент залишився збитковим у 2018 році: його фінансовий результат склав 0,9 млрд грн.

Інтегрований газовий бізнес

Транспортування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів

Фактори покращення результату сегменту «Інтегрований газовий бізнес»

+10,5 -11,7+15,6 -9,3

-2,9-0,6

2017 Збільшенняобсягу реалізації

Зменшеннясобівартості

реалізованого імпортованого газу

Збільшеннясобівартості

газу власноговиробництва

Збільшенняамортизаційних

відрахувань

Іншізміни

2018Збільшенняціни реалізації

33,6 35,2

Дебіторська заборгованість за природний газ

Регіональні газорозподільчі підприємствадля перепродажу населенню

Підприємства, що виробляють тепло для населення

Підприємства, що виробляють тепло, промислові підприємствата регіональнігазорозподільчі підприємства для інших споживачів

Реалізація за нерегульованими цінами для інших споживачів

ДЗ до 90 днів

ДЗ 90-365 днів

30,1млрд грн

4,8млрд грн

7,1млрд грн

17,2млрд грн

16,9млрд грн

30,3млрд грн

14,1млрд грн

20,4млрд грн

ДЗ більше 365 днів

Резерв




Резерв




Резерв




Резерв

2017 2018 2017 2018

2017 2018 2017 2018

20,2

9,7

0,1-1,2

-1,4 -3,5-16,8

-15,3

0,1

0,40,2

-1,1

-4,23 -7,6

23,1

7,1

8,192,4

3,53 3,8

3,912,6

3,0 3,80,4

1,4

1,7

1,6

16,8

1,7

15,0

151150


Близько 40% природного газу, який Російська Федерація постачала до єв-ропейських країн у 2018 та 2017 роках, було протранспортовано українськими магістральними газопроводами. За-гальний обсяг транспортування газу територією України з Російської Феде-рації до європейських країн і Молдови

становлять 86,8 млрд куб м у 2018 році, що менше показника 2017 року на 6,7 млрд куб. м, або на 7,2%. Одним із головних чинників зменшення обсягів транзиту українською ГТС є збільшення обсягів транзиту російського газу до Європи трубопроводом Nord Stream – OPAL.

Як і у попередні періоди, доходи від тран-зиту природного газу займають суттєву частину в структурі доходів групи – 28,2% доходів групи за 2018 рік. Фінансовий результат сегменту транзит газу за 2018 рік зменшився з 12,7 до 8,1 млрд грн порівня-но з 2017 роком, в основному в зв’язку зі зменшенням обсягів транзиту.

Фінансовий результат транспортування природного газу за 2018 рік погіршився на 2,3 млрд грн. Головним негативним факто-ром впливу було збільшення нарахування резерву сумнівних боргів в цей період, в зв’язку зі значними обсягами несплачених послуг з балансування.

За результатами 2018 року у порівнян-ні з 2017 року відбір природного газу з ПСГ зріс на 65% або на 4,2 млрд куб. м. Це пов’язано з активним відбором природного газу у лютому-березні 2018 року, в зв’язку з похолоданням наприкінці лютого-початку березня

2018 року. Дещо зріс також обсяг закачування до ПСГ в 2018 році в порівнянні з минулим роком – на 0,7 млрд куб. м. На фоні цих факторів відбулось покращення фінансового результату – на 1 млрд грн, але ре-зультат сегменту залишився негатив-

ним: збиток склав майже 1,3 млрд грн порівняно зі збитком за 2017 рік у сумі 2,4 млрд грн.

Додаткову інформацію можна знайти у розділі Дивізіон «Транспортування та зберігання природного газу» звіту.

Цей сегмент включає результати спільної діяльності за концесійною угодою на роз-відку і розробку вуглеводнів із Арабською

Республікою Єгипет, а також доходи від продажу матеріалів та послуг. Результат сегменту погіршився за рахунок визнання

у 2018 році збитку від знецінення дебітор-ської заборгованості за угодою про розпо-діл продукції у сумі майже 3,1 млрд грн.

У 2018 році група Нафтогаз залишилась найбільшим в Україні платником податків. Так, за цей рік компанія сплатила до бюдже-ту 138,6 млрд грн податків та обов’язкових платежів, що на 26% більше, ніж за 2017 рік.Зростання пов’язане зі збільшенням суми сплаченого податку на прибуток на 9,8 млрд грн в порівнянні з 2017 ро-ком, здебільшого через зростання опо-датковуваного прибутку Нафтогазу як юридичної особи за рахунок визнання у 2017 році доходів, пов’язаних з рішенням Стокгольмського Арбітражу щодо Контр-акту на транзит газу. Крім того, зросла сума сплати ПДВ до державного бюджету на 8,3 млрд грн за рахунок зростання доходів від реалізації та визнання не-відшкодовуваного ПДВ на компенсацію згідно Арбітражу щодо транзиту природ-ного газу.

Майже 72% активів групи у 2018 році відносяться до основних засобів, з яких найбільш суттєвими за вартіс-тю є буферний газ (42,9% вартості основних засобів групи), нафтога-зовидобувні активи (21,9% вартості основних засобів групи) та газотран-спортна система (19,8% вартості ос-новних засобів групи).

На зменшення загальної вартості ос-новних засобів у 2018 році в більшій мірі вплинуло зменшення корисності

активів газотранспортної системи на 71,0 млрд грн. Оборотні активи станом на 31 груд-ня 2018 року зменшились на 61,1 млрд грн, здебільшого внаслідок визнання у 2017 році заборгованості згідно рішення Стокгольмського арбіт-ражу у сумі 57,1 млрд грн, щодо якої було проведено взаємозалік у лютому 2018 року. При цьому 2018 рік зросла торгова дебіторська заборгованість за природний газ та послуги з балансу-вання на 8,4 та 14 млрд грн відповідно.

Загальна сума капітальних інвести-цій групи Нафтогаз збільшилась в 2018 році порівняно з 2017 на 80%, або на 13,6 млрд грн. Пріоритетним напрямком для капітальних інвес-тицій групи залишається видобуток природного газу, на цю діяльність в 2018 році було спрямовано 81% від загальної суми інвестицій (у 2017 році 80,5%). Сума інвестицій зросла май-же в два рази в 2018 році порівняно з 2017 за рахунок продовження наро-щування обсягів розвідувального та експлуатаційного буріння Укргазвидо-буванням. Загальний обсяг капіталь-них витрат на ці роботи в 2018 році збільшився на 5,5 млрд грн, або на 93% порівняно з 2017 роком. Сума капітальних інвестицій в Транзит при-родного газу, що складає приблизно 8,2% від загальної суми інвестицій, збільшилась в 2018 році в порівнянні з 2017 роком на 47%.

Транзит природного газу

Внутрішнє транспортування природного газу

Зберігання природного газу

Інше

Податки та платежі до бюджету

Активи

Капітальні інвестиції

Рух коштів від операційної діяльності за 2018 рік становить 71,6 млрд грн, що на 1,5% вище за показник 2017 року.

Рух коштів за результатами інвестиційної діяльності за 2018 рік збільшився на 87,2% у порівняні з 2017 роком, в основ-

ному за рахунок більших інвестицій у розвиток видобутку природного газу.Рух коштів у результаті фінансової діяльно-сті зменшився на 2,8%. Зменшення витрат на відсотки відбулось внаслідок змен-шення зобов’язань за договорами позик. Також виплата за позиками у 2018 році

була меншою порівняно з 2017 роком, у тому числі за рахунок пролонгації термінів за певними зобов’язаннями. Водночас виплата дивідендів до державного бю-джету у 2018 році зросла більше ніж вдвічі у 2018 році порівняно з минулим роком і склала 29,5 млрд грн.

Рух коштів

Зобов’язання за позиками станом на 31 грудня 2018 року склали 56,0 млрд грн порівняно з 59,3 млрд грн станом на 31 грудня 2017 року. Найбільшу частину позик станом на 31 грудня 2018 року скла-дають позики, отримані у гривнях – 44,3% всіх позик групи.

Позики

-0,9 +0,2 +0,2

-2,2-0,6

2017 2018Зростання ціни реалізації

послуг транспортування

Зростання обсягу

реалізації послуг

транспортування

Збільшення резерву під сумнівну дебіторську

заборгованістьщодо послуг з балансування

Інші зміни

-3,2

Внутрішнє транспортування газу: фінансовий результат

Сплата податків та обов’язкових платежів групою за видами

Податок на додану вартістьПодаток на прибуток Рента за видобуток газу

109,9млрд грн

138,6млрд грн

2017 2018Рента за видобуток нафти Рента за видобуток конденсату Iнша рента

Акцизний податок Інші податкиДивіденди

41,4 49,7

14,1 23,927,7 20,2

4,3

6,5

13,329,5

2,3 2,2

0,3 0,3

2,5 2,6

4,1 3,7

Активи, млрд грн

723,1

603,7

- 16,5%

2017 2018

Структура кредитного портфелю за валютами

2017 2018Кредити, отримані у грн Кредити, отримані у дол США Кредити, отримані у Євро

59,3млрд грн

56,0млрд грн

21,2 24,8

26,7 17,8

11,4 13,418% 20%2% 2%

7% 8%

Капітальні інвестиції за видами бізнесу, млрд грн

0 5 10 15 20 25 30

2018

2017

35

Капітальні інвестиції

Iнтегрований газовий бізнес

Транспортування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів

Транзит природного газу

Внутрішнє транспортуванняприродного газу

Зберігання природного газу

Укрнафта

Інше

17,030,6

13,724,8

0,40,5

1,72,5

0,10,3

0,10,2

1,01,5

0,00,7

153152


АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ»

Стор.ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 154

КОНСОЛІДОВАНА ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬКонсолідований звіт про фінансовий стан � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 158Консолідований звіт про прибутки або збитки� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 159Консолідований звіт про сукупні доходи� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 160Консолідований звіт про зміни у власному капіталі � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 161Консолідований звіт про рух грошових коштів � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 136

Примітки до консолідованої фінансової звітності

1� ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ЇЇ ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 164

2� ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 165

3� ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 168

4� ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’ЯЗАНИМИ СТОРОНАМИ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 174

5� ОСНОВНІ ЗАСОБИ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 175

6� ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВА � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 177

7� ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 177

8� ЗАПАСИ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 178

9� ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 179

10� ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 180

11� ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 180

12� АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 181

13� ПОЗИКИ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 181

14� ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 183

15� АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 184

16� СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 185

17� ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 185

18� ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 185

19� ФІНАНСОВІ ВИТРАТИ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 186

20� ФІНАНСОВІ ДОХОДИ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 186

21� ПОДАТОК НА ПРИБУТОК � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 186

22� УМОВНІ ТА КОНТРАКТНІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ І ОПЕРАЦІЙНІ РИЗИКИ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 187

23� УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 190

24� СПРАВЕДЛИВА ВАРТІСТЬ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 193

25� ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОГО ПЕРІОДУ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 196

26� ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ОБЛІКОВОЇ ПОЛІТИКИ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 196

27� ІСТОТНІ ОБЛІКОВІ ОЦІНКИ ТА СУДЖЕННЯ� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 204

28� ПРИЙНЯТТЯ ДО ЗАСТОСУВАННЯ НОВИХ АБО ПЕРЕГЛЯНУТИХ СТАНДАРТІВ ТА ТЛУМАЧЕНЬ � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 207

КОНСОЛІДОВАНА ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ СТАНОМ НА ТА ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

БАЛАНС Відмова від висловлення думки

6 зауважень (56% від вартості активів)

1 зауваження (2% від вартості активів)



1 зауваження (0,2% від вартості активів)

без зауважень*

ФІНАНСВІ РЕЗУЛЬТАТИ

Відмова від висловлення думки

Відмова від висловлення думки

6 зауважень (38% від чистого збитку)

3 зауваження (9% від чистого збитку)

3 зауваження (53% від чистого прибутку)

1 зауваження (0,3% від чистого прибутку)

без зауважень*

За результатами проведеного аудиту фінансової звітності звіт незалежного аудитора не містить застережень щодо даних за 2018 рік.

* Зауваження, що висловили аудитори у своєму звіті стосується порівнянності результатів поточного року та попередніх періодів�

Керівництво групи разом з керівництвом дочірніх підприємствами доклали максимум зусиль для вирішення питань, які могли мати вплив на зауваження аудитора до консолідованої фінансової звітності�

Зауваження аудитора (в дужках порядковий номер зауваження у звіті аудитора)

Вплив на:

Коментар керівництваБаланс на 31 грудня 2018 року

Фінансовий результат 2018 року

Питання, які стосуються попередніх періодів і впливають на порівнянність даних поточного та попереднього років:Інвестиції в спільну діяльність:Використання різних облікових політик групою, асоційованими підприємствами та спільною діяльністю (СД)

ні ні

Після винесення судом остаточного рішення про припинення дії договору, група припинить консолідувати дану інвестицію в спільну діяльність.

155154


Акціонеру Акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»:

Звіт щодо аудиту консолідо-ваної фінансової звітностіДумка із застереженням

Ми провели аудит консолідованої фінан-сової звітності Акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» та його дочірніх підприємств (надалі разом – «Група»), що складається з консолідованого звіту про фінансовий стан на 31 грудня 2018 року та консолідованого звіту про прибутки або збитки, консолідованого звіту про сукупні доходи, консолідованого звіту про зміни у власному капіталі та консолідованого звіту про рух грошових коштів за рік, що закінчився зазначеною датою, та приміток до консолідованої фінансової звітності, включаючи стислий виклад значущих облікових політик.

На нашу думку, за виключенням впливу на порівняльні дані питання, описаного в розділі «Основа для думки із засте-реженням» нашого звіту, консолідована фінансова звітність, що додається, відображає достовірно, в усіх суттєвих аспектах консолідований фінансовий стан Групи на 31 грудня 2018 року, та її консолідовані фінансові результати і консолідовані грошові потоки за рік, що закінчився зазначеною датою, відповідно до Міжнародних стандартів фінансової звітності (надалі – «МСФЗ») та відповідно до Закону України «Про бух-галтерський облік та фінансову звітність в Україні» щодо складання консолідованої фінансової звітності («Закон про бухгал-терський облік та фінансову звітність»).

Основа для думки із застереженням

Як зазначено в Примітці 22 до консолі-дованої фінансової звітності, до липня

2018 року дочірнє підприємство Групи, АТ «Укргазвидобування», мало договір спільної діяльністі з Місен Ентерпрай-зес АБ та ТОВ «Карпатигаз». Основні засоби спільної діяльності станом на 31 грудня 2017 року становили 1 455 640 тисяч гривень та були оцінені в консолідованій фінансовій звітності використовуючи модель собівартості, в той час як Група використовує модель переоцінки для оцінки основних засобів. Зазначене є відхиленням від МСФЗ, які вимагають використання уні-фікованої із Групою облікової політики для подібних елементів. Ми не змогли визначити вплив цього відхилення на балансову вартість основних засобів спільної діяльності та резерв перео-цінки станом на 31 грудня 2017 року та відповідні ефекти на сукупні доходи за рік, який закінчився на цю дату. Наша аудиторська думка щодо консолідо-ваної фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, була відповідним чином модифікована. Наша думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закін-чився 31 грудня 2018 року, також моди-фікована внаслідок можливого впливу цього питання на порівнянність даних поточного періоду та порівняльних даних.

Ми провели аудит відповідно до Між-народних стандартів аудиту («МСА»). Нашу відповідальність згідно з цими стандартами викладено в розділі «Відповідальність аудитора за аудит консолідованої фінансової звітності» нашого звіту. Ми є незалежними по відношенню до Групи згідно з Кодек-сом етики професійних бухгалтерів Ради з міжнародних стандартів етики для бухгалтерів («Кодекс РМСЕБ») та етичними вимогами, застосовними в Україні до нашого аудиту консолідова-ної фінансової звітності, а також вико-нали інші обов’язки з етики відповідно до цих вимог та Кодексу РМСЕБ. Ми вважаємо, що отримані нами аудитор-ські докази є достатніми і прийнятними

для використання їх як основи для нашої думки із застереженням.

Пояснювальні параграфи

Операційне середовище Ми звертаємо вашу увагу на При-мітку 2 до консолідованої фінансової звітності, у якій йдеться про те, що вплив економічної кризи та політичної нестабільності, які тривають в Україні, а також їхнє остаточне врегулювання неможливо передбачити з достатньою вірогідністю, і вони можуть негативно вплинути на економіку України та опе-раційну діяльність Групи. Нашу думку не було модифіковано щодо цього питання.

Спірні питання з АТ «Газпром»

Ми також звертаємо вашу увагу на Примітку 22 до консолідованої фінан-сової звітності, у якій йдеться про сут-тєву невизначеність щодо остаточного врегулювання Арбітражного процесу між Групою та АТ «Газпром». Нашу думку не було модифіковано щодо цього питання.

Ключові питання аудиту

Ключові питання аудиту – це питання, які, на наше професійне судження, були найбільш значущими під час нашого аудиту консолідованої фінан-сової звітності за поточний період. Ці питання розглядались у контексті нашого аудиту консолідованої фінансо-вої звітності в цілому та враховувались при формуванні думки щодо цієї консолідованої фінансової звітності. Ми не висловлюємо окремої думки щодо цих питань. Додатково до питань, описаних в розділі «Основа для думки із застереженням» нашого звіту, ми визначили, що нижче описані питання є ключовими питаннями аудиту, інфор-мацію щодо яких слід відобразити в нашому звіті.

ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА

Ключове питання аудиту Як відповідне ключове питання було розглянуто під час нашого аудиту

Знецінення основних засобів

Як зазначено у Примітці 5 «Основні засоби» до консолідованої фінан-сової звітності протягом року, який закінчився 31 грудня 2018 року, Група визнала зменшення корисності основних засобів в загальній сумі 76 013 989 тисяч гривень. Група визначила суму очікуваного відшкодування основних засобів шляхом визначення вартості при використанні.

Визначення суми відшкодування вимагає від керівництва вико-ристання істотних оцінок стосовно майбутніх потоків грошових коштів на основі професійних суджень та припущень щодо май-бутніх бізнес-перспектив.

На підставі викладеного вище ми визначили, що оцінка суми очі-куваного відшкодування основних засобів є ключовим питанням аудиту.

Детальна інформація зазначена в Примітці 5 «Основні засоби», а також Примітці 27 «Істотні облікові оцінки та судження».

Торгова дебіторська заборгованість

Починаючи з 1 січня 2018 року Група вперше прийняла до застосування МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» («МСФЗ 9»). МСФЗ 9 має значний вплив на оцінку очікуваних кредитних збитків за торговою дебіторською заборгованістю.

Оцінка резерву очікуваних кредитних збитків за торговою дебі-торською заборгованістю вимагає застосування складної мето-дології та передбачає застосування суджень та різноманітних припущень керівництва.

Враховуючи суттєвість суми торгової дебіторської заборгова-ності та високий рівень суб’єктивності суджень та припущень, ми вважаємо оцінку очікуваних кредитних збитків за торговою дебіторською заборгованістю ключовим питанням аудиту.

Детальна інформація зазначена в Примітці 9 «Торгова дебі-торська заборгованість» та Примітці 28 «Прийняття до засто-сування нових або переглянутих стандартів та тлумачень» консолідованої фінансової звітності.

Ми отримали розуміння стосовно політики, процесів та кон-трольних процедур Групи щодо оцінки очікуваних кредитних збитків за торговою дебіторською заборгованістю.

Ми оцінили методологію Групи щодо розрахунку очікуваних кре-дитних збитків на портфельній основі згідно з вимогами МСФЗ 9.

Ми провели тестування історичних даних Групи на основі вибірки торгової дебіторської заборгованості та виконали альтернативний перерахунок очікуваних кредитних збитків, які оцінюються на портфельній основі.

Ми також провели оцінку доречності суджень керівництва стосовно оцінки ризику настання дефолту, історичного періоду статистичних даних для розрахунку ймовірності дефолту та рівня збитку у випадку настання дефолту щодо очікуваних кре-дитних збитків, які оцінюються на портфельній основі.

Ми перевірили повноту та правильність відповідних примі-ток до консолідованої фінансової звітності.

За результатами нашого тестування не було виявлено cуттє-вих проблемних питань.

Ми отримали розуміння наявних договорів, за якими визна-ються доходи Групою.

Ми переглянули облікову політику у сфері визнання доходів та перевірили чи вона відповідає МСФЗ 15 «Дохід від договорів з клієнтами».

Ми оцінили істотні судження щодо критеріїв визнання доходу за МСФЗ 15 «Дохід від договорів з клієнтами», зважаючи на попе-редній досвід Групи та наявну ринкову інформацію.

Ми провели критичний розгляд імовірності отримання оплат аналізуючи, чи Група історично отримувала ком-пенсацію, на яку мала право в обмін на надані послуги, а також розуміння статусу судових справ по непогашеній дебіторській заборгованості, як для портфелю договорів з подібними характеристиками, так і в певних випадках на індивідуальній основі.

Ми оцінили повноту та правильність інформації, яка розкрива-ється у консолідованій фінансовій звітності.

За результатами нашого тестування не було виявлено cуттєвих проблемних питань.

Ми отримали, зрозуміли та оцінили політику, процеси, методи та припущення Групи, використані для оцінки суми очікуваного відшкодування основних засобів.

Із залученням наших фахівців з оцінки ми виконали такі проце-дури щодо визначення суми очікуваного відшкодування:• оцінили відповідність ідентифікації Групою одиниць, які

генерують грошові кошти;

• проаналізували, чи відповідає застосована методологія та використана модель вимогам МСФЗ;

• провели критичний розгляд припущень, застосованих під час визначення ставки дисконтування, та її математичний перера-хунок;

• провели критичний розгляд суджень керівництва та аналіз обґрунтованості припущень і обґрунтованості прогнозних потоків грошових коштів, використаних у моделі, та оцінили їхню відповідність планам, затвердженим керівництвом, та нашими накопиченими знаннями про Групу та галузь, у якій вона провадить свою операційну діяльність;

• перевірили, що результати були коректно відображені та подані у консолідованій фінансовій звітності;

• оцінили повноту та правильність інформації, яка розкрива-ється у консолідованій фінансовій звітності.

За результатами нашого тестування не було виявлено cуттєвих проблемних питань.

Визнання доходів від послуг балансування

Група вперше прийняла до застосування МСФЗ 15 «Дохід від договорів з клієнтами». Цей стандарт при ідентифікації контр-акту вимагає оцінити чи вірогідно зібрати винагороду з клієнтів. Зважаючи, що послуги балансування оплачуються не в повній мірі, визнання відповідних доходів вимагає використання істотних оцінок стосовно майбутніх потоків грошових коштів та суджень керівництва.

На підставі викладеного вище ми визначили, що визнання доходів від послуг балансування є ключовим питанням аудиту.

Детальна інформація зазначена в Примітці 3 «Інформація за сегментами», а також Примітці 27 «Істотні облікові оцінки та судження».

157156

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Інша інформація

Управлінський персонал несе відпо-відальність за іншу інформацію. Інша інформація складається зі звіту про управління, який також включає звіт про корпоративне управління, але не є консолідованою фінансовою звітністю та нашим звітом аудитора щодо неї, який ми отримали до дати цього звіту аудитора, і річного звіту, який ми очіку-ємо отримати після цієї дати.

Наша думка щодо консолідованої фінансової звітності не поширюється на іншу інформацію та ми не робимо висновку з будь-яким рівнем впевне-ності щодо цієї іншої інформації.

У зв’язку з нашим аудитом консолі-дованої фінансової звітності нашою відповідальністю є ознайомитися з іншою інформацією, зазначеною вище, та при цьому розглянути, чи існує суттєва невідповідність між іншою інформацією і консолідованою фінан-совою звітністю або нашими знаннями, отриманими під час аудиту, або чи ця інша інформація має вигляд такої, що містить суттєве викривлення. Якщо на основі проведеної нами роботи сто-совно іншої інформації, отриманої до дати звіту аудитора, ми доходимо вис-новку, що існує суттєве викривлення цієї іншої інформації, ми зобов’язані повідомити про цей факт. Ми не виявили таких фактів, які б необхідно було включити до звіту.

Коли ми ознайомимося з річним зві-том, якщо ми дійдемо висновку, що він містить суттєве викривлення, нам потрібно буде повідомити інформацію про це питання тим, кого наділено найвищими повноваженнями.

Відповідальність управлінського персоналу та тих, кого наділено найвищими повноваженнями, за консолідовану фінансову звітністьУправлінський персонал несе відпо-відальність за складання і достовірне подання консолідованої фінансової звітності відповідно до МСФЗ та Закону про бухгалтерський облік та фінансову звітність та за таку систему внутріш-нього контролю, яку управлінський персонал визначає потрібною для того, щоб забезпечити складання консо-лідованої фінансової звітності, що не містить суттєвих викривлень внаслідок шахрайства або помилки.

При складанні консолідованої фінан-сової звітності управлінський персонал

несе відповідальність за оцінку здатно-сті Групи продовжувати свою діяльність на безперервній основі, розкриваючи, де це застосовно, питання, що сто-суються безперервності діяльності, та використовуючи припущення про безперервність діяльності як основи для бухгалтерського обліку, крім випад-ків, якщо управлінський персонал або планує ліквідувати Групу чи припинити діяльність, або не має інших реальних альтернатив цьому.

Ті, кого наділено найвищими повно-важеннями, несуть відповідальність за нагляд за процесом фінансового звітування Групи.

Відповідальність аудитора за аудит консолідованої фінансової звітності

Нашими цілями є отримання обґрунто-ваної впевненості, що консолідована фінансова звітність у цілому не містить суттєвого викривлення внаслідок шахрайства або помилки, та випуск звіту аудитора, що містить нашу думку. Обґрунтована впевненість є високим рівнем впевненості, проте не гарантує, що аудит, проведений відповідно до МСА, завжди виявить суттєве викрив-лення, коли воно існує. Викривлення можуть бути результатом шахрайства або помилки; вони вважаються суттє-вими, якщо окремо або в сукупності, як обґрунтовано очікується, вони можуть впливати на економічні рішення корис-тувачів, що приймаються на основі цієї консолідованої фінансової звітності.

Виконуючи аудит відповідно до вимог МСА, ми використовуємо професійне судження та професійний скептицизм протягом усього завдання з аудиту. Крім того, ми:• Ідентифікуємо та оцінюємо ризики

суттєвого викривлення консолідо-ваної фінансової звітності внаслідок шахрайства чи помилки, розро-бляємо й виконуємо аудиторські процедури у відповідь на ці ризики, а також отримуємо аудиторські докази, що є достатніми та прийнятними для використання їх як основи для нашої думки. Ризик невиявлення суттєвого викривлення внаслідок шахрайства є вищим, ніж для викривлення внас-лідок помилки, оскільки шахрайство може включати змову, підробку, навмисні пропуски, неправильні твердження або нехтування заходами внутрішнього контролю.

• Отримуємо розуміння заходів вну-трішнього контролю, що стосуються аудиту, для розробки аудиторських

процедур, які б відповідали обста-винам, а не для висловлення думки щодо ефективності системи внутріш-нього контролю.

• Оцінюємо прийнятність застосованих облікових політик та обґрунтованість облікових оцінок і відповідних роз-криттів інформації, зроблених управ-лінським персоналом.

• Доходимо висновку щодо прийнят-ності використання управлінським персоналом припущення про безпе-рервність діяльності як основи для бухгалтерського обліку та на основі отриманих аудиторських доказів робимо висновок, чи існує суттєва невизначеність щодо подій або умов, що може поставити під значний сумнів здатність Групи продовжувати свою діяльність на безперервній основі. Якщо ми доходимо висновку щодо існування такої суттєвої неви-значеності, ми повинні привернути увагу в нашому звіті аудитора до відповідних розкриттів інформації у консолідованій фінансовій звітності або, якщо такі розкриття інформації є неналежними, модифікувати свою думку. Наші висновки ґрунтуються на аудиторських доказах, отриманих до дати нашого звіту аудитора. Втім майбутні події або умови можуть примусити Групу припинити свою діяльність на безперервній основі.

• Оцінюємо загальне подання, струк-туру та зміст консолідованої фінансо-вої звітності включно з розкриттями інформації, а також те, чи показує консолідована фінансова звітність операції та події, що покладені в основу її складання, так, щоб досягти достовірного подання.

• Отримуємо прийнятні аудиторські докази в достатньому обсязі щодо фінансової інформації суб’єктів госпо-дарювання або господарської діяль-ності Групи для висловлення думки щодо консолідованої фінансової звітності. Ми несемо відповідальність за керування, нагляд та виконання аудиту Групи. Ми несемо відповідаль-ність за висловлення нами аудитор-ської думки.

Ми повідомляємо тим, кого наді-лено найвищими повноваженнями, разом з іншими питаннями інформацію про запланований обсяг та час про-ведення аудиту та суттєві аудиторські результати, включаючи будь-які суттєві недоліки заходів внутрішнього контр-олю, виявлені нами під час аудиту.

Ми також надаємо тим, кого наділено найвищими повноваженнями, твер-дження, що ми виконали відповідні етичні вимоги щодо незалежності, та повідомляємо їм про всі стосунки й інші питання, які могли б обґрунтовано вважатись такими, що впливають на нашу незалежність, а також, де це застосовно, щодо відповідних засте-режних заходів.

З переліку всіх питань, інформація щодо яких надавалась тим, кого наді-лено найвищими повноваженнями, ми визначили ті, що були найбільш зна-чущими під час аудиту консолідованої фінансової звітності поточного періоду, тобто ті, які є ключовими питаннями аудиту. Ми описуємо ці питання в нашому звіті аудитора крім випадків, якщо законодавчим чи регуляторним актом заборонено публічне розкриття такого питання, або коли за вкрай виняткових обставин ми визначаємо, що таке питання не слід висвітлювати в нашому звіті, оскільки негативні

наслідки такого висвітлення можуть очікувано переважити його корисність для інтересів громадськості.

Звіт щодо вимог інших законодавчих і нормативних актів

22 грудня 2017 року на засіданні Нагля-дової Ради нас призначили аудиторами Групи. З урахуванням продовження та поновлення призначень, ми виконували аудиторське завдання з 12 вересня 2014 року по дату цього звіту.

Ми підтверджуємо, що звіт незалеж-ного аудитора узгоджено з додатковим звітом для аудиторського комітету.

Ми підтверджуємо, що ми не надавали послуг, що заборонені МСА чи стат-тею 6, пунктом 4 Закону України «Про аудит фінансової звітності та аудитор-ську діяльність», та що ключовий парт-нер з аудиту та аудиторська фірма були незалежними по відношенню до Групи при проведенні аудиту.

Основні відомості про аудиторську фірму

Повне найменування: ПРИВАТНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «ДЕЛОЙТ ЕНД ТУШ ЮКРЕЙНІАН СЕРВІСЕЗ КОМ-ПАНІ».

Місцезнаходження та фактичне місце розташування аудиторської фірми: Україна, 01033, м. Київ, вул. Жилянська, 48,50а.

«Приватне акціонерне товариство «Делойт енд Туш Юкрейніан Серві-сез Компані» внесене до розділів «Суб’єкти аудиторської діяльності», «Суб’єкти аудиторської діяльності, які мають право проводити обов’язковий аудит фінансової звітності» та «Суб’єкти аудиторської діяльності, які мають право проводити обов’язковий аудит фінансової звітності, що становлять суспільний інтерес» Реєстру аудиторів та суб’єктів аудиторської діяльності АПУ за №1973.»

Сертифікований аудитор Сергій Кулик

Сертифікат аудитора Серія А № 007492Аудиторської палати України, виданий 21 грудня 2017 року згідно з рішенням Аудиторської палати України № 353/2, дійсний до 21 грудня 2022 року.19 квітня 2019 року

159158

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ФІНАНСОВИЙ СТАН НА 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ

У мільйонах українських гривень Примітки 31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

АКТИВИ

Необоротні активи

Основні засоби 5 434 370 491 482

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства 6 1 255 1 197

Відстрочені податкові активи 21 5 119 4 204

Інші необоротні активи 7 8 988 11 131

Всього необоротних активів 449 732 508 014

Оборотні активи

Запаси 8 65 571 60 175

Торгова дебіторська заборгованість 9 65 942 58 988

Передплати видані та інші оборотні активи 10 6 888 71 247

Передплати з податку на прибуток підприємств 17 16

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках 11 14 224 23 093

Грошові кошти, обмежені у використанні 1 338 1 591

Всього оборотних активів 153 980 215 110

ВСЬОГО АКТИВІВ 603 712 723 124

ВЛАСНИЙ КАПІТАЛ

Акціонерний капітал 12 194 307 194 307

Резерв переоцінки 379 022 411 261

Накопичені курсові різниці 4 027 3 462

Накопичений дефіцит (165 342) (168 057)

Власний капітал, який належить власникам материнської компанії 412 014 440 973

Неконтрольована частка у капіталі 1 844 (454)

ВСЬОГО ВЛАСНОГО КАПІТАЛУ 413 858 440 519

ЗОБОВ’ЯЗАННЯ

Довгострокові зобов’язання

Позики 13 11 299 14 736

Забезпечення 14 6 943 6 007

Відстрочені податкові зобов’язання 21 50 544 67 304

Інші довгострокові зобов’язання 221 12

Всього довгострокових зобов’язань 69 007 88 059

Короткострокові зобов’язання

Позики 13 44 700 44 579

Забезпечення 14 41 072 52 551

Торгова кредиторська заборгованість 5 500 8 137

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання 15 23 269 78 608

Заборгованість з податку на прибуток 6 306 10 671

Всього короткострокових зобов’язань 120 847 194 546

ВСЬОГО ЗОБОВ’ЯЗАНЬ 189 854 282 605

ВСЬОГО ЗОБОВ’ЯЗАНЬ ТА ВЛАСНОГО КАПІТАЛУ 603 712 723 124

Цю консолідовану фінансову звітність було затверджено до випуску 15 квітня 2019 року.

Андрій Коболєв, Голова правління

Сергій Коновець, Заступник голови правління

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ПРИБУТКИ АБО ЗБИТКИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ

У мільйонах українських гривень Примітки 2018 2017

Дохід від реалізації 3 256 312 227 478

Собівартість реалізації 16 (178 829) (157 147)

Валовий прибуток 77 483 70 331

Інші операційні доходи 17 4 641 5 092

Доходи, нараховані по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу 22 - 57 125

Інші операційні витрати 18 (55 727) (27 475)

Витрати, нараховані по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу 22 - (44 528)

Операційний прибуток 26 397 60 545

Фінансові витрати 19 (6 201) (8 302)

Фінансові доходи 20 2 128 1 598

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування 6 (1 316) (47)

Чистий збиток від курсових різниць (471) (1 043)

Прибуток до оподаткування 20 537 52 751

Витрати з податку на прибуток 21 (8 970) (13 302)

Чистий прибуток за рік 11 567 39 449

Чистий прибуток/(збиток), який належить:

Власникам Компанії 8 696 39 644

Неконтролюючим акціонерам 2 871 (195)


161160

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО СУКУПНІ ДОХОДИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ



Інший сукупний (збиток)/дохід

Статті, які не можна рекласифікувати у подальшому на прибу-ток або збиток, за вирахуванням податку на прибуток:

Збиток у результаті переоцінки основних засобів, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 7 110 мільйонів гривень (2017: 5 488 міль-йонів гривень)

(32 390) (24 907)

Частка інших сукупних доходів асоційованих підприємств, за вираху-ванням податку на прибуток у сумі нуль гривень (2017: нуль гривень) 6 1 399 -

Переоцінка зобов’язань за виплатами працівникам, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 2 мільйони гривень (2017: 68 мільйонів гривень)

14 (7) (312)

Переоцінка резерву на виведення активів з експлуатації, за вирахуван-ням податку на прибуток у сумі 2 мільйони гривень (2017: 24 мільйони гривень)

14 11 (115)

Статті, які можна рекласифікувати у подальшому на прибуток або збиток, за вирахуванням податку на прибуток:

Накопичена курсова різниця 565 298

Інші сукупні збитки за рік (30 422) (25 036)

Всього сукупних (збитків)/доходів за рік (18 855) 14 413

Всього сукупних (збитків)/доходів, які належать:

Власникам Компанії (21 181) 13 697

Неконтролюючим акціонерам 2 326 716

Всього сукупних (збитків)/доходів за рік (18 855) 14 413

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ЗМІНИ У ВЛАСНОМУ КАПІТАЛІ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ

Власний капітал, який належить власникам материнської Компанії

У мільйонах українських гривень

Акціо-нерний капітал

Резерв перео-

цінки

Незареє-стрований акціонер-ний капі-

тал

Накопи-чені

курсові різниці

Накопи-чений

дефіцитВсього

Некон- трольована

частка у капіталі

Всього власного капіталу

Залишок станом на 31 грудня 2016 року 164 607 437 510 29 700 3 164 (178 214) 456 767 (1 177) 455 590

Прибуток/(збиток) за рік - - - - 39 644 39 644 (195) 39 449

Інші сукупні (збитки)/доходи за рік - (26 032) - 298 (213) (25 947) 911 (25 036)

Всього сукупних (збитків)/доходів за рік - (26 032) - 298 39 431 13 697 716 14 413

Реалізований резерв пере-оцінки - (217) - - 217 - - -

Зміна інвестицій в спільні операції - - - - 7 7 7 14

Забезпечення на виплату дивідендів в державний бюджет (Примітка 14)

- - - - (29 498) (29 498) - (29 498)

Реєстрація акцій 29 700 - (29 700) - - - - -

Залишок станом на 31 грудня 2017 року 194 307 411 261 - 3 462 (168 057) 440 973 (454) 440 519

Ефект від застосування но-вого стандарту (Примітка 28)

- - - - (3 666) (3 666) - (3 666)

Залишок станом на 1 січня 2018 року 194 307 411 261 - 3 462 (171 723) 437 307 (454) 436 853

Прибуток за рік - - - - 8 696 8 696 2 871 11 567

Інші сукупні (збитки)/доходи за рік - (31 988) - 565 1 546 (29 877) (545) (30 422)

Всього сукупних (збитків)/доходів за рік - (31 988) - 565 10 242 (21 181) 2 326 (18 855)

Реалізований резерв пере-оцінки - (251) - - 251 - - -

Зміна інвестицій в спільні операції - - - - (9) (9) (9) (18)

Забезпечення на виплату дивідендів в державний бюджет (Примітка 12 та 14)

- - - - (4 084) (4 084) - (4 084)

Частка прибутку до сплати у державний бюджет (При-мітка 12)

- - - - (19) (19) (19) (38)

Залишок станом на 31 грудня 2018 року 194 307 379 022 - 4 027 (165 342) 412 014 1 844 413 858

163162

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ


РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ОПЕРАЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ


Коригування на:

Знос основних засобів і амортизацію нематеріальних активів 44 160 39 824

Збиток від вибуття основних засобів 325 132

Збиток від зменшення корисності основних засобів та нематеріальних активів 18 1 466 3 399

Уцінку запасів 8 5 781 1 903

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших активів 18 19 361 12 613

Ефект відображення рішень Арбітражу щодо купівлі-продажу природно-го газу та транзиту природного газу, нетто - (12 597)

Зміну забезпечень 14 18 188 (834)

Списання кредиторської заборгованості та інших поточних зобов’язань (46) (48)

Частку у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподат-кування 6 1 316 47

Збиток від курсових різниць 471 1 043

Фінансові витрати, нетто 4 073 6 704

Рух грошових коштів від операційної діяльності до змін в оборотно-му капіталі 115 632 104 937

Зменшення/(збільшення) інших необоротних активів 281 (338)

Збільшення запасів (12 408) (10 749)

Збільшення торгової дебіторської заборгованості (27 162) (24 981)

Зменшення передплат виданих та інших оборотних активів 7 217 2 277

Збільшення інших довгострокових зобов’язань 15 8

Виплата або використання забезпечень 14 (4 134) (1 581)

Збільшення торгової кредиторської заборгованості 14 993 18 702

Зменшення авансів отриманих та інших короткострокових зобов’язань (563) (5 199)

Грошові кошти, отримані від операційної діяльності 93 871 83 076

Податок на прибуток сплачений (23 901) (13 719)

Відсотки отримані 1 673 1 244

Чисті грошові кошти, отримані від операційної діяльності 71 643 70 601

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ІНВЕСТИЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

Придбання основних засобів та нематеріальних активів (24 904) (14 438)

Надходження від продажу основних засобів 13 2

(Розміщення)/зняття банківських депозитів (1 448) 495

Зняття грошових коштів обмеженого використання 253 -

Надходження від продажу облігацій внутрішньої державної позики та інших фінансових інвестицій 145 -

Дивіденди отримані - 84

Чисті грошові кошти, використані в інвестиційній діяльності (25 941) (13 857)

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ (ПРОДОВЖЕННЯ)


РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ФІНАНСОВОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

Надходження від позик 14 304 12 941

Погашення позик (35 192) (49 469)

Відсотки сплачені (5 163) (7 378)

Обов’язковий внесок до бюджету частки прибутку і виплата дивідендів 12, 14 (29 536) (13 264)

Чисті грошові кошти використані в фінансової діяльності (55 587) (57 170)

Чисте зменшення грошових коштів та їх еквівалентів (9 885) (426)

ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА ПОЧАТОК РОКУ 23 093 21 853

Вплив зміни валютних курсів на грошові кошти та їх еквіваленти (449) 1 666

ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА КІНЕЦЬ РОКУ 11 12 759 23 093

ІСТОТНІ НЕГРОШОВІ ОПЕРАЦІЇ

У мільйонах українських гривень 2018 2017

Сплата за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами 17 699 21 850

Сплата дивідендів шляхом зарахування зустрічних однорідних вимог - 3 242

165164

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 201820181. ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ЇЇ ОПЕРАЦІЙНА

ДІЯЛЬНІСТЬ

Акціонерне товариство «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз Укра-їни» (надалі – «Нафтогаз України», «Материнська компанія» або «Ком-панія») було засноване у 1998 році згідно з постановою Кабінету Міністрів України від 25.05.98 № 747. Поста-новою Кабінету Міністрів України від 6 березня 2019 №226 року було змінено тип акціонерного товариства з публічного на приватне.

Нафтогаз України та його дочірні під-приємства (надалі разом – «Група») знаходяться у власності держави Укра-

їна. Кабінет Міністрів України здійснює функції управління корпоративними правами держави та здійснює повно-важення загальних зборів акціонерів та призначає незалежну Наглядову раду, яка контролює і регулює діяльність Правління.

Нафтогаз України є вертикально інте-грованою нафтогазовою Групою, яка здійснює повний цикл операцій із розвідки та розробки нафтогазових родовищ, експлуатаційного та розві-дувального буріння, транспортування та зберігання нафти і газу, продажу та постачання природного газу та нафто-продуктів споживачам.

Компанія володіє частками у різних підприємствах, які формують націо-нальну систему із виробництва, пере-робки, постачання, розподілу, оптової та роздрібної торгівлі, транспортування і зберігання природного газу, газового конденсату та нафти.

Компанія зареєстрована за адресою: вул. Б. Хмельницького, 6, Київ, Україна.

Група провадить свою господарську діяльність та володіє виробничими потужностями, в основному, в Укра-їні. Основні дочірні підприємства та спільна діяльність представлені таким чином:

Назва/вид діяльностіЧастка володіння, утриму-вана станом на 31 грудня

Дочірнє підпри-ємство/ Спільна

діяльність

Країна реєстра-

ції2018 2017

Виробництво газу, нафти та продуктів їх переробки

АТ «Укргазвидобування» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

ПАТ «Укрнафта» 50,00 + 1 акція

50,00 + 1 акція

Дочірнє підприємство Україна

Петросанан, спільна діяльність з Арабською Республікою Єгипет та Єгипетською генеральною нафтовою корпорацією 50,00 50,00 Спільна

діяльність Єгипет

Дочірнє підприємство «Закордоннафтогаз» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

ТОВ «Карпатигаз», спільна діяльність із компанією Misen Enterprises AB (Примітка 22) 49,99 49,99 Спільна

діяльність Україна

Транспортування нафти і газу

АТ «Укртрансгаз» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

АТ «Укртранснафта» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

АТ «Укрспецтрансгаз» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

Оптова та роздрібна торгівля нафти, газу та продуктів їх переробки

Дочірнє підприємство «Газ України» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз України» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Тепло» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Трейдинг» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

Naftogaz Trading Europe AG 100,00 100,00 Дочірнє підприємство

Швейца-рія

ВАТ «Кіровоградгаз» 51,00 51,00 Дочірнє підприємство Україна

Дочірнє підприємство «Укравтогаз» 100,00 100,00 Дочірнє підприємство Україна

2. ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ

Економіка України демонструє ознаки стабілізації після тривалого періоду політичної та економічної напруженості. У 2018 році темп інфляції в Україні у річ-ному обчисленні уповільнився до 9,8% (порівняно з 13,7% у 2017 році), а ВВП показав подальше зростання на 3,4% (після зростання на 2% у 2017 році).

Національний банк України («НБУ») про-довжив реалізацію політики цільового регулювання інфляції і періодично під-вищував свою основну облікову ставку з 12,5% у травні 2017 року до 18% у вересні 2018 року. Такий підхід дозволив стримувати інфляцію на рівні нижче 10%, хоча вартість внутрішнього фінансування значно зросла. НБУ дотримувався політики плаваючого валютного курсу гривні, який станом на кінець 2018 року становив 27,69 гривні за 1 долар США порівняно з 28,07 гривні за 1 долар США станом на 31 грудня 2017 року. Серед головних факторів зміцнення гривні – успішне розблокування фінансування за програмою МВФ, стабільні доходи агро-експортерів, обмежена гривнева ліквід-ність та збільшення грошових переказів у країну від трудових мігрантів.

Щодо валютного регулювання, НБУ про-довжив політику зменшення валютних обмежень, і, починаючи з березня 2019 року зменшив обов’язкову частку про-дажу валютних надходжень від 50% до 30%, а також збільшив період розрахун-ків за експортно-імпортними операціями від 180 до 365 днів і підвищив ліміт по виплатам дивідендів за 2018 рік з 2 міль-йонів доларів США до 7 мільйонів Євро.

У грудні 2018 року Рада МВФ ухвалила 14-місячну програму кредитування для України Stand-by («SBA») у загальній сумі 3,9 мільярда доларів США. У грудні Україна вже отримала від МВФ та ЄС 2 мільярда доларів США, а також кредитні гарантії від Світового банку на суму 750 мільйонів доларів США. Затвер-дження програми МВФ істотно підвищує здатність України виконати її валютні зобов›язання у 2019 році, що зрештою сприятиме фінансовій та макроекономіч-ній стабільності в країні.

МВФ прийме рішення про надання наступних траншів у травні та листопаді 2019 року, яке залежатиме від успіху України у виконанні умов Меморандуму про економічну і фінансову політику, якого Україна планує дотримуватись у ході реалізації програми SBA.

У 2019-2020 роках Україна зобов'язана погасити значну суму державного боргу, що вимагатиме мобілізації суттєвого внутрішнього і зовнішнього фінансування у дедалі складних умовах кредитування країн, економіка яких розвивається. Крім того, наприкінці квітня 2019 року в Україні відбудуться вибори президента, а в жовтні 2019 року – парламентські вибори. У контексті подвійних виборів ступінь непевності у 2019 році залиша-ється вкрай високим. Незважаючи на певні покращення у 2018 році, остаточ-ний результат політичної та економічної ситуації в Україні та її наслідки передба-чити вкрай складно, проте вони можуть мати подальший суттєвий вплив на економіку України та бізнес Компанії.

Реформування газового ринку в Україні почалось з впровадження в дію Закону України «Про ринок природного газу» від 09.04.15 № 329-VIII (далі – Закон України «Про ринок природного газу»), що всту-пив в силу з 1 жовтня 2015 року. З цієї дати на оптовому і роздрібному ринках природного газу розпочав дію принцип вільного ціноутворення і свобода вибору джерел надходження природного газу, окрім випадків, коли Кабінетом Міністрів України покладено спеціальні обов’язки на суб’єктів ринку природного газу.

Уряд та Група здійснюють суттєві кроки з метою створення відкритого європей-ського ринку газу на виконання Мемо-рандуму про економічну та фінансову політику, укладеного в рамках співпраці з МВФ, положень Коаліційної угоди, Стра-тегії сталого розвитку «Україна–2020», Плану дій з корпоративного управління, а також Плану заходів щодо реформу-вання газового сектору, затвердженого Постановою Кабінету міністрів України № 375-Р. Реалізація зазначених заходів реформування ринку природного газу України концептуально змінює правові засади та механізм функціонування ринку природного газу, а також окремі аспекти фінансовогосподарської діяльно-сті Компанії, що матиме значний вплив на показники діяльності Компанії та Групи в цілому.

Державне регулювання ринку природного газу в Україні

Закон України «Про ринок природного газу» визначив роботу товарного ринку природного газу за принципами вільної добросовісної конкуренції та невтру-чання держави у функціонування ринку природного газу, крім випадків, коли це необхідно для усунення вад ринку або забезпечення інших загальносуспільних інтересів, за умови що таке втручання

здійснюється у мінімально достатній спосіб.

Частиною другою статті 12 Закону вста-новлено, що постачання природного газу здійснюється за цінами, що вільно встановлюються між постачальником та споживачем, крім випадків, передба-чених цим Законом. Таким випадком є, зокрема, покладення Кабінетом Міні-стрів України (далі – КМУ) спеціальних обов’язків на Компанію для забезпе-чення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природ-ного газу (далі – «спеціальні обов’язки» або «ПСО») відповідно до статті 11 Закону.

Спеціальні обов’язки були покладені на Компанію згідно з наступними постано-вами КМУ:● постановою КМУ від 01.10.2015 № 758

«Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу», що діяла з 1 жовтня 2015 по 31 березня 2017 років (далі – Постанова №758),

● постановою КМУ від 22.03.2017 № 187 «Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов’яз-ків на суб’єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу», що діяла з 1 квітня 2017 по 31 жовтня 2018 років (далі – Постанова №187),

● постановою КМУ від 19.10.2018 № 867 «Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу», що діятиме з 1 листопада 2018 року до 1 травня 2020 року (далі – Постанова №867).

Постановами №187 та №867 передба-чено, зокрема:● умови здійснення закупівлі природ-

ного газу Компанією у АТ «Укргазвидо-бування» та АТ «ДАТ «Чорноморна-фтогаз» для формування ресурсу газу в рамках виконання Компанією покладе-них на неї спеціальних обов›язків;

● умови здійснення продажу/постачання природного газу Компанією у рамках виконання спеціальних обов›язків, в тому числі ціну на природний газ.

Постанова №867 містить, крім іншого, ряд суттєвих відмінностей від Поста-нови №187, а саме:● в Постанові №867 передбачено фор-

мулу визначення ціни продажу/поста-

167166


Такі тарифи і ціни були встановлені станом на: 31 грудня 2018 року


Ціна на газ для продажу регіональним газопостачальним підпри-ємствам для потреб населення, без ПДВ, тарифів на послуги з тран-спортування та розподілу природного газу та торговельної надбавки.

з 1 листопада 2018 року: 6 235,51 гривень за тисячу кубічних метрів

з 1 квітня 2017 року: 4 942 гривень за тисячу кубічних метрів

Ціна на газ для постачання теплогенеруючим підприємствам для потреб населення, без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу.


з 1 квітня 2017 року: 4 942 гривень за тисячу кубічних метрів

Ціна на газ для продажу регіональним газопостачальним підпри-ємствам для потреб релігійних організацій (крім обсягів, що вико-ристовуються для провадження їх виробничо-комерційної діяльності), без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природ-ного газу та торговельної надбавки.


з 1 квітня 2017 року: 2 471 гривень за тися-чу кубічних метрів

Ціна на газ для постачання теплогенеруючим підприємствам для потреб релігійних організацій (крім обсягів, що використовуються для провадження їх виробничо-комерційної діяльності), без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу.


з 1 квітня 2017 року: 2 471 гривень за тися-чу кубічних метрів

Ціна на газ для постачання теплогенеруючим підприємствам для потреб інших категорій, крім населення та релігійних організацій, в тому числі для виробництва електричної енергії, без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу.


з 1 квітня 2017 року: 7 907,2 гривень за тисячу кубічних метрів

Ціни реалізації природного газу для промислових споживачів, установ та організацій, що фінансуються з державного та місцевих бюджетів, без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розпо-ділу. Зазначені ціни щомісячно визначаються Компанією самостійно і диференційовані в залежності від місячних обсягів споживання газу та умов його оплати споживачем.

9 294 – 10 150 гривень за тисячу кубічних метрів

7 516 – 8 265 гривень за тисячу кубічних ме-трів

Тариф на транспортування природного газу магістральними трубопроводами для точок входу, розташованих на державному кордоні України, без ПДВ.

12,47 доларів США за тися-чу кубічних метрів на добу

12,47 доларів США за тисячу кубічних метрів на добу

Загальний тариф на транспортування газу магістральними та роз-подільними газопроводами по території України, без ПДВ.

732,7 гривень за тисячу кубічних метрів

732,7 гривень за тися-чу кубічних метрів

Тариф на зберігання, без ПДВ.з 1 серпня 2018 року: 0,172 гривень за тисячу кубічних метрів на добу

46,20 гривень за тисячу кубічних метрів

Тариф на закачування, без ПДВз 1 серпня 2018 року: 64,40 гривень за тисячу кубічних метрів на добу


Тариф на відбір, без ПДВз 1 серпня 2018 року: 67,10 гривень за тисячу кубічних на добу


Побутові споживачі (населення) здійсню-ють оплату за спожитий природний газ через рахунки із спеціальним режимом використання у банках, перелік яких затверджує Кабінет Міністрів України. Згідно з поточною процедурою поста-

чальники природного газу з покладе-ними спеціальними зобов’язаннями відкривають спеціальні банківські рахунки для отримання платежів за вико-ристаний природний газ. Суми, накопи-чені на спеціальних банківських рахун-

ках, розподіляються на поточні рахунки оператора магістральних газопроводів, операторів розподільчих газопроводів, постачальника природного газу із спеці-альними обов’язками у відповідності до коефіцієнтів, розрахованих постачаль-

никами із спеціальними обов’язками і затверджених Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг («НКРЕКП»). Залишки на спеціаль-них рахунках не можна арештувати або заблокувати.

Підприємства, що виробляють теплову енергію, також відкривають банківські рахунки із спеціальним режимом вико-ристання для розрахунків за постав-лену теплову енергію з аналогічним алгоритмом розподілу у відповідності до коефіцієнтів, що затверджуються НКРЕКП щомісяця. Спеціальні банків-ські рахунки компаній, що виробляють теплову енергію, також не можуть бути заблоковані або арештовані.

У листопаді 2016 року було прийнято Закон України «Про заходи, спрямо-вані на врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенерую-чих організацій та підприємств цен-тралізованого водопостачання і водо-відведення за спожиті енергоносії» №1730. Цей Закон визначає порядок врегулювання заборгованості тепло-постачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств центра-лізованого водопостачання і водо-відведення за спожиті енергоносії. Так, серед іншого, Закон передбачає списання зобов’язань підприємств та організацій зі штрафів, пені, неусто-йок за несвоєчасну сплату боргів за спожитий газ, а також реструктури-зацію заборгованості за спожитий природний газ перед Компанією. Коло організацій та підприємств, що мають право участі у процедурі врегулювання заборгованості, затвер-джується центральним органом вико-навчої влади, що реалізує державну політику у сфері житлово-комуналь-ного господарства.

Виконання умов договорів про реструктуризацію заборгованості за спожитий природний газ гарантується органом місцевого самоврядування, що представляє відповідну тери-торіальну громаду, що фіксується у окремих договорах про надання гарантії. Згідно умов договорів про реструктуризацію заборгованості за спожитий природний газ, Компанія має право розірвати їх у разі невико-нання графіку платежів з боку дебі-торів. До дати випуску цієї консолі-дованої фінансової звітності жодного договору розірвано не було. Станом на 31 грудня 2018 року непогашена сума за такими реструктуризованими договорами становить 1 655 мільйо-

нів гривень (31 грудня 2017 року: 400 мільйонів гривень) (Примітка 23).

Компенсація за виконання спеціальних обов’язків

Відповідно до частини 7 статті 11 Закону України «Про ринок при-родного газу», суб’єкт ринку при-родного газу, на якого покладаються спеціальні обов’язки, має право на отримання компенсації економічно обґрунтованих витрат, здійснених таким суб’єктом, зменшених на доходи, отримані у процесі вико-нання покладених на нього спеці-альних обов’язків, та з урахуванням допустимого рівня прибутку відповідно до порядку, затвердже-ного Кабінетом Міністрів України.

В липні 2017 року Окружний адмі-ністративний суд міста Києва виніс постанову за позовом Компанії проти Кабінету Міністрів України, визнавши протиправною бездіяльність Кабі-нету Міністрів України, яка полягає у невизначенні джерел фінансування та порядку визначення компенсації, що надається суб’єктам ринку при-родного газу, на яких покладаються спеціальні обов›язки, при прийнятті Постанови про ПСО та зобов’язав Кабінет Міністрів України визначити джерела фінансування та порядок визначення компенсації, шляхом внесення змін до відповідної поста-нови. Вказана постанова суду першої інстанції набрала законної сили у жовтні 2017 року. Кабінет Міністрів України оскаржив цю постанову у апеляційній інстанції, але у жовтні 2017 року Апеляційний суд міста Києва відхилив оскарження. Згодом Кабінет Міністрів України звернувся з касаційною скаргою, розгляд якої не відбувся станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності. Cтаном на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності відповідне рішення Кабінетом Міністрів України не прийняте.

У жовтні 2018 року Компанія подала позов до господарського суду міста Києва щодо компенсації збитків, поне-сених у результаті виконання спеціаль-них обов’язків впродовж четвертого кварталу 2015 року у сумі 6,6 мільярдів гривень. У березні 2019 року Рішен-ням Господарського суду міста Києва у задоволені позову Нафтогазу відмов-лено. Компанія направила скаргу до апеляційної інстанції суду.

Беручи до уваги суттєву невизначеність щодо отримання компенсації за вико-нання спеціальних обов’язків Компа-нією станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності, Компанія не визнавала доходів, пов’я-заних з отриманням такої компенсації протягом 2017 та 2018 років, та фак-тично не отримувала компенсацію як суб’єкт, на якого покладаються спеці-альні обов’язки, протягом цих періодів.

За розрахунками Компанії, очікувана вартість компенсації за весь період виконання спеціальних обов’язків і до 31 грудня 2018 року складає при-близно 27,1 мільярда гривень (не пере-вірено аудитом) (31 грудня 2017 року: 36,2 мільярда гривень (не перевірено аудитом), не враховуючи компенсації, яку мають право отримати інші суб’єкти ринку природного газу, на яких були покладені спеціальні обов’язки, а саме АТ «Укргазвидобування». Загальна сума компенсації усім зазначеним вище суб’єктам ринку природного газу, на яких було покладено спеціальні обов’язки, за оцінками Компанії скла-дає 114 мільярдів гривень (не переві-рено аудитом) (31 грудня 2017 року: 111 мільярдів гривень (не перевірено аудитом).

Відокремлення діяльності з транспортування природ-ного газу

Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років, Компанія здійснювала кон-троль над оператором газотранспорт-ної системи АТ «Укртрансгаз».

1 липня 2016 року Кабінет Міністрів України прийняв Постанову №496, якою затвердив план відокремлення діяльності з транспортування природ-ного газу шляхом передачі активів, що залучені до транспортування природ-ного газу до ПАТ «Магістральні газо-проводи України» після завершення Стокгольмського арбітражу (Примітка 22).

За умовами Контракту на транзит газу з ПАТ «Газпром» («Газпром»), Нафтогаз несе відповідальність за забезпечення надійного та безперебійного функці-онування газотранспортної системи України. Технічну реалізацію зобов’я-зань Нафтогазу здійснює АТ «Укртран-сгаз». Передача прав та зобов’язань за Контрактом на транзит газу третій особі (наприклад, ПАТ «Магістральні газопроводи України») не може бути здійснена без згоди Газпрому. Газпром не бажає давати таку згоду та подав

чання природного газу Компанією як добутку середньої арифметичної ціни продажу природного газу Компанією для промислових споживачів за умови попередньої оплати, що діяла протягом липня-вересня 2018 року, та коефіцієнту (дисконту), розмір якого з 1 листопада 2018 року становитиме 0,6943, з 1 травня 2019 року – 0,8.

● в Постанові №867 передбачено, що з

1 січня 2020 року Компанія здійснюва-тиме продаж/постачання природного газу в рамках виконання спеціальних обов›язків за цінами, що будуть вільно встановлюватися між продавцем і покупцем, але не вище середньоа-рифметичної ціни природного газу, за якою Компанія пропонуватиме газ промисловим споживачам за умови попередньої оплати.

Для споживачів, що не підпадають під дію ПСО, реалізується імпортований при-родний газ за цінами, які визначаються учасниками ринку природного газу само-стійно. Ціни на природний газ ресурсу Компанії диференційовані в залежності від місячних обсягів споживання газу та умов його оплати споживачем.

169168

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018заяву до Трибуналу Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма («Трибунал»), вимагаючи перегляду або розірвання Контракту з купівлі-про-дажу природного газу та Контракту на транзит газу (Примітка 22).

Відповідно, керівництво Групи вважає, що юридичне відокремлення діяльно-сті з транспортування природного газу малоймовірним до кінця дїї Контракту на транзит газу 1 січня 2020 року.

Тарифи на послуги зберігання (закачування, відбору) при-родного газу

У червні 2018 року НКРЕКП прийняла постанову № 480 про встановлення тарифів на послуги зберігання, закачу-вання та відбір природного газу в під-земних сховищах газу, яка набрала чин-ності з 1 серпня 2018 року. Нові тарифи встановлюють плату за резервування потужностей замість оплати за обсяги зберігання (закачування, відбору) газу. НКРЕКП також запровадила систему коефіцієнтів, що застосовується до цих тарифів залежно від періоду броню-вання: для замовлення на місяць напе-ред застосовується коефіцієнт 1,1; для замовлення на добу наперед - 1,2.

Активи на тимчасово окупо-ваних територіях

На початку 2014 року Україна постраж-дала від збройної агресії Російської Федерації в результаті якої відбулася заявлена окупація Автономної Респу-бліки Крим (далі – «Крим») та незаконна військова окупація частин Луганської та Донецької областей озброєними теро-ристичними угрупуваннями, а також під-риву правової системи на цих територіях. Керівництво Групи продовжує вживати всі можливі юридичні та дипломатичні заходи для відшкодування збитків та відновлення контролю над активами Групи у Криму (Примітка 22).

3. ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИ

Правління є основним органом, який приймає операційні рішення Групи. В 2018 році Група розпочала процес орган-цізаційної трансформації в ефективну інтегровану національну нафтогазову компанію. Обрана операційна модель передбачає, що існуючі в Групі напрямки діяльності було об’єднано в дивізіони, допоміжні та корпоративні функції на основі аналізу наявних процесів та ресурсів. Дивізіони об’єднують основні напрямки діяльності, що є найбільшою

цінністю Групи, і сфокусовані на досяг-ненні фінансових та операційних цілей. Допоміжні та корпоративні функції мають на меті підтримку діяльності дивізіонів з метою максимізації вартості Групи.

Внаслідок цих та очікуваних змін, Група змінила презентацію інфор-мації за сегментами станом на 31 грудня 2018 року. Порівняльна інформація станом на 31 грудня 2017 року була змінена відповідно до нової презентації.

Керівництво розглядає результати діяльності Групи у розрізі наступних бізнес-дивізіонів:

Інтегрований газовий бізнес. Інтегро-ваний газовий бізнес включає вироб-ництво, імпорт, продаж та постачання природного газу різним категоріям спо-живачів та продаж супутньої сировини. Керівництво виділило чотири основні групи споживачів у діяльності з про-дажу та постачання природного газу:● Виробництво, імпорт та продаж

регіональним газопостачальним підприємствам («ГПП») для потреб населення,

● Виробництво, імпорт та постачання теплогенеруючим підприємствам («ТГП») для потреб населення,

● Виробництво, імпорт та постачання іншим споживачам згідно ПСО,

● Імпорт та постачання іншим спожи-вачам поза межами ПСО та продаж супутньої сировини.

Кожна група споживачів має свою процедуру встановлення цін реалізації та має свої економічні характеристики, як то продукт, що постачається фіналь-ному споживачу, їх кредитний ризик тощо.

Ціни реалізації для ГПП, ТГП для потреб населення та для інших спо-живачів згідно ПСО встановлюються у рамках поточного Положення про ПСО (Примітка 2). Постачання природного газу іншим групам споживачів відбу-вається за цінами, що встановлюються Нафтогазом самостійно.

Група контролює близько 75% усього природного газу, який видобувається в Україні. Як зазначено у Примітці 2, АТ «Укргазвидобування» та АТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз» зобов’язані продавати природний газ Нафтогазу для подальшого продажу для потреб побутових споживачів, релігійних орга-нізацій та виробників теплової енергії в рамках виробництва теплової енергії

з метою надання послуг з опалення і постачання гарячої води населенню та релігійним організаціям. Таким чином, керівництво розглядає результати діяльності з моменту видобутку при-родного газу до моменту його продажу одній з категорій споживачів як єдиний звітний сегмент. Попит на природний газ для інших споживачів поза межами ПСО задовольняється з імпортного ресурсу газу.

Продаж супутньої сировини включає продаж нафти та газового конденсату, виробленого АТ «Укргазвидобування», що споживаються сегментом Транспор-тування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів за міжгруповими цінами.

Транспортування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів. Цей сегмент включає діяльність з транспор-тування, продажу та постачання нафти, газового конденсату, нафтопродуктів, та супутніх послуг.

Група реалізує покупні нафтопродукти та нафтопродукти власного виробни-цтва через мережу заправних станцій, присутню в більшості регіонів країни. Виробництво нафтопродуктів власного виробництва здійснюється на нафто- та газопереробних підприємствах Групи. Внутрішнє транспортування та транзит сирої нафти представлені магістральними нафтопроводами системою з 11 нафтових сховищ, які експлуатує Група.

Внутрішнє транспортування та транзит природного газу. Ці сег-менти представлені магістральними газопроводами, які експлуатує Група. Керівництво розглядає сегменти тран-зиту та транспортування газу як окремі напрямки діяльності оскільки сегмент транзиту представлений контрактом з єдиним контрагентом та аналізується індивідуально.

Українська газотранспортна система є однією з найбільших у світі за сво-їми транспортними потужностями. Загальна довжина газопроводів в Україні становить 38,5 тисяч кіломе-трів. Понад 40% природного газу, який Російська Федерація постачала до європейських країн у 2018 та 2017 роках, транспортувалося укра-їнськими магістральними газопрово-дами.

Сегмент внутрішнього транспорту-вання газу також включає результати від ринкових операцій балансування

газу згідно Кодексу газотранспортної системи. Операції балансування – це діяльність з балансування обсягів при-родного газу, що входить до газотран-спортної системи в точках входу та обсягів відібраного газу через точки виходу. Послуги балансування нада-ються користувачам послуг транспорту-вання газу. Наразі відповідну діяльність здійснює АТ «Укртрансгаз».

Зберігання природного газу. Українська газотранспортна система має у своєму складі 12 підземних газосховищ, розта-шованих на материковій частині України. Загальна потужність системи підземних газосховищ, розташованих в Україні, ста-новить 31 мільярд кубічних метрів газу.

ПАТ «Укрнафта». ПАТ «Укрнафта» є найбільшою нафтовидобувною компа-нією в Україні. До складу ПАТ «Укрна-фта» входить декілька видобувних та обслуговуючих підрозділів, які наразі проходять процес корпоративної рес-труктуризації, зокрема, шість нафтога-

зовидобувних підрозділів, одне бурове управління та три газопереробні заводи.

ПАТ «Укрнафта» володіє однією з найбільших в Україні мереж заправних станцій, присутньою у різних регіонах України.

Інше. Доходи від цього сегмента включають доходи від продажу матеріалів та послуг. Також сегмент включає результати спільної діяльності за концесійною угодою на розвідку і розробку вуглеводнів із Арабською Республікою Єгипет.

Керівництво здійснює оцінку показни-ків діяльності операційних сегментів на основі розміру скоригованого опе-раційного результату. Скоригований операційний результат являє собою операційний прибуток/(збиток), до якого додається ефект операційних курсових різниць.

Керівництво також використовує показ-ники чистого оборотного капіталу та чистий операційний грошовий потік як індикатори операційної ефективності сегментів та їх короткострокового фінансового стану. Керівництво також застосовує показник скоригованого операційного результату за вирахуван-ням податку на прибуток (NOPLAT) для вимірювання операційної ефективності сегменту. Для розрахунку NOPLAT скоригований операційний прибуток зменшується на суму податку на прибу-ток за номінальною ставкою. Скориго-ваний операційний збиток не коригу-ється на суму податку на прибуток.

Облікова політика звітних сегментів збігається з обліковою політикою Групи, викладеною у Примітці 26, окрім відображення cплати за придбаний природний газ постачальникам бан-ками-кредиторами як руху грошових коштів від операційної діяльності.

171170


Інформація за звітними сегментами Групи за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року, представлена таким чином:


Iнте

гров

аний

га

зови

й бі

знес

Тран

спор

тува

н-ня

, пер

ероб

ка

наф

ти та

про

даж

на

фто

прод

уктів

Тран

зит п

риро

д-но

го га

зу

Внут

ріш

нє тр

ан-

спор

тува

ння

прир

одно

го га

зу

Збер

іганн

я пр

и-ро

дног

о га

зу

Укрн

афта

Інш

е

Елім

інац

ія

Всьо

го

Реалізація зовнішнім споживачам 108 534 12 950 72 347 24 815 259 36 029 1 378 - 256 312

Реалізація іншим сегментам 29 291 30 - 2 353 1 537 84 - (33 295) -

Всього доходів від реалізації 137 825 12 980 72 347 27 168 1 796 36 113 1 378 (33 295) 256 312

Результат сегмента 35 214 1 103 8 150 (3 194) (1 264) 11 384 (2 695) - 48 698

ПДВ на компенсацію згідно Арбітражу щодо транзиту природного газу (4 751)

Зміни забезпечень під судові позови та інших забезпечень (14 530)

Зменшення корисності основних засобів та нематеріальних активів (1 466)

Фінансові витрати, нетто (4 073)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування (1 316)

Нерозподілені доходи/(витрати), нетто (2 025)

Прибуток до оподаткування 20 537

NOPLAT 28 875 904 6 683 (3 194) (1 264) 9 335 (2 695) - 38 644

Чистий грошовий потік сегмента від операційної діяльності 33 291 1 175 26 803 (3 307) 186 3 145 (1 947) 59 346

Сплата за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами 17 699

Нерозподілений грошовий потік від операційної діяльності (5 402)

Чистий грошовий потік від операційної діяльності 71 643

Суттєві статті негрошового характеру, включені до результатів сегмента:

Знос, виснаження та амортизація 8 515 1 359 29 912 1 378 1 234 1 539 223 - 44 160

Чистий рух резерву на знецінення торгової та іншої дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів 2 421 4 - 13 344 86 219 3 287 - 19 361

Зміна в забезпеченнях 60 - - - 45 17 - - 122

Чистий збиток від курсових різниць 128 - 73 - - - 8 - 209

Капітальні витрати 24 749 545 2 492 340 242 1 530 697 - 30 595

Основні засоби 115 772 11 993 80 389 9 413 199 596 13 726 3 481 - 434 370

Інші активи сегмента 94 739 2 869 15 960 8 914 178 16 243 5 071 - 143 974

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства 1 255

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках 14 224

Нерозподілені активи 9 889

Всього активів 603 712

Зобов’язання сегмента 15 281 1 456 5 884 1 277 1 852 6 782 764 - 33 297

Позики 55 999

Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України 4 084

Відстрочені податкові зобов’язання 50 544

Забезпечення під судові позови 15 254

Нерозподілені зобов’язання 30 676

Всього зобов’язань 189 854

Чистий оборотний капітал 77 679 1 416 9 075 7 506 (1 675) 9 462 837 - 104 300

173172


Інформація за звітними сегментами Групи за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, представлена таким чином:


Iнте

гров

аний

га

зови

й бі

знес

Тран

спор

ту-

ванн

я, п

ере-

робк

а на

фти

та

про

даж

на

фто

про-

дукт

ів

Тран

зит п

ри-

родн

ого

газу

Внут

ріш

нє

тран

спор

ту-

ванн

я пр

ирод

-но

го га

зу

Збер

іганн

я пр

ирод

ного

га

зу

Укрн

афта

Інш

е

Елім

інац

ія

Всьо

го

Реалізація зовнішнім споживачам 89 089 11 302 73 937 24 747 184 26 858 1 361 - 227 478

Реалізація іншим сегментам 29 358 28 - 2 874 774 49 - (33 083) -

Всього доходів від реалізації 118 447 11 330 73 937 27 621 958 26 907 1 361 (33 083) 227 478

Результат сегмента 33 590 2 243 12 721 (881) (2 361) 4 939 748 - 50 999

Доходи, нараховані по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу 57 125

Витрати, нараховані по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу (44 528)

Зміни забезпечень під судові позови та інших забезпечень 2 787

Зменшення корисності основних засобів та нематеріальних активів (3 399)

Фінансові витрати, нетто (6 704)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування (47)

Чистий збиток від курсових різниць, нетто (764)

Нерозподілені доходи/(витрати), нетто (2 718)

Прибуток до оподаткування 52 751NOPLAT 27 544 1 839 10 431 (881) (2 361) 4 050 613 - 41 235Чистий грошовий потік сегмента від операційної діяльності 19 752 1 341 36 039 (6 039) (325) 6 874 475 - 58 117

Сплата за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами 21 850

Чистий ефект відображення рішень Арбітражу щодо купівлі-продажу та транзиту природного газу (12 597)

Нерозподілений грошовий потік від операційної діяльності 3 231

Чистий грошовий потік від операційної діяльності 70 601Суттєві статті негрошового характеру, включені до результатів сегмента:

Знос, виснаження та амортизація 5 632 887 27 997 1 570 1 992 1 596 150 39 824

Чистий рух резерву на знецінення торгової та іншої дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів 1 591 (58) - 11 173 (345) 68 (76) 12 353

Зміна в забезпеченнях 266 - - - 128 88 - 482

Чистий збиток/(прибуток) від курсових різниць (74) - (1) - - - (204) (279)

Капітальні витрати 13 661 381 1 695 145 86 987 40 16 995

Основні засоби 93 083 27 684 174 092 18 342 162 062 14 109 2 110 491 482

Інші активи сегмента 95 550 2 524 15 560 10 491 51 7 490 8 826 140 492

Заборгованість по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу 57 125

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства 1 197

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках 23 093

Нерозподілені активи 9 735

Всього активів 723 124Зобов’язання сегмента 11 147 1 028 3 130 1 019 1 413 4 986 1 271 23 994

Позики 59 315

Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України 29 498

Відстрочені податкові зобов’язання 67 304

Зобов’язання по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу 57 125

Нерозподілені зобов’язання 45 369

Всього зобов’язань 282 605Чистий оборотний капітал 79 477 1 313 6 618 9 183 (1 389) 1 716 1 013 97 931

175174

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Географічна концентрація доходів від реалізаціїУ мільйонах українських гривень

2018 2017

Україна 177 180 147 309

Російська Федерація 76 048 77 511

Єгипет 505 457

Європа 2 579 2 201

Всього доходів від реалізації 256 312 227 478

Розподіл операцій продажу у таблиці вище зроблено на основі країни реє-страції клієнтів Групи.

Інформація про концентрацію зов-нішніх клієнтів, доходи від реалізації яких перевищують 10% від суми загальних доходів від реалізації

Протягом років, які закінчилися 31 грудня 2018 і 2017 років, єдиним зовнішнім клієнтом, доходи від якого перевищують 10% від загальної суми доходів, був Газпром. Сума доходів від Газпрому, яка відноситься до сегменту транзиту природного газу, за 2018 рік становила 72 344 мільйони гривень (2017: 73 937 мільйонів гривень).

4. ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’ЯЗАНИМИ СТОРОНАМИ

Сторони зазвичай вважаються пов’я-заними, якщо одна сторона має здатність контролювати іншу сторону, знаходиться під спільним контролем або може здійснювати істотний вплив або спільний контроль над іншою сто-роною під час прийняття фінансових та операційних рішень. Під час розгляду взаємовідносин із кожною можливою пов’язаною стороною звертають увагу на суть відносин, а не тільки на їхню юридичну форму.

Як зазначено у Примітці 1, Група знахо-диться під безпосереднім контролем Уряду України і, відповідно, усі підпри-ємства та установи, що контролюються державою або знаходяться під знач-ним впливом держави, вважаються пов’язаними сторонами під спільним контролем.

Операції із пов’язаними сторонами можуть здійснюватися на умовах, які не обов’язково можуть бути доступними для непов’язаних сторін.

Операції із підприємствами та установами, які знаходяться під контролем держави. Група прова-дить істотні операції із підприємствами та установами, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазнають істотного впливу з боку Уряду України. До таких підприємств та установа належать Державний ощадний банк України, «Укрексім-банк», «Укргазбанк», податкові органи, підприємства, що виробляють теплову енергію, та регіональні газорозподільні підприємства.

За рік, що закінчився 31 грудня 2018 року, близько 26% доходів Групи (2017: 30%) були отримані від операцій із підприємствами, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазнають істотного впливу з боку Уряду Укра-їни. Непогашена торгова дебіторська заборгованість, пов’язана з цими операціями, станом на 31 грудня 2018 та 2017 років становила 43% та 45%, відповідно, від загального залишку торгової дебіторської забор-гованості.

Непогашена кредиторська заборгова-ність, аванси отримані та інші поточні зобов’язання станом на 31 грудня 2018 та 2017 років становили близько 58% та 25%, відповідно, від загальної суми відповідних зобов’язань.

Забезпечення по відношенню до суб’єктів господарювання, що контро-люються Урядом України, станом на 31 грудня 2018 та 2017 років становили близько 37% та 30%, відповідно, від загальної суми забезпечень. Також Група нарахувала забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Дер-жавного бюджету України (Примітка 12, 14).

Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років, близько 96% та 98%, відпо-відно, грошових коштів та залишків на банківських рахунках були розмі-щені у банках, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазнають впливу з боку Уряду України, і приблизно 76% позик були надані цими банками (31 грудня 2017 року: 65%). Близько 75% фінансо-вих доходів в 2018 році пов’язані з рахунками у цих банках (2017: 55%) та 97% фінансових витрат за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року (2017: 70%), стосуються позик, отриманих від цих банків.

Застави. Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років позики від пов’язаних сторін (державних банків) були забезпечені основними засобами, запасами та надходженнями від майбутніх прода-жів (Примітка 13).

Гарантії. Сума гарантій, наданих Урядом України станом на 31 грудня 2018 та 2017 років, становила 15 443 мільйони гривень та 22 023 мільйони гривень, відповідно (Примітка 13).

Інформація про операції із державою надалі розкривається у Примітці 12.

Компенсація провідному управлін-ському персоналу. Провідний управ-лінський персонал протягом 2018 та 2017 років складався в середньому із 6 членів Правління та 9 директорів. Ком-пенсація провідному управлінському персоналу, що включена до складу інших операційних витрат, включала заробітну плату і додаткові поточні премії та становила 717 мільйонів гри-вень (2017: 214 мільйонів гривень).

Також, в 2018 році Група здійснила виплати на забезпечення діяльності Наглядової ради у сумі 53 мільйони гривень (2017: 25 мільйонів гривень), що включає оплату послуг членів Наглядової ради у сумі 46 мільйонів гривень (2017: 20 мільйонів гривень), а також 7 мільйонів гривень (2017: 5 мільйонів гривень) у вигляді відшкоду-вання витрат, пов’язаних з виконанням ними обов’язків членів Наглядової ради, та суми забезпечення страху-вання відповідальності цих посадових осіб після їх призначення, що було закуплено та сплачено Компанією.


Акти

ви р

озві

дки,

оц

інки

та б

урін

ня

Наф

тога

зо ви

добу

вні

акти

ви

Газо

тран

с пор

тна

сист

ема

Обл

адна

ння

під-

зем

них

сх

овищ

газу

Буф

ерни

й га

з

Наф

тотр

анс п

ортн

а си

стем

а

Наф

тога

зо пе

реро

бні

акти

ви

Авто

запр

авні

ста

нції

Акти

ви з

роз

поді

лу

прир

о д но

го га

зу

Тран

спор

тува

ння

скра

пле н

ого

газу

Інш

і осн

овні

зас

оби

Неза

вер ш

ене

буді

в-ни

цтво

Всьо

го

Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2016 року

2 705 63 936 264 209 29 081 153 566 14 714 2 834 5 309 156 171 3 484 11 496 551 661

Первісна вартість або оцінка 3 354 71 576 277 383 33 056 155 422 15 491 3 011 5 759 168 181 8 489 13 117 587 007

Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(649) (7 640) (13 174) (3 975) (1 856) (777) (177) (450) (12) (10) (5 005) (1 621) (35 346)

Надходження і переміщення 620 5 711 1 362 232 - 321 183 81 16 9 265 6 740 15 540

Переоцінка 852 32 597 (47 335) (15 479) (3 526) 173 129 (418) - - - - (33 007)

Вибуття (20) (37) (7) - - - (1) (1) (1) - (2) (289) (358)

Амортизаційні нарахування (743) (7 687) (29 695) (1 778) - (728) (253) (282) (12) (12) (398) - (41 588)

Збиток від змен-шення корисності (85) (33) - - - (1) (3) (96) - - (22) (526) (766)


3 329 94 487 188 534 12 056 150 040 14 479 2 889 4 593 159 168 3 327 17 421 491 482



- - - - - - - - (24) (21) (4 247) (2 022) (6 314)

Надходження і переміщення 1 921 12 249 (391) 1 745 - 92 136 67 4 - 675 13 726 30 224

Переоцінка - - - - 36 457 - - - - - - - 36 457

Вибуття (101) (47) - - - - - (1) - - (35) (383) (567)

Амортизаційні нарахування (908) (10 731) (31 242) (1 228) - (888) (266) (256) (11) (12) (274) - (45 816)

Збиток від змен-шення корисності - (937) (70 988) - - (5 025) (62) (97) - (9) (54) (238) (77 410)


4 241 95 021 85 913 12 573 186 497 8 658 2 697 4 306 152 147 3 639 30 526 434 370



(773) (11 628) (102 249) (1 256) - (5 913) (328) (353) (35) (42) (4 623) (2 280) (129 480)

5. ОСНОВНІ ЗАСОБИ Інформація про рух балансової вартості основних засобів була представлена таким чином:

177176

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Станом на 31 грудня 2018 року Група змінила презентацію основних засобів з групування за технічними критері-ями на групування за функціями на основі одиниць, що генерують грошові потоки. На думку керівництва Групи, така презентація інформації є більш достовірною та корисною для корис-тувачів консолідованої фінансової звітності, оскільки подає користувачеві додаткову інформацію про структуру бізнесу Групи та напрямки інвесту-вання. Порівняльна інформація станом на та за рік, що закінчився 31 грудня 2017 року, була змінена відповідно до нової презентації.

Група залучила професійних неза-лежних оцінювачів для визначення справедливої вартості суттєвих груп основних засобів станом на 31 грудня 2017 року. Справедлива вартість була визначена відповідно до Міжнародних стандартів оцінки. Беручи до уваги характер основних засобів Групи, справедлива вартість визначалася із використанням залишкової вартості заміщення спеціалізованих активів і на основі використання ринкових даних для неспеціалізованих активів. Отже, справедлива вартість основних виробничих активів та обладнання, в першу чергу, визначалася за допомо-гою залишкової вартості заміщення. Цей метод засновано на аналізі вар-тості відтворення або заміни об’єктів основних засобів з коригуванням на

фізичний, функціональний чи економіч-ний знос і старіння. Залишкова вар-тість заміщення оцінювалася на основі внутрішніх джерел та аналізу наявної інформації про ринок для аналогічних об’єктів основних засобів (опублікова-ної інформації, каталогів, статистичних даних тощо), а також галузевих експер-тів і постачальників.

Станом на 31 грудня 2018 року Група провела тестування на наявність еко-номічного знецінення своїх одиниць, що генерують грошові потоки. Для про-ведення тесту було використано метод дисконтованих грошових потоків. Очікувані грошові потоки були визна-чені на основі прогнозів та припущень станом на дату цієї консолідованої фінансової звітності. В основу прогно-зів та припущень, що були використані при проведенні тесту, було покладено ринкову інформацію, історичні дані, макроекономічні очікування, прогнози щодо подальшої діяльності одиниць, що генерують грошові потоки (При-мітка 27).

За результатами цієї оцінки керівництво прийшло до висновку, що сума відшко-дування «Газотранспортної системи» та «Нафтотранспортної системи» була нижчою за їх балансову вартість, та, відповідно, відобразили збитки від знецінення основних засобів в розмірі 1 082 мільйони гривень в інших опера-ційних витратах та в розмірі 74 931 міль-

йон гривень в інших сукупних збитках.

Також, Група відобразила збитки від знецінення основних засобів в розмірі 371 мільйон гривень щодо інших одиниць, що генерують грошові потоки, збільшивши загальні збитки від знецінення основних засобів в інших операційних витратах до 1 453 мільйо-нів гривень.

У 2018 році амортизаційні нарахування та виснаження у сумі 43 417 мільйонів гривень (2017: 39 144 мільйони гри-вень) було включено до собівартості реалізації, 569 мільйонів гривень (2017: 604 мільйони гривень) – до складу інших операційних витрат, 955 мільйонів гривень (2017: 775 міль-йонів гривень) було капіталізовано у складі первісної вартості основних засобів та 875 мільйонів гривень (2017: 1 085 мільйонів гривень) було капіталі-зовано у складі запасів.

Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років основні засоби Групи балансовою вартістю 1 239 мільйонів гривень та 2 682 мільйони гривень, відповідно, було передано в якості застави для забезпе-чення позик (Примітка 13).

Якби основні засоби Групи оцінюва-лися за історичною вартістю, то їхня балансова вартість була б представ-лена таким чином:

У мільйонах українських гривень 31 грудня 2018 року


Активи розвідки, оцінки та буріння 2 585 802

Нафтогазовидобувні активи 30 164 21 032

Газотранспортна система 8 894 9 600

Обладнання підземних сховищ газу 1 453 1 620

Буферний газ 217 217

Нафтотранспортна система 1 906 1 947

Нафтогазопереробні активи 546 493

Автозаправні станції 109 134

Активи з розподілу природного газу 144 145

Транспортування скрапленого газу 114 122

Інші основні засоби 1 733 1 163

Всього 47 865 37 275

6. ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВАДетальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств Групи станом на 31 грудня 2018 року представлена таким чином:

Назва асоційовано-го/спільного підпри-ємства Осн

овна

дія

ль-

ніст

ь

Міс

це р

еєст

раці

ї та

про

вадж

ення

го

спод

арсь

кої

діял

ьнос

ті

Част

ка в

олод

іння

Гр

упи

Прид

банн

я до

-да

тков

ої ч

асти

ни

Част

ка у

зби

тку

Част

ка в

сук

уп-

ном

у (з

битк

у)/

дохо

ді

Рекл

асиф

ікац

ія

до ін

ших

нео

бо-

ротн

их а

ктив

ів

Бала

нсов

а ва

р-ті

сть

ПАТ «Газтранзит» Будівельні роботи Україна 40,2% - (10) (32) - 895

ПАТ «Укртатнафта» Переробка нафти Україна 43,05% - (1 090) 1 431 - 341

Інші Різне Україна Різне 4 (216) - (29) 19

4 (1 316) 1 399 (29) 1 255

Детальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств Групи станом на 31 грудня 2017 року представлена таким чином:

Назва асоційовано-го/спільного підпри-ємства О

снов

на д

іяль

-ні

сть

Міс

це р

еєст

раці

ї та

про

вадж

ення

го

спод

арсь

кої

діял

ьнос

ті

Част

ка в

олод

ін-

ня Гр

упи

Част

ка у

зби

тку

Див

іден

ди,

отри

ман

і від

ас

оцій

ован

ого

підп

риєм

ства

Бала

нсов

а ва

р-ті

сть

ПАТ «Газтранзит» Будівельні роботи Україна 40,2% (1) (84) 937

ПАТ «Укртатнафта»Переробка нафти Україна 43,05% - - -

Інші Різне Україна Різне (46) - 260

(47) (84) 1 197

Усі із вищезазначених асоційованих підприємств обліковуються у цій консолідованій фінансовій звітності за методом участі в капіталі.

7. ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИ

Інвестиції Групи в асоційовані та спільні підприємства були представлені таким чином:



Інвестиції в асоційовані підприємства 1 236 937

Інвестиції у спільні підприємства 19 260

Всього 1 255 1 197



Дебіторська заборгованість за угодою про розподіл продукції 4 793 4 866

Нематеріальні активи 2 751 2 318

Реструктуризована дебіторська заборгованість споживачів газу 1 645 1 242

Інше 3 545 3 463

За вирахуванням: резерву на знецінення (3 746) (758)

Всього 8 988 11 131

179178

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Дебіторська заборгованість за уго-дою про розподіл продукції. Компанія уклала концесійну угоду на розвідку і розробку вуглеводнів із Арабською Республікою Єгипет та Єгипетською генеральною нафтовою корпорацією («ЄГНК») 13 грудня 2006 року. За умо-вами цієї концесійної угоди Компанія має право відшкодовувати усі витрати на розвідку та розробку, понесені у зв’язку із цією концесійною угодою (Примітка 26). Сума, зазначена у таблиці вище, являє собою суму витрат, надану Групою до відшкодування, і яка, як очікується, має бути відшкодована протягом більше ніж одного року від звітної дати.

Станом на 31 грудня 2018 року Ком-панія визнала збиток від знецінення щодо дебіторської заборгованості за угодою про розподіл продукції та інших необоротних активів у складі інших операційних витрат у сумі 3 069 мільйонів гривень (Примітка 18).

Нематеріальні активи. Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років до складу

нематеріальних активів включено ліцензії на розвідку та видобуток корисних копалин у сумі 1 826 мільйо-нів гривень та 1 641 мільйон гривень, відповідно.

Реструктуризована дебіторська заборгованість споживачів газу. У травні 2011 року було прийнято Закон України «Про деякі питання заборго-ваності за спожитий природний газ та електричну енергію» № 3319-VI. Згідно з цим законом дебіторська заборгованість підприємств, які поста-чають природний газ за регульованим тарифом, яка виникла у 2010 році, була реструктуризована на період від 1 до 20 років та оцінена за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки, яка на дату реструктуризації коливалася від 15% до 24% річних.

У листопаді 2016 року було прийнято Закон України «Про заходи, спрямовані на врегулювання заборгованості тепло-постачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централі-

зованого водопостачання і водовідве-дення за спожиті енергоносії» №1730 (Примітка 2). Згідно з цим законом дебіторська заборгованість комуналь-них підприємств, що виробляють тепло була реструктуризована на 5 років та оцінена за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки, яка на дату рес-труктуризації коливалася від 13,5% до 16,4% річних.

Інше. Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років до складу інших необоротних активів включено витрати на дослі-дження та розробку у сумі 1 277 міль-йонів гривень та 1 171 мільйон гри-вень, відповідно, які були понесені за угодою концесії на розвідку і розробку нафти із ЄГНК від 13 грудня 2006 року, але ще не надані до відшкодування (Примітка 26).

Інформація про рух резерву на зне-цінення довгострокової дебіторської заборгованості представлена таким чином:



Дебіторська заборгованість за природний газ 74 683 66 265

Дебіторська заборгованість за послуги балансування 34 009 20 033

Дебіторська заборгованість за сиру нафту 13 693 8 427

Дебіторська заборгованість за транспортування природного газу 9 036 9 360

Інша дебіторська заборгованість 4 296 4 822

За вирахуванням: резерву на знецінення (69 775) (49 919)

Всього 65 942 58 988

Інформація про рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості представлена таким чином:


Залишок станом на 1 січня 49 919 37 229

Ефект від застосування нового стандарту (Примітка 28) 3 666 -

Резерв на знецінення, нарахований протягом року 39 751 15 053

Сторнування резерву на знецінення (23 469) (2 480)

Суми, списані протягом року як безнадійні (138) (11)

Інший рух 46 128

Залишок станом на 31 грудня 69 775 49 919

Збільшення нарахування та сторнування резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року, є результатом застосуванням Групою Міжнародного стандарту фінансової звітності 9 «Фінансові інструменти» (Примітка 28).

Інший рух в резерві на знецінення торгової дебіторської заборгованості стосується переміщення резерву між поточною та довго-строковою дебіторською заборгованістю та різниці у пропорції консолідації активів та прибутків спільних підприємств одного з підприємств Групи, що визнається як рух у капіталі.

Аналіз кредитної якості торгової дебіторської заборгованості представлений таким чином:



Торгова дебіторська заборгованість днів - днів прострочення

Не простро чена 1 - 90 91 - 180 181 - 270 271 - 365 >365 Всього

Номінальна вартість 38 830 20 443 3 998 15 828 10 107 46 511 135 717

Резерв на знецінення (3 226) (3 377) (1 226) (7 834) (7 800) (46 312) (69 775)

Очікувана ставка кредитних втрат, % 8% 17% 31% 49% 77% 100%



Торгова дебіторська заборгованість днів - днів прострочення

Не простро чена 1 - 90 91 - 180 181 - 270 271 - 365 >365 Всього

Номінальна вартість 27 333 22 527 5 739 16 003 3 789 33 516 108 907

Резерв на знецінення (49 919)


Залишок станом на 1 січня 758 714

Резерв на знецінення, нарахований протягом року 3 069 25

Інший рух (81) 19

Залишок станом на 31 грудня 3 746 758

Інший рух в резерві на знецінення торгової дебіторської заборгованості стосується переміщення резерву між поточною та довгостроковою дебіторською заборгованістю.

8. ЗАПАСИ

9. ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ

Запаси Групи були представлені таким чином:



Природний газ 52 461 48 472

Сира нафта і нафтопродукти 6 039 4 299

Запасні частини 1 976 2 829

Нафта на виробничо-технологічні потреби 1 829 1 954

Сировина 1 627 1 500

Інше 1 639 1 121

Всього 65 571 60 175

Керівництво проводить оцінку необхід-ності списання запасів до їхньої чистої вартості реалізації, беручи до уваги ознаки їхнього економічного, техніч-ного та фізичного зносу. У 2018 році таке коригування запасів становило 5 717 мільйонів гривень, включене до складу собівартості реалізації, та 64 мільйони гривень, включене до

складу інших операційних витрат (2017: 1 452 мільйони гривень, вклю-чене до складу собівартості реалізації та 451 мільйон гривень, включене до складу інших операційних витрат). Сума, включена до складу собівартості реалізації, являє собою уцінку імпор-тованого газу, який у подальшому був реалізований на потреби населення за

регульованими цінами.

Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років запаси балансовою вартістю 43 287 мільйонів гривень та 38 208 мільйонів гривень, відповідно, були використані в якості застави для забез-печення позик (Примітка 13).

181180

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 2018201810. ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИПередплати видані та інші оборотні активи Групи були представлені таким чином:



Передплати постачальникам за матеріали, роботи та послуги 10 549 10 834

ПДВ до відшкодування 1 950 2 175

Дебіторська заборгованість за угодами переуступки прав вимоги за договорами реалізації природного газу 1 618 1 637

Векселі до отримання 1 436 1 468

Передплати видані за добудову газопроводів 1 346 1 348

Передплати за податками, крім податку на прибуток 876 8 935

Передплати постачальникам за природний газ 109 649

Заборгованість по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу - 57 125

Інше 7 289 5 385

За вирахуванням: резерву на знецінення (18 285) (18 309)

Всього 6 888 71 247

28 лютого 2018 року Стокгольмський Арбітраж виніс фінальне рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу, в якому, крім іншого, підтримав вимогу Компанії про залік зустрічних вимог сторін, задоволених у рамках Арбітражного провадження щодо купівлі-продажу газу та Арбіт-ражного провадження щодо транзиту

газу. Як результат, Компанія провела взаємозалік на відповідну дату.

Станом на 31 грудня 2018 року в інші оборотні активи включено природний газ, на загальну суму 991 мільйон гривень на який накладено арешт в рамках судового провадження (31 грудня 2017 року: 6 мільйонів гривень).

Компанія також створила забезпечення під відповідне судове рішення (При-мітка 14).

Інформація про рух резерву на зне-цінення передплат виданих та інших оборотних активів була представлена таким чином:


Залишок станом на 1 січня 18 309 18 962

Резерв на знецінення, нарахований протягом року 179 116

Сторнування резерву на знецінення (176) (317)

Суми, списані протягом року як безнадійні (118) (129)

Інший рух 91 (323)

Залишок станом на 31 грудня 18 285 18 309

Інший рух в резерві на знецінення передплат виданих та інших оборотних активів стосується переміщення резерву між поточ-ною та довгостроковою дебіторською заборгованістю та різниці у пропорції консолідації активів та прибутків спільних підпри-ємств одного з підприємств Групи, що визнається як рух у капіталі.

11. ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХ



Грошові кошти на банківських рахунках 12 421 22 895

Строкові депозити 1 465 -

Інше 338 198

Всього 14 224 23 093

Станом на 31 грудня 2018 року до складу строкових депозитів включено банківські депозити у сумі 1 465 міль-йонів гривень із первісним терміном погашення більше трьох місяців, але

менше одного року, які були виключені зі складу грошових коштів та їх еквіва-лентів для цілей консолідованого звіту про рух грошових коштів.

Станом на 31 грудня 2018 року стро-кові депозити балансовою вартістю 1 457 мільйонів гривень було передано в якості застави забезпечення позик (Примітка 13).

Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років номінальна вартість зареєстрованого, випущеного і повністю сплаченого акціонерного капіталу Компанії стано-вила 190 150 мільйонів гривень, що складалася з 190 150 481 простої акції, номінальною вартістю 1 000 гривень за акцію.

Крім того, станом на 31 грудня 2018 та 2017 років акціонерний капітал Компанії був скоригований на вплив гіперінфляції відповідно до вимог МСБО 29 «Фінансова звітність в умовах гіперінфляції» на суму 4 157 мільйонів гривень. Таким чином, загальна вар-тість акціонерного капіталу станом на 31 грудня 2018 та 2017 років становила 194 307 мільйонів гривень.

Розподіл прибуткуПрибуток кожного звітного періоду, що доступний для розподілу власникам, визначається на основі даних окремої фінансової звітності Компанії, підготов-

леної згідно з Міжнародними стандар-тами фінансової звітності. Відповідно до українського законодавства, розмір дивідендів обмежується розміром чистого прибутку звітного періоду або розміром будь-яких інших резервів, які підлягають розподілу, але не більше суми нерозподіленого прибутку, розра-хованого за даними окремої фінансової звітності, підготовленої згідно із Між-народними стандартами фінансової звітності.

Відповідно до Постанови Кабінету Міністрів України від 25.04.18 № 384-п та від 26.07.18 №535-п, 75% чистого прибутку Компанії за 2017 рік у розмірі 29 498 мільйонів гривень була спрямо-вана на виплату дивідендів до Держав-ного Бюджету України.

Додатково, протягом 2018 року деякі дочірні підприємства сплатили обов’яз-кову частку прибутку до державного бюджету у розмірі 38 мільйонів гривень.

Відповідно до Закону України від 21 вересня 2006 року № 185-V «Про управління об›єктами державної власності» господарські товариства, у статутному капіталі яких є корпо-ративні права держави, до 1 травня року, що настає за звітним, приймають рішення про відрахування не менше 30% чистого прибутку на виплату дивідендів. Компанія створила від-повідне забезпечення у сумі 4 084 мільйони гривень щодо майбутнього перерахування частки прибутку до Державного бюджету України у складі поточних забезпечень (Примітка 14). Згідно чинного законодавства Ком-панія зобов’язана прийняти рішення щодо розподілу частки прибутку до 30 квітня, та сплатити кошти до Державного бюджету України до 30 червня року.

13. ПОЗИКИПозики Групи були представлені таким чином:



Довгострокові

Банківські позики 11 425 14 927

Неамортизований дисконт (126) (191)

Всього довгострокової частини 11 299 14 736

Короткострокові

Банківські позики 44 153 43 993

Нараховані відсотки 547 586

Всього короткострокової частини 44 700 44 579

Всього 55 999 59 315

В 2018 році Група уклала додаткові угоди з банками, що передбачають зміну відсоткових ставок, зміну гра-фіків погашення заборгованостей із перенесенням остаточних термінів їх погашення до 2019 року. Міжнародним банком реконструкції та розвитку

погоджено здійснення Компанією проведення платежу за грудень 2018 року у розмірі 79 мільйонів Євро 31 березня 2019 року. Керівництво Компанії проаналізувало вплив зазна-чених змін на фінансові зобов’язання та дійшла висновку, що вони не є

значними змінами умов фінансових зобов’язань.

Середньозважені ефективні відсоткові ставки у розрізі валют позик були пред-ставлені таким чином:

У мільйонах українських гривень31 грудня 2018 року 31 грудня 2017 року

Залишок % річних Залишок % річних

Гривні 24 815 20% 21 162 18%

Долари США 17 829 8% 26 706 7%

Євро 13 355 2% 11 447 2%

Всього 55 999 59 315

12. АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛ

183182

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018ЗаставиУсі позики Групи були забезпечені станом на 31 грудня 2018 та 2017 років.

Позики Групи були забезпечені такими видами застав:



Надходження від майбутніх продажів 28 229 43 393

Запаси (Примітка 8) 43 287 38 208

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках (Примітка 11) 1 457 -

Основні засоби (Примітка 5) 1 239 2 682

Всього 74 212 84 283

Гарантії. Станом на 31 грудня 2018 року позики Групи у сумі 15 443 мільйони гривень були гарантовані державою (31 грудня 2017 року: 22 023 мільйони гривень).

Узгодження зобов’язань, що пов’язані з фінансовою діяльністю

У мільонах гривень 31 грудня 2017 року

Чистий рух коштів у результаті фінансо-

вої діяльності

Негрошові опе-рації

Витрати по відсотках

(Примітка 19)


Банківські позики 59 315 (26 051) 17 719 5 016 55 999

Всього 59 315 (26 051) 17 719 5 016 55 999

У мільонах гривень 1 січня 2017 року

Чистий рух коштів у результаті фінансо-

вої діяльності

Негрошові опе-рації

Витрати по відсо-тках

(Примітка 19)


Банківські позики 66 044 (38 627) 25 069 6 829 59 315

Облігації 4 800 (5 279) - 479 -

Всього 70 844 (43 906) 25 069 7 308 59 315

Негрошові операції включають сплату банками-кредиторами постачальникам за придбаний природний газ, а також курсові різ-ниці по кредитам.

14. ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ

Інформація про рух забезпечень за роки, які закінчилися 31 грудня 2018 та 2017 років, була представлена таким чином:


Забе

зпеч

ення

під

су

дові

поз

ови

Забе

зпеч

ення

за

ви-

плат

ами

прац

івни

кам

Забе

зпеч

ення

на

виве

денн

я ак

тиві

в з

експ

луат

ації

Забе

зпеч

ення

під

м

ожли

ві ш

траф

и та

пе

ні

Забе

зпеч

ення

з с

уми

чист

ого

приб

утку

, на

леж

ної д

о Д

ерж

ав-

ного

бю

джет

у Ук

раїн

и (П

рим

ітка

12)

Інш

і заб

езпе

ченн

я

Всьо

го

Залишок станом на 31 грудня 2016 року 11 844 4 510 1 771 11 154 13 264 989 43 532

Забезпечення на виплату дивідендів до Державного бюджету

- - - - 29 498 - 29 498

(Сторновано)/нараховано за рік (6 083) 1 809 235 2 997 - 221 (821)

Амортизація дисконту (При-мітка 19) - 521 152 - - - 673

Використано або сплачено протягом року - (1 553) (1) (18) (13 264) (9) (14 845)

Зміни в оцінках - 381 140 - - - 521

Залишок станом на 31 грудня 2017 року 5 761 5 668 2 297 14 133 29 498 1 201 58 558

Довгострокові - 3 907 2 100 - - - 6 007

Короткострокові 5 761 1 761 197 14 133 29 498 1 201 52 551

Забезпечення на виплату дивідендів до Державного бюджету (Примітка 12)

- - - - 4 084 - 4 084

Нараховано за рік 11 083 3 636 96 2 530 - 843 18 188

Амортизація дисконту (При-мітка 19) - 597 224 - - - 821

Використано або сплачено протягом року (1 590) (2 432) (1) (2) (29 498) (109) (33 632)

Зміни в оцінках - 9 (13) - - - (4)

Залишок станом на 31 грудня 2018 року 15 254 7 478 2 603 16 661 4 084 1 935 48 015

Довгострокові - 4 403 2 540 - - - 6 943

Короткострокові 15 254 3 075 63 16 661 4 084 1 935 41 072

Забезпечення під судові позови

Група бере участь у низці судових роз-глядів в якості позивача або відпові-дача. Забезпечення під судові позови являє собою оцінку керівництвом віро-гідного відтоку ресурсів Групи, який може виникнути у разі несприятливого рішення суду та арбітражних процедур.

У 2017 році забезпечення під судовий позов в сумі 7 300 мільйонів гривень було сторновано у зв’язку з отриман-

ням рішення суду на користь Групи.

Забезпечення за виплатами працівникам

Компанії Групи мають певні зобов’я-зання перед своїми працівниками, визначені умовами колективних угод.

Короткострокові забезпечення за виплатами працівникам включають забезпечення під виплати бонусів за результатами діяльності та забезпе-чення під невикористані відпустки.

Довгострокові забезпечення за випла-тами працівникам включають разові виплати на момент виходу працівників на пенсію та програми із виплат після виходу на пенсію. Ці плани із виплат працівникам не фінансуються, а також відсутні активи за планами.

Основні актуарні припущення, що були використані, представлені таким чином:

185184

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 201820182018 2017

Номінальна ставка дисконтування, % 14,0-14,4 14,5-14,6

Довгострокова ставка інфляції, % 6,5 6,7

Номінальна ставка збільшення заробітної плати, % 10,0-26,2 10,0-16,0

Коефіцієнт плинності кадрів, % 1,4-6,7 1,5-5,3

Інформація про чутливість довгострокових забезпечень за виплатами працівникам до змін в основних припущеннях представ-лена таким чином:

2018 2017

Збільшення/зменшення номінальної ставки дисконтування на 1%, % (7,56) / 8,15 (7,68) / 8,84

Збільшення/зменшення номінальної ставки заробітної плати на 1%, % 5,50 / (5,52) 7,22 / (6,46)

Збільшення/зменшення коефіцієнту плинності кадрів на 1%, % (3,21) / 3,19 (4,68) / 5,44

Наданий вище аналіз чутливості може не представляти фактичні зміни забезпечення за пенсійним планом із визначеними виплатами, оскільки малоймовірно, що зміни у припущен-нях відбуватимуться окремо одна від одної, оскільки деякі припущення можуть бути взаємопов’язаними.

Окрім того, у поданому вище ана-лізі чутливості теперішня вартість пенсійного забезпечення із визначе-ними виплатами розраховувалась із використанням методу нарахування прогнозованих одиниць на кінець звітного періоду, яка відповідає тій, яка застосовувалась для розрахунку забезпечення, визнаного у консолідо-

ваному звіті про фінансовий стан.

У порівнянні із попередніми роками не відбулося змін у методах та припу-щеннях, використаних для підготовки аналізу чутливості.

Забезпечення на виведення активів з експлуатації

Відповідно до вимог чинного зако-нодавства Група повинна провести рекультивацію земель, які зазнали змін у структурі рельєфу, екологічному стані ґрунтів і материнських порід та у гідрологічному режимі внаслідок проведення бурових, геологорозвіду-вальних, будівельних та інших робіт.

Забезпечення на виведення активів з експлуатації являє собою теперішню вартість витрат на виведення з експлу-атації нафтогазових активів.

Забезпечення під можливі штрафи та пені

У зв’язку з несплатою та несвоєчас-ною сплатою з боку ПАТ «Укрнафта» рентної плати, податку на прибуток та ПДВ Група нарахувала забезпечення на покриття збитків від можливих штрафів, пені та відсотків за несвоє-часну сплату відповідних податкових зобов’язань.

15. АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯАванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Групи були представлені таким чином:



Аванси отримані за постачання природного газу 1 560 1 461

Аванси отримані за транспортування природного газу 338 448

Аванси отримані за транспортування нафти 302 301

Аванси отримані на проведення геофізичних досліджень 213 237

Аванси отримані за нафтопродукти 206 149

Інші аванси отримані 136 85

Всього отриманих авансів 2 755 2 681

Податки до сплати, крім податку на прибуток 10 900 10 347

Зобов’язання за придбання основних засобів 4 178 2 002

Податок на додану вартість до сплати 2 350 4 138

Заробітна плата та відповідні соціальні нарахування до сплати 726 348

Дивіденди до сплати акціонерам неконтрольованих часток ПАТ «Укрнафта» 431 475

Зобов’язання, визнані за судовими розглядами 57 47

Зобов’язання по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу - 57 125

Інші короткострокові зобов’язання 1 872 1 445

Всього інших короткострокових зобов’язань 20 514 75 927

Всього 23 269 78 608

Станом на 31 грудня 2018 року податки до сплати, крім податку на прибуток, включали 10 629 мільйонів гривень зобов’язань з рентної плати (31 грудня 2017 року: 10 128 мільйонів гривень).

16. СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ


Собівартість придбаного природного газу 61 172 52 527

Знос, виснаження і амортизація 43 519 39 191

Рентна плата та інші податки, крім податку на прибуток 32 354 24 999

Податок на додану вартість на послуги з транспортування природного газу територі-єю України у митному режимі транзиту 14 644 14 788

Собівартість придбаної нафти і нафтопродуктів 9 006 8 782

Витрати на персонал та відповідні соціальні нарахування 7 238 7 781

Витрати на ремонт та обслуговування 1 249 861

Витрати на транспортування нафти та природного газу 185 407

Інше 9 462 7 811

Всього 178 829 157 147

Рентна плата, включена до складу статті податків, крім податку на прибуток, розраховується з урахуванням обсягів добутих сирої нафти, газового конденсату або природного газу та обсягів транспортування сирої нафти.

17. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ


Штрафи, пені та неустойки отримані 1 454 259

Дохід від реалізації запасів та інших оборотних активів 1 279 1 594

Сторнування забезпечень за судовими справами та інших забезпечень (Примітка 14) - 2 787

Інше 1 908 452

Всього 4 641 5 092

18. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИ


Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших активів та прямі списання 19 361 12 353

Нарахування забезпечень під судові позови та інші забезпечення (Примітка 14) 14 530 -

Витрати на персонал та відповідні соціальні нарахування 7 865 5 227

ПДВ на компенсацію згідно Арбітражу щодо транзиту природного газу (Примітка 22) 4 751 -

Зменшення корисності основних засобів та нематеріальних активів 1 466 3 399

Професійні послуги 1 284 716

Штрафи і пені 1 052 1 356

Витрати на дослідження, розробку та розвідку 942 387

Знос та амортизація 641 633

Транспортні витрати 331 449

Списання запасів до чистої вартості реалізації 64 451

Інше 3 440 2 504

Всього 55 727 27 475

До складу професійних послуг за 2018 рік входить винагорода аудитору за послуги, крім послуг з обов’язкового аудиту, у сумі 15 мільйонів гривень.

187186

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 2018201819. ФІНАНСОВІ ВИТРАТИ


Відсотки за банківськими позиками (Примітка 13) 5 016 7 308

Амортизація дисконту за зобов’язаннями за виплатами працівникам (Примітка 14) 597 521

Амортизація дисконту за забезпеченням на виведення активів з експлуатації (Примітка 14) 224 152

Інше 364 321

Всього 6 201 8 302

20. ФІНАНСОВІ ДОХОДИ


Відсотки за депозитами та банківськими рахунками 1 691 1 244

Амортизація дисконту за довгостроковою дебіторською заборгованістю 192 213

Інше 245 141

Всього 2 128 1 598

21. ПОДАТОК НА ПРИБУТОК

Компоненти витрат з податку на прибуток за роки, які закінчилися 31 грудня, були представлені таким чином:


Витрати з поточного податку на прибуток 19 535 22 426

Вигода з відстроченого податку на прибуток (10 565) (9 124)

Витрати з податку на прибуток 8 970 13 302

Група сплачує податки в Україні. У 2018 та 2017 роках податок на прибуток підприємств в Україні стягувався із суми оподаткову-ваних доходів за вирахуванням оподатковуваних витрат за ставкою у розмірі 18%.

Узгодження очікуваних та фактичних податкових нарахувань представлене таким чином:



Податок на прибуток за встановленою ставкою у розмірі 18% 3 697 9 495

Податковий вплив статей, які не враховуються для цілей оподаткування:

- Витрати, які не враховуються для цілей оподаткування 5 375 2 964

- Доходи, які не оподатковуються (188) (1 895)

Зміна у сумі невизнаного відстроченого податкового активу 86 2 738

Витрати з податку на прибуток 8 970 13 302

Материнська компанія та її дочірні підприємства є окремими платниками податків і, відповідно, відстрочені податкові активи та зобов’язання визнаються на індивідуальній основі. Відстрочені податкові зобов’язання та активи, відображені у консолідова-ному звіті про фінансовий стан після відповідного згортання, представлені таким чином:



Відстрочені податкові активи 5 119 4 204

Відстрочені податкові зобов’язання (50 544) (67 304)

Чисті відстрочені податкові зобов’язання (45 425) (63 100)

Чисті відстрочені податкові зобов’язання станом на 31 грудня 2018 року представлені таким чином:


Визнано у складі прибутку або збит-

ку

Визнано у складі інших сукупних

доходів


Основні засоби (70 334) 7 704 7 110 (55 520)

Торгова дебіторська заборгованість 364 22 - 386

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання 57 28 - 85

Забезпечення 4 613 2 587 - 7 200

Запаси 1 675 185 - 1 860

Передплати видані та інші оборотні активи 526 38 - 564

Інші необоротні активи (1) 1 - -

Чисті відстрочені податкові зобов’язання (63 100) 10 565 7 110 (45 425)

Чисті відстрочені податкові зобов’язання станом на 31 грудня 2017 року представлені таким чином:


Визнано у складі прибутку або збит-

ку

Визнано у складі інших сукупних

доходів


Основні засоби (84 890) 9 068 5 488 (70 334)

Торгова дебіторська заборгованість 300 64 - 364

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання - 57 - 57

Забезпечення 3 588 933 92 4 613

Запаси 125 1 550 - 1 675

Передплати видані та інші оборотні активи 418 108 - 526

Торгова кредиторська заборгованість 27 (27) - -

Інші необоротні активи (2) 1 - (1)

Невикористані податкові збитки 2 630 (2 630) - -

Чисті відстрочені податкові зобов’язання (77 804) 9 124 5 580 (63 100)

Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років невизнані тимчасові різниці, які зменшують об’єкт оподаткування, та невикористані податкові збитки представлені таким чином:



Забезпечення 45 529 45 529

Торгова дебіторська заборгованість, передплати видані та інші оборотні активи 14 387 14 387

Запаси 9 327 9 327

Перенесені податкові збитки 1 104 628

Всього 70 347 69 871

22. УМОВНІ ТА КОНТРАКТНІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ І ОПЕРАЦІЙНІ РИЗИКИ

Податкове законодавство. Для податкового середовища в Україні характерні складність податкового адміністрування, суперечливі тлума-чення податковими органами подат-кового законодавства та нормативних актів, які, окрім іншого, можуть збіль-шити фінансовий тиск на платників податків. Непослідовність у засто-суванні, тлумаченні і впровадженні податкового законодавства може

призвести до судових розглядів, які, у кінцевому рахунку, можуть стати причиною нарахування додаткових податків, штрафів і пені, і ці суми можуть бути суттєвими.

На думку керівництва, Група вико-нала усі вимоги чинного податкового законодавства. Під час звичайної гос-подарської діяльності Група здійснює операції, тлумачення яких можуть

бути різними у Групи та податкових органів. У тих випадках, коли віро-гідність відтоку фінансових ресурсів, пов’язаних із такими операціями, є високою та сума може бути досто-вірно визначена, Група нараховує резерв під такі зобов’язання. Коли керівництво Групи оцінює вірогідність відтоку фінансових ресурсів як ймо-вірну, Група робить розкриття таких умовних зобов’язань.

189188

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Станом на 31 грудня 2018 року керів-ництво Групи оцінило потенційний вплив таких операцій у загальній сумі 13 516 мільйонів гривень (2017: 6 374 мільйони гривень).

На думку керівництва Групи, вірогід-ність того, що будь-яка з вищезазна-чених сум буде визнана до сплати, є малоймовірною, і тому, консолідована фінансова звітність Групи не містить жодних забезпечень відносно цих операцій.

В 2015 році ПАТ «Укрнафта» здійсню-вало операції продажу нафтопродуктів, сирої нафти та надавало передплати за операціями придбання нафтопродук-тів. В 2017 році Національне антико-рупційне бюро України звернулось до суду з позовною заявою про визнання частини цих операцій недійсними. На думку керівництва Групи, існує ймовір-ність, що дані операції ПАТ «Укрнафта» можуть бути оскаржені в майбутньому або визнані недійсними, що може привести до додаткових податкових зобов’язань. Керівництво Групи не може достовірно оцінити вплив таких потенційних зобов’язань на консолідо-вану фінансову звітність, та не визнає жодних резервів станом на 31 грудня 2018 року.

Група провадить операції зі своїми дочірніми підприємствами. Існує віро-гідність, що із подальшим роз’яснен-ням податкового законодавства в Укра-їні та зі зміною підходів податкових органів за новим Податковим кодексом такі операції можуть бути оскаржені у майбутньому. Вплив будь-якої такої претензії неможливо оцінити, однак, на думку керівництва, її вплив не має бути суттєвим.

Група експортує продукти нафтопе-реробки і надає транспортні послуги, здійснює внутрішньогрупові операції та бере участь в операціях із пов›язаними сторонами, які потенційно можуть входити у сферу застосування нових правил українського законодавства із трансфертного ціноутворення («ТЦ»). Підприємства Групи надали звіт про контрольовані операції за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, від-повідно до встановлених строків. Звіт про контрольовані операції за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року, буде підготовлений підприємствами Групи до 1 жовтня 2019 року.

Керівництво вважає, що Група дотри-мується вимог ТЦ. Так як наразі не склалася стала практика впровадження

нових правил трансфертного ціноутво-рення та формулювання деяких правил може трактуватись по-різному, вплив потенційних ризиків щодо оскарження податковими органами позиції підпри-ємств Групи у питаннях трансфертного ціноутворення не може бути досто-вірно оцінено.

Арбітраж з Газпромом. 28 лютого 2018 року Стокгольмський Арбітраж виніс Остаточне Рішення у Арбітраж-ному провадженні щодо транзиту газу, яким, крім іншого, задовольнив вимоги Компанії про відшкодування збитків, завданих порушенням Газпромом зобов’язань щодо мінімальних обсягів транзиту газу в 2009-2017 роках. В результаті Трибунал присудив стягнути з Газпрому на користь Компанії 4 674 мільйони доларів США як компенсацію за заподіяні збитки. Також Трибунал здійснив залік зустрічних вимог сторін, задоволених у рамках Арбітражного провадження щодо купівлі-продажу газу та Арбітражного провадження щодо транзиту газу, підтримавши відповідну вимогу Компанії. Як наслі-док, Трибунал призначив нетто суму, яку Газпром має сплатити на користь Нафтогазу розмірі 2 560 мільйонів доларів США. На цю суму також нара-ховується пеня за прострочку платежу. Станом на 31 грудня 2018 року, нетто сума, яку Газпром має сплатити на користь Компанії після проведення взаємозаліку, складає 2 721 міль-йон доларів США, включаючи відсотки.

Станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності цю суму не було погашено. Беручи до уваги подання Газпромом апеляційної скарги на Остаточне Рішення у Арбіт-ражному провадженні щодо транзиту газу, а також той факт, що зобов’язання згідно цього рішення не було погашено станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності, керівництво вважає, що застосування принципу обачності є доречним до цієї суми, і не визнає її як дебіторську заборгованість станом на 31 грудня 2018 та 2017 року.

Незважаючи на той факт, що Трибу-налом було відмовлено Нафтогазу у відшкодуванні ПДВ, що має бути сплачено на суму компенсації збитків, заподіяних після 1 січня 2016 року, Компанія розглядає суму такої компен-сації як зміну договірної (контрактної) вартості наданих послуг, що є об’єктом оподаткування згідно Податкового Кодексу України. Як результат, Нафтогаз визнав відповідні зобов’язання з ПДВ

у сумі 4 751 мільйон гривень у березні 2018 року, що були погашені до 30 квітня 2018 року.

Крім того згідно Остаточного Рішення Арбітражного Трибуналу у Арбітраж-ному провадженні щодо купівлі-про-дажу природного газу від 22 грудня 2017 року, Газпром зобов’язаний відновити поставку газу Нафтогазу, відповідно до чинного Контракту № КП купівлі-продажу природного газу в 2009-2019 роках. На виконання умов цього Остаточного рішення у лютому 2018 року Нафтогаз зробив авансовий платіж за поставки газу в березні 2018 року у сумі 128 мільйонів доларів США. Проте Газпром повернув цей авансовий платіж та відмовився від поставок газу у березні 2018 року. Не було жодних поставок природного газу протягом 2018 року з боку Газпрому станом на дату складання цієї консо-лідованої фінансової звітності. Такі дії з боку Газпрому наразі унеможливлюють виконання Компанією вимог Остаточ-ного Рішення щодо закупівлі мінімаль-них річних обсягів газу в 2018 році.

Як було зазначено вище, після винесення обох Остаточних Рішень представники Газпрому офіційно заявили, що Газпром відмовляється відновлювати поставки газу до України попри рішення Трибуналу в рамках Арбітражного провадження щодо купівлі-продажу газу. Газпром також не підтвердив, що здійснить оплату компенсації відповідно до рішення Трибуналу у Арбітражному проваджені щодо транзиту газу. Натомість 20 квітня 2018 року Газпром подав Прохання про арбітраж до Арбітражного інституту Торгової палати м. Стокгольма, вима-гаючи перегляду або відміни окремих умов Контракту № КП купівлі-продажу природного газу в 2009-2019 роках та Контракту № ТКГУ про обсяги та умови транзиту природного газу через територію України на період з 2009 по 2019 роки через нібито дисбаланс між зобов’язаннями сторін за цими контрактами, який виник внаслідок винесення Остаточних рішень у обох Арбітражних провадженнях.

Нафтогаз України заперечив позовні вимоги Газпрому та висунув зустрічні вимоги, грошова оцінка яких буде визначена згодом. Компанія також вживає заходів для примусового вико-нання Остаточного рішення у Арбітраж-ному провадженні щодо транзиту газу.

Газпром також оскаржує Окреме та Остаточне рішення у Арбітражному

провадженні щодо купівлі-продажу природного газу та Остаточне рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту природнього газу.

На підставі Остаточних рішень та з огляду на невиконання їх Газпромом, Нафтогаз розпочав арешт активів Газ-прому у низці юрисдикцій, включаючи акції дочірніх компаній Газпрому Nord Stream AG та Nord Stream 2 AG у Швей-царії.

Також, 6 липня 2018 року Нафтогаз подав Прохання про арбітраж до Арбітражного інституту Торгової палати м. Стокгольма щодо перегляду тарифу у Контракті № ТКГУ про обсяги та умови транзиту природного газу через територію України на період з 2009 по 2019 роки. Попередня оцінка грошової вимоги складає 11 580 мільйонів доларів США. Газпром подав свою відповідь 14 серпня 2018 року, заперечуючи вимоги Нафтогазу України. За клопотанням Газпрому, 6 вересня 2018 року Правління Торго-вої палати м. Стокгольма прийняло рішення про консолідацію обох арбітражних справ. Відповідно до погодженого процедурного графіку остаточне рішення у консолідованому провадженні має бути винесене до 1 листопада 2021 року.

Позов до Російської Федерації щодо активів в Криму. У жовтні 2016 року Нафтогаз та його дочірні компанії ініці-ювали арбітражне провадження проти Російської Федерації про відшкодування збитків, завданих незаконним захоплен-ням Російською Федерацією активів Групи в Криму. Це арбітражне прова-дження було ініційоване на підставі Угоди між Кабінетом Міністрів України і Урядом Російської Федерації про заохо-чення та взаємний захист інвестицій.

15 вересня 2017 року Нафтогаз разом з його дочірніми компаніями подали позовну заяву до Трибуналу, сформова-ного при Постійній палаті Третейського Суду в Гаазі. Розмір грошової вимоги буде визначено після винесення Трибуналом часткового остаточного рішення у справі.

22 лютого 2019 року, Трибунал виніс Часткове Остаточне Рішення стосовно юрисдикції та відповідальності на користь Групи. Трибунал визнав свою юрисдикцію стосовно позовних вимов та встановив що Російська Федерація є відповідальною за порушення низки статей Угоди між Кабінетом Міністрів України і Урядом Російської Федерації про заохочення та взаємний захист

інвестицій, включаючи статтю про заборону експропріації.

Судові позови. Час від часу у процесі звичайної господарської діяльності до Групи висуваються певні претензії. У випадку якщо ризик відтоку фінансових ресурсів, пов’язаних із такими претен-зіями, вважається вірогідним, у складі резерву на судові позови визнається відповідне зобов’язання (Примітка 14). Якщо, за оцінками керівництва, ризик відтоку фінансових ресурсів, пов’язаних із такими претензіями, є ймовірним, або суму витрат немож-ливо достовірно оцінити, резерв не визнається, а відповідна сума розкри-вається у консолідованій фінансовій звітності. Керівництво вважає, що воно сформувало забезпечення стосовно усіх суттєвих збитків у цій консолідова-ній фінансовій звітності.

Спільна діяльність з Misen Enterprises AB та ТОВ «Карпатигаз». В рамках визначення правомірності договору про спільну діяльність, Група в липні 2016 року розпочала провадження в Стокгольмському арбітражі щодо розірвання або визнання недійсним даного договору.

В липні 2018 року Арбітражний інсти-тут торгової палати Стокгольма виніс Часткове Остаточне Рішення про розірвання договору про спільну діяль-ність. Арбітражний Трибунал встано-вив, що договір про спільну діяльність було порушено як Misen Enterprises AB, так і ТОВ «Карпатигаз» та, відтак, розі-рвано через зміну обставин і неможли-вість продовжувати спільну діяльність.

Судовий спір із міноритарними акці-онерами ПАТ «Укрнафта» стосовно дійсності та чинності акціонерної угоди. У січні 2010 року Нафтогаз і міноритарні акціонери ПАТ «Укрна-фта» (надалі – «Укрнафта»), уклали акціонерну угоду, яка, окрім іншого, визначала процедуру обрання Голови правління, призначення членів Прав-ління, Наглядової Ради. Згідно з акціо-нерною угодою Голова правління має обиратися із кандидатів, запропоно-ваних міноритарними акціонерами, 6 з 11 членів Наглядової Ради Укрнафти, включно з Головою, мають номінува-тися Нафтогазом, а решта 5 членів – міноритарними акціонерами.

Згідно з акціонерною угодою будь-який спір, який виникає у зв’язку з нею, має вирішуватись виключно Лон-донським міжнародним арбітражним судом, а акціонерна угода регулюється

виключно правом Англії.

У квітні 2018 року Трибунал виніс Часткове Остаточне Рішення, за яким: а) визнав юрисдикцію і постановив, що б) окремі умови акціонерної угоди є такими, що не підлягають виконанню згідно англійського права, оскільки суперечать імперативним нормам кор-поративного законодавства України, проте в) будь-яка така неможливість примусового виконання не впливає на чинність акціонерної угоди в цілому.

Невизначеність стосовно здатності ПАТ «Укрнафта» продовжувати свою діяльність на безперервній основі. Беручи до уваги накопичену заборгова-ність перед державним бюджетом у сумі 28 553 мільйони гривень станом на 31 грудня 2018 року (31 грудня 2017 року: 26 920 мільйонів гривень), обмежену можливість стягнути дебіторську забор-гованість та розрахуватися за передпла-тами виданими у розмірі 29 374 міль-йони гривень станом на 31 грудня 2018 року (31 грудня 2017 року: 22 525 мільйонів гривень), Укрнафта не мала достатньо коштів для фінансування своїх потреб в оборотному капіталі та погашення податкових платежів при настанні їх строку. Відповідно, станом на 31 грудня 2018 та 2017 років Укрнафта мала негативні показники оборотного капіталу та мала негативний чистий грошовий потік за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року.

Якщо Укрнафта не зможе провести реструктуризацію чи забезпечити пога-шення простроченої дебіторської забор-гованості, відшкодування передплат, пролонгацію ліцензій на видобуток та інші заходи для зменшення суми чистих поточних зобов’язань, то у неї може виявитись недостатньо коштів для пога-шення накопиченої податкової заборго-ваності протягом короткого періоду часу, що потребуватиме інших заходів, у тому числі проведення переговорів щодо екс-портних продажів та часткового продажу активів для продовження подальшої діяльності.

Незважаючи на описані вище суттєві невизначеності і враховуючи пози-тивний фінансовий результат за 2018 та 2017 роки та заходи, які вживає керівництво Укрнафти для покращення позиції ліквідності, виробничої діяль-ності та продажів, керівництво Групи вважає, що застосування припущення щодо здатності Укрнафти продовжу-вати свою діяльність на безперервній основі, є обґрунтованим для цілей цієї консолідованої фінансової звітності.

191190

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Можлива передача частки воло-діння Компанії у дочірніх підприєм-ствах державі. У 1998 році, після створення Компанії, Уряд України зро-бив внесок до акціонерного капіталу Компанії у вигляді акцій акціонерних товариств, зокрема, акцій ДАТ «Магі-стральні нафтопроводи «Дружба» і ДАТ «Придніпровські магістральні нафтопроводи» (які були згодом внесені до акціонерного капіталу ВАТ «Укртранснафта»), ДАТ «Укрспе-цтрансгаз», ДАТ «Чорноморнафтогаз», ВАТ «Укрнафта», та п’ятдесяти чотирьох регіональних газорозподільчих підпри-ємств. Уряд України може прийняти рішення про відчуження акцій (часток) або передачу контролю над усією або частиною володіння Компанії у цих акціонерних товариствах та/або інших підприємствах, і ці дії можуть завдати суттєвого негативного впливу на опера-ційну діяльність Компанії.

Державне майно, яке не підлягає приватизації. У 1998 році Компанія уклала угоду «Про використання дер-жавного майна, яке не підлягає прива-тизації» (надалі – «Угода») із Фондом державного майна України і отримала нафтогазову транспортну систему у свій операційний контроль. Угода була підписана на один рік, і строк її дії подовжується автоматично на один рік, якщо її не буде розірвано шляхом

направлення повідомлення з боку однієї зі сторін, і вона є обов’язковою для виконання правонаступниками кожної зі сторін. Історично дія Угоди подовжувалась автоматично, оскільки жодна зі сторін не ініціювала її розі-рвання. Оскільки державне майно, яке не підлягає приватизації, формує основну частину господарської діяль-ності Компанії, то майбутні операції та фінансові результати діяльності Компа-нії залежать від подовження дії Угоди. На думку керівництва, Компанія про-довжуватиме свою діяльність із цим майном у найближчому майбутньому.

Згідно з вимогами Угоди від Компанії вимагається, окрім іншого, управляти магістральними та розподільчими нафто- та газопроводами, які знахо-дяться у власності держави Україна, підтримувати державне майно у належному робочому стані та переда-вати 50% частку прибутків, отриманих від використання цих активів, державі. Суму таких перерахувань можна змен-шити на суму капітальних інвестицій у ці активи. В Угоді не передбачено меха-нізму таких розрахунків і, історично, Компанією не здійснювалось жодних виплат державі стосовно використання таких активів. Компанія вважає, що якби механізм розрахунку державної частки у прибутках від використання цих активів був визначений державою,

то капітальні інвестиції, здійснені Компанією, були б більшими, і жодних виплат на користь держави не потрібно було б робити. Відповідно, жодних зобов’язань стосовно таких виплат не було визнано у цій окремій фінансовій звітності.

Капітальні контрактні зобов’я-зання. Контрактні зобов’язання на придбання основних засобів, а також на розвідку та розробку нафтогазових родовищ становили 15 915 мільйонів гривень станом на 31 грудня 2018 року (31 грудня 2017 року: 11 573 мільйони гривень).

23. УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИ

Для діяльності Групи характерна низка фінансових ризиків: ринковий ризик (у тому числі валютний ризик та ризик відсоткових ставок), ризик концентрації (Примітка 3), кредитний ризик та ризик ліквідності. Група відповідно до полі-тики управління ризиками ідентифікує, оцінює та реагує на ризики для мінімі-зації їх негативного впливу на фінансові показники діяльності Групи.

Основні категорії фінансових інстру-ментів представлені таким чином:



Інші необоротні активи 7 4 594 6 118

Торгова дебіторська заборгованість 9 65 942 58 988

Передплати видані та інші оборотні активи 10 1 189 1 531

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках 11 14 224 23 093

Грошові кошти, обмежені у використанні 1 338 1 591

Всього фінансових активів 87 287 91 321



Позики 13 (55 999) (59 315)

Торгова кредиторська заборгованість (5 500) (8 137)

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання 15 (5 441) (3 381)

Інші довгострокові зобов’язання (216) -

Всього фінансових зобов’язань (67 156) (70 833)

Ринковий ризик. Для Групи характер-ний вплив ринкових ризиків. Ринкові ризики виникають із відкритих позицій в (a) іноземних валютах, (б) активах та зобов’язаннях, за якими нараховуються відсотки, (в) активах та зобов’язаннях, щодо яких є характерними інші цінові ризики.

Валютний ризик. Група провадить свою операційну діяльність на терито-рії України, і її залежність від валютного ризику визначається, головним чином, необхідністю придбання природного газу у іноземних постачальників, яка деномінується у доларах США. Група також отримує позики в іноземних

валютах. Група не здійснює хеджу-вання своїх валютних позицій.

Залежність Групи від валютного ризику представлена на основі балансової вартості відповідних валютних активів та зобов’язань таким чином:


31 грудня 2018 року 31 грудня 2017 року

Долари США Євро Інші ва-люти Долари США Євро Інші ва-

люти

Грошові кошти, обмежені у використанні 828 54 - 539 951 -

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках 4 084 3 960 45 18 246 2 718 88

Торгова дебіторська заборго-ваність 6 454 - - 7 086 - -

Передплати видані та інші оборотні активи 2 191 - - 983 - -

Інші необоротні активи 3 000 308 - 4 866 307 -

Позики (17 829) (13 355) (26 706) (11 447) -

Торгова кредиторська забор-гованість (173) (380) (9) (356) (4 133) (4)

Аванси отримані та інші корот-кострокові зобов’язання (954) (378) (3) (139) (67) -

Інші довгострокові зобов’я-зання (193) - - - - -

Чиста (коротка)/довга валют-на позиція (2 592) (9 791) 33 4 519 (11 671) 84

У таблиці нижче розкривається інформація про чутливість прибутку або збитку та власного капіталу до обґрунтовано можливих змін у курсах обміну валют, які застосовувалися на звітну дату за умови, що всі інші змінні величини залишалися стабільними.

Ризик розраховувався лише для монетарних залишків, деномінованих в валютах, окрім функціональної валюти компаній Групи.

У мільйонах українських гривеньСтаном на 31 грудня 2018 року Станом на 31 грудня 2017 року

Вплив на прибу-ток або збиток

Вплив на влас-ний капітал

Вплив на прибу-ток або збиток

Вплив на влас-ний капітал

Зміцнення долара США на 10% (259) (259) 452 452

Послаблення долара США на 10% 259 259 (452) (452)

Зміцнення євро на 10% (979) (979) (1 167) (1 167)

Послаблення євро на 10% 979 979 1 167 1 167

Ризик зміни відсоткових ставок. Зазвичай Група не має істотних активів, за якими нараховуються відсотки, і її доходи та рух грошових коштів від операційної діяльності, в основному, не залежать від змін ринкових відсо-ткових ставок. Ризик Групи щодо зміни відсоткових ставок виникає від позик, отриманих за плаваючими відсотко-вими ставками. Позики за фіксова-ними ставками створюють для Групи ризик зміни справедливої вартості відсоткових ставок.

Група залучає позики як за фіксованими так і за плаваючими відсотковими став-ками. Станом на 31 грудня 2018 року майже 24% позик Групи було надано за плаваючими ставками (31 грудня 2017 року: 34%). Ризик негативних коливань відсоткових ставок на ринку контролю-ється Казначейським департаментом Компанії. Основною метою управління відсотковим ризиком є отримання фінансування за мінімальною вартістю

та співставлення ліквідності з графіком надходження кредитних коштів.

Діяльність із запозичень перегля-дається під час складання бюджету на календарний рік. Довгострокова інвестиційна діяльність і пов’язане з нею фінансування розглядаються окремо, і для них необхідно отримати узгодження від Уряду України. Інфор-мація про терміни погашення фінансо-вих інструментів розкривається далі у цій Примітці.

Якщо плаваючі відсоткові ставки за позиками в доларах США і Євро були б на 100 базових пунктів вище, коли всі інші змінні залишилися постійними, чистий прибуток за 2018 рік був би нижче на 118 мільйонів гривень (2017: на 149 мільйонів гривень нижче).

Інший ціновий ризик. Група розглядає інший ціновий ризик як ризик фінансо-вих втрат внаслідок непередбачуваних

коливань рівня цін на товари при проведенні операцій купівлі-продажу. Коливання ринкових цін на європей-ських газових хабах, від яких залежить ціна закупівлі імпортованого природ-ного газу, а також обов’язок Компанії постачати споживачам природній газ у межах покладання спеціальних обов’язків, зокрема, по цінах, встанов-лених НКРЕКП (Примітка 2), робить Групу вразливою до цінового ризику. Серед напрямів реагування на даний ризик та пом’якшення його негатив-ного впливу на фінансову позицію Групи окремо виділяється діяльність щодо сприяння реформування укра-їнського ринку газу та запровадження вільного ринкового ціноутворення на усіх сегментах ринку. При операціях постачання природного газу іншим групам споживачів за цінами, що вста-новлюються Нафтогазом щомісячно самостійно, ціновий ризик не є суттє-вим.

193192

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Кредитний ризик. Група приймає на себе кредитний ризик, який являє собою ризик того, що одна сторона за фінансовим інструментом стане причиною фінансового збитку для іншої сторони у результаті невиконання своїх зобов’язань. Кредитний ризик виникає у результаті продажу Групою продукції на кредитних умовах та інших операцій з контрагентами, у результаті яких виникають фінансові активи. Полі-тика Групи полягає у тому, що клієнти, які бажають здійснювати оплату на кредитних умовах, мають пройти пере-вірку на платоспроможність. Суттєві

непогашені залишки також перегляда-ються на постійній основі. Водночас, Група повинна дотримуватися держав-них нормативних вимог як надійний постачальник природного газу насе-ленню та державним підприємствам незалежно від того, виконують вони свої зобов’язання чи ні.

Група формує резерв на знецінення, який є оцінкою понесених збитків стосовно торгової дебіторської забор-гованості. Основною частиною цього резерву є компонент збитку, який сто-сується індивідуально суттєвих ризиків.

Максимальна сума кредитного ризику станом на 31 грудня 2018 року становила 87 287 мільйонів гривень (31 грудня 2017 року: 91 321 мільйон гривень).

У таблиці нижче наведено аналіз кре-дитної якості грошей та їх еквівалентів, а також грошових забезпечень для участі у державних тендерних проце-дурах станом на 31 грудня на основі рейтингів Fitch:

У мільйонах гривень

31 грудня 2018 року 31 грудня 2017 року

Грошові кошти та за-лишки на банківських

рахунках

Грошові кошти, обмеже-ні у використанні

Грошові кошти та залишки на

банківських рахунках

Грошові кошти обмежені у

використанні

Рейтинг А 141 - 24 -

Рейтинг В 38 - 62 -

Рейтинг В- 7 849 131 12 431 596

Без рейтингу 6 196 1 207 10 576 995

Всього 14 224 1 338 23 093 1 591

Група не утримує жодної застави для покриття своїх кредитних ризиків, пов’язаних із фінансовими активами, крім гарантій, отриманих щодо рес-труктуризованої заборгованості за природний газ в рамках Закону України «Про заходи, спрямовані на врегулю-вання заборгованості теплопостачаль-них та теплогенеруючих організацій та підприємств централізованого водопо-стачання і водовідведення за спожиті енергоносії» №1730 (Примітка 2). Сума такої застави станом на 31 грудня 2018 року складала 1 655 мільйонів гривень (31 грудня 2017 року: 400 мільйонів гривень).

Ризик ліквідності. Зважене управ-ління ліквідністю передбачає наявність

достатніх грошових коштів та достат-ність фінансування для виконання чинних зобов’язань по мірі їх настання. Метою Групи є підтримання балансу між безперебійним фінансуванням та гнучкістю у використанні кредит-них умов, наданих постачальниками та банками. Передплати зазвичай використовуються для управління як ризиком ліквідності, так і кредитним ризиком. Група здійснює аналіз за строками оплати активів та термінами погашення своїх зобов’язань і планує рівень ліквідності залежно від їх очіку-ваного погашення. Група має програми капітального будівництва, які фінан-суються як за рахунок чинних потоків грошових коштів від господарської діяльності, так і за рахунок запозичених

коштів. Запозичені кошти також вико-ристовуються для фінансування потреб Групи в оборотному капіталі.

У таблиці нижче наведено аналіз фінансових зобов’язань Групи, розпо-ділених на групи за відповідними тер-мінами погашення, на основі залишко-вого періоду на звітну дату до терміну погашення за договорами. Суми, які розкриваються у таблиці, є недискон-тованими потоками грошових коштів за основною сумою боргу та відсотків.

Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2018 року був представлений таким чином:

У мільйонах українських гривень До 6 місяців 6-12 місяців 1-2 роки 2-5 років Більше 5 років Всього

Позики 31 432 19 792 8 627 230 - 60 081

Торгова кредиторська заборгова-ність 5 498 - - - 2 5 500

Аванси отримані та інші коротко-строкові зобов’язання 5 420 21 - - - 5 441

Інші довгострокові зобов’язання 2 - 21 272 - 295

Всього 42 352 19 813 8 648 502 2 71 317

Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2017 року був представлений таким чином:

У мільйонах українських гривень До 6 місяців 6-12 місяців 1-2 роки 2-5 років Більше 5 років Всього

Позики 25 759 23 067 6 321 11 918 159 67 224

Торгова кредиторська заборгова-ність 8 131 6 - - - 8 137

Аванси отримані та інші коротко-строкові зобов’язання 3 303 78 - - - 3 381

Всього 37 193 23 151 6 321 11 918 159 78 742

Коефіцієнт фінансового важелю. Аналогічно іншим підприємствам галузі, Група здійснює моніторинг капі-талу на основі співвідношення власних та залучених коштів. Цей коефіцієнт розраховується як чистий борг, поді-лений на загальний капітал під управ-

лінням. Чистий борг розраховується як сума позик (короткострокових і довго-строкових, які відображено у консолі-дованому звіті про фінансовий стан), за вирахуванням грошових коштів та їх еквівалентів. Загальна сума капіталу в управлінні дорівнює сумі власного

капіталу, як відображено у консолідо-ваному звіті про фінансовий стан.

Коефіцієнт фінансового важелю на кінець звітного періоду був представ-лений таким чином:



Всього позик (Примітка 13) 55 999 59 315

За вирахуванням: Грошових коштів та їх еквівалентів (Примітка 11) (12 759) (23 093)

Всього чистого боргу 43 240 36 222

Всього власного капіталу 413 858 440 519

Коефіцієнт фінансового важелю 0,10 0,08

24. СПРАВЕДЛИВА ВАРТІСТЬ

Міжнародні стандарти фінансової звіт-ності визначають справедливу вартість як ціну, яка була б отримана за продаж активу або сплачена за передачу зобов’язання у звичайній операції між учасниками ринку на дату оцінки.

Очікувана справедлива вартість визначалась Групою із використанням доступної ринкової інформації, коли вона існує, а також відповідних мето-

дик оцінки. Однак, для визначення очікуваної справедливої вартості обов’язково необхідне використання професійних суджень для тлумачення ринкової інформації. Керівництво використало усю доступну ринкову інформацію для оцінки справедливої вартості. Оцінки, подані у цій кон-солідованій фінансовій звітності, не обов’язково вказують на суми, які Група могла б реалізувати у ринковому обміні від операції продажу своєї пов-ної частки у конкретному інструменті

або сплатити під час передачі зобов’я-зань.

Справедлива вартість основних засобів

Основні засоби Групи оцінюються за справедливою вартістю на кінець кожного звітного періоду. У наведеній нижче таблиці подається інформація про способи визначення справедливої вартості цих активів (зокрема, мето-дики оцінки та використані вхідні дані):

Активи Ієрархія справед-ливої вартості Методики оцінки та основні вхідні дані

Основні засоби 3

Група залучає професійних незалежних оцінювачів для визначення справедливої вартості своїх основних засобів із використанням методу вартості заміщення для більшості груп. Справедлива вартість визначається як первісна вартість будівництва цих об’єктів за поточ-ними цінами, за вирахуванням економічного знецінення та фізичного зносу на відповідну дату. Основним параметром, який використовується у цій методиці оцінки, є поточна вартість будівництва.

Для об’єктів, де є ринкові аналоги (головним чином, будівлі), використовується метод порівняння продажів, ціни ринкових продажів порівнюваних об’єктів нерухомості кори-гуються з урахуванням різниць в основних параметрах (таких як площа нерухомості). Ос-новним параметром, який використовується при цій методиці оцінки, є ціна квадратного метру нерухомості.

Основні засоби 2

Справедлива вартість технологічного газу визначається шляхом застосування ринкової вартості газу на кінець звітного періоду до обсягів технологічного газу. Основними па-раметрами, які використовуються при цій методиці оцінки, є ринкова вартість на газ на кінець звітного періоду. Ринкова ціна технологічного газу дорівнює ринковій вартості газу, за вирахуванням витрат на його викачку та транспортування до точки продажу.

195194

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018У таблиці нижче наведено інформацію про основні засоби, визнані за справедливою вартістю після первісного визнання із використанням ієрархії справедливої вартості:

31 грудня 2018 рокуУ мільйонах українських гривень Рівень 2 Рівень 3 Усього

Основні засоби 186 497 217 347 403 844

Всього 186 497 217 347 403 844

Інформація стосовно основних засобів Групи та ієрархії справедливої вартості станом на 31 грудня 2017 року наведена нижче:

Опис Група активів Методика оцінки Вхідні дані, які не піддаються спостереженню Діапазон вхідних даних, які не піддаються спостереженнюВзаємозв’язок між ключовими вхідними даними, які не піддаються спостереженню, та оцінкою спра-ведливої вартості

Газотранспортна система та схо-вища газу

Газо-транспортна система

Обладнання підземних схо-вищ газу

Буферний газ

Метод залишкової вартості заміщення з використанням доходного методу для визна-чення економічного знеці-нення

Період отримання доходу від транзитної діяльності 2018-2019 рр. Чим довше період отримання доходу від транзитної діяльності, тим більше справедлива вартість

Обсяги транзиту природного газу 110 млрд.куб.м. (оснований на мінімальних контрактних обсягах згідно транзитного контракту з Газпромом)

Якщо Газпром відмовиться від транзиту не менше 110 млрд.куб.м. природного газу у 2018-2019 роках, Нафтогаз матиме право вимагати відшкодування збит-ків від недозавантаження. Чим довший арбітражний розгляд відповідного позову, тим менша як дискон-тована вартість відповідного недозавантаження, так і справедлива вартість

Дата впровадження системи стимулюючого тарифоутво-рення

Тариф на базі РБА (регуляторної бази активів) діє для послуг з тран-спортування для точок входу по транскордонним газопроводам з 2016 року, проте Газпром не визнає його. Плата за внутрішні точки входу для споживачів України на даний момент призупинена у зв’язку з рішенням суду, проте почне діяти з 2019 року. Тариф на базі РБА для послуг зберігання очікується з 2021 року

Чим пізніше буде впроваджено стимулююче та-рифоутворення/плата за точки входу, тим менша спра-ведлива вартість

Рівень дохідності за регуляторною базою активів для зберігання 11,89% Чим вища ставка, тим вища справедлива вартість

Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у доларах США 11,89% Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим

менша справедлива вартість

Активи з видо-бутку газу

Нафтогазовидо-бувні активи


Залишковий термін з видобутку природного газу, років (базуючись на підтверджених та вірогідних запасах, визначених незалежним експертом)

0-50

Чим менший період, тим менша справедлива вартість внаслідок нижчих залишкових строків використання активів з видобутку

Ціна реалізації природного газу

Ціна для періоду 2018 – 2020 року є регульованою для обсягу поста-вок в рамкам ПСО, ринковою - для обсягу поставок в ринок - форму-ється на основі прогнозних цін на природний газ на німецькому вір-туальному пункті торгівлі газом, з врахуванням транспортних витрат до українського західного кордону та плати за вхід. Ринкова ціна для подальших періодів формується на основі прогнозних цін на природ-ний газ на німецькому віртуальному пункті торгівлі газом, за вираху-ванням транспортних витрат до українського кордону

Чим вища ціна реалізації газу, тим вища справедлива вартість

Довгостроковий прогноз рентної плати (розрахований на ціну реалізації)

Природний газ і нафта, поклади глибиною до 5,000 м – 29%, понад 5,000 м – 14%

Нафтовий і газовий конденсат, поклади глибиною до 5,000 м – 45%, понад 5,000 м – 21%

Чим вища ставка, тим менша справедлива вартість

Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні 18,70% Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим


Нафтотранс- портна система та зберігання нафти

Нафтотранс- портна система


Кумулятивний фактор фізичного та функціонального зносу

0,38-0,79

Чим вищий фактор, тим менша справедлива вартість

Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні 17,38% Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим


31 грудня 2017 рокуУ мільйонах українських гривень Рівень 2 Рівень 3 Усього

Основні засоби 150 040 324 021 474 061

Всього 150 040 324 021 474 061

Протягом року не було переміщень між Рівнем 2 та Рівнем 3.

197196

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Справедлива вартість фінансових активів та фінансових зобов’язань, які не оцінюються за справедливою вартістю на постійній основі (але розкриття інформації про справед-ливу вартість є обов’язковим)

На думку керівництва Групи, балансова вартість фінансових активів та фінансо-вих зобов’язань, визнана у консолідо-ваній фінансовій звітності, приблизно дорівнює їхній справедливій вартості станом на 31 грудня 2018 та 2017 років.

25. ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОЇ ДАТИ

Рішення Постійної палати Третей-ського суду в Гаазі щодо позову до Російської Федерації щодо активів в Криму. У лютому 2019 року Постійна палата Третейського Суду в Гаазі ухва-лила рішення на користь Нафтогазу, і постановила, що Російська Федерація, відповідно до двосторонньої угоди про взаємний захист інвестицій між Україною та Росією, є відповідальною за незаконне захоплення активів Нафтогазу та його дочірніх підприємств в Криму (Примітка 22).

Погашення кредитів. Протягом січня-березня 2019 року Група погасила кредити на загальну суму 19 261 мільйон гривень.

26. ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ОБЛІКОВОЇ ПОЛІТИКИ

Заява про відповідність. Ця кон-солідована фінансова звітність була підготовлена відповідно до Міжна-родних стандартів фінансової звітності («МСФЗ»).

Основа підготовки консолідованої фінансової звітності. Ця консолідо-вана фінансова звітність підготовлена на основі принципу історичної вартості, за виключенням об’єктів основних засобів, які оцінюються за переоці-неною вартістю на кінець кожного звітного періоду, як пояснюється у положеннях облікової політики нижче.

Історична вартість зазвичай визнача-ється на основі справедливої вартості компенсації, сплаченої в обмін на товари та послуги.

Справедлива вартість визначається як ціна, яка була б отримана за продаж активу або сплачена за передачу зобов’язання у звичайній операції між учасниками ринку на дату оцінки, неза-лежно від того, чи підлягає ця ціна безпо-

середньому спостереженню або оцінці із використанням іншої методики оцінки.

Ця політика послідовно застосовува-лась до всіх поданих періодів, якщо не зазначено інше.

Функціональна валюта і валюта подання. Статті, включені до фінансо-вих звітностей кожного з підприємств Групи, оцінюються із використанням валюти основного економічного середовища, у якому провадить свою операційну діяльність Група («функці-ональної валюти»). Ця консолідована фінансова звітність подається у гривні, яка є функціональною валютою Компа-нії і валютою подання Групи. Усі суми, відображені у консолідованій фінан-совій звітності, подаються у гривнях, округлених до найближчого мільйона, якщо не зазначено інше.

Операції, деноміновані у валюті, яка відрізняється від відповідної функціональної валюти, перерахо-вуються у функціональну валюту із використанням курсу обміну валют, який переважав на дату відповідної операції. Прибутки та збитки від кур-сових різниць, які виникають у резуль-таті врегулювання таких операцій та перерахунку монетарних активів та зобов’язань, деномінованих в інозем-ній валюті на кінець року, визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки. Перерахунок на кінець року не застосовується до немонетар-них статей, включно з інвестиціями у власний капітал.

Станом на 31 грудня курси обміну валют, використані для перерахунку залишків в іноземній валюті, були представлені таким чином:

У гривнях 2018 2017

1,00 долар США 27,69 28,07

1,00 євро 31,71 33,50

Середні курси обміну валют за рік, що закінчився 31 грудня, були представ-лені таким чином:

У гривнях 2018 2017

1,00 долар США 27,20 26,60

1,00 євро 32,14 30,00

Протягом 2018 та 2017 років в Україні діяли валютні обмеження затверджені Національним банком України (При-мітка 2). Іноземну валюту можна вільно конвертувати за курсом, наближеним до курсу обміну, встановленого Націо-

нальним банком України. У теперішній час гривня не є вільно конвертованою валютою за межами України.

Основа консолідації. Дочірніми під-приємствами називаються компанії, над якими Група має контроль. Кон-троль досягається тоді, коли Група має владні повноваження щодо об’єкта інвестування, зазнає ризиків або має права щодо змінних результатів діяльності об’єкта інвестування; та має здатність використовувати свої владні повноваження щодо об’єкта інвестування для впливу на результати його діяльності. Дочірні підприємства консолідуються із дати, коли контроль переходить до Групи (на дату при-дбання), і припиняють консолідуватися із дати, коли контроль втрачається.

Операції між компаніями Групи, залишки за операціями та нереалі-зовані прибутки або збитки від таких операцій виключаються повністю під час консолідації. В облікову політику дочірніх підприємств, за необхідності, вносяться зміни для забезпечення їхньої відповідності із політикою, прий-нятою Групою.

Компанія переоцінює наявність чи відсутність контролю, якщо факти чи обставини вказують на зміну одного чи декількох елементів контролю, вказа-них вище.

У випадку коли Група має переважну більшість прав голосу в об’єкті інвесту-вання, вона продовжує оцінювати, чи достатньо цих прав голосу для забезпе-чення її практичної здатності керувати значущими видами його діяльності одноосібно і чи є права голосу Групи достатніми для надання їй владних повноважень над об’єктом інвестування

Група враховує усі відповідні факти та обставини під час оцінки того, чи є права голосу Групи в об’єкті інвес-тування достатніми для надання їй владних повноважень над ним, у тому числі:● розмір утримуваного Групою пакету

голосів порівняно із розміром та ступенем розосередженості пакетів інших утримувачів прав голосу;

● потенційні права голосу, утримувані Групою, інших утримувачів голосів або інших сторін;

● права, які виникають внаслідок інших контрактних угод; та

● будь-які додаткові факти та обста-вини, які вказують на те, що Група має або не має можливості керувати значущими видами діяльності у

період часу, коли необхідно при-йняти рішення, включно з порядком розподілу голосів під час голосування на попередніх зборах акціонерів.

Об’єднання підприємств. Операції придбання підприємств обліковуються із використанням методу придбання. Сума компенсації, яка передається під час операції об’єднання підприємств, оцінюється за справедливою вартістю, яка розраховується як сума справедли-вої вартості на дату придбання активів, переданих Групою, зобов’язань Групи перед колишніми власниками об’єкта придбання та часток власного капіталу, наданих Групою в обмін на отриманий контроль над відповідним об’єктом придбання. Витрати, пов’язані з опера-цією придбання, звичайно визнаються у складі прибутку або збитку того періоду, в якому вони були понесені.

На дату придбання ідентифіковані при-дбані активи та прийняті зобов’язання визнаються за їхньою справедливою вартістю, за виключенням випадків коли:● відстрочені податкові активи

або зобов’язання та активи або зобов’язання, пов’язані з угодами на виплати працівникам, визнаються та оцінюються у відповідності до вимог МСБО 12 «Податки на прибуток» та МСБО 19 «Виплати працівникам», відповідно;

● зобов’язання або інструменти влас-ного капіталу, пов’язані із угодами об’єкта придбання щодо платежів на основі акцій або угод Групи про пла-тежі на основі акцій, укладених для заміни угод об’єкта придбання щодо платежів на основі акцій, оцінюються у відповідності до вимог МСФЗ 2 «Платіж на основі акцій» на дату придбання; та

● активи (або групи вибуття), які класифікуються як утримувані для продажу у відповідності до МСФЗ 5 «Непоточні активи, утримувані для продажу, та припинена діяльність», оцінюються у відповідності до цього стандарту.

Гудвіл оцінюється як перевищення суми переданої компенсації, суми будь-яких неконтрольованих часток в об’єкті придбання та справедливої вартості раніше утримуваних покуп-цем часток власного капіталу в об’єкті придбання (якщо такі є) над чистою сумою на дату придбання вартості придбаних ідентифікованих активів та прийнятих на себе зобов’язань. Якщо після переоцінки чиста сума, на дату придбання, вартості придбаних

ідентифікованих активів та прийнятих на себе зобов’язань перевищує суму переданої компенсації, суми будь-яких неконтрольованих часток в об’єкті придбання та справедливої вартості раніше утримуваних покупцем часток власного капіталу в об’єкті придбання (якщо такі є), то таке перевищення визнається негайно у складі прибутку або збитку як прибуток від придбання зі знижкою.

Неконтрольовані частки, які є поточ-ними частками володіння і дають право їхнім власникам на пропорційну частку чистих активів підприємства у випадку його ліквідації, первісно можуть оцінюватися або за справед-ливою вартістю, або пропорційно до частки неконтрольованих часток у визнаній вартості ідентифікованих чистих активів об’єкта придбання. Вибір методу оцінки здійснюється для кожної операції окремо. Інші види неконтрольованих часток оцінюються за справедливою вартістю або, коли застосовується, згідно із методом, визначеним в іншому МСФЗ.

У випадку коли компенсація, яку Група передала в операції об’єднання під-приємств, містить в собі активи або зобов’язання, які виникли у резуль-таті угоди про умовну компенсацію, то умовна компенсація оцінюється за справедливою вартістю на дату придбання і включається до складу компенсації, яка була передана під час операції об’єднання підприємств. У зміни справедливої вартості умовного зобов’язання, які кваліфікуються як коригування періоду оцінки, вносяться коригування ретроспективно, із від-повідними коригуваннями за рахунок гудвілу. Коригування періоду оцінки являють собою коригування, які вини-кають у результаті отримання додат-кової інформації протягом періоду оцінки (який не може перевищувати одного року від дати придбання) щодо фактів та обставин, які існували на дату придбання.

Подальший облік змін справедливої вартості умовної компенсації, які не кваліфікуються як коригування періоду оцінки, залежить від класифікації умовної компенсації. Умовна ком-пенсація, яка була класифікована як власний капітал, не переоцінюється на подальші звітні дати, а її подальше врегулювання обліковується у складі власного капіталу. Умовна компенсація, класифікована як актив або зобов’я-зання, переоцінюється на подальші звітні дати у відповідності до вимог

МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» або МСБО 37 «Забезпечення, умовні зобов’язання та умовні активи», від-повідно, причому відповідні прибуток або збиток, які виникають при цьому, визнаються у складі прибутку або збитку.

У випадку коли операція об’єднання підприємств здійснюється поетапно, раніше утримувана Групою частка у власному капіталі об’єкта придбання переоцінюється за справедливою вар-тістю на дату придбання, а прибуток або збиток, який виникає при цьому, якщо такий є, визнається у складі при-бутку або збитку. Суми переоцінки, які виникають із часток володіння в об’єкті придбання до дати придбання і які були раніше визнані у складі інших сукупних доходів, змінюють свою класифікацію на прибуток або збиток, якби такий підхід вимагався для відо-браження вибуття такої частки.

Якщо первісний облік операції об’єд-нання підприємств не завершився на кінець звітного періоду, в якому відбувається об’єднання, Група відо-бражає у консолідованій звітності попередні суми за статтями, стосовно яких облік не було завершено. У ці попередні суми вносяться коригування під час періоду оцінки (див. вище) або визнаються додаткові активи або зобов’язання для відображення нової отриманої інформації щодо фактів та обставин, які існували на дату при-дбання, які, якби про них було відомо, могли вплинути на суми, визнані на цю дату.

Гудвіл. Гудвіл, який виникає у результаті придбання підприємств, відображається за первісною вартістю, визначеною на дату придбання таких підприємств, за вирахуванням нако-пичених збитків від зменшення корис-ності, якщо такі є.

Для цілей перевірки на предмет зменшення корисності гудвіл розпо-діляється на кожну з одиниць Групи, яка генерує грошові кошти (або групи одиниць, які генерують грошові кошти), які, як очікується, отримають вигоди за рахунок синергії від об’єднання підприємств.

Одиниця, яка генерує грошові кошти, на яку був розподілений гудвіл, переві-ряється на предмет зменшення корис-ності щороку або частіше, якщо існують ознаки зменшення корисності такої одиниці. Якщо сума відшкодування одиниці, яка генерує грошові кошти,

199198

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018виявиться меншою за її балансову вартість, то збиток від зменшення корисності розподіляється спершу на зменшення балансової вартості будь-якого гудвілу, розподіленого на відпо-відну одиницю, а потім на інші активи одиниці пропорційно до балансової вартості кожного активу такої одиниці. Будь-який збиток від зменшення корисності гудвілу визнається безпо-середньо у складі прибутку або збитку. Збиток від зменшення корисності, визнаний щодо гудвілу, не сторнується у подальші періоди.

Після вибуття відповідної одиниці, яка генерує грошові кошти, належна їй сума гудвілу враховується під час визначення прибутку або збитку у результаті вибуття.

Операції із неконтрольованими частками. Група відображає операції із неконтрольованими частками як операції із власниками капіталу Групи. Для операцій придбання неконтрольо-ваних часток різниця між будь-якою компенсацією сплаченою та відпо-відною часткою балансової вартості придбаних чистих активів дочірнього підприємства відображається у складі власного капіталу. Прибутки або збитки у результаті продажу неконтрольова-них часток також відображаються у складі власного капіталу.

Коли Група втрачає контроль або істотний вплив над підприємством, то збережена частка володіння у ньому переоцінюється до її справедливої вартості, причому зміна балансової вартості визнається у складі прибутку або збитку. Справедлива вартість є первісною балансовою вартістю для цілей подальшого обліку збереженої частки в асоційованому, спільному підприємстві або фінансовому активі. Окрім того, будь-які суми, раніше визнані у складі інших сукупних доходів щодо такого підприємства, облікову-ються таким чином, ніби Група сама продала відповідні активи або зобов’я-зання. Це може означати, що суми, визнані раніше у складі інших сукупних доходів, змінюють свою класифікацію на прибуток або збиток.

Якщо частка участі в асоційованому підприємстві знижується, але істотний вплив зберігається, лише пропорційна частка сум, раніше визнана у складі інших сукупних доходів, змінює свою класифікацію на прибуток або збиток, коли доцільно.

Інвестиції в асоційовані підприєм-

ства. Асоційованим називається під-приємство, на яке Група має істотний вплив, а не контроль. Інвестиції в асо-ційовані підприємства обліковуються із використанням методу участі в капіталі. Інвестиція Групи в асоційоване підпри-ємство включає гудвіл, визначений на момент придбання, за вирахуванням будь-якого накопиченого збитку від зменшення корисності.

Частка Групи у прибутках або збитках асоційованих підприємств після при-дбання визнається у консолідованому звіті про прибутки або збитки, а частка у змінах інших сукупних доходів після придбання визнається у складі інших сукупних доходів. Сукупні зміни після придбання коригуються за рахунок балансової вартості інвестиції. У випадку коли частка Групи у збитках асоційованого підприємства дорів-нює або перевищує її частку у цьому асоційованому підприємстві, включно з будь-якою іншою незабезпеченою дебіторською заборгованістю, Група не визнає подальших збитків, за виключенням випадків коли вона має зобов’язання або зробила виплати від імені цього асоційованого підпри-ємства. Нереалізовані прибутки від операцій між Групою та її асоційова-ними підприємствами виключаються повністю.

В облікову політику асоційованих підприємств, за необхідності, вно-сяться зміни для забезпечення їхньої відповідності із політикою, прийнятою Групою.

Прибутки та збитки від розбавлення акцій, які виникають за інвестиціями в асоційовані підприємства, визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки.

Частка у спільних підприємствах. Спільним підприємством називається угода про спільну діяльність, за якою сторони, які володіють спільним контр-олем у такій спільній діяльності, мають права на чисті активи відповідної спільної діяльності. Спільний контроль являє собою узгоджений на основі договору розподіл контролю над спільною діяльністю, який існує лише тоді, коли рішення стосовно значущої діяльності вимагають одноголосної згоди сторін, які спільно володіють контролем.

Група визнає свою частку у спільному підприємстві із використанням методу участі в капіталі, який застосовується так, як описано у параграфі «Інвестиції

в асоційовані підприємства».

Частка у спільних операціях. Спіль-ною операцією називається угода про спільну діяльність, за якою сторони, які володіють спільним контролем у такій спільній діяльності, мають права на активи, а також на зобов’язання, які стосуються відповідної угоди. Спіль-ний контроль являє собою узгоджений на основі договору розподіл контролю над спільною діяльністю, який існує лише тоді, коли рішення стосовно зна-чущої діяльності вимагають одноголос-ної згоди сторін, які спільно володіють контролем.

Коли підприємство Групи провадить свою діяльність у рамках спільних операцій, Група, як спільний оператор, визнає стосовно своєї частки у спільній операції:● свої активи, включно із часткою

у будь-яких спільно утримуваних активах;

● свої зобов’язання, включно із част-кою у будь-яких спільно понесених зобов’язаннях;

● свої доходи від реалізації своєї частки продукції, яка виникає у результаті спільної операції;

● свою частку доходів від реалізації продукції спільної операції; та

● свої витрати, включно із часткою будь-яких понесених спільно витрат.

Група обліковує активи, зобов’язання, доходи і витрати, які стосуються її частки у спільній операції, у відповідно-сті до вимог МСФЗ, які застосовуються до конкретних активів, зобов’язань, доходів і витрат.

У випадку коли підприємство Групи взаємодіє зі спільною операцією, у якій таке підприємство Групи є спільним оператором (наприклад, в операції продажу або внесення активів), вва-жається, що Група здійснює операції з іншими сторонами спільної операції, і прибутки та збитки, які виникають у результаті цих операцій, визнаються у консолідованій фінансовій звітності Групи лише у розмірі часток цих інших сторін у спільній операції.

Коли підприємство Групи взаємодіє зі спільною операцією, у якій таке підпри-ємство Групи є спільним оператором (наприклад, в операції придбання активів), Група не визнає своєї частки прибутків та збитків до тих пір, поки вона не перепродасть ці активи третій стороні.

Концесійна угода (угода про роз-

поділ продукції). Компанія уклала концесійну угоду на розвідку і роз-робку нафти («Концесійна угода») із Арабською Республікою Єгипет та Єгипетською генеральною нафтовою корпорацією («ЄГНК») 13 грудня 2006 року.

Концесійна угода містить такі умови:● У порядку, передбаченому Конце-

сійною угодою, Компанія відшко-довуватиме для себе щокварталу усі витрати на розвідку і розробку у межах 25% усіх нафтопродуктів, добутих і накопичених з усіх вироб-ничих ділянок та не використаних у нафтових операціях («Відшкодування витрат»). Нафтопродукти за Конце-сійною угодою включають сиру нафту або газ та зріджений нафтовий газ («ЗНГ»).

● Решта 75% вироблених нафтопродук-тів розподіляються між Компанією та ЄГНК у залежності від обсягів вироб-ництва та виду продукту (сирої нафти або газу та ЗНГ). Частка Компанії знаходиться у межах від 15% до 19%.

● ЄГНК стає власником усіх активів Компанії, придбаних і тих, що належать їй у межах Концесійної угоди, які були включені Компанією до статті відшкодування витрат у зв’язку із операціями, які виконала Компанія: земля стає майном ЄГНК одразу після її придбання; право власності на рухомі і нерухомі активи буде передаватися автоматично і поступово від Компанії до ЄГНК, як тільки вони включатимуться до статті відшкодування витрат.

Період розробки за Концесійною угодою обмежений максимальним строком у 25 років від дати відкриття комерційних запасів нафти або від дати перших постачань газу та розпочався у 2010 році.

Звітність за сегментами. Операційні сегменти відображаються у порядку, який відповідає внутрішній звітності, яка подається керівній особі Групи, відповідальній за прийняття операцій-них рішень. Сегменти, доходи яких, результати діяльності або активи ста-новлять десять відсотків або більше від результатів усіх сегментів, відобра-жаються окремо. Сегменти, резуль-тати діяльності яких не перевищують цього порогу, можуть відображатися окремо за рішенням керівництва.

Основні засоби. Група використо-вує модель переоцінки для оцінки основних засобів, за виключенням незавершеного будівництва, яке облі-

ковується за первісною вартістю. Спра-ведлива вартість базувалась на резуль-татах оцінок, проведених зовнішніми незалежними оцінювачами. Частота проведення переоцінок залежить від зміни справедливої вартості активів, які оцінюються. Остання незалежна оцінка справедливої вартості основних засобів Групи була виконана станом на 31 грудня 2017 року. Подальші надхо-дження основних засобів відобража-ються за первісною вартістю. Первісна вартість включає витрати, понесені безпосередньо на придбання об’єктів. Первісна вартість активів, створених власними силами, включає вартість матеріалів, прямі витрати на оплату праці та відповідну частку виробничих накладних витрат. Первісна вартість придбаних та створених власними силами кваліфікованих активів, вклю-чає витрати на позики.

Будь-яке збільшення балансової вар-тості, яке виникає у результаті переоці-нок, відображається у складі резерву переоцінки у складі власного капіталу через інші сукупні доходи. Зменшення, які взаємно зараховують раніше визнані збільшення того самого активу, відображаються у складі резерву переоцінки у складі власного капіталу через інші сукупні доходи; а всі інші зменшення включаються до консолідо-ваного звіту про прибутки або збитки. У тій мірі в якій збиток від зменшення корисності того самого знеціненого активу був визнаний раніше у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки, сторнування цього збитку від зменшення корисності також визнається у консолідованому звіті про прибутки або збитки.

Витрати, понесені для заміни компо-нента об’єкту основних засобів, який обліковується окремо, капіталізуються за балансовою вартістю заміненого компонента, який припиняє визнава-тись. Подальші витрати включаються у балансову вартість активу або визна-ються як окремий актив, залежно від обставин, тоді, коли існує вірогідність отримання Групою майбутніх еконо-мічних вигід, пов’язаних із об’єктом, і вартість об’єкту можна визначити достовірно. Усі інші витрати на ремонт і обслуговування включаються до консолідованого звіту про прибутки або збитки протягом того фінансового періоду, у якому вони були понесені. Основні засоби припиняють визна-ватися після вибуття або коли більше не очікується отримання майбутніх економічних вигід від продовження використання активу. Прибутки та

збитки від вибуття, які визначаються шляхом порівняння надходжень із балансовою вартістю основних засо-бів, визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки. Після продажу або списання переоцінених активів суми, включені до складу резерву переоцінки, переводяться до складу нерозподіленого прибутку.

Основні засоби включають буферний газ, який необхідно утримувати у схо-вищах для того, щоб дочірня компанія Групи із сегменту транспортування та зберігання природного газу могла про-вадити свою операційну діяльність.

Буферний газ призначений для під-тримання тиску у підземних сховищах Групи і захисту їх від затоплення. Буферний газ на основі інженерного аналізу вважається таким, який можна повністю викачати, та таким, що у будь-який момент закриття сховища буде доступний для продажу або іншого використання. Буферний газ переоці-нюються тоді, коли існують ознаки того, що його балансова вартість станом на звітну дату суттєво відрізняється від його справедливої вартості.

Незавершене будівництво включає також суми передплат за основні засоби.

Витрати на розвідку. Витрати на розвідку включають витрати, пов’язані із непідтвердженими запасами. До них належать геологічні та геофізичні витрати на виявлення і дослідження районів можливого залягання нафтога-зових запасів, а також адміністративні, юридичні та консультаційні витрати, понесені у зв’язку із розвідкою. До них також належать усі випадки змен-шення корисності розвідувальних свердловин, за якими не можна проде-монструвати підтверджених запасів.

Витрати на дослідження та роз-робку. Витрати на дослідження і розробку включають усі прямі і непрямі витрати на матеріали, оплату праці та зовнішні послуги, понесені у зв’язку зі спеціалізованим пошуком нових методик розробки та істотного вдоско-налення продуктів, послуг та процесів і у зв’язку із дослідницькою діяльністю. Витрати, пов’язані із дослідницькою діяльністю, відображаються у складі витрат на дослідження і розробку того періоду, у якому вони були понесені. Витрати на розробку капіталізуються у випадку виконання критеріїв до визнання згідно з вимогами МСБО 38 «Нематеріальні активи».

201200

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Активи розвідки і оцінки. Витрати на розвідку та оцінку запасів нафти і газу обліковуються із використанням методу успішних зусиль.

Витрати, понесені на передрозвіду-вальній стадії розвідки і оцінки запасів вуглеводнів, у тому числі техніко- економічне обґрунтування дослідної розробки родовищ та консультаційні послуги, визнаються видатками того періоду, у якому вони були понесені.

Витрати, які безпосередньо пов’язані з отриманням спеціальних дозволів на користування надрами, капіталізу-ються у вартості ліцензії на розвідку та визнаються нематеріальним активом з дати дії спецдозволу. Подальший облік відповідних активів здійснюється відповідно до вимог МСБО 38 «Нема-теріальні активи».

Витрати, що виникають на етапі роз-робки родовищ, включаючи витрати на буріння та риття котлованів, оренду та амортизацію основних засобів,

капіталізуються у складі незаверше-ного будівництва як активи розвідки та оцінки. Сформовані активи щорічно перевіряються на предмет знецінення. Якщо розвідувальне буріння не дало результату або існує ймовірність того, що понесені витрати не призведуть до отримання доходу, то актив частково або повністю списують на витрати періоду.

У разі прийняття рішення про подальшу розробку території родовища, та з моменту вводу в експлуатацію першої промислової свердловини, Група класи-фікує капіталізовані витрати на розвідку та оцінку, пов’язані з цією свердловиною, як нафтогазовидобувні активи у складі основних засобів у консолідованому звіті про фінансовий стан.

Знос та виснаження. Знос нарахо-вується в консолідованому звіті про прибутки або збитки на систематичній основі для розподілу вартості окремих активів за вирахуванням їх ліквіда-ційної вартості протягом очікуваних

строків корисного використання акти-вів. Нарахування зносу починається із моменту придбання або, у випадку зі створеними власними силами акти-вами, з моменту, коли актив заверше-ний і готовий до використання.

Виснаження свердловин, що пов’язані з видобутком вуглеводнів, здійсню-ється із використанням методу суми одиниці продукції, протягом існування підтверджених достовірних та ймовір-них запасів вуглеводнів. Спеціалізова-ний буровий інструмент та інші основні засоби, що використовуються для виконання будь-яких робіт на свердло-винах, амортизуються з використанням методу суми одиниць продукції, базою розрахунку є відповідні норми виро-бітку встановлені Групою.

Інші основні засоби амортизуються на прямолінійній основі протягом очікуваних строків їхнього корисного використання. Cтроки корисного вико-ристання інших основних засобів Групи представлені таким чином:

Строки корисного використання у роках

Активи розвідки, оцінки та буріння 2-60

Нафтогазовидобувні активи 2-60

Газотранспортна система 2-60

Обладнання підземних сховищ газу 2-60

Буферний газ 2-60

Нафтотранспортна система 2-60

Нафтогазопереробні активи 2-60

Автозаправні станції 2-60

Активи з розподілу природного газу 2-60

Транспортування скрапленого газу 2-60

Інші основні засоби 3-30

Незавершене будівництво, а також буферний газ не амортизуються.

Нематеріальні активи. Нематері-альні активи мають визначені строки корисного використання і включають, головним чином, ліцензії на розвідку та видобуток корисних копалин та капіталізоване програмне забезпе-чення. Придбане програмне забез-печення капіталізується на основі витрат, понесених для придбання та доведення їх до використання. Нема-теріальні активи відображаються за первісною вартістю, за вирахуванням накопиченої амортизації та збитків від зменшення корисності, якщо такі є. У випадку зменшення корисності балан-сова вартість нематеріальних активів списується до більшої з величин:

вартості під час використання та спра-ведливої вартості, за вирахуванням витрат на продаж.

Оренда. Оренда, за умовами якої істотна частка ризиків і винагород зали-шається у орендодавця, класифікується як операційна. Виплати, здійснені за договорами операційної оренди (за вирахуванням будь-яких заохочень, отриманих від орендодавця), вклю-чаються до консолідованого звіту про прибутки або збитки на прямолінійній основі протягом строку дії оренди. Договори фінансової оренди капіта-лізуються на момент початку строку оренди за меншою з величин: спра-ведливої вартості орендованого майна та теперішньої вартості мінімальних орендних платежів.

Забезпечення на виведення акти-вів з експлуатації. Оцінка Групою забезпечення на виведення активів з експлуатації базується на очікуваних майбутніх витратах, які передбача-ється понести у результаті виведення з експлуатації об’єктів та відновлення території, на якій вони знаходились, з урахуванням впливу прогнозної інфляції для наступних періодів та дисконтування із використанням від-соткових ставок, які застосовуються до відповідного резерву. Очікувані витрати на демонтаж і видалення об’єкту основних засобів додаються до вартості об’єкту основних засобів тоді, коли відбувається його придбання і визнається відповідне зобов’язання. Зміни в оцінці чинного зобов’язання із виведення з експлуатації, які випли-

вають зі змін в очікуваних строках або сумі виплат, чи зі змін у ставці дис-контування, яка використовується для оцінки, визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки або, у разі існування будь-якого залишку від переоцінки стосовно відповідного активу, у резерві переоцінки у складі іншого сукупного доходу або збитку. Забезпечення стосовно діяльності із виведення з експлуатації оцінюються та переоцінюються щороку і включаються до консолідованої фінансової звітності на кожну звітну дату за їхньою очіку-ваною теперішньою вартістю із вико-ристанням ставок дисконтування, які відображають економічне середовище, у якому провадить свою діяльність Група.

Витрати на виплату відсотків, які стосу-ються забезпечення, включаються до фінансових витрат у складі консолідо-ваного прибутку або збитку.

Зменшення корисності нефінансових активів. Активи переглядаються на предмет зменшення корисності тоді, коли події і обставини вказують на те, що балансову вартість не буде можливо відшкодувати. Збиток від зменшення корисності визнається у сумі, на яку балансова вартість активів перевищує їхню вартість відшко-дування. Вартість відшкодування є більшою з двох величин: справедливої вартості, за вирахуванням витрат на продаж, та вартості використання. Для цілей оцінки зменшення корисності активи групуються за найменшими рівнями, для яких існують окремі потоки грошових коштів, які можна визначити (одиниці, які генерують грошові кошти). Нефінансові активи, які зазнали зменшення корисності, переглядаються на предмет можливого сторнування зменшення корисності на кожну звітну дату.

Збиток від зменшення корисності визнається негайно у складі прибутку або збитку, якщо відповідний актив не відображається за переоціненою вартістю. Якщо актив відображається за переоціненою вартістю, збиток від зменшення корисності відображається аналогічно зменшенню у результаті переоцінки.

У випадку коли збиток від зменшення корисності у подальшому сторнується, балансова вартість активу (або оди-ниці, яка генерує грошові кошти) збіль-шується до переглянутої оцінки її вар-тості відшкодування, таким чином щоб збільшена балансова вартість не пере-

вищувала балансову вартість, яка була б визначена, якби не було визнано жодного збитку від зменшення корис-ності для активу (або одиниці, яка гене-рує грошові кошти) у попередні роки. Сторнування збитку від зменшення корисності визнається негайно у складі консолідованого прибутку або збитку, якщо відповідний актив не відобра-жається за переоціненою вартістю. У такому випадку сторнування збитку від зменшення корисності відображається аналогічно збільшенню у результаті переоцінки.

Фінансові інструменти. Група засто-сувала МСФЗ 9 з 1 січня 2018 року. Відповідно до перехідних положень МСФЗ 9, Група не здійснювала перера-хунок порівняльної інформації.

Первісне визнання фінансових інструментів. Фінансові активи та фінансові зобов’язання первісно оці-нюються за справедливою вартістю.

Основні фінансові інструменти Групи включають позики, грошові кошти та залишки на банківських рахунках, дебі-торську та кредиторську заборгованість.

Усі операції придбання і продажу фінансових інструментів, які вимага-ють постачання протягом часового проміжку, визначеного нормативними актами або практикою відповідного ринку («звичайні» операції придбання або продажу), відображаються на дату здійснення операції, на дату, на яку Група приймає зобов’язання доставити фінансовий інструмент. Усі інші опера-ції придбання і продажу визнаються на дату розрахунків.

Класифікація і подальша оцінка фінансових активів. Фінансові активи у подальшому оцінюються за амор-тизованою або справедливою вар-тістю. При цьому інвестиції у боргові інструменти, які утримуються у рамках бізнес моделі, метою якої є збір пото-ків грошових коштів за договорами і які мають потоки грошових коштів за договорами, які складаються виключно із виплати основної суми та відсотків за основною сумою заборгованості, зви-чайно оцінюються за амортизованою вартістю на кінець подальших звітних періодів. Боргові інструменти, які утри-муються у рамках бізнес моделі, мета якої досягається за рахунок як збору потоків грошових коштів за догово-рами, так і продажу активів, і які мають контрактні умови фінансових активів, які на визначені дати генерують потоки грошових коштів, які являють собою

виключно виплати основної суми та відсотків за основною сумою заборго-ваності, оцінюються за справедливою вартістю, із відображенням переоцінки у складі інших сукупних доходів. Усі інші інвестиції у боргові інструменти та інструменти капіталу оцінюються за їхньою справедливою вартістю на кінець подальших звітних періодів.

Амортизована вартість розраховується із використанням методу ефективної відсоткової ставки та визначається за вирахуванням будь-яких збитків від зменшення корисності. Премії і дисконти, включно із первісними витратами на проведення операцій, включаються до балансової вартості відповідного інструменту та амортизу-ються на основі ефективної відсоткової ставки для відповідного інструменту.

Група використовує практичний при-йом згідно якого амортизована вар-тість фінансових активів із термінами погашення до одного року, за вираху-ванням очікуваних кредитних збитків, дорівнює їхній номінальній вартості.

Інструменти власного капіталу. Інструмент власного капіталу являє собою будь-який договір, який свідчить про залишкову частку в активах під-приємства після вирахування усіх його зобов’язань.

Дивіденди за інструментами власного капіталу визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки, коли встановлене право Групи на отримання платежів та існує вірогідність надхо-дження економічних вигід. Збитки від зменшення корисності визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки того періоду, у якому вони були понесені у результаті однієї або більше подій, які відбулися після пер-вісного визнання інвестицій. Істотне або тривале зменшення справедливої вартості інструменту менше його первісної вартості є показником того, що він знецінився. Сукупний збиток від зменшення корисності, який визначається як різниця між вартістю придбання та поточною справедливою вартістю, за вирахуванням будь-якого збитку від зменшення корисності цього активу, раніше визнаного у складі кон-солідованого звіту про прибутки або збитки, вилучається із власного капі-талу та визнається у складі консолідо-ваного звіту про прибутки або збитки.

Збитки від зменшення корисності інструментів власного капіталу не стор-нуються у складі консолідованого звіту

203202

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018про прибутки або збитки.

Зменшення корисності фінансових активів. Група застосовує спрощений підхід до визнання очікуваних кредит-них збитків на увесь строк дії фінансо-вих активів, як дозволено в МСФЗ 9. Група відображає очікувані кредитні збитки та зміни очікуваних кредитних втрат на кожну звітну дату, щоб відо-бразити зміни в кредитному ризику після первісного визнання.

Очікувані кредитні збитки розрахову-ються використовуючи матриці міграції на основі історичного досвіду дефолту дебіторів та аналізі поточного стану дебітора. Для цілей використання даного методу контрагенти Групи були згруповані за однорідним рівнем кредитного ризику, щодо яких Група розраховувала очікувані кредитні збитки. Група нараховує 100% резерв зменшення корисності на дебіторську заборгованість, яка прострочена на термін більше 365 днів, на дебіторську заборгованість контрагента, який розпочав процедуру банкрутства, лікві-дації або фінансової реорганізації, та на дебіторську заборгованість контраген-тів, які перебувають на тимчасово оку-пованих територіях України. Відповідно до історичного досвіду, ймовірність повернення відповідної дебіторської заборгованості є вкрай малою.

Балансова вартість активу зменшується за рахунок резерву, а сума збитку визна-ється у консолідованому звіті про при-бутки або збитки. У випадку якщо дебі-торська заборгованість є безнадійною, вона списується за рахунок резерву для дебіторської заборгованості. Подальше відшкодування раніше списаних сум включається до складу консолідованого звіту про прибутки або збитки.

Класифікація і подальша оцінка фінансових зобов’язань. Фінансові зобов’язання у подальшому оціню-ються за амортизованою вартістю або за справедливою вартістю через доходи та збитки.

Фінансові зобов’язання які не є (i) умовною компенсацією покупця при об’єднанні бізнесів, (ii) утримуваних для торгівлі, або (iii) визначених по справедливій вартості через прибутки або збитки, в подальшому оцінюються за амортизованою вартістю використо-вуючи метод ефективної ставки відсо-тка. Ефективна відсоткова ставка – це ставка яка приводить майбутні грошові виплати (включаючи всі гонорари та додаткові збори сплачені або отримані,

витрати на транзакції та інші премії або знижки) протягом очікуваного строку дії фінансового зобов’язання або (де доречно) більш коротшого періоду, до амортизованої вартості фінансового зобов’язання.

Припинення визнання фінансових інструментів. Група припиняє визна-вати фінансові активи, коли (i) активи погашені або права на потоки грошо-вих коштів від активів втратили свою силу, або (ii) Група передала усі суттєві ризики та винагороди від володіння активами, або (iii) Група не передала і не зберегла усі істотні права та вина-городи від володіння, але втратила контроль. Контроль зберігається, якщо контрагент не має практичної здатності продати актив повністю непов’язаній третій стороні без потреби накладання додаткових обмежень на операцію продажу. Фінансові зобов’язання припиняють визнаватись Групою тоді, і тільки тоді, коли зобов’язання Групи виконані, скасовані чи строк виконання яких закінчився. Різниця між балан-совою вартістю фінансового зобов’я-зання, яке припинило визнаватись, та виплаченою компенсацією визнається у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки.

Податок на прибуток. Податок на прибуток нараховується у консолідова-ній фінансовій звітності у відповідності до українського законодавства, яке діяло або фактично діяло на звітну дату. Податок на прибуток включає нарахування поточного податку та відстроченого податку і визнається у консолідованому звіті про прибутки або збитки, якщо він не стосується операцій, які вже були визнані у тому самому або інших періодах у складі інших сукупних доходів або безпосе-редньо у складі власного капіталу.

Поточний податок є сумою, яку перед-бачається сплатити або відшкодувати у податкових органів стосовно опо-датковуваних прибутків або збитків за поточний та попередні періоди. Інші податки, крім податку на прибуток, відображаються у складі операційних витрат.

Відстрочений податок на прибуток нараховується із використанням методу балансових зобов’язань на перенесені на майбутні періоди подат-кові збитки і тимчасові різниці, які виникають між податковими базами активів та зобов’язань і їхньою балан-совою вартістю для цілей складання фінансової звітності. Згідно із виклю-

ченням щодо первісного визнання відстрочені податки не відображаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання активу або зобов’язання в операції, яка не є об’єд-нанням підприємств, якщо операція на момент первісного відображення не впливає ані на фінансовий, ані на опо-датковуваний прибуток. Відстрочені податкові зобов’язання не відобра-жаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання гудвілу та в подальшому щодо гудвілу, який не відноситься на валові витрати у цілях оподаткування. Залишки відстроче-ного податку оцінюються за ставками оподаткування, які діяли або фактично діяли на звітну дату, які, як очікується, будуть застосовуватись до періоду, в якому передбачається сторнування тимчасових різниць або реалізація перенесених на майбутні періоди податкових збитків. Відстрочені податкові активи та зобов’язання вза-ємно зараховуються лише в окремих компаніях Групи. Відстрочені податкові активи щодо тимчасових різниць, які відносяться на валові витрати, та пере-несених на майбутні періоди податко-вих збитків відображаються лише у тій мірі, в якій існує вірогідність отримання достатніх майбутніх оподатковуваних прибутків, за рахунок яких передбача-ється реалізувати ці вирахування.

Запаси. Запаси відображаються за меншою з двох величин: первісної вартості та чистої вартості реалізації. Первісна вартість запасів включає витрати, понесені на придбання запа-сів, виробничі або конверсійні та інші витрати, понесені на доведення до їхнього поточного місця розташування та стану. Первісна вартість вироблених запасів включає відповідну частку виробничих накладних витрат на основі звичайної виробничої потуж-ності. Вартість запасів визначається на основі методу «перше надходження – перше вибуття» для всіх запасів, за виключенням природного газу, нафти та нафтопродуктів. Метод середньоз-важеної вартості використовується для природного газу, нафти та нафтопро-дуктів. Чиста вартість реалізації являє собою очікувану ціну реалізації під час звичайної господарської діяльності, за вирахуванням вартості завершення та витрат на продаж.

Торгова дебіторська заборгова-ність. Торгова та інша дебіторська заборгованість первісно визнається за справедливою вартістю і у подальшому оцінюється за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної

відсоткової ставки, за вирахуванням резерву на знецінення.

Передплати видані та інші обо-ротні активи. Передплати відо-бражаються за первісною вартістю без ПДВ, за вирахуванням резерву на знецінення. Передплата класифі-кується як необоротний актив, коли товари або послуги, які стосуються цієї передплати, передбачається отримати після одного року або коли передплата стосується активу, який сам класифіку-ється як необоротний після первісного визнання.

Якщо існує ознака того, що активи, товари або послуги, які стосуються передплати, не будуть отримані, то Група нараховує резерв знецінення на відповідну переплату з одночасним визнанням витрат у консолідованому звіті про прибутки або збитки.

Векселі. Деякі операції придбання можуть погашатися простими або переказними векселями, які є рин-ковими борговими інструментами. Операції придбання, за якими розра-ховуються векселями, визнаються на основі оцінки керівництвом справедли-вої вартості, яка буде визначена під час таких погашень. Справедлива вартість визначається з урахуванням ринкової інформації, яка піддається спостере-женню.

Грошові кошти та їх еквіваленти. Грошові кошти та їх еквіваленти вклю-чають грошові кошти у касі, депозити на вимогу у банках та інші короткостро-кові високоліквідні інвестиції із первіс-ними термінами погашення три місяці або менше. Грошові кошти та їх еквіва-ленти відображаються за амортизова-ною вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки. Обме-жені до використання залишки виклю-чаються зі складу грошових коштів та їх еквівалентів для цілей звіту про рух грошових коштів. Залишки, обмежені для обміну або використання на пога-шення зобов’язання протягом від трьох до дванадцяти місяців від звітної дати, включаються до складу інших оборот-них активів. Залишки, обмежені для обміну або використання на погашення зобов’язання протягом, як мінімум, дванадцяти місяців від звітної дати, включаються до складу інших необо-ротних активів.

Акціонерний капітал. Прості акції класифікуються як власний капітал. Додаткові витрати, які безпосередньо стосуються випуску нових акцій, відо-

бражаються у складі власного капіталу як вирахування із надходжень, за виключенням податку.

Дивіденди і обов’язковий внесок частки прибутку до державного бюджету. Дивіденди і обов’язковий внесок частки прибутку до державного бюджету визнаються як зобов’язання і вираховуються із власного капіталу на звітну дату лише тоді, коли вони оголошуються до або на звітну дату. Інформація про дивіденди розкрива-ється тоді, коли вони пропонуються до звітної дати або пропонуються чи оголошуються після звітної дати, але до затвердження консолідованої фінансо-вої звітності до випуску.

Податок на додану вартість («ПДВ»). В Україні ПДВ стягується за двома ставками: 20% за операціями продажу та імпорту товарів у межах країни, а також робіт і послуг та 0% за операціями експорту товарів і надання обмеженого переліку послуг (напри-клад міжнародне транспортування). Зобов’язання платника податків з ПДВ дорівнює загальній сумі ПДВ, нара-хованого протягом звітного періоду, і виникає на першу з двох дат: поста-чання товарів клієнту або отримання платежу від клієнта. Кредит з ПДВ являє собою суму, яку платник подат-ків має право взаємно зарахувати за рахунок власного зобов’язання з ПДВ протягом звітного періоду. Права на кредит з ПДВ виникають після отри-мання рахунка-фактури з ПДВ, який видається на ранішу із двох дат: оплати постачальнику або отримання товарів чи надання послуг. ПДВ, який стосу-ється операцій продажу та придбання, визнається у консолідованому звіті про фінансовий стан на валовій основі і розкривається окремо як актив та зобов’язання. У випадку формування резерву на знецінення дебіторської заборгованості збиток від знецінення відображається щодо валової суми дебітора, включно з ПДВ, за виключен-ням резерву на знецінення на перед-плати видані.

Позики. Позики включають банківські позики та облігації.

Витрати на позики. Витрати на позики, які безпосередньо стосуються придбання, будівництва або вироб-ництва кваліфікованих активів, тобто активів, які обов’язково потребують суттєвого періоду для підготовки їх до використання за призначенням чи для реалізації, додаються до первісної вартості цих активів до того моменту,

поки вся діяльність, необхідна для підготовки кваліфікованого активу до його передбаченого використання або продажу, завершена. Усі інші витрати на позики визнаються у складі консо-лідованого прибутку або збитку у тому періоді, в якому вони виникають.

Позики первісно визнаються за спра-ведливою вартістю, за вирахуванням витрат, понесених на здійснення опе-рацій. Позики у подальшому відобра-жаються за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки. Банківські овер-драфти включаються до складу позик у консолідованому звіті про фінансовий стан.

Торгова кредиторська заборго-ваність. Торгова кредиторська заборгованість визнається і первісно оцінюється згідно з викладеною вище політикою щодо фінансових інструмен-тів. У подальшому інструменти із фік-сованими термінами погашення перео-цінюються за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки. Амортизована вартість розраховується з урахуванням будь-яких витрат на операції та будь-якого дисконту або премії на момент погашення.

Аванси отримані. Аванси отримані відображаються у розмірі первісно отриманих сум за виключенням ПДВ. Суми отриманих авансів передбача-ється реалізувати шляхом отримання доходів від звичайної діяльності Групи.

Забезпечення. Забезпечення визна-ються, коли Група має поточне зобов’я-зання (юридичне або конструктивне), яке витікає із обставин, внаслідок минулої події та існує вірогідність, що для погашення зобов’язання знадо-биться вибуття ресурсів, які втілюють у собі економічні вигоди, і можна зро-бити достовірну оцінку цього зобов’я-зання.

У випадках коли Група очікує відшко-дувати частину або усю суму забез-печення, наприклад, за договором страхування, то таке відшкодування визнається як окремий актив, тільки коли існує достатня впевненість у тому, що таке відшкодування буде отримане.

Витрати на будь-яке забезпечення подаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки, за вирахуванням будь-якого відшкодування. Якщо вплив вартості грошей у часі є суттє-вим, то забезпечення дисконтуються

205204

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018із використанням поточної ставки до оподаткування, яка відображає, якщо це доцільно, ризики, характерні для відповідного зобов’язання. Якщо вико-ристовується дисконтування, то збіль-шення забезпечення у результаті плину часу визнається як фінансові витрати.

Інші зобов’язання. Інші фінансові зобов’язання первісно визнаються за справедливою вартістю, за вирахуванням понесених витрат на здійснення операцій, і у подальшому відображаються за амор-тизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки. Інші нефінансові зобов’язання оцінюються за первісною вартістю.

Умовні активи та зобов’язання. Умовні активи не визнаються у консолідованій фінансовій звітності, але розкриваються у примітках, коли існує ймовірність надхо-дження економічних вигід.

Умовні зобов’язання не визнаються у консолідованій фінансовій звітності, окрім випадків коли вибуття еконо-мічних ресурсів для врегулювання зобов’язання є вірогідним і їхню суму можна достовірно визначити. Інформація про умовні зобов’язання розкривається, окрім випадків коли можливість вибуття ресурсів, які втілюють у собі економічні вигоди, є малоймовірною.

Визнання доходів. Група застосовує МСФЗ 15 «Доходи від договорів з клієнтами» з 1 січня 2018 року. Згідно з МСФЗ 15, доходи від реалізації визнаються для відображення передачі обіцяних товарів або послуг клієнтам у сумі, яка відображає суму компенсації, на яку підприємство, як передбача-ється, матиме право в обмін за ці товари та послуги. Група використовує п’яти етапну модель для визнання доходів:● виявлення договору з клієнтом;● виявлення зобов’язань щодо вико-

нання у договорі;● визначення ціни операції;● розподіл ціни операції на зобов’я-

зання щодо виконання у договорах;● визнання доходів від реалізації тоді,

коли (або як тільки) Група задоволь-няє зобов’язання щодо виконання.

Група визнає доходи від реалізації тоді, коли (або як тільки) задоволене виконання зобов’язань, тобто коли контроль над товарами або послугами, який супроводжує виконання кон-кретних зобов’язань, був переданий клієнту.

Подання доходів від реалізації валовою сумою чи на нетто-основі. Коли Група діє як принципал, доходи від реалізації та собівартість реалізації відображаються на валовій основі. Якщо Група продає товари або послуги як агент, доходи від реалізації відображаються на нетто-ос-нові, яка являє собою зароблені маржу/комісії. Чи вважається Група принципа-лом або агентом в операції залежить від аналізу як юридичної форми, так і сутності угоди, яку укладає Група.

Визнання витрат. Витрати відо-бражаються за методом нарахування. Собівартість реалізації товарів включає ціну придбання, витрати на транспор-тування, комісії, які стосуються дого-ворів постачання, та інші відповідні витрати.

Фінансові доходи та витрати. Фінансові доходи та витрати включають витрати на виплату відсотків за пози-ками, збитки від дострокового пога-шення кредитів, доходи з відсотків за депозитними та поточними рахунками, доходи або збитки від випуску фінан-сових інструментів та амортизованого дисконту за пенсійними зобов’язан-нями та забезпеченнями.

Доходи з відсотків визнаються по мірі нарахування з урахуванням фактичної дохідності відповідного активу.

Виплати працівникам: пенсійний план із визначеними внесками. Група робить визначені єдині соціальні внески до Державного пенсійного фонду України стосовно своїх працівників. Внески розраховуються як відсоток від поточної валової заробітної плати і відносяться на витрати того періоду, у якому вони були понесені. Дискреційні пенсії та інші виплати після виходу на пенсію включа-ються до складу витрат на оплату праці у консолідованому звіті про прибутки або збитки.

Протягом року, що закінчився 31 грудня 2018 року, Група визнала витрати щодо внесків сплачених до Державного пен-сійного фонду України на суму 2 358 мільйонів гривень (2017: 1 929 мільйо-нів гривень)

Виплати працівникам: пенсійний план із визначеними виплатами. Група здійснює виплати одноразових сум, виплати при досягненні пев-ного віку та інші виплати, визначені у колективній угоді. Зобов’язання, визнане у консолідованому звіті про фінансовий стан стосовно пенсійного плану із визначеними виплатами, є

теперішньою вартістю зобов’язання за пенсійним планом із визначеними виплатами на звітну дату. Зобов’язання за пенсійним планом із визначеними виплатами розраховується щороку із використанням методу прогнозної кредитної одиниці.

Теперішня вартість зобов’язання за пен-сійним планом із визначеними випла-тами визначається шляхом дисконту-вання очікуваного майбутнього вибуття грошових коштів із використанням відсоткових ставок за високоліквідними корпоративними облігаціями, деномі-нованими у валюті, у якій здійснюються виплати, і які мають терміни погашення, які приблизно відповідають умовам відповідного пенсійного зобов’язання.

Актуарні прибутки та збитки, які вини-кають у результаті досвіду внесення коригувань та змін в актуарні припу-щення, відносяться до інших сукупних доходів того періоду, у якому вони виникають. Витрати на вартість послуг минулих періодів визнаються негайно у складі консолідованого звіту про при-бутки та збитки.

27. ІСТОТНІ ОБЛІКОВІ ОЦІНКИ ТА СУДЖЕННЯ

Застосування облікової політики Групи вимагає від керівництва використання професійних суджень, оцінок та при-пущень стосовно балансової вартості активів та зобов’язань, інформація про які не є такою очевидною у інших джерелах. Оцінки та пов’язані з ними припущення базуються на історичному досвіді та інших факторах, які, на думку керівництва, вважаються доцільними у цих обставинах. Фактичні результати можуть відрізнятися від таких оцінок.

Оцінки та відповідні припущення переглядаються на постійній основі. Результати переглядів облікових оцінок визнаються у тому періоді, в якому здійснюється такий перегляд, якщо результат перегляду впливає лише на цей період або у періоді перегляду та майбутніх періодах, якщо результат перегляду впливає на поточний та майбутній періоди.

Істотні професійні судження під час застосування облікової політики. Нижче наведені істотні судження, крім тих для яких вимагається здійснення оцінок, які зробило керівництво у про-цесі застосування облікової політики Групи і які мають найістотніший вплив на суми, визнані у консолідованій фінансовій звітності.

Визнання доходів. Згідно з вимогами Кодексу газотранспортної системи, починаючи з 1 жовтня 2015 року на АТ «Укртрансгаз» як оператора газотран-спортної системи, покладено обов’язки з врегулювання небалансу системи, який розраховується як різниця між обсягами природного газу, що надійшли через точки входу, і обсягами природного газу, відібраного через точку виходу, виходячи з фактичних даних з транспортування газу згідно алокації у розрізі замовників послуг.

Група надає послугу балансування відповідно до вимог Кодексу газотран-спортної системи та умов договорів з замовниками послуг транспортування та визнає дохід від надання цих послуг, адже:● згідно Кодексу газотранспортної

системи послуга балансування не вимагає підтвердження її отримання від замовника транспортних послуг, і надається оператором газотран-спортної системи щомісячно в одно-сторонньому порядку, якщо таким замовником допущено небаланс;

● ціна послуги визначається АТ «Укр-трансгаз» як оператором газотран-спортної системи на підставі даних про не врегульований негативний небаланс замовника та базової ціни газу, яка складається з ціни закупівлі природного газу і витрат на тран-спортування і зберігання, та витрати, пов’язані з наданням послуг балансу-вання, які можна достовірно оцінити.

Основні джерела невизначеності оцінок. Нижче наведені основні припущення стосовно майбутнього та інші основні джерела невизначеності оцінок на кінець звітного періоду, щодо яких існує значний ризик того, що вони стануть причиною суттєвих коригувань балансової вартості активів та зобов’я-зань протягом наступного фінансового року.

Зобов’язання із виплат працівникам. Група оцінює зобов’язання за випла-тами після виходу на пенсію та іншими виплатами працівникам із використан-ням методу прогнозної кредитної оди-ниці на основі актуарних припущень, які відображають найкращі оцінки керівництва щодо змінних величин, які визначають кінцеву вартість виплат після виходу на пенсію та інших виплат працівникам. Теперішня вартість пен-сійних зобов’язань залежить від низки факторів, які визначаються на актуарній основі із використанням низки припу-щень. Основні припущення, які вико-ристовуються під час визначення чистої

вартості витрат (доходів) для пенсій, включають ставку дисконтування та очікуване збільшення рівня заробітної плати. Будь-які зміни у цих припущен-нях вплинуть на балансову вартість пенсійних зобов’язань. Оскільки не існує довгострокових, високоліквідних корпоративних облігацій або обліга-цій внутрішньої державної позики, випущених у гривнях, необхідні істотні професійні судження для оцінки відпо-відної ставки дисконтування. Основні припущення подано у Примітці 14.

Витрати на виведення об’єктів з експлуатації. Забезпечення на виведення активів з експлуатації являє собою теперішню вартість витрат на виведення нафтогазових об’єктів з експлуатації, яку очікується понести у майбутньому (Примітка 14). Ці забезпечення були визнані на основі внутрішніх оцінок Групи.

Основні оцінки включають майбутні ринкові ціни на необхідні витрати із виведення об’єктів з експлуатації і базуються на ринкових умовах та факторах. Додаткова невизначеність стосується строків витрат на виведення об’єктів з експлуатації, які залежать від виснаження родовищ, майбутніх цін на нафту і газ і, як результат, очікуваного моменту у часі, коли не очікується отримання майбутніх економічних вигід у виробництві.

Зміни цих оцінок можуть призвести до суттєвих змін у резервах, визнаних у кон-солідованому звіті про фінансовий стан.

Амортизація активів, залучених у діяльності з транзиту природного газу, та знос і виснаження свердло-вин пов’язаних з видобутком вугле-воднів. Нафтогазові активи амортизу-ються з використанням методу суми одиниць продукції. Вартість сверд-ловин амортизується базуючись на підтверджених обсягах наявних запасів вуглеводнів, оцінених відповідно до стандартів Системи управління ресур-сами вуглеводнів (PRMS), підготов-лених Комітетом з нафтових і газових резервів Спілки інженерів нафтогазової галузі (SPE). Оцінка запасів вуглеводнів здійснюється загалом по родовищу. Відповідно, усі свердловини родовища амортизуються виходячи з загального обсягу видобутку вуглеводнів по родо-вищу за період та залишків запасів відповідних вуглеводнів на початок періоду. Зміни в оцінках підтверджених обсягів запасів вуглеводнів у сторону зменшення або збільшення призведе до зміни витрат на знос та виснаження.

Протягом першого кварталу 2017 року відбулися події, що призвели до суттє-вого збільшення вірогідності нульового транзиту природного газу територією України з 1 січня 2020 року, у тому числі, але не виключно – ратифікація Державною Думою Російської Феде-рації Міжурядової угоди за проектом газопроводу «Турецький потік», а також отримання дозволів та часткове введення в експлуатацію газопроводів, що входять до «Північного потоку-2». Як наслідок, Група здійснила перегляд залишкового терміну використання частини активів, залучених у діяльності з транзиту природного газу територією України, які планується вивести з екс-плуатації після 31 грудня 2019 року. В результаті, амортизаційні відрахування за рік, що закінчився 31 грудня 2018 року, збільшилися на 21 981 мільйон гривень (2017: 16 486 мільйонів гри-вень).

Оцінка запасів нафти і газу. Комер-ційні запаси – це очікувана кількість сирої нафти, природного газу та газового конденсату, геологічні, фізичні й інженерні властивості яких достовірно свідчать про те, що такі запаси можуть бути видобуті з відомих покладів протягом майбутніх років за існуючих умов. Комерційні запаси, що використовуються під час розрахунку виснаження, для цілей тестування на предмет зменшення корисності активів визначаються на допомогою оцінки існуючих запасів нафти та газу, коефі-цієнтів видобутку, операційних умов, майбутніх цін на газ та нафту і дер-жавного регулювання. Остання оцінка запасів газу проводилася станом на 30 червня 2017 року, а остання оцінка запасів нафти була проведена станом на 30 червня 2016 року. Оцінка запасів нафти і газу за своєю суттю характе-ризується непевністю та потребує перегляду з появою нової геологічної та інженерної інформації або змін в економічних факторах. Відповідно, оцінка амортизаційних відрахувань та дисконтованих грошових потоків для проведення переоцінки та знецінення основних засобів також можуть бути переглянуті.

Переоцінка та знецінення основних засобів. Керівництво проводить аналіз, щоб оцінити, чи балансова вартість основних засобів, що обліковуються за переоціненою вартістю, суттєво від-різняється від їх справедливої вартості станом на кінець звітного періоду. Така оцінка проводиться щорічно та ґрун-тується на аналізі цін, цінових індексів, технологічних змінах, змінах валютних

207206

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018курсів та інших релевантних факторах. У випадку, коли результати аналізу свідчать про те, що балансова вартість основних засобів суттєво відрізняється від справедливої їх вартості, Керівниц-тво залучає незалежних оцінювачів для проведення оцінки справедливої варто-сті основних засобів.

Остання оцінка справедливої вартості основних засобів незалежним оціню-вачем була проведена станом на 31 грудня 2017 року.

Керівництво також переглядає балан-сову вартість активів для визначення, чи існують будь-які ознаки зменшення корисності цих активів. На основі ана-лізу проведеного станом на 31 грудня 2018 року керівництво Групи виявило індикатори зменшення корисності по наступних групах основних засобів:

«Газотранспортна система» та «Нафто-транспортна система». Група залу-чила незалежного консультанта для проведення тестування на наявність економічного знецінення відповідних груп основних засобів, що генерують грошові потоки, та відповідно, відобра-зила нарахування резерву знецінення основних засобів загальною сумою 76 013 мільйонів гривень (Примітка 5).

Основні судження, використані для розрахунку вартості очікуваного відшко-дування включають судження стосовно ставок дисконтування, курсу обміну гривні по відношенню до євро, оцінку змін обсягу транзиту та транспортування газу та нафти. Керівництво визначило ставку дисконтування використовуючи ставку після оподаткування, що відобра-жає поточні ринкові ставки інвестування з аналогічним рівнем ризику. Для про-

гнозу курсу обміну гривні по відношенню до євро використовувалися консен-сус-прогнози аналітичних агентств. Зміни обсягу транзиту та транспортування газу та нафти базуються на припущеннях стосовно розвитку галузі та очікуваннях стосовно подальших змін на ринку. Планові рухи грошових коштів були роз-роблені на основі суджень, викладених в таблиці нижче, на наступні п’ять років та термінальною вартістю визначеною на базі показників в останній з п’яти років.

В наступній таблиці наведено ключові судження, на основі яких керівництво спланувало майбутні грошові потоки з метою оцінки своїх основних засобів на знецінення:

Ставка дисконтування після оподаткування для потоку в доларах 13,1%

Ставка дисконтування після оподаткування для потоку в гривнях 16,4%

Річний обсяг транзиту газу, млрд кубічних метрів 86,9

Річний обсяг транспортування газу (точки виходу з ГТС), млрд кубічних метрів 35,4–41,2

Річний обсяг транспортування газу (точки входу в ГТС), млрд кубічних метрів 19,5–24,7

Річний обсяг імпорту газу, млрд кубічних метрів 0–13,6

Річний обсяг транзиту нафти, млн тон 13,7-13,8

Річний обсяг транспортування нафти, млн тон 2,6-3,5

Цифрові значення ключових суджень керівництва Групи відображають їх оцінку майбутніх трендів бізнесу; вони базуються як на внутрішніх, так і на зовнішніх джерелах Групи.

Під час оцінки загального зменшення корисності активи, які не генерують окремих потоків грошових коштів, включаються до відповідних одиниць, які генерують грошові кошти. Ознаки зменшення корисності основних засобів включають аналіз ринкових умов, утилізацію активів та здатність використати актив для альтернативних цілей. Якщо існують ознаки зменшення корисності, Група здійснює оцінку суми відшкодування (більшої з двох вели-чин: справедливої вартості, за вираху-ванням витрат на продаж, та вартості під час використання), порівнює її з балансовою вартістю і відображає зменшення корисності у тій мірі, в якій балансова вартість перевищує суму відшкодування.

Строки корисного використання інших основних засобів. Основні засоби Групи, за виключенням нафто-газових активів, амортизуються із

використанням прямолінійного методу протягом очікуваних строків їхнього корисного використання, які базуються на бізнес-планах керівництва та опера-ційних оцінках.

Група переглядає очікувані строки корисного використання основних засобів на кінець кожного річного звітного періоду. Перегляд базується на поточному стані активів та очікуваному періоді, протягом якого вони продов-жуватимуть приносити економічні вигоди для Групи. Будь-які зміни очіку-ваних строків корисного використання або залишкової вартості відобража-ються на перспективній основі від дати зміни.

Знецінення торгової дебіторської заборгованості. Керівництво оцінює вірогідність знецінення торгової дебіторської заборгованості на основі аналізу окремих рахунків. Фактори, які беруться до уваги, включають аналіз погашення торгової дебітор-ської заборгованості у порівнянні із історією виплат, кредитними умовами, наданими клієнтам, та доступною ринковою інформацією щодо здат-

ності контрагента здійснити оплату. У випадку якщо фактичне відшкодування буде меншим за оцінки керівництва, Група може бути змушена відобразити додаткові витрати на знецінення.

Оцінка запасів. Запаси відображаються за меншою з двох величин: первісної вартості або чистої вартості реалізації. Під час оцінки чистої вартості реалі-зації своїх запасів керівництво базує свої оцінки на різних припущеннях, включно з поточними ринковими цінами. На кожну звітну дату Група здійснює оцінку своїх запасів на пред-мет надлишкової кількості та старіння і, у випадку необхідності, відображає резерв на зменшення запасів стосовно застарілих та неходових товарів. Цей резерв вимагає використання припу-щень стосовно майбутнього викори-стання запасів. Ці припущення базу-ються на інформації про віковий аналіз запасів та прогнозний попит. Будь-які зміни в оцінках можуть вплинути на суму резервів на запаси, які можуть знадобитися.

28. ПРИЙНЯТТЯ ДО ЗАСТОСУВАННЯ НОВИХ АБО ПЕРЕГЛЯНУТИХ СТАНДАРТІВ ТА ТЛУМАЧЕНЬ

Прийняття до застосування нових і переглянутих Міжнародних стан-дартів фінансової звітності. Такі стандарти були вперше прийняті до застосування Групою за фінансовий рік, який починається на або після 1 січня 2018 року:● МСФЗ 9 «Фінансові інструменти»● МСФЗ 15 «Доходи від реалізації за

договорами з клієнтами», включно з поправками до МСФЗ 15 –Дата набуття чинності МСФЗ 15. Роз’яс-нення до МСФЗ 15 «Доходи від реалі-зації за договорами з клієнтами»

● Поправки до МСФЗ 2 «Платіж на основі акцій» – Класифікація та оцінка операцій платежів на основі акцій

● Тлумачення КТ МСФЗ 22 «Операції в іноземних валютах та виплата авансу»

● Поправки до МСФЗ 4 «Договори страхування» – Застосування МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» стосовно МСФЗ 4 «Договори страхування»

● Поправки до МСБО 40 «Інвестиційна нерухомість» – Передача об’єктів інвестиційної нерухомості

● Щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2014–2016 років

Окрім змін пов’язаних із застосуванням нових стандартів МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» («МСФЗ 9») та МСФЗ 15 «Дохід від договорів з клієнтами» («МСФЗ 15») як описано нижче, при-йняття до застосування поправок до стандартів не завдало жодного впливу на консолідований фінансовий стан або консолідовані показники діяль-ності, відображені у консолідованій фінансовій звітності, і не призвели до будь-яких змін в обліковій політиці Групи та сумах, відображених за поточ-ний або попередні роки.

Починаючи з 1 січня 2018 року Група змінила облікову політику щодо визнання доходів від реалізації та класифікації і оцінки фінансових інстру-ментів відповідно до МСФЗ 9 та МСФЗ 15, як описано в Примітці 26.

Група застосувала МСФЗ 9 ретро-спективно. Відповідно до перехідних положень МСФЗ 9, перерахунок порів-няльної інформації не здійснювався. Власний капітал Групи був відкоригова-ний на ефект від застосування нового стандарту як описано нижче.

Узгодження статей консолідованого річного звіту про фінансовий стан з МСБО 39 до МСФЗ 9 станом на 1 січня 2018 року:

Фінансові активи

У мільйонах гривеньМСБО 39 балансова

вартість на 31 грудня 2017

Переоцін-ка

МСФЗ 9 балансова вартість на

1 січня 2018

Ефект на нероз-поділений при-буток на 1 січня

2018

Справедлива вартість із відображенням переоцін-ки у складі доходів або витрат - - - -

Справедлива вартість із відображенням переоцін-ки у складі інших сукупних доходів - - - -

Амортизована вартість 91 321 (3 666) 87 655 (3 666)

Всього 91 321 (3 666) 87 655 (3 666)

209208

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ РІЧНИЙ ЗВІТ 20182018Нові і переглянуті МСФЗ випущені, але які іще не набули чинності. На дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності такі стандарти і тлумачення, а також поправки до стандартів, були випущені, але ще не набули чинності:

Стандарти/тлумачення Набувають чинності для річних облікових періодів, які починаються на або після

Тлумачення КТ МСФЗ 23 «Невизначеність стосовно порядку стягнення податків на прибуток» 1 січня 2019 року

МСФЗ 16 «Оренда» 1 січня 2019 року

Щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2015–2017 років 1 січня 2019 року

Поправки до МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» – Характеристики передоп-лати із негативною компенсацією 1 січня 2019 року

Поправки до МСБО 28 «Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства» – Довгострокові частки в асоційованих та спільних підприємствах 1 січня 2019 року

Поправки до МСБО 19 «Виплати працівникам» – Поправки, скорочення або погашення пенсійних планів 1 січня 2019 року

Поправки до Посилань на Концептуальну основу фінансової звітності в стандартах МСФЗ

1 січня 2020 року

Поправки до МСФЗ 3 «Об’єднання бізнесу»: Визначення бізнесу 1 січня 2020 року

Поправки до МСБО 1 «Подання фінансової звітності» та МСБО 8 «Облікові політики, зміни в облікових оцінках та помилки»: Визначення суттєвості

1 січня 2020 року

МСФЗ 17 «Договори страхування» 1 січня 2021 року

На разі керівництво Компанії здійснює оцінку впливу від застосування МСФЗ 16 «Оренда». Щодо інших стандартів та тлумачень, то керівництво очікує, що їхнє прийняття до застосування не матиме суттєвого впливу на консо-лідовану фінансову звітність Групи у майбутніх періодах.

МСФЗ 16 «Оренда»МСФЗ 16 визначає єдину комплексну модель ідентифікації договорів оренди та їх обліку в фінансовій звітності як для орендодавців, так і для оренда-рів. Після набуття чинності МСФЗ 16 замінить поточні рекомендації щодо обліку оренди, у тому числі МСБО 17 «Оренда» та відповідні тлумачення для звітних періодів, що починаються 1 січня 2019 року або після цієї дати. Датою першого застосування МСФЗ 16 для Групи буде 1 січня 2019 року.

Група планує застосовувати визна-чення договору оренди та відповідні тлумачення, викладені в МСФЗ 16, до всіх договорів оренди, укладених або модифікованих 1 січня 2019 року або після цієї дати, незалежно від того, чи є

воно орендодавцем або орендарем в договорі оренди.

МСФЗ 16 змінить порядок обліку Гру-пою оренди, яка раніше класифікува-лась як операційна оренда відповідно до МСБО 17.

При першому застосуванні МСФЗ 16 для всіх видів оренди Група буде:a) відображати активи у формі права

користування та зобов’язання за орендою в консолідованому звіті про фінансовий стан, які оцінюва-тимуться за теперішньою вартістю майбутніх орендних платежів;

б) відображати амортизацію активів в формі права користування та відсо-тків за зобов'язаннями з оренди в консолідованому звіті про фінансові результати;

в) розподіляти загальну суму сплаче-них грошових коштів на основну суму (представлену в рамках фінансової діяльності) та відсотки (представлені в рамках операційної діяльності) в консолідованому звіті про рух грошових коштів.

Відносно короткострокової оренди (термін оренди 12 місяців або менше) і оренди активів з низькою вартістю (таких як персональні комп'ютери і офісні меблі) Група планує відображати відповідні витрати з оренди на лінійній основі, відповідно до вимог МСФЗ 16.

Наразі, керівництво Групи завершує оцінку впливу МСФЗ 16 на господар-ську діяльність Групи, але керівництво не передбачає, що застосування МСФЗ 16 матиме істотний вплив на консолідований фінансовий стан та/або консолідовані фінансові показники діяльності Групи.

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

213212


ВИЗНАЧЕННЯ ЗМІСТУ ЗВІТУ І СУТТЄВИХ ТЕМ

Річний звіт охоплює діяльність групи Нафтогаз потягом 2018 року і є чет-вертим звітом підготовленим згідно з вимогами Стандарту GRI. Компанія прагне досягнення належного рівня розкриття інформації, постійно покра-щуючи процес звітування. Під час під-готовки звіту компанія керується прин-ципами Стандарту GRI щодо його якості звіту (точність, баланс, зрозумілість, порівнянність, надійність, послідов-ність в часі), а також щодо визначення змісту звіту:• Взаємодія з зацікавленими сторона-

ми;• Контекст сталого розвитку;• Суттєвість;• Повнота.

Нижче наведений детальніший опис принципів визначення змісту звіту.

Взаємодія з зацікавленими сторонамиКлючовим принципом, яким керується компанія при визначені змісту звіту, є взаємодія з зацікавленими сторонами. В компанії діє «Порядок взаємодії з зацікавленим сторонами», який рег-ламентує основні принципи взаємодії, визначає перелік зацікавлених сторін, послідовність, обсяг та способи на-дання і документування інформації, алгоритм побудови двостороннього діалогу з ними. Порядок розміщений на офіційному сайті компанії.

Карту зацікавлених сторін та основні методи взаємодії з ними наведено в річному звіті Нафтогазу за 2017 рік.

Контекст сталого розвиткуПід час підготовки річного звіту група Нафтогаз прагне описати результати своєї діяльності і їх вплив у широкому контексті сталого розвитку. Для цього у

звіті розкривається інформація про те, як компанія впливає або прагне впли-нути на зміну економічних, екологічний і соціальних умов на місцевому рівні, а також національному і глобальному.

Група Нафтогаз усвідомлює свою відпо-відальність за прямі і непрямі наслідки своєї діяльності у всіх сферах сталого розвитку, особливо враховуючи праг-нення інтеграції в європейський енер-гетичний ринок.

СуттєвістьУ річному звіті Нафтогаз розкриває ті теми, які є суттєвими і відображають найбільш важливі характеристики впливу компанії на економічні, еколо-гічні і соціальні аспекти.

Розкриття суттєвих тем повинно відпо-відати основним очікуванням зацікав-лених сторін, оскільки впливає на при-йняття ними рішень. Тому визначення суттєвих тем, що охоплені річним звітом, в першу чергу відбувається у тісній взає-модії з внутрішніми і зовнішніми зацікав-леними сторонами. Всі виявлені таким чином теми оцінюються з точки зору їх важливості для діяльності компанії та її впливу на економічні, екологічні і соці-альні аспекти. Для оцінки і пріоритезації тем використовуються такі інструменти:• Аналіз зовнішнього інформаційного

поля компанії;• Аналіз річних звітів та звітів в сфері

сталого розвитку компаній-аналогів в Україні та закордоном;

• Анкетування внутрішніх структурних підрозділів та дочірніх підприємств Нафтогазу;

• Консультації з представниками вищо-го керівництва компанії;

• Аналіз міжнародних стандартів, угод, резолюцій в галузі сталого роз-витку, наприклад, SDG (Sustainable Development Goals).

Для кожної суттєвої теми визначаються їх границі охоплення – перелік струк-турних і організаційних одиниць (дочір-ніх компаній, спільних підприємств), результати діяльності яких включають-ся у звіт для того, щоб та чи інша тема була розкрита на належному рівні. Нижче у таблиці наведений список суттєвих тем і їх границі, визначений в процесі підготовки звіту за 2018 рік.

Перелік суттєвих тем переглядається один раз в рік для включення їх у на-ступний річний звіт.

ПовнотаДля забезпечення принципу повноти, група Нафтогаз у річному звіті роз-криває інформацію про суттєві теми в межах їх границь в обсязі, необхідному для відображення важливих характе-ристик впливу компанії на економічні, екологічні і соціальні аспекти, що надасть зацікавленим сторонам мож-ливість на її основі оцінити результати діяльності групи і прийняти обґрунто-вані рішення.

Принцип повноти пов’язаний з такими факторами:• список суттєвих тем, охоплених у

звіті, має бути достатнім для опису основних впливів компанії на еконо-мічні, екологічні і соціальні аспекти;

• границі охоплення окремих суттєвих тем можуть відрізнятись, проте ма-ють покривати усі важливі елементи впливу діяльності компанії;

• часові рамки звіту вимагають в першу чергу розкриття інформації про події і результати діяльності, що настали протягом звітного періо-ду. При цьому, у звіті повинні бути описані не тільки коротко- і серед-ньострокові наслідки таких подій і результатів, а й їх можливий вплив в майбутньому.

Категорія Тема Границі теми

Економічна

Економічна результативністьІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Непрямий економічний впливІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для таких компаній: Укргазвидобування, Укрнафта, Укртрансгаз та Укртранснафта

Практики закупокІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Екологічна

ЕнергіяІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для таких компаній: Укргазвидобування, Укрнафта, Укртрансгаз та Укртранснафта

ВодаІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для таких компаній: Укргазвидобування, Укрнафта, Укртрансгаз та Укртранснафта

БіорізноманіттяІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

ВикидиІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Стоки і відходиІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для таких компаній: Укргазвидобування, Укрнафта, Укртрансгаз та Укртранснафта

Відповідність екологічним вимогамІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Соціальна

ЗайнятістьІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Взаємовідносини працівників та керівництва

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Здоров’я і безпека на робочому місціІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Підготовка і навчанняІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Різноманітність і рівні можливостіІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Протидія дискримінаціїІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Дитяча працяІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Примусова і обов’язкова працяІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Підтримка місцевих громадІнформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

215214


ВИЗНАЧЕННЯ СУТТЄВИХ ТЕМ ЗГІДНО СТАНДАРТУ GRI

Суттєва тема

Номер показника

Назва показника

Сторінка у Звіті

Посилання та коментарі

Загальні показники розкриття інформації

Профіль організації

102-1 Назва організації - НАК «Нафтогаз України» (група Нафтогаз)102-2 Види діяльності, бренди, продукція та послуги 48 Операційна діяльність102-3 Місцезнаходження штаб-квартири 220 Контакти102-4 Території (країни) ведення діяльності 48 Операційна діяльність102-5 Характер власності та організаційно-правова

форма146 Фінансова звітність

102-6 Ринки, на яких працює організація 48 146

Операційна діяльність Фінансова звітність

102-7 Масштаб організації 48 146 112

Операційна діяльність Фінансова звітністьУправління персоналом

102-8 Інформація про персонал та інших працівників

112 Управління персоналомПоказник розкрито частково

102-9 Ланцюг поставок 142 Управління закупівлями

102-10 Істотні зміни в організації та її ланцюзі поставок - Істотних змін за звітний період не відбулось

102-11 Принцип або підхід до попереджувальних дій 108 132 118 128

Управління ризиками у групі НафтогазЕкологія та охорона довкілляБезпека праціІнвестиції в енергоефективність

102-12 Зовнішні ініціативи 112 Управління персоналом

102-13 Членство в асоціаціях - Компанія є членом таких організацій: • Міжнародний газовий Союз;• Європейський енергетичний форум;• Європейський Союз газової промисловості.• Європейська федерація енерготрейдерів

Стратегія 102-14 Заява представника керівництва, відповідального за прийняття рішень

8 Звернення голови правління

Етика і добро- чесність

102-16 Цінності, принципи, стандарти і норми поведінки - Кодекс корпоративної етики (http://www.naftogaz.com/files/HR/Naftogaz-Kode-Ethics.pdf)






Корпоративне управління

102-18 Структура корпоративного управління 98 106 105

Звіт наглядової ради НафтогазуКлючові менеджери та їх винагородаКорпоративне урядування

102-35 Політика винагороди 106 Ключові менеджери та їх винагородаПоказник розкритий частково

Залучення зацікавлених сторін

102-40 Список груп зацікавлених сторін 212 Визначення змісту звіту і суттєвих темРічний звіт Нафтогазу за 2017 рік, Визначен-ня змісту звіту і суттєвих аспектів

102-41 Колективні договори 112 Управління персоналомКолективним договором охоплені усі штатні співробітники компанії

102-42 Виявлення і відбір зацікавлених сторін 212

Визначення змісту звіту і суттєвих тем

Річний звіт Нафтогазу за 2017 рік, Визначен-ня змісту звіту і суттєвих аспектів

Кодекс корпоративної етики (http://www.naftogaz.com/files/HR/Naftogaz-Kode-Ethics.pdf)

Порядок взаємодії з зацікавленими сторо-нами (http://www.naftogaz.com/files/official_documents/Procedure_for_Interaction_with_Stakeholders_UA.pdf)

102-43 Підхід до залучення зацікавлених сторін 212 Визначення змісту звіту і суттєвих тем




102-44 Ключові теми і занепокоєння, підняті в процесі залучення зацікавлених сторін

212 Визначення змісту звіту і суттєвих тем




217216







Екологічні теми

Енергія

Підходи в сфері менеджменту 128 Інвестиції в енергоефективність

302-1 Використання енергії в межах організації 128 Інвестиції в енергоефективність

Нафтогаз використовує стандарти, мето-дики та припущення, які регламентуються нормативними документами України в сфері енергозбереження і підвищення енергое-фективності

302-4 Зменшення енергоспоживання 128 Інвестиції в енергоефективність

Економія паливно-енергетичних ресурсів розрахована відносно планових показників

Вода

Підходи в сфері менеджменту 132 Екологія та охорона довкілля

303-1 Забір води з розбивкою за джерелами 132 Екологія та охорона довкілля

303-3 Повторно і багаторазово використана вода 132 Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

Біорізноманіття


304-2 Суттєві впливи діяльності, продукції і послуг на біорізноманіття

132 Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

Викиди


305-1 Прямі викиди парникових газів (Scope 1) 132 Екологія та охорона довкілля

Викиди парникових газів в CO2-еквіва-ленті розраховані на основі коефіцієнтів потенціалу глобального потепління МГЕЗК, представлених в її Другому оціночному звіті (100-річний період)

305-4 Інтенсивність викидів парникових газів 132 Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

305-7 Викиди оксидів азоту (NOX), оксидів сірки (SOX) та інші суттєві викиди шкідливих речовин в атмосферу

132 Екологія та охорона довкілля

Стоки і відходи


306-1 Загальний обсяг скидання стічних вод з наведен-ням якості та об’єкту, який їх приймає

132 Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

306-2 Відходи за типом і методом видалення 132 Екологія та охорона довкілля

Відповідність екологічним вимогам


307-1Недотримання екологічного законодавства і норм

132 Екологія та охорона довкілля

Соціальні теми

Зайнятість

Підходи в сфері менеджменту 112 Управління персоналом

401-1 Найм нових співробітників і плинність персоналу 112 Управління персоналомПоказник розкрито частково

401-2 Пільги, що надаються співробітникам, які пра-цюють на умовах повної зайнятості, і які не на-даються співробітникам, які працюють на умовах тимчасової або неповної зайнятості

112 Управління персоналом






Практика звітування

102-45 Юридичні особи, включені в консолідовану фінан-сову звітність

146 Фінансова звітність

102-46 Визначення змісту звіту та границь суттєвих тем 112 Визначення змісту звіту і суттєвих тем

102-47 Список суттєвих тем 112 Визначення змісту звіту і суттєвих тем

102-48 Корегування інформації - Корегувань не було

102-49 Зміни у звітності (зміни суттєвих тем та їх гра-ниць)

- Істотних змін у звітному періоді не відбулось

102-50 Звітний період - 2018 календарний рік

102-51 Дата публікації попереднього звіту - 17 липня 2018 року

102-52 Цикл звітності - Щорічна звітність

102-53 Контакти для звернення з питань щодо звіту - Альона Осмоловська, Начальник департаменту з корпоративних комунікацій

Тел. :+380 44 586 3579Моб.:+380 63 555 [email protected]

вул. Б. Хмельницького, 6м. Київ, 01601, Українаwww.naftogaz.comwww.naftogaz-europe.com

102-54 Заява організації про рівень відповідності звіту стандартам GRI

- Звіт підготовлено у відповідності з Стандар-том GRI. Рівень відповідності – «Основний»

102-55 Таблиця відповідності стандартам GRI 212 Визначення змісту звіту і суттєвих тем

102-56 Зовнішнє завірення звіту - Зовнішнє завірення звіту не проводилось

Спеціальні показники розкриття інформації

Економічні теми

Економічна ре-зультативність

Підходи в сфері менеджменту 48 Операційна діяльність

201-1 Створена і розподілена економічна цінність 48 Операційна діяльність

201-4 Фінансова допомога, отримана від держави - Нафтогаз не отримував фінансової допомоги від держави у звітному періоді

Непрямий економічний вплив

Підходи в сфері менеджменту 124 Взаємодія з місцевими громадами

203-1 Інвестиції в інфраструктуру і безоплатні послуги 124 Взаємодія з місцевими громадами Показник розкрито частково

Практики закупок

Підходи в сфері менеджменту 142 Управління закупівлями

204-1 Частка витрат на місцевих постачальників 142 Управління закупівлями

219218







Взаємовідноси-ни працівників і керівництва


402-1 Мінімальний період повідомлення про зміни в діяльності організації

- Згідно чинного законодавства України такий період становить 2 місяці. Відповідна норма закріплена в колективних угодах

Здоров’я і безпека на робочому місці

Підходи в сфері менеджменту 118 Безпека праці

403-2 Види травматизму і рівень травматизму, профе-сійних захворювань, втрачених днів і відсутності на робочому місці, а також кількість смертей, пов’язаних з роботою

118 Безпека праці

Показник розкрито частково

403-4 Питання щодо здоров’я і безпеки, охоплені офіційними угодами з профспілками

- Питання здоров’я і безпеки відображені в окремому розділі колективного договору

Підготовка і навчання


404-2 Програми розвитку навичок співробітників і програми допомоги під час перехідного періоду (підтримка здатності до подальшого працевлаш-тування, допомога при закінченні кар’єри)

112 Управління персоналом


Різноманітність і рівні можли-вості


405-1 Різноманіття органів корпоративного управління і співробітників

112 Управління персоналомЗвіт наглядової ради НафтогазуПравління та його винагорода

Протидія дискримінації


406-1 Випадки дискримінації та дії, застосовані для їх корекції

- Протягом звітного періоду не виявлено випадків дискримінації.

Дитяча праця


408-1 Підрозділи і постачальники, які мають суттєвий ризик використання дитячої праці

- Не релевантноДитяча та примусова праця заборонені в Україні згідно з чинним законодавством. Компанія не працює в країнах, де є високий ризик порушень прав людини, в тому числі щодо використання дитячої праці.

Примусова і обов’язкова праця


409-1 Підрозділи і постачальники, які мають суттєвий ризик використання примусової і обов’язкової праці

- Не релевантноДитяча та примусова праця заборонені в Україні згідно з чинним законодавством. Компанія не працює в країнах, де є високий ризик порушень прав людини, в тому числі щодо використання дитячої праці.

Місцеві громади

Підходи в сфері менеджменту 124 Взаємодія з місцевими громадами

413-1 Підрозділи з реалізованими програмами взаємодії з місцевими спільнотами, програмами оцінки впливу діяльності на місцеві спільноти та програмами розвитку місцевий спільнот

124 Взаємодія з місцевими громадами


АНБАНДЛІНГ – відокремлення діяльності із транспортування природного газу від постачання та видобутку

АР КРИМ – Автономна Республіка Крим

ВАТ «КІРОВОГРАДГАЗ», КІРОВОГРАДГАЗ (КірГаз) – вiдкрите акцiонерне товариство з газопостачання та газифiкацiї «Кiровоградгаз»

ГАЗ – природний газ, якщо не зазначено інакше

ГАЗОПРОВІД «УРЕНГОЙ-ПОМАРИ-УЖГОРОД» (УПУ) – експортний транзитний газогін, з’єднує Уренгойське газове родовище та газові родовища півночі Західного Сибіру із Ужгородом

ГАЗПРОМ – публічне акціонерне товариство «Газпром»

ГВС – газовимірювальні станції

ГПП – регіональні газопостачальні підприємства

ГРП – гідророзрив пласта

ГРС – газорозподільні станції

ГТС – газотранспортна система

ГРУПА – НАК «Нафтогаз України», АТ «Укргазвидобування», АТ «Укртрансгаз», АТ «Укртранснафта», ДК «Газ України», ДП «Укравтогаз», АТ «Чорноморнафтогаз», ВАТ «Кіровоградгаз», ДП «Закордоннафтогаз», АТ «Укрспецтрансгаз», Naftogaz Overseas S.A., ДП «Вуглесинтезгаз України», ДП «Укрнафтогазкомплект», ДП «Науканафтогаз», ДП «Нафтогазобслуговування», ДП «ЛІКВО», ДП «Нафтогазбезпека», ДП «Будівельник», ПАТ «Укрнафта», АТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз», ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз України», ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Тепло», ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Трейдинг»

ДК «ГАЗ УКРАЇНИ», ГАЗ УКРАЇНИ – дочірня компанія Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Газ України»

ДОЛ. – долари США

ДОЧІРНІ ПІДПРИЄМСТВА – дочірні підприємства Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», серед яких ключовими є: АТ «Укргазвидобування», АТ «Укртрансгаз», АТ «Укртранснафта», ДК «Газ України», ДП «Укравтогаз», ВАТ «Кіровоградгаз», ДП «Закордоннафтогаз», АТ «Укрспецтрансгаз», Naftogaz Overseas S.A., ПАТ «Укрнафта»

ДП «ЗАКОРДОННАФТОГАЗ», ЗАКОРОДОННАФТОГАЗ – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Закордоннафтогаз»

ДП «УКРАВТОГАЗ», УКРАВТОГАЗ (УАГ) – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Укравтогаз»

ДП «ВУГЛЕСИНТЕГАЗ», ВУГЛЕСИНТЕЗГАЗ – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Вуглесинтезгаз»

ДСНС – Державна служба України з надзвичайних ситуацій

ЄБРР – Європейський банк реконструкції та розвитку

ЄВРОКОМІСІЯ – Європейська комісія

ЄГНК – Єгипетська генеральна нафтова корпорація

ЄІБ – Європейський інвестиційний банк

ЄС – Європейський Союз

КАБІНЕТ МІНІСТРІВ, КМУ, КАБМІН – Кабінет Міністрів України

КОМПАНІЯ – Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»

КОМПРЕСОРНІ СТАНЦІЇ – станції для стиснення природного газу при транспортуванні газотранспортною системою

КРС – капітальний ремонт свердловин

МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОГОНИ, МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОПРОВОДИ – трубопроводи, призначені для транспортування природного газу з району видобутку або виробництва до пунктів споживання

МБРР – Міжнародний банк реконструкції та розвитку

МВФ – Міжнародний валютний фонд (спеціальне агентство Організації Об’єднаних Націй)

МІНІСТЕРСТВО, МІНЕНЕРГОВУГІЛЛЯ – Міністерство енергетики та вугільної промисловості України

МСФЗ – Міжнародні стандарти фінансової звітності

НАФТОГАЗ (НАК «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ») – Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»

НКРЕКП, НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ – Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг

НПЗ – нафтопереробні заводи

ОЕСР – Організація економічного співробітництва та розвитку

АТ «УКРГАЗВИДОБУВАННЯ», УКРГАЗВИДОБУВАННЯ (УГВ) – акціонерне товариство «Укргазвидобування»

ПАТ «УКРНАФТА», УКРНАФТА (УН) – публічне акціонерне товариство «Укрнафта»

АТ «УКРСПЕЦТРАНСГАЗ», УКРСПЕЦТРАНСГАЗ – акціонерне товариство «Укрспецтрансгаз»

АТ «УКРТРАНСГАЗ», УКРТРАНСГАЗ (УТГ) – акціонерне товариство «Укртрансгаз»

АТ «УКРТРАНСНАФТА», УКРТРАНСНАФТА (УТН) – акціонерне товариство «Укртранснафта»

АТ «ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ», ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ (ЧНГ) – акціонерне товариство «Чорноморнафтогаз»

ПСГ – підземні сховища газу

ПСО – покладені спеціальні обов’язки

РФ – Російська Федерація

СВГ – скраплений вуглеводневий газ

СВІТОВИЙ БАНК – організація, що надає допомогу з метою розвитку. Складається з Міжнародного банку реконструкції та розвитку (МБРР) та Міжнародної асоціації розвитку (МАР)

ТГП – теплогенеруючі підприємства

ТЕЦ, ТЕПЛОЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛЬ – теплові електричні станції

ТКЕ, ТЕПЛОКОМУНЕНЕРГО – комунальне підприємство теплового господарства

ВР – нафтогазова, нафтохімічна та вугільна транснаціональна корпорація British Petroleum

EFET – Європейська федерація енерготрейдерів

EUSTREAM – оператор газотранспортної системи Словаччини

NOPLAT – чистий операційний прибуток після сплати податків

NAFTOGAZ OVERSEAS S.A. – акціонерна компанія Naftogaz Overseas (Швейцарія)

PRICEWATERHOUSECOOPERS (PWC) – Міжнародна аудиторсько-консультаційна компанія PricewaterhouseCoopers

ROIC – рентабельність інвестованого капіталу обчислюється як відношення чистого операційного прибутку після сплати податків (NOPLAT)

ТЕРМІНИ ТА СКОРОЧЕННЯ

221220


КОНТАКТИНАК «Нафтогаз України»

вул� Б� Хмельницького, 6, м� Київ, 01601, Українател�: +380 (44) 586-33-30; 39-63; 32-83ngu@naftogaz�com, press@naftogaz�com www�naftogaz�com, www�naftogaz-europe�com https://www�facebook�com/NaftogazUA https://twitter�com/naftogazukraine

АТ «Укргазвидобування»вул� Кудрявська, 26/28, м� Київ, 04053, Українател�: +380 (44) 272-31-15, факс: +380 (44) 461-29-94office@ugv�com�uawww�ugv�com�ua

ПАТ «Укрнафта»Несторівський пров� 3-5, м� Київ, 04053, Українател�: 0 800 404 000office@ukrnafta�comwww�ukrnafta�com

ПАТ «Чорноморнафтогаз»вул� Шолуденка, 1, м� Київ, 04116, Українател� +380 (44) 537-05-56chernomornaftogas@ukr�net

АТ «Укртрансгаз»Кловський узвіз, 9/1, м� Київ, 01021, Українател�: +380 (44) 461-20-95forletter@utg�uawww�utg�ua

АТ «Укртранснафта»вул� Московська, 32/2, Київ, 01010, Україна тел�: +380 (44) 201-57-01/76, факс: +380 (44) 201-57-78office@ukrtransnafta�comwww�ukrtransnafta�com

ДК «Газ України»вул� Шолуденка, 1, м� Київ, 04116, Українател: +380 (44) 537-05-38, факс: +380 (44) 537-05-74melnik@gasukraine�com�uawww�gasukraine�com�ua

ДП «Укравтогаз»вул� Григоровича-Барського, 2, м� Київ, 03134, Українател�: +380 (44) 291-28-05/11main@ukravtogaz�comwww�ukravtogaz�com

АТ «Укрспецтрансгаз»вул� Промислова, 3, м� Долина, 03477, Українател�: +380 (3477) 2-53-10/11trgaz@ustg�com�uawww�ustg�com�ua

ДП «Науканафтогаз»вул� Київська, 8, м� Вишневе, Києво-Святошинський район, Київська обл�, 08132, Українател�: +380 (44) 391-74-01, факс: +380 (44) 496-64-18info@naukanaftogaz�comwww�naukanaftogaz�com

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз України»вул� Шолуденка, 1, 04116, м� Київ, Українател: +380 (44) 537-05-54, 0 800 215 515customer@naftogazpostach�comwww�naftogazpostach�com

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Трейдинг» вул� Шолуденка, 1, 04116, м� Київ, Україна тел: +380 (44) 364-76-54; 79-14ngt@naftogaztrading�com�uawww�naftogaztrading�com�ua

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Тeпло» вул� Шолуденка, 1, 04116, м� Київ, Україна тел: +380 (44) 537-00-43; 05-53info@naftogazteplo�com�uacustomer@naftogazteplo�com�uawww�naftogazteplo�com�ua

ДП «Закордоннафтогаз»вул� Велика Васильківська, 72, м� Київ, 03150, Українател�: +380 (44) 237-64-65office@nopc�org�ua

Представництва НАК:Філія в Арабській Республіці Єгипет

3 A ST� 259, New Maadi Cairo, 11311, Egyptтел�: +202 27543365, +202 25202661 infoEG@naftogaz�com www�naftogaz�com, www�naftogaz-europe�com/en

Представництво в Королівстві Бельгія Rue Breydel, 40, Brussels, 1040, Belgium тел�: +32 2 235 8645/44 infoEU@naftogaz�com www�naftogaz�com, www�naftogaz�eu

Філія в Російській Федерації ул� Академика Пилюгина, 24, г� Москва, 117393, Россиятел�: +7 495-747-59-14 e-mail: infoRU@naftogaz�com www�naftogaz�com, www�naftogaz-europe�com/ru

Філія в Туркменістані ş�Aşgabat, Arçabil şaýoly, Biznes-Merkezi «ABC» тел�: +99 312 48 01-86; 03-10 infoTN@naftogaz�com www�naftogaz�com, www�naftogaz-europe�com

Naftogaz Trading Europe S.A. rue Dr-Alfred-Vincent 16, c/o SYNERGIX S�A�,succursale de Geneva, 1201 Geneva, Switzerland тел�: +41 22 735 3805, +41 22 735 3807 infoCH@naftogaz�com www�naftogaz�com

Деякі твердження у цьому документі можуть вважатися «прогнозними заявами», зокрема заяви щодо планів, завдань, цілей, стратегій, майбутніх операцій та результатів Нафтогазу, а також припущення, на яких ґрунтуються ці прогнозні заяви� Для позначення прогнозних заяв Нафтогаз використовує наступні слова та вирази: «очікує», «оцінює», «розраховує», «вважає», «має намір», «планує», «може», «буде», «слід» та ін� Свої прогнозні заяви Нафтогаз робить на основі бачення поточної ситуації менеджментом компанії з урахуванням майбутніх подій та фінансових результатів� Це бачення відображає обґрунтований розрахунок менеджменту Нафтогазу, але існують невизначеності та ризики, через які фактичні результати можуть істотно відрізнятися від прогнозних заяв Нафтогазу і минулих результатів, показників ефективності та досягнень� Хоча Нафтогаз вважає, що очікування, оцінки і прогнози, відображені в його заявах, є обґрунтованими, настання одного або більше ризиків чи факторів невизначеності, включно з тими, що згадуються в цьому документі, або неповнота чи хибність припущень Нафтогазу, можуть спричинити розбіжності фактичних результатів діяльності з очікуваннями, оцінками і прогнозами�

Прогнозні заяви є актуальними лише на момент виходу цього документа� Крім випадків, передбачених законодавством, Нафтогаз не зобов’язаний і не має наміру коригувати чи переглядати будь-які прогнозні заяви, викладені в цьому документі, у зв’язку з новою інформацією чи подіями або їх відсутністю� Усі подальші письмові чи усні прогнозні заяви Нафтогазу або осіб, які діють від його імені, слід сприймати виключно з урахуванням пересторог, що містяться в цьому документі� З огляду на ризики, невизначеності та припущення, читачеві не слід надмірно покладатися на ці прогнозні заяви�

Застереження

223222


Німеччина

Польща

Швеція

Литва

Латвія

Естонія

Росія

Чехія

Білорусь

Норвегія

Австрія

Угорщина

Сербія

Італія

Румунія

Болгарія

Греція

Туреччина

Україна

Франція

Британія

Данія

Фінляндія

Бельгія

NL

Словаччина Молдова

Іспанія

Баумгартен газовий хаб

ТРАНЗИТ РОСІЙСЬКОГО ГАЗУ ДО ЄВРОПИ

Північний потік

Традиційний маршрут територією України

Північний потік - 2

Ямал-Європа

OPAL

EUGAL

Турецький потік

Блакитний потік

Імпорт газу 2018 (%)80+60 to 7940 to 5920 to 390 to 19

Плавуча / стаціонарнаустановка із регазифікації СПГ

/

Північний потік55млрд куб. м

Північний потік-255млрд куб. м

39 Ямал-Європамлрд куб. м

36 OPALмлрд куб. м 55 EUGAL

млрд куб. м

32 Турецький потікмлрд куб. м

16 Блакитний потікмлрд куб. м

територією України146 Традиційний маршрутмлрд куб. м

14млрд куб. м

Тебриз-Анкара


Транс-Балкан


NEL

Documents

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018 - Naftogaz · 2019. 9. 12. · 2017 2017 2018 2018 2017 2018 2017 ... закріпити ці досягнення та забезпечити незворотність